480 руб. | 150 грн. | 7,5 долл. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников

Аскаров Герман Робертович. Оценка влияния нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра: диссертация... кандидата технических наук: 25.00.19 / Аскаров Герман Робертович;[Место защиты: Уфимский государственный нефтяной технический университет].- Уфа, 2014.- 146 с.

Введение

1. Современные представления о температурном влиянии на коррозионное состояние газопровода 8

1.1 Краткая характеристика коррозионных процессов в трубопроводном транспорте 8

1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе 10

1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия 11

1.3 Коррозионная агрессивность грунтов 15

1.4 Причины формирования коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода 19

1.4.1 Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода 19

1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта 23

1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода 31

1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов. 32

1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов 34 Выводы к главе 1 40

2. Оценка импульсного воздействия влажности и температуры на коррозионную активность грунтов, окружающих газопровод 42

2.1 Физическое моделирование и выбор управляющих параметров. 42

2.2 Краткое описание экспериментальной установки. 45

2.3 Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии 48

2.4 Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов 58

2.5 Зависимость скорости коррозии от средней температуры при нестабильном теплообмене 67

Выводы к главе 2 70

3. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии 71

3.1 Критерии оценки коррозионной опасности. 71

3.2 Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии 74

3.2.1 Характеристика участка газопровода 74

3.2.2 Анализ результатов ВТД. 75

3.3 Образование и скорость развития коррозионных очагов на трубопроводах с пленочной изоляцией. 80

3.4 Коррозионный прогноз дефектности труб большого диаметра. 85

Выводы к главе.3 . 100

4. Разработка метода ранжирования участков газопроводов по степени опасности для вывода в ремонт 102

4.1. Методика ранжирования участков газопроводов по степени опасности 101

4.1.1 ВТД газопроводов при ранжировании по степени опасности 101

4.1.2 Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов. 103

4.2 Комплексная диагностика изоляционного покрытия и средств ЭХЗ 104

4.2.1 Факторы опасности коррозионного повреждения трубопроводов. 105

4.2.2 Пример расчета комплексного показателя коррозионной активности 106

4.3 Учет колебаний температуры на газопроводах больших диаметров 107

4.4 Суммарный интегральный показатель. 109

4.4.1 Пример расчета суммарного интегрального показателя. 110

4.5 Эффективность разработки 113

Выводы к главе 4 . 115

Литература 117

Введение к работе

Актуальность работы

Общая протяжённость эксплуатируемых в системе ОАО «Газпром» подземных магистральных газопроводов составляет около 164,7 тыс. км. Основным конструкционным материалом для сооружения газопроводов в настоящее время является сталь, которая обладает хорошими прочностными свойствами, но низкой коррозионной стойкостью в условиях окружающей среды – грунта, который при наличии влаги в поровом пространстве является коррозионно-активной средой.

После 30-ти и более лет эксплуатации магистральных газопроводов изоляционное покрытие стареет и перестает выполнять защитные функции, вследствие чего коррозионное состояние подземных газопроводов существенно ухудшается.

Для определения коррозионного состояния магистральных газопроводов в настоящее время используется внутритрубная дефектоскопия (ВТД), которая с достаточной точностью определяет местоположение и характер коррозионных повреждений, что позволяет отслеживать и прогнозировать их образование и развитие.

Значительную роль в развитии коррозионных процессов играет наличие грунтовых вод (почвенного электролита), причем следует отметить, что скорость коррозии в большей степени возрастает не в постоянно обводненном или сухом грунте, а в грунте с периодическим увлажнением.

Предшествующими исследованиями установлена связь между импульсным изменением температуры газопровода и колебанием влажности в коррозионно-активном слое грунта. Однако не были определены количественные параметры импульсного температурного воздействия на активизацию коррозионных процессов.

Исследование коррозионной агрессивности грунтов на участках пролегания магистральных газопроводов при импульсном тепловом воздействии и прогноз коррозионного состояния трубопроводов являются актуальными для газотранспортной отрасли.

Цель работы

Разработка и совершенствование методов определения коррозионного состояния участков магистральных газопроводов для своевременного вывода их в ремонт.

Основные задачи :

1 Определение изменения удельного электрического сопротивления грунта вокруг магистрального газопровода и анализ особенностей коррозионных процессов в трубопроводном транспорте.

2 Исследование в лабораторных условиях влияния импульсного теплового воздействия перекачиваемого газа и влажности на коррозионную активность грунта, окружающего подземный газопровод.

3 Исследование образования и развития коррозионных дефектов на магистральном газопроводе и прогноз его коррозионного состояния по данным внутритрубной дефектоскопии.

4 Разработка методики ранжирования участков магистральных газопроводов на основе прогноза их коррозионного состояния для вывода в ремонт.

Научная новизна

1 Определено изменение и построены эпюры удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру подземного газопровода большого диаметра.

2 Экспериментально доказан факт активизации коррозионных процессов при импульсном изменении температуры перекачиваемого газа по сравнению со стабильным температурным воздействием, а также определен диапазон температур, в котором при нестабильном (импульсном) температурном воздействии развивается максимальная скорость коррозии.

3 Определена функциональная зависимость для прогноза образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах.

Практическая ценность работы

На основании проведенных исследований разработан стандарт предприятия РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжирования газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» по результатам внутритрубной дефектоскопии для вывода их в ремонт», согласно которому проводится ранжирование участков магистральных газопроводов между крановыми узлами с целью определения последовательности вывода их в ремонт.

Методы исследований

Поставленные в работе задачи решались с использованием теории подобия путем моделирования условий теполомассообмена подземного газопровода с окружающим грунтом.

Результаты диагностических работ обрабатывались по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа. Расчеты проводились с использованием пакета прикладных программ «StatGrapfics Plus 5.1».

На защиту выносятся :

Результаты исследований изменения удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру магистрального газопровода;

Результаты лабораторных исследований импульсного теплового воздействия на активизацию коррозионных процессов на стальном трубопроводе;

Метод ранжирования участков магистральных газопроводов для вывода их в ремонт.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 30 научных трудах, из них четыре статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода

Коррозионные разрушения металла происходят на наружной поверхности газопровода в местах нарушения изоляционного покрытия, несмотря на наличие катодной защиты газопровода. Часто эти явления наблюдаются на начальных участках газопроводов (10-20 км после выхода с компрессорной станции), с пересеченной местностью, приуроченых к оврагам, балкам, местам с периодическим увлажнением.

Анализ и обобщение многочисленных материалов показывает, что на активацию коррозионных процессов влияет поведение грунтовых вод под тепловым воздействием газопровода, которое усиливается по мере совместного влияния (или совпадения) как минимум трех факторов:

Импульсного изменения температуры газопровода;

Нарушения изоляционного покрытия газопровода;

Большой диаметр трубопровода.

1. Принципиальное отличие начального участка от конечного (при отсутствии или стабильности отборов газа по трассе) в том, что именно на начальном участке газопровода максимально ощущаются колебания или импульсное изменение температуры газа. Эти колебания происходят как из-за неравномерности газопотребления, так и по причине несовершенства системы воздушного охлаждения газа, подаваемого в газопровод. При использовании аппаратов воздушного охлаждения погодные колебания температуры воздуха вызывают аналогичные колебания температуры газа и как по волноводу передаются непосредственно на начальный участок газопровода (особенно это явление проявляется на первых 20…30 км газопровода).

В опытах Исмагилова И.Г. было зарегистрировано, что температурная волна в 5 0С, искусственно созданная отключением АВО газа на КС Полянская, прошла до следующей станции КС Москово со снижением амплитуды до 2 0С. На нефтепроводах, где скорости движения потоков на порядок меньше, в силу инерционности продукта перекачки, такого явления не наблюдается.

2. При нарушении изоляционного покрытие происходит формирование макрокоррозионных элементов на наружной поверхности трубопровода. Как правило, это происходит на участках с резким изменением параметров окружающей среды: омического сопротивления грунтов и коррозионных сред (рисунок 1.3 и рисунок 1.4).

3. Эффект «большого диаметра». Геометрические параметры горячего трубопровода таковы, что и температура, и влажность грунта, а следовательно и прочие характеристики: омическое сопротивление грунта, свойства грунтовых электролитов, поляризационные потенциалы и т. д. – меняются по периметру. Влажность по периметру меняется в пределах от 0,3 % до 40 % и до полного насыщения. Удельное сопротивление грунта при этом изменяется в 10 …100 раз.

Рисунок 1.4 – Модель макрокоррозионных элементов Исследования показали, что температура перекачиваемого газа влияет на катодную поляризацию трубной стали в карбонатных растворах. Зависимость потенциалов максимума анодного тока от температуры линейна. Увеличение температуры ведет к возрастанию тока растворения и смещает интервал потенциалов анодного тока в отрицательную область. Увеличение температуры приводит не только к изменению скорости электрохимических процессов, но и изменяет значения рН раствора.

С ростом температуры карбонатного раствора потенциал максимума анодного тока, связанного с образованием оксида, при возрастании температуры на 10 С смещается в сторону отрицательных значений потенциала на 25 мВ . Вследствие неоднородности грунта, изменения его влажности и аэрации, неравномерного уплотнения, оглеения и др. эффектов, а также дефектов самого металла, возникает большое количество макрокоррозионных элементов. При этом коррозионному разрушению в большей степени подвергаются анодные участки, имеющие более положительный потенциал, по сравнению с катодными, чему способствует импульсное тепловое воздействие газопровода на миграционные процессы в грунтовом электролите.

Колебательные процессы температуры и влажности в грунте провоцирует общую коррозию. Макрокоррозионные элементы, локализованные на поверхности, развиваются по сценарию КРН или очагами язвенной коррозии. На общность электрохимического процесса, приводящего к образованию коррозионных язв и трещин, указывается в .

Именно неравновесные термодинамические процессы происходят более интенсивно и с максимальным эффектом проявления основных признаков. При импульсном температурном воздействии на грунт, почти синхронно, меняются параметры, определяющие его коррозионную активность. Так как этот процесс происходит на протяжении всего времени эксплуатации газопровода под сильным воздействием доминирующих параметров, то место локализации макроэлемента становится вполне определенным, зафиксированным по отношению к геометрическим отметкам.

Как показано в непрерывное колебательное движение грунтовой влаги, которое можно объяснить с позиций термокапиллярно-пленочного механизма движения происходит на протяжении всего времени эксплуатации газопровода.

Таким образом, даже при наличии катодной защиты газопровода, в местах повреждения изоляционного покрытия газопровода большого диаметра вследствие неравномерности распределения влажности грунта по периметру трубы неизбежно возникают макрокоррозионные элементы, провоцирующие почвенную коррозию металла трубы.

Одним из важных условий протекания коррозионных процессов является наличие в почвенном электролите диссоциированных ионов.

Ранее не принимаемый к рассмотрению фактор, определяющий протекание неравновесных процессов, импульсное температурное воздействие газа на стенку трубопровода и импульсное изменение влажности грунта, прилегающего к трубопроводу.

Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии

График кинетической кривой активности коррозионных процессов во времени. основываясь на физических представлениях процесса (рисунок 1.9) и используя закономерности кинетической кривой, экстраполировать результаты внутритрубной дефектоскопии по выявленным в различные периоды эксплуатации максимальным и средним дефектам. Но это вряд ли позволит прогнозировать динамику количественного роста коррозионных дефектов.

Представленные модели, описывают коррозионные процессы в рамках конкретных ситуаций, при соблюдении определенных условий, химической среды, температуры, сталей различных марок, давления и т.п. Особый интерес представляют модели, описывающие коррозионные процессы аналогичных систем (магистральных трубопроводов) с изоляционным покрытием, работающих в схожих условиях с газопроводами и регистрация результатов также на базе внутритрубной диагностики. Например, в методике проведения факторного анализа на магистральных нефтепроводах, независимо от диаметра и вида изоляционного покрытия авторами предлагается модель: где L-коэффициент затухания коррозионного процесса; Н – глубина коррозионного повреждения, мм; Но – толщина стенки трубы, мм; t – время эксплуатации, год.

Из приведенной формулы 1.6 видно, что авторами принято утверждение, что в начале эксплуатации трубопроводов коррозия имеет наиболее интенсивный рост, а затем носит затухающий характер вследствие пассивации. Вывод и обоснование формулы (1.6) приводятся в работе .

Утверждение, что коррозионные процессы стартуют с началом эксплуатации трубопровода, является довольно спорным, т.к. новое изоляционное покрытие обеспечивает защиту значительно надежней, чем со временем, когда изоляция стареет и теряет свои защитные свойства.

Несмотря на обилие исследований, ни одна из моделей, предложенных для прогнозирования коррозионных процессов, не позволяет в полной мере учитывать влияние температуры на скорость коррозии, т.к. не учитывают ее импульсное изменение в процессе эксплуатации.

Это утверждение позволяет сформулировать цель исследований: экспериментально доказать, что нестабильный температурный режим газопровода является первопричиной активации коррозионных процессов на наружной поверхности газопровода.

1. Проведен анализ литературных источников с целью раскрытия влияния температуры газа на коррозионное состояние газопровода:

1.1. Рассмотрены особенности коррозионных процессов в трубопроводном транспорте;

1.2.Определена роль коррозионной активности грунтов при утере изоляционным покрытием защитных свойств. 1.3. Изучена техническая возможность внутритрубной дефектоскопии по оценке дефектности трубопроводов.

1.4. Рассмотрены модели других исследователей по прогнозированию коррозионных процессов.

2. Исследованы причины формирования макрокоррозионных элементов на наружной поверхности трубопровода.

3. Доказано, что при движении влаги в коррозионно- активном слое грунта происходит изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу.

Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии

На то, что периодическое увлажнение грунта ускоряет коррозионные процессы, указывает практика эксплуатации магистральных газопроводов.

Изучая это явление, Исмагилов И.Г. доказал, что магистральный газопровод большого диаметра является мощным источником тепла, оказывающим импульсное температурное воздействие на грунт и вызывающий колебательные движения влаги в коррозионно – активном слое грунта .

Однако, высказанное им предположение, что импульсное температурное воздействие усиливает коррозионную активность слоя грунта, прилегающего к трубопроводу, нуждается в экспериментальном подтверждении.

Поэтому целью исследования является постановка эксперимента для изучения и оценки коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии.

Задачи исследования коррозионных процессов обычно решаются экспериментальным путем. Существуют различные методы оценки влияния коррозии, в т. ч. и ускоренных коррозионных испытаний .

Таким образом, необходимо смоделировать условия тепломассообмена с окружающим грунтом, характерные для участка газопровода, пересекающего овраг, по дну которого протекает ручей и определить в какой степени изменяется коррозионная активность грунта при импульсном воздействии температуры и влажности.

Наиболее точно исследовать воздействие каждого фактора (импульсной температуры и влажности) возможно в лабораторных условиях, где фиксировано и с высокой точностью регулируется параметры процесса коррозии. Импульсный температурный режим газопровода при квазистационарном теплообмене моделировался для газопроводов, проходящих по территории Башкортостана и сходных с ним регионов. Согласно теории подобия, при равенстве чисел подобия, характеризующих процесс теплообмена, с соблюдением геометрического подобия, процессы теплообмена можно считать подобными .

Грунт, использованный в эксперименте, взят с трассы газопровода «Уренгой – Петровск» участка Поляна – Москово с позиций 3 часа, 12 часов и 6 часов по периметру газопровода. Теплофизические свойства грунта, использованного в лабораторных исследованиях, одинаковые с натурными, т.к. образцы грунтов отобраны с коррозионно-активного участка действующего газопровода. Для одинаковых грунтов автоматически выполнилось равенство чисел Лыкова Lu и Ковнера Кв для натуры и модели:

При соблюдении равенства температурных напоров, идентичности грунтов и одинаковом уровне их влажности выполнялось равенство чисел Коссовича Ко и Постнова Pn.

Таким образом, задача моделирования условий тепломассообмена, в данном случае, сводилась к такому подбору параметров установки, чтобы обеспечивалось равенство чисел Фурье Fo и Кирпичева Ki для натуры и модели.

При соответствии чисел Фурье Fo = ax/R годовому периоду эксплуатации трубопровода диаметром 1,42 м, при равенстве коэффициентов температуропроводности а = а, на основании (2.5) получаем для модели:

Так, при диаметре опытной трубы 20 мм годовой период на установке должен «проходить» за 1,7 ч.

Условия теплообмена моделировались критерием Кирпичева

При глубине заложения газопровода до оси трубы Н0 = 1,7 м и Н0/Rтр = 2,36 (относительная глубина заложения газопровода на участке Поляна – Москово), на основании равенства (2.6), получаем для модели:

Для моделирования «ручья» необходимо выдержать равенство чисел Рейнольдса для натуры и модели:

Так как жидкость одна и та же, вода - то на основании (2.12) и с учетом геометрического подобия, получаем равенство:

Соответствующие расчеты с учетом (2.13) показывают, что подача воды, имитирующей ручей на данной установке, должна быть капельной.

Так как в процессе эксперимента необходимо менять температуру стенки трубы в пределах реального ее изменения 30...40С , и регулировать, поддерживая импульсный режим, то в качестве управляющего параметра была выбрана температура tтр наружной поверхности стальной трубки - образца Ст. 3.

Для определения относительной коррозионной активности грунта при импульсном температурном воздействии, по сравнению со стабильным температурным воздействием, был выбран ускоренный метод испытания , на основании которого коррозионная активность грунтов определяется по потере массы стальных образцов.

Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов

С целью проведения анализа коррозионного состояния и изучения динамики роста коррозионных дефектов на действующем магистральном газопроводе диаметром 1420 мм, рассмотрены результаты диагностики его технического состояния. Одним из ключевых направлений диагностики является ВТД, которая в настоящее время является наиболее оперативным и информативным методом диагностики магистральных газопроводов.

В таблице 3.1 приводятся общие критерии выделения участков магистральных газопроводов высокой, повышенной и умеренной коррозионной опасности по глубине коррозии. Согласно к участкам с высокой коррозионной опасностью (ВКО) относят участки со скоростью коррозии более 0,3 мм/год и глубиной более 15% от толщины стенки трубы.

Критерии оценки по глубине коррозионных поражений (в процентах от толщины стенки) применяют к трубопроводам с периодом эксплуатации, приближающимся к 30% амортизационного срока службы (11 лет и более).

Необходимым и достаточным условием для отнесения любого участка магистральных газопроводов к одной из трех степеней коррозионной опасности является соответствие хотя бы одному из трех указанных критериев.

Согласно к зонам повышенной коррозионной опасности относятся участки магистральных трубопроводов диаметром свыше 1000 мм на которых следует применять усиленный тип защитных покрытий,.

По результатам пропуска снарядов-дефектоскопов оценивают интегральный показатель коррозионного состояния участков магистральных газопроводов по плотности коррозионных дефектов sкд.

Интегральный показатель плотности коррозионных дефектов не учитывает неравномерность их распределения по длине газопровода и может применяться только для предварительной оценки коррозионного состояния магистральных газопроводов с обязательным указанием суммарной протяженности участков (в км), по которым он рассчитывается.

Поэтому, после определения интегрального показателя коррозионного состояния магистрального газопровода выполняется дифференцированный анализ участков магистрального газопровода по глубине и интенсивности коррозионных повреждений:

Оценивается характер распределения коррозионных дефектов по длине газопровода;

Выделяются участки ВКО и ПКО (коррозионной опасности);

Определяются показатели интенсивности коррозионных повреждений в пределах участков ВКО и ПКО;

Для всего контролируемого участка газопровода (от камеры запуска до камеры приема снаряда-дефектоскопа) рассчитывается коэффициент неравномерности плотности коррозионных повреждений bн, который равен

отношению суммарной длины неповрежденных коррозией участков к суммарной длине участков, имеющих повреждения (каверны и трещины), зарегистрированные внутритрубным дефектоскопом:

Более точно отражает степень коррозионной опасности (охвата) коэффициент дефектности труб Кд.

Так как размеры труб известны, то определены и линейные параметры дефектных участков. При известном количестве дефектных труб появляется возможность планировать их замену при капитальном ремонте (переизоляции) участка. В нефтепроводном транспорте, например, в АК «ТРАНСНЕФТЬ» для определения коррозионного состояния участков трубопроводов используют «Методику проведения факторного анализа коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики и выработки рекомендаций по ее предотвращению», которая также базируется на положении об изменении скорости развития коррозионных повреждений во времени . В основу факторного анализа положен метод разделения системы магистральных нефтепроводов на участки (кластеры), для которых сохраняется постоянство основных факторов, определяющих развитие коррозионных повреждений, а кинетика развития коррозионных повреждений во времени описывается регрессионными уравнениями – характеристическими зависимостями. По полученным характеристическим зависимостям осуществляется прогноз глубины коррозионных повреждений для случая однократного и повторного обследования внутритрубными приборами участка трубопровода.

Для анализа коррозионного состояния были рассмотрены параллельные участки (1843 – 1914 км) газопроводов Уренгой-Петровск и Уренгой-Новопсков, находящиеся на выходе с КС «Полянская», «горячий участок», подверженные активному и длительному коррозионному воздействию.

Это потенциально наиболее опасный участок в масштабах ООО «Газпром трансгаз Уфа», где с 1998 по 2003 годы на участке произошли 6 аварий по причине КРН (5 аварий на газопроводе Уренгой-Петровск, 1 авария на газопроводе Уренгой-Новопсков). После четырех аварий 1998 года, было проведено обследование в протяженных шурфах двенадцати участков газопровода Уренгой-Петровск (1844-1857 км), расположенных в оврагах и балках. При обследовании было выявлено 744 очага КРН, в том числе глубиной до 7,5 мм. С целью устранения очагов КРН было заменено 700 м трубопроводов . Аналогичная работа была проведена в 2000 году на газопроводе Уренгой-Новопсков, при этом было выявлено 204 очага КРН .

Участки со стресс-коррозионными дефектами не классифицируются в нормативной литературе на критерии высокой или повышенной категории коррозионной опасности . Но, с учетом вышеизложенного, участок в коридоре газопроводов 1843-1914 км по составу грунтов, может быть отнесен к коррозионно-активному.

Несмотря на принятые меры, в 2003 года на газопроводе Уренгой-Петровск, на рассматриваемом участке, произошли еще 2 аварии по причине КРН. С 2003 года диагностику технического состояния в газотранспортной отрасли стали проводить снарядами нового поколения НПО «Спецнефтегаз», которые при первой внутритрубной дефектоскопия выявили 22 участка с дефектами КРН, при этом максимальная глубина отдельных трещин достигала половины толщины стенки трубы. Согласно «Правилам эксплуатации магистральных газопроводов» внутритрубную дефектоскопию рекомендуется проводить в среднем один раз в 5 лет. Однако, учитывая особые обстоятельства (аварии по причине КРН, значительное количество выявленных участков с дефектами КРН), ООО «Газпром трансгаз Уфа» с целью отслеживания и предупреждения развития стресс -коррозионных дефектов, в короткий период с 2003г. по 2005 г. провело второй пропуск внутритрубного дефектоскопа .

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Москва 2003

Регламенты, разработанные и утвержденные ОАО «АК «Транснефть», устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепроводного транспорта, а также обязательные требования к оформлению результатов этих работ.

Регламенты (стандарты предприятия) разрабатываются в системе ОАО «АК «Транснефть» для обеспечения надежности, промышленной и экологическом безопасности магистральных нефтепроводов, регламентации и установления единообразия взаимодействия подразделений Компании и ОАО МН при ведении работ по основной производственной деятельности как между собой, так и с подрядчиками, органами государственного надзора, а также унификации применения и обязательного исполнения требований соответствующих федеральных и отраслевых стандартов, правил и иных нормативных документов.

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ

1.1. Правила обследования распространяются на магистральные нефтепроводы подземной прокладки, имеющие систему активной защиты от коррозии и тип изоляционного покрытия, соответствующий .

1.2. При разработке правил использованы нормативные документы:

Сооружения стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

РД 153-39.4-039-99 «Нормы проектирования ЭХЗ магистральных трубопроводов и площадок магистральных нефтепроводов».

2. ЗАДАЧИ ОБСЛЕДОВАНИЯ

Основными задачами обследования являются:

2.1. Оценка коррозионного состояния нефтепроводов.

2.2. Оценка состояния противокоррозионной защиты.

2.3. Своевременное обнаружение и устранение коррозионных повреждений.

2.4. Разработка и проведение мероприятий по повышению эффективности защиты, оптимизации работы средств ЭХЗ.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПРОТИВОКОРРОЗИОННОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ

3.1. Комплексное противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями ЭХЗ при ОАО МН или специализированными организациями, имеющими разрешение (лицензию) Госгортехнадзора на проведение данных работ.

3.2. Обследование должно проводиться:

Не позднее чем через 6 месяцев после ввода в эксплуатацию системы электрохимической защиты вновь построенных нефтепроводов с обязательной выдачей сертификата соответствия качества противокоррозионной защиты государственным стандартам;

Не реже 1 раза в 5 лет для нефтепроводов, проложенных на участках с высокой коррозионной опасностью по ;

Не реже 1 раза в 10 лет на остальных участках.

Внеочередное обследование при обнаружении в процессе эксплуатации вредного влияния от систем ЭХЗ вновь построенных близлежащих и пересекающих подземных коммуникаций и от электрифицированных железных дорог.

3.3. В соответствии с периодичностью обследования по п. в ОАО МН должна быть разработана программа противокоррозионного обследования на ближайшие 10 лет.

3.4. Ежегодно до 1 января следующего года Программа должна корректироваться с учетом выполненных в текущем году работ по обследованию.

3.5. Обследование должно проводиться с использованием полевых лабораторий ЭХЗ и современного измерительного оборудования, как отечественного, так и импортного.

3.6. Методика обследования должна соответствовать РД «Инструкция по комплексному обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов».

3.7. Договоры на обследование со сторонними организациями должны быть заключены до 1 апреля текущего года.

3.8. Обязательным приложением к договору является «Программа коррозионного обследования нефтепровода», составленная на основании «Инструкции по комплексному обследованию коррози онного состояния МН», с учетом особенностей коррозионного состояния и коррозионных факторов обследуемого участка.

3.9. Окончательный срок выдачи результатов по коррозионному обследованию сторонней организацией должен быть не позднее 1 апреля следующего года. Информационный отчет с предварительными, наиболее важными результатами должен быть выдан до 1 ноября текущего года для своевременного включения в план следующего года мероприятий, требующих капитальных затрат.

4. СОСТАВ КОМПЛЕКСНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

4.1. Анализ коррозионной опасности по трассе нефтепроводов проводится на основе данных коррозионной опасности грунтов, в том числе и микробиологической, наличию и характеру блуждающих токов, наличию участков, длительное время находившихся без защиты.

4.2. Сбор и анализ статистических данных об условиях эксплуатации противокоррозионной защиты обследуемого участка нефтепровода за весь предшествующий комплексному обследованию период: технологических характеристик средств ЭХЗ, сведений о работе средств электрохимической защиты за прошедший период эксплуатации, сведений по состоянию изоляции.

4.3. Проведение комплекса электрометрических работ:

По локализации дефектов и оценке переходного сопротивления изоляционного покрытия методом градиента потенциала, методом выносного электрода и другими методами;

По измерению защитного потенциала по протяженности, а в зонах блуждающих токов - по протяженности и по времени;

По измерению коррозионных характеристик почвы - удельного сопротивления грунта, поляризационных характеристик почвы.

4.4. Определение коррозионно-опасных мест на основе обработки и анализа данных обследования.

4.5. Вскрытие нефтепровода в коррозионно-опасных местах в процессе обследования с составлением актов шурфовки, устранение дефектов изоляции и коррозионных повреждений силами эксплуатационных служб.

4.6. Решение расчетно-аналитических задач по обеспечению коррозионной безопасности нефтепровода:

4.6.1. Оценка состояния изоляции, в том числе:

Прогнозирование изменения ее физико-химических свойств во времени;

Оценка остаточного ресурса изоляции;

Определение оптимального срока и очередности ремонта изоляции участков.

4.6.2. Определение технического состояния средств ЭХЗ:

Соответствие параметров установок нормативным документам;

Техническое состояние элементов установок ЭХЗ;

Прогнозирование изменения параметров установок ЭХЗ во времени;

Выработка мероприятий по оптимизации работы и срокам проведения ремонта средств ЭХЗ.

4.6.3. Оценка коррозионного состояния нефтепровода.

4.7. Составление отчета по проведенному обследованию с выдачей рекомендаций по совершенствованию комплексной защиты нефтепроводов.

4.8. При необходимости разработка проекта ремонта и реконструкции средств ЭХЗ на основе рекомендаций обследования.

4.9. Результаты обследования должны быть представлены на бумажных и магнитных носителях.

4.10. Служба ЭХЗ ОАО МН после получения отчета должна использовать результаты обследования для пополнения эксплуатационной и архивной базы данных о состоянии противокоррозионной защиты.

5. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ ОБСЛЕДОВАНИЯ

5.1. Анализ коррозионной опасности по трассе нефтепровода

5.1.2. Оценку коррозионной опасности по трассе нефтепровода производят с целью выделения участков, требующих первоочередного обследования с расширенным перечнем электрометрических работ.

5.1.3. Оценка коррозионной опасности не производится в том случае, когда коррозионно-опасные участки установлены ранее.

5.1.4. Измерение удельного электрического сопротивления грунта производится по четырехэлектродной схеме Веннера.

5.1.5. Коррозионную опасность от биологической коррозии определяют с помощью микробиологического анализа грунтов по существующим методикам.

5.1.6. Коррозионную опасность от блуждающих токов рассчитывают по формулам с учетом расстояния между электрифицированной ж/д и нефтепроводом, расстояния между тяговыми подстанциями и рода тока ж/д (постоянный, переменный).

5.1.7. Общая коррозионная опасность рассчитывается с учетом величин, указанных в пп. - . По результатам оценки коррозионной опасности определяют очередность и объем обследования участков нефтепроводов.

5.2. Анализ данных по условиям эксплуатации противокоррозионной защиты за предыдущий период.

5.2.1. Цель анализа:

Определение опасных в коррозионном отношении участков нефтепровода;

Интегральная оценка сопротивления изоляции по участкам за весь период эксплуатации.

5.2.2. Для анализа необходимо обобщить данные:

По результатам осмотра нефтепровода в шурфах по представленным актам шурфовки;

По внутритрубной дефектоскопии;

По коррозионным отказам нефтепроводов;

По проводившимся ранее замерам защитного потенциала и режимам работы установок ЭХЗ.

5.2.3. Участки, имевшие коррозионные поражения, подлежат детальному изучению. Все коррозионные поражения следует сопоставить с оценкой коррозионной опасности, определенной на первом этапе обследования.

5.2.4. Ретроспективная оценка состояния изоляции производится по сопротивлению изоляции, рассчитанному по эксплуатационным данным установок ЭХЗ и распределению разности потенциалов вдоль трубопровода.

5.3. Проведение электрометрических работ

5.3.1. Поиск дефектных мест в изоляции производят одним из следующих методов:

Выносного электрода;

Градиента напряжения постоянного тока;

Продольного градиента;

Поперечного градиента.

5.3.2. Измерение защитного потенциала по протяженности определяют по поляризационному потенциалу.

5.3.3. Поляризационный потенциал измеряют по методикам в соответствии с и НТД.

5.3.4. Сплошные измерения защитного потенциала могут быть выполнены следующим образом:

Методом выносного электрода;

Методом интенсивных измерений с использованием отключения средств ЭХЗ.

5.3.5. На основании замеров составляется график распределения защитного потенциала вдоль нефтепровода.

5.4. Решение расчетных задач по обеспечению коррозионной безопасности

5.4.1. При оценке текущего состояния изоляции и прогнозировании изменения ее параметров решают следующие задачи:

Дают интегральную оценку по сопротивлению ее постоянному току;

Определяют физико-химические свойства изоляции;

Рассчитывают остаточный ресурс изоляции;

Определяют оптимальный срок переизоляции нефтепровода.

5.4.2. Определение параметров средств ЭХЗ и прогнозирование изменения ее параметров во времени.

Расчеты производятся на основании исходных данных:

Электрических параметров катодных и протекторных установок;

Паспортных характеристик средств ЭХЗ;

Конструктивных и электрических параметров анодных заземлений;

Данных периодического контроля установок ЭХЗ.

5.4.3. Оценка остаточного ресурса элементов установок ЭХЗ производится:

Для установок катодной защиты:

Анодного заземления;

Катодного преобразователя;

Дренажной линии;

Защитного заземления.

Для установок дренажной защиты:

Дренажа;

Дренажной линии;

Для протекторных установок - протекторов.

5.4.4. Комплексная оценка состояния ЭХЗ нефтепровода осуществляется в соответствии с по следующим критериям:

Общая защищенность;

Защищенность трубопровода по протяженности;

Защищенность трубопровода по времени.

5.5. Оценка коррозионного состояния нефтепровода производится с целью выявления наиболее опасных в коррозионном отношении участков нефтепроводов

5.5.1. Оценка производится путем обобщения всех данных обследования и данных по наличию коррозионных повреждений. Сводные данные по коррозионному состоянию заносятся в форму, определяемую НТД по противокоррозионному обследованию.

5.5.2. Коррозионную опасность определяют по сумме баллов, которыми оцениваются влияние различных коррозионных факторов.

5.6.2. На основании анализа данных о состоянии изоляционного покрытия и расчетов остаточного ресурса изоляции должны быть выделены участки и сроки ремонта изоляции.

5.6.3. На основании данных о работе средств ЭХЗ и технико-экономических расчетов по остаточному ресурсу и оптимизации должны быть определены мероприятия по совершенствованию системы ЭХЗ для обеспечения требуемой защиты по протяженности и по времени.

Оценка коррозионного состояния трубопровода, находящегося в электрическом поле ЛЭП ПТ, производится по разности потенциалов труба - земля и величине тока в трубопроводе.
Ьлок-схема комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ. Оценка коррозионного состояния ЛЧ МГ в перспективе должна стать составной частью комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ.
Схема возникновения и распространения блуждающих. При оценке коррозионного состояния газопровода важж знать как средние, так и максимальные значения разности по тенциалов.
Приборы для оценки коррозионного состояния должны включать в себя датчики, систему регистрации и соответствующие источники энергии. При использовании магнитных и электромагнитных методов возможно применение различных намагничивающих систем. Проблему сканирования решают либо небольшим числом датчиков, движущихся внутри трубы по винтовой линии, либо большим числом датчиков, движущихся поступательно вместе с намагничивающей системой и расположенных по периметру прибора. В этом случае наиболее целесообразно использование двухкольцевой шахматной системы расположения датчиков для устранения возможных пропусков дефектов на трубе. Выпускаемые в США приборы типа Лайналог состоят из трех секций, соединенных шарнирами. В первой секции находятся источники питания и уплотнительные манжеты, во второй - электромагнит с системой кассет для датчиков, в третьей - электронные узлы и записывающее устройство, Их используют для проведения обследований трубопроводов.
Шурфование для оценки коррозионного состояния трубопровода необходимо проводить с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должно быть не менее трех ее диметров.
Эффективным способом оценки коррозионного состояния оборудования (на стадиях его проектирования, эксплуатации, реновации) является коррозионный мониторинг - система наблюдений и прогнозирования коррозионного состояния объекта с целью получения своевременной информации о его возможных коррозионных отказах.
В табл. 6 дается оценка фактического коррозионного состояния систем горячего водоснабжения из черных труб в ряде городов. Кроме того, для сравнения приведены расчетные индексы насыщения воды при 60 С, данные по содержанию в воде растворенного кислорода, свободной углекислоты и оценка коррозионной активности.
Распределение областей скорости движения водогазонефтяного потока для трубопро-водов различных диаметров. Коррозионные обследования обсадных колонн проводят для оценки коррозионного состояния их (как по глубине, так и по площади месторождения), определения параметров электрохимической защиты, выявления причин негерметичности обсадных колонн в процессе эксплуатации и контроля защищенности.
На основе анализа изложенных выше данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД), разработана методика диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений.
В нашей стране и за рубежом разрабатывают методы и приборы для оценки коррозионного состояния трубопровода без его вскрытия. Наиболее перспективны методы, основанные на пропускании по трубопроводу специально оборудованного прибора, фиксирующего очаги коррозионного поражения стенки трубы с внутренней и наружной сторон. В литературе приводят данные по методам контроля состояния трубопроводов. Основное внимание уделяют магнитным и электромагнитным методам, При этом предпочтение отдают последним. Здесь же кратко описываются ультразвуковые и радиографические методы.
Модели, не описываемые какими-либо математическими уравнениями и представимые в виде набора табличных коэффициентов или номограмм, рекомендованных для оценки коррозионного состояния металлов.

Для оценки состояния покрытия на трубопроводе при эксплуатации целесообразно использовать переходное сопротивление изолированного трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и число антиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в покрытии. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы следует использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположение коррозионных поражений на стенке трубы. Ко второй - местная коррозия (каверны, питтинги, пятна), одиночные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений более 15 см), групповые (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений от 15 до 0 5 см) и протяженные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений менее 0 5 см) поражения. Одиночные коррозионные поражения не приводят к возникновению отказов на трубопроводах.
Для оценки состояния изоляционного покрытия на трубопроводе в процессе эксплуатации необходимо использовать значения переходного сопротивления трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и количество актиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в изоляции. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы необходимо использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположения коррозионных поражений на стенке трубы.
При оценке коррозионного состояния трубопровода определяют виды коррозии, степень поврежденности коррозией наружной стенки труб с обобщенной характеристикой участков, оценивают максимальную и среднюю скорость коррозии, прогнозируют коррозионное состояние участка на 3 - 5 лет.
В табл. 9.12 приведена оценка коррозионного состояния трубопровода при полном наборе влияющих факторов и соответствующие рекомендации.
На практике для количественной оценки коррозионной стойкости металлов можно использовать любое свойство или характеристику металла, которые существенно и закономерно изменяются при коррозии. Так, в системах водоснабжения оценку коррозионного состояния труб можно дать по изменению во времени гидравлического сопротивления системы или ее участков.
Для изыскания возможности уменьшения потерь металла в результате коррозии и снижения значительных прямых и косвенных потерь от коррозии необходима оценка коррозионного состояния аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем. При этом следует провести как оценку коррозионного состояния химико-технологической системы, так и прогнозирование возможного развития коррозии и влияния этого процесса на работоспособность аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем.
Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимых для оценки коррозионного состояния сооружения, предусмотрены ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Сложность и своеобразие протекания процесса коррозии подземных металлических и железобетонных конструкций обусловлены особыми условиями подземной среды, где взаимодействуют атмосфера, биосфера и гидросфера. В связи с этим особое внимание уделяется разработке и созданию аппаратуры и систем для оценки коррозионного состояния объектов, находящихся под землей. Такая оценка может проводиться на основе измерения усредненного по времени потенциала металлической конструкции относительно земли. Для определения среднего значения потенциала разработаны приборы - интеграторы блуждающих токов. Они просты в изготовлении, не требуют специальных источников электропитания и надежны в эксплуатации. Использование этих приборов дает информацию о характере пространственного распределения анодных, катодных и знакопеременных зон для выбора места подключения средств электрохимической защиты и интегрального учета эффективности ее работы. Эта информация может быть использована как в процессе проектирования, строительства и монтажа нового оборудования, так и в процессе эксплуатации. Появляется возможность осуществления плановых мероприятий по обеспечению высокой надежности металлических и железобетонных конструкций в условиях длительной эксплуатации.
Оценку опасности коррозии стальных подземных трубопроводов, вызываемой влиянием электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, следует производить на основании результатов замеров разности потенциалов между трубопроводом и окружающей средой. Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимые для оценки коррозионного состояния трубопровода, определяются ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Контроль режима ведут на основании результатов анализов проб вод и пара, показаний рН - метров питательной и котловой воды, периодических определений количественного и качественного состава отложений, а также оценки состояния металла котла в коррозионном отношении. Оперативный персонал особо контролирует два основных показателя режима: дозу комплесона (по убыли уровня в мернике рабочего раствора 7 с пересчетом на расход питательной воды) и рН котловой воды чистого отсека. Вырезка представительных образцов труб поверхности нагрева, качественный и количественный анализ отложений, оценка коррозионного состояния металла в сравнении с его исходным состоянием в первые 1 - 2 года отработки режима выполняются через каждые 5 - 7 тыс. ч работы.
Поэтому имеют место случаи, когда из-за неточного определения расположения коррозионных дефектов на поверхности и внутри трубопровода вследствие перестраховки допускается неоправданная замена трубопровода на значительных участках, что приводит к большому перерасходу государственных средств. Следовательно, требуется надежная оценка коррозионного состояния трубопроводов и своевременное и правильное проведение их ремонта на основании полученных данных. С этой целью в нашей стране разработаны, сконструированы и проходят испытания дефектоскопы для оценки коррозионного состояния трубопроводов без их вскрытия из траншеи.

Комплексное обследование коррозионного состояния действующих магистральных газонефтепроводов и систем их электрохимической защиты проведено с целью определения зависимости наличия коррозионных и стресс-коррозионных повреждений на внешней КЗП от режимов работы средств ЭХЗ, выявления и устранения причин возникновения и роста коррозионных и стресс-коррозионных повреждений. Действительно, магистральные газонефтепроводы по мерс их эксплуатации практически не подвергаются моральному износу. Надежность их эксплуатации определяется в основном степенью коррозионного и стресс- коррозионного износа. Если рассмотреть динамику аварийности газопроводов за период с 1995 по 2003 гг., то становится очевидным, что идет процесс нарастания аварийности во времени по причине образования на КЗП коррозионных и стресс-коррозионных дефектов .

Рис. 5.1.

При рассмотрении динамики устранения особо опасных дефектов на действующих магистральных газопроводах становится очевидно, что в процессе эксплуатации идет нарастание особо опасных дефектов, требующих первоочередного ремонта, вызванных наружной коррозией и стресс-коррозионными трещинами (рис. 5.1). Из представленного на рис. 5.1 графика видно, что практически все устраненные особо опасные дефекты имеют коррозионную либо стрссс-коррозионную природу. Все эти дефекты выявлены на наружной катодно-защищаемой поверхности.

Результаты комплексных обследований противокоррозионной защиты газонефтепроводов (наличие коррозионных язв и стресс- коррозионных трещин, адгезия и сплошность изоляционного покрытия, степень электрохимической защиты) свидетельствуют о том, что решение проблемы противокоррозионной защиты магистральных газонефтепроводов с помощью изоляционных покрытий и катодной поляризации до настоящего времени остается актуальным. Прямым подтверждением сказанного являются результаты внутритрубной диагностики. По данным внутритрубной диагностики, на отдельных участках магистральных нефтегазопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет доля дефектов наружная коррозия (в том числе стресс-коррозия) достигает 80 % от общего количества выявленных дефектов.

Качество изоляции магистральных газонефтепроводов характеризуется величиной переходного сопротивления, определяемого на основе параметров электрохимической защиты. Одним из основных параметров электрохимической защиты трубопроводов, характеризующим качество изоляционного покрытия, является величина тока катодной защиты. Данные по эксплуатации средств ЭХЗ свидетельствуют о том, что величина защитного тока СКЗ на линейной части Д у 1220 мм за 30 лет эксплуатации вследствие старения изоляции возросла практически в 5 раз. Расход тока для обеспечения электрохимической защиты 1 км нефтепровода в области защитных потенциалов 1,2...2,1 В по м. с. э. возрос с 1,2 до 5,2 А/км, что свидетельствует о пропорциональном уменьшении переходного сопротивления нефтепровода. Переходное сопротивление изоляции по истечении 30 лет эксплуатации газонефтепроводов имеет один и тот же порядок (2,6-10 3 Ом - м 2) по всей длине, кроме участков, где выполнен капремонт газонефтепроводов с заменой изоляции, в то время как количество коррозионных и стрссс- коррозионных повреждений на внешней катодно-защищаемой поверхности изменяется в значительных пределах - от 0 до 80 % от общего числа выявленных с помощью внутритрубной дефектоскопии дефектов, которые локализуются как на стыках защитных зон, гак и вблизи точек дренажа СКЗ в низинах и на заболоченных участках трассы. Грунтовые воды заболоченных территорий центральной части Западной Сибири отличаются слабой минерализацией (0,04 % по массе) и, как следствие, высоким омическим сопротивлением (60... 100 Ом м). Кроме этого, болотные грунты отличаются кислой реакцией. Величина pH болотных вод достигает 4. Высокое омическое сопротивление и кислотность болотного электролита являются важнейшими факторами, влияющими на скорость коррозии газонсфтспроводов и эффективность их электрохимической защиты. Обращает на себя внимание тот факт, что в поровых растворах болотных грунтов содержание сероводорода достигает 0,16 мг/л, что на порядок выше, чем в обычных грунтах и проточных водоемах. Сероводород, как показывают данные обследований, также оказывает влияние на коррозионное состояние газонефтепроводов. На протекание сероводородной коррозии за счет деятельности сульфатвоссга- навливающих бактерий (СВБ) указывает, например, тот факт, что при прочих одинаковых условиях максимальная глубина проникновения внешней коррозии в сквозных дефектах изоляции газонефтепроводов в застойных болотах больше таковой в проточных водоемах в среднем на 70 %, с одной стороны, и практически повсеместно стрссс- коррозиопные трещины на внешней КЗП обнаруживаются также в застойных болотах с повышенным содержанием H 2 S - с другой. Согласно современным представлениям, молекулярный сероводород стимулирует наводороживание сталей. Электровосстановление H 2 S на КЗП трубопровода протекает но реакциям H,S + 2-»2Н алс + S a ~ c и H,S + в -^ Н адс + HS” ac , что повышает степень заполнения хемосорбири- ванного слоя атомарным водородом в ц , диффундирующим в структуру трубной стали. Эффективным стимулятором наводороживания является и углекислый газ: НС0 3 +е-> 2Н адс +С0 3 ". Проблема коррозионного и

стрссс-коррозионного разрушения нефтегазороводов на заболоченных участках трассы до настоящего времени не имеет исчерпывающего объяснения и остается актуальной. Результаты коррозионного обследования магистральных газонефтепроводов па заболоченных участках показали, что практически вся наружная поверхность как на нефтепроводах, гак и на газопроводах в дефектах изоляции и под отслоившейся изоляцией покрыта бурыми (напоминающими алюминиевую пудру) отложениями. Коррозионные язвы с максимальной глубиной локализованы в сквозных повреждениях изоляции. Геометрические параметры коррозионных повреждений практически точно соответствуют геометрии сквозных повреждений изоляции. Под отслоившейся изоляцией, в зоне контакта стенки трубы с почвенной влагой, обнаруживаются следы коррозии без видимых коррозионных язв со следами стресс-коррозионных трещин.

Экспериментально на образцах из трубной стали, установленных у стенки магистрального нефтепровода Д у 1220 мм (у верхней, боковой и нижней его образующей), определено, что в грунтах таежно-болотного региона центральной части Западной Сибири скорость коррозии образцов без катодной защиты в сквозных дефектах изоляции достигает 0,084 мм/год. Под защитным потенциалом (с омической составляющей) минус 1,2 В по м. с. э., когда плотность тока катодной защиты превышает плотность предельного тока кислорода в 8... 12 раз, остаточная скорость коррозии нс превышает 0,007 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию весьма стойкое и для магистральных газонефтепроводов допустима. Степень электрохимической защиты при этом составляет:

При комплексном обследовании коррозионного состояния внешней катодно-защищасмой поверхности газонефтепроводов в шурфах в сквозных дефектах изоляции обнаруживаются коррозионные язвы глубиной 0,5... 1,5 мм. Нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита не обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений, соответствующих весьма стойкому коррозионному состоянию газонефтепроводов:

при глубине проникновения коррозии 0,5 мм при глубине проникновения коррозии 1,5 мм

Это за 36 лет эксплуатации. Причина снижения эффективности электрохимической защиты газонефтепроводов от коррозии связана с уменьшением переходного сопротивления изоляции, появлением в изоляции сквозных дефектов и, как результат, снижением плотности тока катодной защиты на стыках защитных зон СКЗ до значений, не достигающих значений плотности предельного тока по кислороду, не обеспечивающих подавления почвенной коррозии до допустимых значений, хотя величины защитных потенциалов, измеренных с омической составляющей, соответствуют нормативу. Важным резервом, позволяющим снизить скорость коррозионного разрушения газонефтепроводов, является своевременное выявление участков недозащигы, когда Л 1 1 Лр

Корреляция дефектов внешней коррозии нефтепровода с длительностью отключений на вдольтрассовых ВЛ свидетельствуют о том, что именно при отключениях вдольтрассовых В Л и простоях СКЗ протекает язвенная коррозия в сквозных дефектах изоляции, скорость которой достигает 0,084 мм/год.

Рис. 5.2.

В ходе проведения комплексного обследования систем электрохимической защиты магистральных газонефтепроводов было установлено, что в области потенциалов катодной защиты 1,5...3,5 В по м. с. э. (с омической составляющей) плотность тока катодной защиты j a превышает плотность предельного тока кислорода j в 20... 100 раз и более. Причем при одних и тех же потенциалах катодной защиты плотность тока в зависимости от типа грунта (песок, торф, глина) существенно различается, практически в 3...7 раз. В полевых условиях в зависимости от типа грунта и глубины укладки трубопровода (глубины погружения коррозионно-индикаторного зонда) плотность предельного тока по кислороду, измеренная на рабочем электроде из стали 17ГС диаметром 3,0 мм, изменялась в пределах 0,08...0,43 А/м", а плотность тока катодной защиты при потенциалах с омической составляющей от

1,5...3,5 В по м. с. э., измеренная на этом же электроде, достигала значений 8... 12 А/м 2 , что вызывает интенсивное выделение водорода на внешней поверхности трубопровода. Часть адатомов водорода при этих режимах катодной защиты переходит в приповерхностные слои стенки трубопровода, наводороживая ее. На повышенное содержание водорода в образцах, вырезанных из трубопроводов, подверженных стресс- коррозионному разрушению указывается в работах отечественных и зарубежных авторов . Растворенный в стали водород оказывает разупрочняющее действие, что в итоге приводит к водородной усталости и появлению стресс-корозионных трещин на КЗП подземных стальных трубопроводов. Проблема водородной усталости трубных сталей (класс прочности Х42-Х70) в последние годы привлекает особое внимание исследователей в связи с участившимися авариями на магистральных газопроводах. Водородная усталость при циклически изменяющемся рабочем давлении в трубопроводе наблюдается практически в чистом виде при катодной перезащите, когда j KZ /j >10.

Когда плотность тока катодной защиты достигает значений плотности предельного тока по кислороду (или незначительно, не более чем в 3...5 раз, превышает се), остаточная скорость коррозии нс превышает 0,003...0,007 мм/год. Существенное превышение (более чем в 10 раз) j K t над j к дальнейшему подавлению коррозионного процесса практически не приводит, но приводит к наводороживаиию стенки трубопровода, что вызывает появление стресс-коррозионных трещин на КЗП. Появление водородной хрупкости при циклическом изменении рабочего давления в трубопроводе и является водородной усталостью. Водородная усталость трубопроводов проявляется при условии, когда концентрация катодного водорода в стенке трубопровода не уменьшается ниже некоторого минимального уровня. Если же десорбция водорода из стенки трубы происходит быстрее, чем развитие усталостного процесса, когда у кз превышает / пр не более чем в 3...5 раз, водородная усталость

не наблюдается. На рис. 5.3 приведены результаты измерения плотности тока водородных датчиков при включенной (1) и отключенной (2) СКЗ на трубопроводе «Грязовец» .

Рис. 5.3.

и отключенной (2) СКЗ на КП I; 3 - потенциал катодной защиты при включенной СКЗ - (а) и зависимость токов водородных датчиков от потенциала трубы при включенной и выкзюченной СКЗ на КП 1 - (б)

Потенциал катодной защиты в период измерений находился в интервале минус 1,6... 1,9 В по м. с. э. Ход результатов трассовых электроизмерений, представленных на рис. 5.3, а, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы при включенной СКЗ составляла 6... 10 мкА/см 2 . На рис. 5.3, б представлены области изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты при включенных и выключенных СКЗ.

Авторы работы отмечают, что потенциал трубопровода при выключенной СКЗ не снижался ниже минус 0,9... 1,0 В по м. с. э., что обусловлено влиянием смежных СКЗ. При этом плотности токов водородных датчиков при включенной и выключенной СКЗ различаются в

2...3 раза. На рис. 5.4 представлены кривые изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты на КП 08 Краснотуринского узла.

Ход экспериментальных исследований, предсгвавленных на рис. 5.4, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы не превышала 12... 13 мкА/см 2 . Измеряемые потенциалы катодной защиты лежали в интервале от минус 2,5...3,5 В по м. с. э. Выше было показано, что объем выделяющегося на КЗП водорода зависит от величины безразмерного критерия j K з / у пр. В связи с этим интерес представляет сопоставление результатов внутритрубной диагностики действующих магистральных нефтегазопроводов с режимами катодной защиты.

Рис. 5.4.

В табл. 5.1 представлено сопоставление результатов внутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем ЭХЗ действующих нефтегазопроводов центральной части Западной Сибири. Результаты электрохимических измерений на линейной части действующих нефтегазопроводов свидетельствуют о том, что в различных грунтах при одних и тех же значениях измеренного потенциала плотности токов катодной защиты изменяются в широких пределах, что вызывает необходимость при выборе и регулировке защитных потенциалов подземных трубопроводов дополнительно контролировать плотность тока катодной защиты в сопоставлении с плотностью предельного тока кислорода. Дополнительные электрохимические измерения на трассе действующих магистральных газонефтепроводов позволят предотвратить или свести к минимуму образование высоких локальных напряжений в стенке трубопроводов, вызванных молизацией водорода (с высокой фигутивноегью). Повышение уровня локальных напряжений в стенке трубопровода связано с изменением трехосности напряженного состояния в локальных областях, обогащенных катодным водородом, где формируются микротрещины, предвестники стресс-коррозионных трещин на внешней КЗП.

Сопоставление результатов впутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем

электрохимической защиты действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Анализ результатов, представленных в табл. 5.1, с учетом длительности простоя СКЗ свидетельствует об обратной пропорциональной зависимости между плотностью коррозионных дефектов и величиной безразмерного критерия j K з / j , в том числе, когда это отношение было равно

нулю. Действительно, максимальная плотность дефектов наружная коррозия наблюдается на участках, где длительность простоя средств электрохимической защиты (по данным эксплуатирующих организаций) превышала нормативные значения. С другой стороны, максимальная плотность дефектов типа расслоение наблюдается на болотистых пойменных участках трассы, где длительность простоя средств ЭХЗ не превышала нормативных значений. Анализ режимов работы СКЗ на участках с минимальной длительностью их простоя на фоне большого разброса данных свидетельствует о практически пропорциональной зависимости между плотностью дефектов типа расслоение и критерием j K 3 / / , когда плотность тока катодной защиты превышала плотность предельного тока по кислороду в десять и более раз в течение длительного периода эксплуатации (при минимальной длительности простоя СКЗ). Проведенный анализ режимов катодной защиты в сопоставлении с коррозионными и стресс- коррозионными дефектами на КЗП подтверждает ранее сделанные выводы о том, что отношение j K 3 / j np может служить безразмерным критерием для контроля остаточной скорости коррозии трубопровода при различных потенциалах катодной защиты, с одной стороны, с целью недопущения образования на КЗП дефектов наружная коррозия и для определения интенсивности электролитического наводороживания стенки трубопровода - с другой, с целью исключения образования и роста дефектов типа расслоение вблизи катодно-защищаемой поверхности.

Данные табл. 5.1 свидетельствуют о том, что максимальная длительность простоя практически всех СКЗ за весь период эксплуатации магистральных нефтегазопроводов, за 36 лет, составила в среднем 536 суток (практически 1,5 года). По данным эксплуатирующих организаций за год простой СКЗ в среднем составил 16,7 суток, за квартал - 4,18 суток. Эта длительность простоя СКЗ на линейной части обследуемых нефтегазопроводов практически соответствует требованиям нормативнотехнических документов (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).

В табл. 6.2 представлены результаты измерения отношения плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду у верхней образующей магистрального нефтепровода Д у 1220 мм. Расчет остаточной скорости коррозии трубопровода при заданных потенциалах катодной защиты определен по формуле 4.2. Приведенные в табл. 5.1 и 5.2 данные свидетельствуют о том, что за весь период эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом простоя средств элсктрохимзащиты

(по данным эксплуатирующей организации) максимальная глубина проникновения коррозии на внешней КЗП не должна превышать 0,12...0,945 мм. Действительно, плотность предельного тока по кислороду на уровне укладки обследуемых участков нефтегазопроводов изменялась в пределах от 0,08 А/м 2 до 0,315 А/м 2 . Даже с максимальным значением плотности предельного тока по кислороду 0,315 А/м 2 максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации при плановом простое СКЗ 1,15 лет не превысит 0,3623 мм. Это 3,022 % от номинальной толщины стенки трубопровода. Однако на практике мы видим другую картину. В табл. 5.1 представлены результаты внут- ритрубной диагностики участка магистрального нефтепровода Д у 1220 мм по истечении его эксплуатации в течение 36 лет. Результаты внут- ритрубной диагностики свидетельствуют о том, что максимальный коррозионный износ стенки трубопровода превысил 15% от номинальной толщины стенки трубы. Максимальная глубина проникновения коррозии достигала 2,0 мм. Это означает, что длительность простоя средств ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.

Проведенные электрометрические измерения, представленные в табл. 5.2, свидетельствуют о том, что при заданном режиме катодной защиты остаточная скорость коррозии не превышала 0,006...0,008 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию коррозионно-стойкое и для магистральных нефтегазопроводов допустима. Эго означает, что за 36 лет эксплуатации трубопровода с учетом сведений о простое средств ЭХЗ по данным эксплуатирующей организации глубина проникновения коррозии не превысила бы 0,6411 мм. Действительно, за период плановых простоев средств ЭХЗ (1,15 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,3623 мм. За период работы средств ЭХЗ (34,85 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,2788 мм. Суммарная глубина проникновения коррозии на КЗП составила бы 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результаты внутритрубной диагностики свидетельствуют о том, что реальная максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации на обследуемом участке магистрального нефтепровода Д у 1220 мм составила 1,97 мм. На основе имеющихся данных нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита нс обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений : Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 лет. Длительность простоя средств ЭХЗ на проходящем в одном техническом коридоре магистральном газопроводе Д у 1020 мм, на котором в пойме р. Оби были обнаружены стресс-коррозионные трещины , совпадает с длительностью простоя СКЗ на магистральном нефтепроводе, так как СКЗ газопровода и нефтепровода запитаны от одной вдольтрассовой ВЛ.

В табл. 5.3 представлены результаты определения реального времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных нефтегазопроводов на основе электрометрических измерений.

Таблица 5.2

Распределение остаточной скорости коррозии па участках действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Таблица 5.3

Результаты определения истинного времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных газонефтепроводов на основе электрометрических измерений

Анализ результатов, представленных в табл. 5.3, свидетльствует о том, что реальное время простоя средств электрохимзащиты существенно превышает нормативное значение, что является причиной интенсивного коррозионного износа стенки трубопровода с внешней, ка- тодно-защищасмой строны.

Диагностика - это часто встречающееся слово в современном мире. Оно так крепко вжилось в наш ежедневный словарный круговорот, что мы и не обращаем на него никакого особого внимания. Сломалась стиральная машина - диагностика, обслуживание в сервисе любимого авто - диагностика, поход к врачу - диагностика. Эрудированный человек скажет: диагностика с греческого - «способность распознавать». Так что же нам, собственно, необходимо распознать в техническом состоянии металлического объекта, подвергающегося коррозии и в системах электрохимической (в основном катодной) защиты при их наличии на объекте? Об этом мы кратко и расскажем в данном обзоре.

В первую очередь договоримся о терминах. Когда употребляется термин коррозионная диагностика (обследование) в 90 % случаев идет речь о наружной поверхности рассматриваемого объекта. Диагностика выполняется, например, на наружной поверхности подземных трубопроводов, резервуаров, других металлоконструкций, подверженных почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами, наружной поверхности причальных сооружений, корродирующих под влиянием соленой и пресной воды и т.д. Если мы говорим об анализе коррозионных процессов на внутренней поверхности тех же трубопроводов или резервуаров, то вместо терминов «диагностика» или «обследование» обычно применяется термин «мониторинг». Разные термины подразумевают разные принципы обеспечения коррозионной безопасности - исследование коррозионного состояния наружной поверхности обычно проводится дискретно, 1 раз в 3-5 лет, а мониторинг коррозионных процессов внутри исследуемого объекта осуществляется или непрерывно, или с небольшим интервалом (1 раз в месяц).

Так с чего же начать при диагностике коррозионного состояния рассматриваемого объекта? С оценки потенциальной опасности и текущего положения вещей. Если объект, например, подводный, то на первом этапе потенциально возможно провести визуальный контроль наличия коррозионных дефектов и следов коррозии, и при их наличии оценить текущую и прогнозируемую опасность. В местах, где визуальный контроль невозможен, оценка потенциальной опасности проводится по косвенным признакам. Рассмотрим ниже основные диагностируемые параметры потенциальной коррозионной опасности и их влияние на процесс коррозионного разрушения:

Помимо указанных выше основных факторов, при проведении диагностики коррозионного состояния, в зависимости от характеристик объекта, изучают большое количество дополнительных параметров, таких как: водородный показатель (pH) грунта или воды (особенно при потенциальной опасности коррозионного растрескивания под напряжением), наличие коррозионно-опасных микроорганизмов, содержание солей в грунте или воде, возможность аэрации и увлажнения объекта и т.д. Все эти факторы могут при определенных условиях резко увеличивать скорость коррозионного разрушения объекта обследования.

После изучения параметров потенциальной коррозионной опасности часто проводят прямые измерения глубины коррозионных повреждений на объекте. Для этих целей используется весь спектр методов неразрушающего контроля - визуальный и измерительный контроль, ультразвуковые методы, магнитометрический контроль и т.д. Места контроля выбираются исходя из их потенциальной опасности по результатам выполненной оценки на первом этапе. Для подземных объектов для обеспечения доступа непосредственно к объекту выполняют шурфование.

На финальном этапе могут быть выполнены лабораторные исследования, например оценка скорости коррозии в лабораторных условиях или металлографические исследования состава и структуры металла в местах коррозионных дефектов.

Если диагностика выполняется на объекте, который уже оснащен системами противокоррозионной электрохимической защиты, то помимо исследования коррозионного состояния самого объекта выполняется диагностика исправности и качества работы существующей системы ЭХЗ, т.е. ее работоспособность в целом и значения выходных и контролируемых параметров в частности. Опишем наиболее важные параметры системы ЭХЗ, которые необходимо контролировать при проведении комплексного обследования систем ЭХЗ.

1. Катодный потенциал . Главный параметр работоспособности систем катодной и протекторной защиты. Определяет степень защищённости объекта от коррозии средствами ЭХЗ. Нормативные значения задаются основополагающими нормативными документами по противокоррозионной защите: ГОСТ 9.602-2005 и ГОСТ Р 51164-98. Измеряется как на стационарных пунктах (КИП и КДП), так и по трассе методом выносного электрода.
2. Состояние средств ЭХЗ: станций катодной, протекторной и дренажной защиты, анодных заземлений, КИП, изолирующих фланцев, кабельных линий и т.д. Все характеристики обследуемого оборудования должны быть в рамках значений, заданных в проекте. Дополнительно следует выполнить прогноз работоспособности оборудования на период до следующего обследования. Например, станции катодной защиты должны иметь запас по току для возможности регулирования защитного потенциала объекта при неминуемом старении изоляционного покрытия. Если запаса по току нет, следует запланировать замену станции катодной защиты на более мощную и/или ремонт анодного заземления.
3. Влияние системы ЭХЗ на сторонние объекты . В случае ошибок проектирования систем ЭХЗ возможно их вредное влияние на сторонние металлические сооружения. Особенно часто это бывает на трубопроводах месторождений нефти и газа, промышленных площадках, объектах внутри плотной городской застройки. Механизм такого влияния подробно описан . Оценка такого влияния обязательно должна проводиться в рамках диагностики систем ЭХЗ.

По результатам обследования должен быть подготовлен технический отчет, который должен содержать все числовые данные произведенных замеров, графики защитных потенциалов и так называемые трассовки, описание выявленных недостатков и дефектов, подробные фотоматериалы и т.д. Также в отчете должен быть сделан вывод по коррозионной опасности объекта с локализацией мест повышенного риска и разработаны технические решения по противокоррозионной защите.

Итак, по выполнении всех этапов диагностики заказчик получает отчет, в котором содержится подробная информация по коррозионному состоянию объекта и состоянию системы ЭХЗ. Но добытая диагностическими бригадами (порой с большим трудом, учитывая особенности местности и климата) информация просто пропадет, станет неактуальной, если в течение определенного времени ее не отработать, т.е. своевременно не устранить дефекты, которые были выявлены в ходе обследования, или не оборудовать объект обследования дополнительными средствами противокоррозионной защиты. Коррозионная ситуация на объекте постоянно меняется и если сразу не отработать полученную диагностическую информацию она может сильно устареть. Поэтому если владелец заботится о коррозионной безопасности своих объектов, то их система противокоррозионной защиты регулярно модернизируется по результатам так же регулярно выполняемых диагностических обследований, и риск коррозионного отказа на таких объектах минимален.

Тэги: блуждающие токи, диагностика коррозии, диагностика коррозионного состояния, изоляционное покрытие, индукционное влияние, источники переменного тока, коррозионная опасность, коррозионно-опасные микроорганизмы, коррозионное обследование, коррозионное растрескивание под напряжением, коррозионное состояние, сопротивление электролита, состояние изоляционного покрытия, электрохимическая защита, электрохимический потенциал, ЭХЗ