Общая характеристика газопроводов 000 «Газпром трансгаз Саратов» представлена на рис. 1.
Рис. 1. Распределение газопроводов по срокам эксплуатации
В настоящее время общая протяженность магистральных газопроводов, эксплуатируемых 000 «Газпром трансгаз Саратов», составляет 7415,92 км, в том числе газопроводов-отводов - 1934,6 км, распределительных газопроводов - 1438,25 км.
При этом средний возраст газопроводов составляет около 30 лет.
В сложившихся условиях переход к проведению ремонтных работ по «техническому состоянию» был единственно возможным.
Обратиться к активному использованию диагностики и особенно ВТД заставила крайне опасная обстановка, сложившаяся в 2003-2004 гг. на газопроводах Александровогаиского ЛПУ МГ. Особую тревогу вызывало неудовлетворительное техническое состояние МГ системы Средняя Азия-Центр (6-41 км) и Оренбург-Новопсков (502-543 км), которые пролегают в зонах высокой коррозионной опасности.
В то же время провести требующееся диагностическое обследование на данных участках по стандартной схеме было невозможно из-за наличия неравнопроходных дюкеров через рр. Б.Узень и М.Узень, а также из-за отсутствия камер запуска и приема очистных устройств. В связи с этим было принято срочное решение о проведении ВТД с использованием мобильных временных камер (рис. 2).
Рис. 2. Мобильная временная камера на МГ САЦ-3
Таким образом, буквально за два месяца были последовательно подготовлены участки 6-41 км МГ САЦ-3, САЦ-4-1 и САЦ-4-2, а затем оперативно проведены комплексы работ по ВТД с использованием коррозионного и стресс-коррозионного снарядов (НПО «Спецнефтегаз»), а также навигационно-топографического снаряда СИТ-1200 (ЗАО «Газприборавтоматикасервис»).
В течение трех месяцев были выполнены выборочный капитальный ремонт (рис. 3) и восстановлено проектное давление на трех участках газопроводов САЦ общей протяженностью 105 км. При этом, суммарная протяженность замененной трубы составила более 11 км.
Одновременно была проведена ВТД двух подводных переходов МГ САЦ-3 (резервная нитка) и САЦ-4-1 через р. Б. Узень методом «протаскивания» снарядов-дефектоскопов (рис. 4), что показало удовлетворительное состояние обследованных дюкеров.
Рис. 3. Замена дефектных труб МГ САЦ-3
Рис. 4. ВТД подводного перехода методом «протаскивания» ВИС
Рис. 5. Выполнение работ по переизоляции
В итоге система газопроводов Средняя Азия-Центр на участке Александров Гай-Госграница была готова к
увеличению объемов транспорта среднеазиатского газа.
В 2006 г. с целью восстановления проектных давлений и обеспечения заданных объемов транспорта газа через КС «Александров
Гай» выполнен последний этап выборочного капитального ремонта по результатам ВТД и восстановлено проектное давление на участке газопровода Оренбург-Новопсков протяженностью 41 км.
Кроме того, в период 2004-2008 гг. методом выборочного капитального ремонта по результатам ВТД ликвидированы «опасные» дефекты на участках газопроводов общей протяженностью 235 км.
Учитывая тот факт, что готовность к проведению ВТД газопроводов ООО «Югтрансгаз» составляла около 30 %, в течение 2004-2007 гг. с использованием мобильных временных камер было обследовано в общей сложности 383 км газопроводов на семи участках.
Однако несмотря на довольно высокую эффективность данного метода ремонта, после устранения наиболее опасных дефектов и восстановления проектных давлений магистральных газопроводов особое внимание уделяется ремонту, выполняемому методом переизоляции (рис. 5).
На сегодняшний день переизоляция газопроводов - наиболее эффективное средство восстановления надежности
линейной части, что в будущем практически гарантирует отсутствие коррозионных дефектов.
Принятая Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на
2004-2010 гг. является неотъемлемой частью концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов и
обеспечения надежности объектов транспорта газа.
Эффективность ремонта методом переизоляции во многом определяется качеством отбраковки поврежденных труб и дефектов СМР. На основании «Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов» (Р Газпром) при выполнении отбраковки используются различные методы неразрушающего контроля, в том числе сканеры-дефектоскопы, позволяющие производить полноохватный контроль тела трубы (рис. 6). В 2008 г. при проведении переизоляции газопровода Оренбург-Западная граница впервые был использован сканер-дефектоскоп ДНС-1400 производства ЗАО «Газприборавтоматика-сервис».
Суть новой технологии диагностики дефектов трубы заключается в использовании магнитно-сканирующего самоходного дефектоскопа, перемещающегося по трубе со скоростью 1 м/мин с одновременным формированием отчета на портативный компьютер.
Рис. 6. Отбраковка с использованием сканера-дефектоскопа ДНС-1400
Преимуществом диагностики с использованием сканеров-дефектоскопов ДНС различных типоразмеров по отношению к базовой технологии обследования является возможность работы дефектоскопов через слой изоляции, выявление дефектов по всей площади трубы с необходимой скоростью и одновременным автоматизированным составлением отчета. После прохождения сканера-дефектоскопа выполнялся дополнительный неразрушающий контроль методами ВИК, УЗК, вихретоковым, магнитопорошковым и др. Применение такой технологии отбраковки позволило существенно сократить время проведения работ, повысить достоверность результатов отбраковки и исключить возможность пропуска дефектов, что особенно важно на трубах большого диаметра. Таким образом, стало возможным проведение капитального ремонта МГ Оренбург-Западная граница в предельно сжатые сроки, установленные ЦПДД.
Рис. 7. Опытный образец установки УСНТ-1
В среднем скорость движения диагностического комплекса составляла 250-300 м, что соизмеримо с суточной нормой переизоляции комплексами для нанесения мастичного покрытия «Транскоргаз». При этом, средняя норма отбракованных труб не превысила 20 % от общей протяженности переизолированного участка.
Статистика отбраковки представлена в таблице.
Однако статистика отбракованных аномальных кольцевых швов менее оптимистична. Количество вырезанных кольцевых швов на отдельных участках превысило 50 %. При этом в ПСД СМР по вырезке аномальных швов не учитывались. В то же время при планировании (подготовке ТЭО) капитального ремонта были использованы временные нормы стоимости работ по переизоляции с учетом 20 % отбраковки труб. В настоящий момент стоимость СМР одного сварного кольцевого шва для газопровода Ду 1420 мм составляет около 150 тыс. руб. В результате общая стоимость работ по капитальному ремонту МГ Оренбург-Западная граница значительно превысила запланированные цифры, что потребовало привлечения дополнительного лимита финансирования.
На основании вышеизложенного следует сделать вывод о необходимости серьезного пересмотра стоимостных показателей при планировании ремонтных работ с учетом технического состояния, увеличения стоимости МТР и изменения организационной структуры капитального ремонта (ЦЭГ и т.д.).
Рис. 8. Выполнение сварочных работ с применением УСНТ-1
Следует отметить, что при проведении капитального ремонта данного участка МГ активно использовалась установка локального размагничивания трубопроводов УСНТ-1 (рис. 7), разработанная ЗАО «Газприборавтоматикасервис» совместно со специалистами нашего Общества. Необходимость использования УСНТ-1 была вызвана тем, что из-за неоднократного пропуска магнитонесущих снарядов на данном участке трубы имели остаточное магнитное поле, не
позволяющее производить сварку без предварительного размагничивания. Использование в данном процессе известных автоматизированных установок для размагничивания труб не принесло желаемого результата. Опытная эксплуатация установки показала неоспоримое превосходство УСНТ-1 над имеющимися аналогами.
Установленные на корпусе прижимные магниты удобно удерживают устройство в любом месте трубы, позволяя сваривать сложные потолочные швы (рис. 8). Будучи локальным, устройство позволяет размагничивать участки труб с неравномерным кольцевым намагничиванием. Кроме того, принцип локальности размагничивания требует минимальныхэнергозатрат и трудоемкости.
Геодезическое позиционирование Хочется отметить важность и перспективность такого направления, как геодезическое позиционирование. ООО «Газпром трансгаз Саратов» ведет эту работу с 2004 г. Именно с помощью данных о геодезической привязке дефектов, выполненной ЗАО «Газприборавтоматикасервис» с использованием навигационно-топографических снарядов на газопроводах системы САЦ и Оренбург-Новопсков Алек-сандровогайского ЛПУ МГ, в кратчайшие сроки были выполнены разметка дефектных участков, выборочный капитальный ремонт и восстановлено проектное давление.
За период 2004-2008 гг. силами ООО «Нефтегазгеодезия» и ЗАО «Газприборавтоматикасервис» проведено геодезическое позиционирование более 1000 км МГ и газопроводов-отводов. Логическим продолжением данной темы следует считать создание полноценной геоинформационной системы (ГИС). В настоящий момент в ООО «Газпром трансгаз Саратов» осуществляются информационное наполнение и внедрение на уровне линейно-эксплуатационных служб филиалов ГИС ГОТС, разработанной специалистами ООО «Нефтегазгеодезия».
В заключение хочется отметить, что большая часть эксплуатируемых Обществом газопроводов находится в работе свыше 33 лет, техническое состояние газотранспортной системы Общества в целом можно оценить как удовлетворительное. Благодаря выполнению комплекса превентивных мероприятий по диагностике, капитальному ремонту и ППР удается сдерживать количество отказов на линейной части магистральных газопроводов и обеспечивать их надежную эксплуатацию.
