• 1. Основные понятия и показатели надёжности (надёжность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность и др.). Характеристика.
• 2. Взаимосвязь качества и надёжности машин и механизмов. Возможность оптимального сочетания качества и надёжности.
• 3. Способы определения количественных значений показателей надёжности (расчётные, экспериментальные, эксплуатационные и др.). Виды испытаний на надёжность.
• 4. Способы повышения надёжности технических объектов на стадии проектирования, в процессе производства и эксплуатации.
• 5. Классификация отказов по уровню их критичности (по тяжести последствий). Характеристика.
• 7. Основные разрушающие факторы, действующие на объекты в процессе эксплуатации. Виды энергии, оказывающие влияние на надёжность, работоспособность и долговечность машин и механизмов. Характеристика.
• 8. Влияние физического и морального износа на предельное состояние объектов трубопроводного транспорта. Способы продления периода исправной эксплуатации конструкции.
• 9. Допустимые и недопустимые виды повреждений деталей и сопряжений.
• 10. Схема потери работоспособности объектом, системой. Характеристика предельного состояния объекта.
• 11. Отказы функциональные и параметрические, потенциальные и фактические. Характеристика. Условия, при которых отказ может быть предотвращён или отсрочен.
• 13. Основные типы структур сложных систем. Особенности анализа надёжности сложных систем на примере магистрального трубопровода, насосной станции.
• 14. Способы расчёта надёжности сложных систем по надёжности отдельных элементов.
• 15. Резервирование как способ повышения надёжности сложной системы. Разновидности резервов: ненагруженный, нагруженный. Резервирование систем: общее и раздельное.
• 16. Принцип избыточности как способ повышения надежности сложных систем.
• 17. Показатели надежности: наработка, ресурс технический и его виды, отказ, срок службы и его вероятностные показатели, работоспособность, исправность.
• 19. Надежность и качество, как технико-экономические категории. Выбор оптимального уровня надежности или ресурса на стадии проектирования.
• 20. Понятие «отказ» и его отличие от «повреждения». Классификация отказов по времени их возникновения (конструкционные, производственные, эксплуатационные).
• 22. Деление мт на эксплуатационные участки. Защита трубопроводов от перегрузок по давлению.
• 23. Причины и механизм коррозии трубопроводов. Факторы, способствующие развитию коррозии объектов.
• 24. Коррозионное поражение труб магистральных трубопроводов (мт). Разновидности коррозионного поражения труб мт. Влияние процессов коррозии на изменение свойств металлов.
• 25. Защитные покрытия для трубопроводов. Требования, предъявляемые к ним.
• 26. Электро-хим. Защита трубопроводов от коррозии, ее виды.
• 27. Закрепление трубопроводов на проектных отметках, как способ повышения их надежности. Способы берегоукрепления в створах подводных переходов.
• 28. Предупреждение всплытия трубопроводов. Методы закрепления трубопроводов на проектных отметках на обводняемых участках трассы.
• 29. Применение системы автоматизации и телемеханизации технологических процессов для обеспечения надежной и устойчивой работы мт.
• 30. Характеристики технического состояния линейной части мт. Скрытые дефекты трубопроводов на момент пуска в эксплуатацию и их виды.
• 31. Отказы запорно-регулирующей арматуры мт. Их причины и последствия.
• 32. Отказы механо - технологического оборудования нпс и их причины. Характер отказов магистральных насосов.
• 33. Анализ повреждений основного электротехнического оборудования нпс.
• 34. Чем определяется несущая способность и герметичность резервуаров. Влияние скрытых дефектов, отклонений от проекта, режимов эксплуатации на техническое состояние и надежность резервуаров.
• 35. Применение системы технического обслуживания и ремонта (тор) при эксплуатации мт. Задачи, возлагаемые на систему тор. Параметры, диагностируемые при контроле технического состояния объектов мт.
• 36. Диагностика объектов мт, как условие обеспечения их надежности. Контроль состояния стенок труб и арматуры методами разрушающего контроля. Испытания трубопроводов.
• 37. Контроль состояния стенок трубопроводов методами неразрушающего контроля. Аппараты для диагностирования: самоходные и перемещаемые потоком перекачиваемой жидкости.
• 38. Диагностика напряженно-деформированного состояния линейной части трубопровода.
• 39, 40, 41, 42. Диагностика наличия утечек жидкости из трубопроводов. Методы диагностики мелких утечек в мнп и мнпп.
• 1. Визуальный
• 2. Метод понижения давления
• 3. Метод отрицательных ударных волн
• 4. Метод сравнения расходов
• 5. Метод линейного баланса
• 6. Радиоактивный метод
• 7. Метод акустической эмиссии
• 8. Лазерный газоаналитический метод
• 9. Ультразвуковой метод (зондовый)
• 43. Методы контроля состояния изоляционных покрытий трубопроводов. Факторы, приводящие к разрушениям изоляционных покрытий.
• 44. Диагностика технического состояния резервуаров. Визуальный контроль.
• 45. Определение скрытых дефектов в металле и сварных швах резервуара.
• 46. Контроль коррозионного состояния резервуаров.
• 47. Определение механических свойств металла и сварных соединений резервуаров.
• 48. Контроль геометрической формы и осадки основания резервуара.
• 49. Диагностика технического состояния насосных агрегатов.
• 50. Профилактическое обслуживание мт, как способ повышения надежности в процессе его эксплуатации. Стратегии то и ремонта.
• 51. Система планово-предупредительного ремонта (ппр) и ее влияние на надежность и долговечность мт. Виды то и ремонта.
• 52. Перечень мероприятий, включаемых в систему ппр трубопроводных систем.
• 53. Недостатки системы ппр по наработке и основные направления ее совершенствования.
• 54. Капитальный ремонт линейной части мт, его основные этапы. Виды капитального ремонта нефтепроводов.
• 55. Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода с подъемом и укладки его на лежки в траншее.
• 56. Аварии на мт, их классификация и организация ликвидации аварий.
• 57. Причины аварий и виды дефектов на мт.
• 58. Технология аварийно - восстановительных работ трубопроводов.
• 59. Способы герметизации трубопроводов. Требования, предъявляемые к герметизирующим устройствам.
• 60. Метод герметизации трубопровода через «окна».

• Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противо­положным образующим. Толщины патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части, не менее, чем в двух точках.

  Толщину листов днища и кровли измеряют по двум взаимноперпенди- кулярным направлениям. Число измерений на каждом листе должно быть не менее двух. В местах, где имеется коррозионное разрушение листов кровли, вырезаются отверстия размером 500x500 мм и производятся измерения сече­ний элементов несущих конструкций. Толщину листов понтона и плавающей крыши измеряют на ковре, а также на наружных, внутренних и радиальных ребрах жесткости.

  Результаты измерений осредняются. При изменении толщины листа в нескольких точках в качестве фактической принимается среднеарифмитиче- ская величина. Измерения, давшие результат, отличающийся от среднеариф- митической величины более, чем на 10 % в меньшую сторону, указываются дополнительно. При измерении толщины нескольких листов в пределах одно­го пояса или любого другого элемента резервуара за фактическую толщину принимается минимально замеренная толщина отдельного листа.

  Результаты измерений сравниваются с предельно допустимыми величи­нами толщин стенки, кровли, несущих конструкций, понтонов.

  Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуара не должен превышать 50 %, а окраек днища - 30 % проектной величины. Для не­сущих конструкций покрытия (ферм, балок) износ не должен превышать 30 % от проектной величины, а для листов понтона (плавающей крыши) - 50% в центральной части и 30 % для коробов.

  47. Определение механических свойств металла и сварных соединений резервуаров.

  Для определения фактической несущей способности и пригодности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свойства основного металла и сварных соединений.

  Механические испытания производятся в случае, когда отсутствуют данные о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, при значительной коррозии, при появлении трещин, а также во всех других случаях, когда имеется подозрение на ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегрева, действия чрезмерно высоких нагрузок.

  Механические испытания основного металла выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-73 и ГОСТ 9454-78. Они включают в себя определение пределов прочности и текучести, относительного удлинения и ударной вязкости. При механических испытаниях сварных соединений (согласно ГОСТ 6996-66) выполняют определение предела прочности, испытания на статический изгиб и ударную вязкость.

  В случаях, когда требуется определить причины ухудшения механических свойств металла и сварных соединений, появление трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионного повреждения, находящегося внутри металла, производятся металлографические исследования.

  Для механических испытаний и металлографических исследований вырезают основной металл диаметром 300 мм в одной из четырех нижних поясов стенки резервуара.

  В процессе металлографических исследований определяют фазовый состав и размеры зерна, характер термической обработки, наличие неметаллических включений и характер коррозионного разрушения (наличие межкристал- лидной коррозии).

  Если в паспорте резервуара отсутствуют данные о марке металла, из которого он изготовлен, прибегают к химическому анализу. Для определения химического состава металла используются образцы, вырезанные для механических испытаний.

  Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать указаниям проекта, а также требованиям стандартов и технических условий.

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.691.4.620.193/.197

На правах рукописи

Аскаров Герман Робертович

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НЕСТАБИЛЬНОГО

ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА НА КОРРОЗИОННОЕ

СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА

Специальность 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Гаррис Нина Александровна Уфа

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………… 1. Современные представления о температурном влиянии на коррозионное состояние газопровода……………………………………………………………. 1.1 Краткая характеристика коррозионных процессов в трубопроводном транспорте…………………………………………………………………………. 1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе…………………. 1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия………………….. 1.3 Коррозионная агрессивность грунтов………………………………………... Причины формирования коррозионных элементов на наружной 1. поверхности газопровода…………………………………………………………. 1.4.1 Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода…………………………………………………………. 1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта…. 1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода……………………………………………………………. 1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов…. 1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов…………………… Выводы к главе 1 Оценка импульсного воздействия влажности и температуры на 2.

коррозионную активность грунтов, окружающих газопровод………………… 2.1 Физическое моделирование и выбор управляющих параметров…………... 2.2 Краткое описание экспериментальной установки…………………………... 2.3 Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии………………………… 2.4 Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов……………………………… Зависимость скорости коррозии от средней температуры при 2.

Нестабильном теплообмене………………………………………………………. Выводы к главе 2…………………………………………………………………. 3. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии…………………………………………………… 3.1 Критерии оценки коррозионной опасности…………………………………. 3.2 Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии…………………………………………………… 3.2.1 Характеристика участка газопровода……………………………………… 3.2.2 Анализ результатов ВТД……………………………………………………. 3.3 Образование и скорость развития коррозионных очагов на трубопроводах с пленочной изоляцией…………………………………………. 3.4 Коррозионный прогноз дефектности труб большого диаметра……………. Выводы к главе.3…………………………………………………………………. 4. Разработка метода ранжирования участков газопроводов по степени опасности для вывода в ремонт………………………………………………….. 4.1. Методика ранжирования участков газопроводов по степени опасности… 4.1.1 ВТД газопроводов при ранжировании по степени опасности…………… 4.1.2 Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов……………………………………………………. 4.2 Комплексная диагностика изоляционного покрытия и средств ЭХЗ……… 4.2.1 Факторы опасности коррозионного повреждения трубопроводов………. 4.2.2 Пример расчета комплексного показателя коррозионной активности….. 4.3 Учет колебаний температуры на газопроводах больших диаметров…..….. 4.4 Суммарный интегральный показатель………………………………………. 4.4.1 Пример расчета суммарного интегрального показателя…………………. 4.5 Эффективность разработки……………………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

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.

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.

пролегания магистральных газопроводов при импульсном тепловом воздействии и прогноз коррозионного состояния трубопроводов являются актуальными для газотранспортной отрасли.

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.

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.

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 Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, приложений, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование, изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков и 28 таблиц.

Апробация работы Основные материалы диссертации докладывались на:

Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», Ухта, 2003;

- научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Газпром»

«Новые технологии в развитии газовой промышленности», Самара, 2003;

Научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья», ГУП ИПТЭР, Уфа, 2004;

международной научно-технической конференции синергетика II», УГНТУ, Уфа, 2004;

2-ой международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ, Уфа, 2004;

Научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов промышленности в современных условиях», Самара, 2005;

Трубопроводный транспорт», УГНТУ, Уфа, 2005, 2006, 2012;

Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» «Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром», Москва, 2006;

Конференции на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК–2006», Москва, 2006;

- конференции Международной топливно-энергетической ассоциации (МТЭА), Москва, 2006.

международной научно-практической конференции проблемы нефтегазового комплекса Казахстана», Актау, 2011.

коррозионное состояние газопровода трубопроводов получили развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых, непосредственно занимающихся проблемами трубопроводного транспорта: А.Б. Айнбиндера, М.З. Асадуллина, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, А.Г. Гареева, Н.А. Гаррис, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, И.Г.

Исмагилова, Р.М. Зарипова С.В. Карпова, М.И. Королева, Г.Е. Коробкова, В.В.

Кузнецова, Ф.М. Мустафина, Н.Х. Халлыева, В.В. Харионовского и др. .

Таким образом, подземная коррозия металлов относится к наиболее сложному виду электрохимической и биологической коррозии.

Согласно нормативным документам существуют различные показатели оценки коррозии металлов (потеря массы металла за определенное время, уменьшение толщины стенки трубы, скорость роста раковин и др.) . Эти величины являются показателями устойчивости металлов к коррозии в определенных типах грунтов.

1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе В работе рассматриваются коррозионные дефекты, выявленные ВТД и особенности их проявления, связанные с состоянием изоляционного покрытия.

Опыт эксплуатации показывает, что повреждения в виде обширных смыкающихся язв (общая коррозия) развиваются в зонах отслоения пленочной изоляции, находящихся в режиме периодического смачивания грунтовыми водами.

Катодная защита зон отслоения пленочной изоляции затруднена, с одной стороны, диэлектрическим экраном в виде полиэтиленовой пленки, а с другой, нестабильными параметрами электролита, затрудняющими прохождение катодного поляризующего тока через щель в зону зарождения и развития колоний язв или трещин. В результате довольно часто наблюдается развитие подпленочной коррозии в виде цепочки смыкающихся каверн, геометрия которых повторяет пути продвижения электролита под изоляцией.

Широко известен факт, что битумно-резиновая изоляция после 10-15 лет эксплуатации в обводненных грунтах теряет адгезию к поверхности металла.

Однако коррозия под битумной изоляцией во многих случаях не развивается. Она развивается только в тех случаях, когда плохо работает или отсутствует катодная защита. Эффект защиты достигается благодаря формированию в процессе длительной эксплуатации газопровода ионной поперечной проводимости битумной изоляции. Прямым доказательством этого является смещение рН почвенного электролита под слоем битумного покрытия до 10-12 единиц в результате протекания реакции с кислородной деполяризацией .

Значительное место по количеству повреждений занимает язвенная локальная коррозия в виде отдельных каверн, которая достигает 23-40 % от общего числа повреждений. Можно утверждать, что, при прочих равных условиях, глубина локальных коррозионных повреждений интегрально оценивает эффективность действия катодной защиты в сквозных дефектах изоляции.

1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия Главным требованием, предъявляемым к защитным покрытиям, является надёжность защиты трубопроводов от коррозии в течение всего срока службы .

Широко применяемые изоляционные материалы условно можно разделить на две большие группы:

Полимерные, включающие в себя изоляционные ленты, экструдированный и напылённый полиэтилен, эпоксидные и полиуретановые материалы;

-битумные мастики с оберточными материалами, комбинированные мастичные покрытия.

Полимерные изоляционные ленты широко применялись для изоляции трубопроводов при их строительстве и ремонте, начиная с 60-ых годов прошлого столетия. Согласно , 74% всех построенных трубопроводов изолировано полимерными лентами. Покрытия из полимерных изоляционных лент представляют собой многослойные системы, состоящие из плёнки – основы, подклеивающего слоя и слоя адгезионного праймера (грунтовки). Эти защитные материалы являются только диффузионным барьером, препятствующим проникновению коррозионно-активной среды к металлической поверхности трубопровода, и поэтому срок их службы ограничен .

Кроме того, недостатками плёночных покрытий являются:

- нестабильность адгезии;

- недолговечность покрытия;

- относительно высокая стоимость.

Нестабильность адгезии и, как следствие, недолговечность покрытия связана с незначительной толщиной клеевого слоя.

Клеевая основа липких плёночных материалов представляет собой раствор бутилкаучука в органических растворителях с определёнными добавками. В связи с этим, старение клеевого слоя происходит значительно быстрее полимерной основы.

При снижении эксплуатационных характеристик изоляции до 50% от начальных значений эффективность покрытия как противокоррозионного барьера резко уменьшается.

Результаты исследований показывают , что 73% всех отказов на магистральных газопроводах Канады обусловлены стресс-коррозией, протекающей под полиэтиленовыми плёночными покрытиями. Установлено, что под однослойными полиэтиленовыми покрытиями образуется в пять раз больше стресс-коррозионных трещин, чем под битумными покрытиями. Под двухслойными плёночными покрытиями количество колоний стресскоррозионных трещин на метр трубы в девять раз больше чем с покрытиями на основе битума.

Срок службы полимерных изоляционных лент составляет 7-15 лет .

Ограничение, а в ряде случаев исключение применения полимерных изоляционных лент согласно ГОСТ Р 51164 связано с непродолжительным сроком их службы.

По опыту переизоляции магистральных газопроводов установлено, что на участках с заводским изоляционным покрытиям дефектов КРН и коррозии не выявлено.

Рассмотрение эксплуатационных характеристик наиболее широко используемых антикоррозионных покрытий позволяет сделать вывод, что они не обладают свойствами, которые бы полностью удовлетворяли требованиям, предъявляемым к изоляционным материалам, защищающим трубопровод от почвенной коррозии:

- адгезией к металлам;

- механической прочностью;

Химической стойкостью по отношению к коррозионным агентам – кислороду, водным растворам солей, кислот и оснований и т. п.

Отмеченные параметры определяют возможность антикоррозионного материала противостоять коррозии и стресс-коррозии газопроводов.

Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия на газопроводах, с пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения происходит по множеству причин, которые осуществляют воздействие на качество защитных свойств как независимо друг от друга, так и в комплексе. Рассмотрим причины воздействия на пленочное изоляционное покрытие.

Вертикальное давление грунта на газопровод.

Вследствие того, что давление грунта распределяется неравномерно по периметру трубы, наиболее проблемные зоны возникновения отслоения и формирования гофр изоляционного покрытия приходятся на позиции 3-5 часов и 7-9 часов по ходу газа, с условным разбитием периметра трубопровода на секторов (верхняя образующая 0 часов, нижняя 6 часов). Это происходит по причине того, что на изоляционное покрытие верхней половины трубы приходится наибольшее и относительно равномерное давление грунта, которое растягивает пленочное покрытие и препятствует образованию гофр и отслоений на этом участке. В нижней половине трубы картина отличается: на позиции около 6 часов труба опирается на дно траншеи, из-за чего вероятность образования гофр незначительна. На позиции 3-5 часов давление грунта минимально, так как труба в этом месте соприкасается с грунтом, засыпанным с края траншеи (см. рисунок 1.1). Таким образом, в районе 3-5 часов по периметру трубопровода происходит сдвиг-смещение пленочного покрытия с образованием гофр. Эту область можно рассматривать как наиболее предрасположенную к возникновению и развитию коррозионных процессов.

Линейное расширение сопрягаемых материалов.

Одной из причин образования гофр на пленочном изоляционном покрытии является различный коэффициент линейного расширения материалов, пленочной ленты и металла трубы.

Проанализируем, как различается воздействие температуры на металл трубы и пленочную ленту на «горячих» участках газопровода большого диаметра (выход газопровода с компрессорной станции).

Рисунок 1.1 – Схема возникновения гофр на пленочном изоляционном покрытии 1 – газопровод; 2 – место вероятного образования гофр; 3 – зона опирания трубопровода Значения температур у металла трубы и пленочной изоляции во время нанесения можно принять равным температуре окружающей среды, а во время эксплуатации – равным температуре газа в газопроводе.

По данным увеличение длины стального листа и пленочной изоляции по периметру трубы диаметром 1420 мм при изменении температуры с 20 до С (температура газа), соответственно составит 1,6 мм и 25,1 мм .

Такой образом на «горячих» участках пленочная изоляция может удлиняться на десятки миллиметров больше чем стальной лист, создавая реальные условия для образования отслоений с образованием гофр, особенно в направлениях наименьшего сопротивления на позиции 3-5 и 7-9 часов периметра газопровода большого диаметра.

Некачественное нанесение грунтовки на трубопровод.

Качество адгезии изоляционного покрытия определяет срок его службы.

Недостаточное размешивание битума в растворителе в процессе приготовления грунтовки или хранение в загрязненной таре приводит к загустеванию грунтовки, в связи с чем, ее наносят на трубопровод неравномерно или с подтеками.

В трассовых условиях при нанесении различных видов грунтовок на влажную поверхность труб и в ветреную погоду в грунтовочном слое могут образоваться воздушные пузыри, которые снижают прилипаемость грунтовки к металлу.

При недостаточном или неравномерном нанесении грунтовки на трубу, перекосе брезентового полотенца, сильном его загрязнении и износе могут образовываться пропуски в грунтовочном слое.

Кроме того, в технологии нанесения рулонных изоляционных покрытий имеется существенный недостаток. При изоляционных работах промежуток времени между нанесением грунтовки на трубу и намоткой полиэтиленовой ленты недостаточен для испарения растворителя, имеющийся в грунтовке.

Малопроницаемая полиэтиленовая пленка препятствует испарению растворителя, под ней возникают многочисленные вздутия, нарушающие адгезионное соединение между слоями покрытия.

В целом, перечисленные факторы в значительной степени снижают качество изоляционного покрытия и приводят к сокращению срока его службы.

1.3. Коррозионная агрессивность грунтов При утере изоляционным покрытием защитных свойств, одной из главных причин возникновения и развития коррозии и стресс-коррозии является коррозионная агрессивность грунтов .

На коррозию металлов в грунтах прямо или косвенно влияет множество факторов: химико-минералогический состав, гранулометрический состав, влажность, воздухопроницаемость, содержание газов, химический состав поровых растворов, рН и еН среды, количество органического вещества, микробиологический состав, электропроводность грунтов, температура, мерзлое или талое состояние. Все перечисленные факторы могут действовать как раздельно, так и одновременно в конкретном месте. Один и тот же фактор при различных сочетаниях с другими может в одних случаях ускорять, а в других случаях замедлять скорость коррозии металла. Следовательно, оценка коррозионной активности среды по какому-либо одному фактору невозможна.

Существует много методов оценки агрессивности грунта. В совокупность определяемых характеристических параметров в общую оценку агрессивности грунта входит такая его характеристика , как электрическое сопротивление (см. таблицу 1.1).

Таблица 1.1 – Коррозионные свойства грунтов оцениваются по величине удельного электрического сопротивления грунта в Ом·м По удельному грунта, Ом·м сопротивление почвы не как показатель ее коррозионной активности, а как признак, отмечающий участки в которых может иметь место интенсивная коррозия» . Низкое омическое сопротивление указывает только на возможность коррозии. Высокое омическое сопротивление грунтов является признаком слабой коррозионной агрессивности грунтов только в нейтральных и щелочных средах. В кислых почвах с низкой величиной рН возможна активная коррозия, но кислых соединений часто бывает недостаточно для понижения омического сопротивления. В качестве дополнения к приведенным методам исследования коррозионности почв авторы предлагают химический анализ водных вытяжек, который достаточно точно определяет степень засоленности почв .

Наиболее важными факторами коррозионной активности почвы являются ее структура (см. таблицу 1.2) и способность пропускать воду и воздух, влажность, рН и кислотность, окислительно-восстановительный потенциал (еН), состав и концентрация присутствующих в почве солей. При этом важная роль отводится не только анионам (Сl- ; SO 2 ; NO 3 и др.), но и катионам, которые способствуют возникновению защитных пленок и электропроводности почвы .

В отличие от жидких электролитов грунты имеют гетерогенное строение как на микромасштабном (микроструктура грунтов), так и на макромасштабном уровне (чередование линз и слоев пород с различными литологическими и Таблица 1.2 – Коррозионная активность грунтов в зависимости от их вида физико-химическими свойствами). Жидкости и газы в грунтах имеют ограниченные возможности перемещения, что усложняет механизм подвода кислорода к поверхности металла и влияет на скорость процесса коррозии, а кислород, как известно, является главным стимулятором коррозии металлов.

В таблице 1.3 приводятся данные по коррозионной активности грунтов в зависимости от рН и содержания химических элементов .

В СеверНИПИгаз проведены исследования , связывающие аварийные Проанализированы данные по авариям за 1995-2004 г.г. (39 аварий), исследованы химический состав грунта и грунтового электролита. Распределение аварий по причине КРН по укрупненным типам грунтов приводятся на рисунке 1.2.

Таблица 1.3 – Коррозионная активность грунтов в зависимости от рН и содержания химических элементов Как видно из рисунка 1.2 большинство аварий (61,5%) произошло на участках с тяжелым тугопластичным грунтом, значительно меньше их количество (30%) – в более легких грунтах и только единичные аварии случаются в песках и болотистых почвах. Следовательно, для уменьшения количества аварий по причине КРН, необходимо контролировать состав грунта, что можно сделать на этапе проектирования новой ветки газопровода. Это также показывает необходимость исследования грунта при анализе и выборе участков под строительство и реконструкцию.

Рисунок 1.2 – Распределение аварий по причине КРН за 1995 – 2004 гг по Влажность грунта играет большую роль в протекании коррозионных процессов. При малой влажности велико электрическое сопротивление грунта, что обуславливает уменьшение значения протекающего коррозионного тока. При большой влажности электрическое сопротивление грунта уменьшается, но сильно затрудняется диффузия кислорода к поверхности металла, в результате чего коррозионный процесс замедляется. Существует мнение, что максимальная коррозия наблюдается при влажности 15-20% , 10-30% .

1.4 Причины формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода.

1.4.1 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).

Рисунок 1.3 – Модель микрокоррозионного элемента 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 …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.

1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта обеспечивают дискретное увеличение дефекта. Как показано в , этому процессу способствует импульсное тепловое воздействие газопровода на миграционные процессы в грунтовом электролите.

В результате решения обратной задачи теплопроводности для условий участка Уренгойского коридора газопроводов на перегоне Поляна – Москово была определена картина распределения влажности W грунта по периметру трубопровода во времени.

Исследования показали, что при импульсном увеличении температуры происходит отток влаги от трубы, а при последующем уменьшении температуры стенки трубопровода влажность прилежащего активного слоя грунта увеличивается.

По периметру сечения трубы влажность также меняется (рисунок 1.5). Чаще наибольшая влажность наблюдается вдоль нижней образующей трубы, на позиции 6 часов. Наибольшие колебания влажности фиксируются на боковых поверхностях трубы, где миграционные процессы выражены максимально.

В продолжении этой работы (при участии соискателя) были выполнены исследования и определено электрического сопротивления эл коррозионноактивного слоя грунта вокруг трубопровода и построены эпюры эл.

электрического сопротивления грунта по периметру газопровода Ду 1400. Они построены на различные моменты времени на основании результатов проведенного промышленного эксперимента на участке газопровода «ПолянаМосково" Уренгойского коридора, который показал, что при эксплуатационных температурах 30…40 ОС грунт под трубой всегда остается влажным, в то время, как над верхней частью трубы влажность грунта значительно уменьшается.

24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 – квазистационарный режим 7.04.00 – после отключения одного компрессорного цеха Рисунок 1.5 – Перераспределение влажности W и удельногосопротивления грунта на контуре газопровода по результатам промышленного эксперимента.

Таблица 1.4 – Изменение влажности и удельного сопротивления грунта по периметру трубы Дата tr, гр tв, гр Q,Вт/м.гр Диапазон изменения влажности слоя грунта, контактирующего с трубопроводом, меняется от полного насыщения до практически обезвоживания, см. таблицу 1.4.

На представленном рисунке 1.5 видно, что наиболее благоприятные условия для возникновения дефектов общей коррозии и КРН возникают в нижней четверти трубы на позициях 5…7 часов, где эл минимально, а W максимальна, режим изменения пульсирующий, аэрация незначительна.

При построении эпюры удельного сопротивления грунта эл по контуру трубы использован график зависимости удельного сопротивления грунта от влажности (рисунок 1.6).

В показано, что в зимний период на начальном участке газопровода, где температуры поддерживаются на уровне 25…30 °С и выше, происходит подтаивание снега и длительное время над трубопроводом поддерживается зона переувлажненного грунта, что дает подпитку и также усиливает коррозионную активность грунтов.

Время действия или прохождения теплового импульса измеряется колебания). Этого времени вполне достаточно, чтобы на малом промежутке прошли микроуравнительные токи. Приведенные на рисунках 1.5, 1.6 и в таблице 1.4 данные, полученные в промышленных условиях для газопровода диаметром 1420 мм показывают, что вследствие изменения влажности по периметру трубы изменяется локальная коррозионная активность грунтов, которая зависит от омического сопротивления, см. таблицу 1.5.

Таблица – 1.5 Коррозионная активность грунтов по отношению к углеродистой стали в зависимости от их удельного электрического сопротивления Удельное сопротивление, Ом.м Рисунок 1.6 – Зависимость удельного электрического сопротивления глинистого грунта от влажности Эпюры построены по данным замерного пункта № 2 на 1850 км трассы газопровода Уренгой - Новопсков, который расположен в достаточно сухом месте, в наивысшем пункте над оврагом. Изоляция трубопровода на данном участке находилась в удовлетворительном состоянии.

В оврагах и балках, где изменение влажности более значительно, названные эффекты должны быть выражены более ярко. Такая картина характерна для случая однородного грунта по периметру трубы. При разнородных комковатых грунтах обратной засыпки омическое сопротивление компонентов будет сильно отличаться. На рисунке 1.7 представлены графики зависимости удельного сопротивления различных грунтов от влажности.

Поэтому при смене грунтов на эпюре удельных сопротивлений эл будут разрывы и макрокоррозионные элементы будут четко обозначены.

Таким образом, изменение температуры микроэлемента приводит к изменению потенциалов влаги и электрического сопротивления. Эти явления аналогичны тем, что происходят при изменении режима установки катодной защиты. Смещение потенциала или переход через «мертвую» точку эквивалентен отключению катодной защиты и вызывает микроуравнительные токи.

Развитие коррозионных процессов в импульсном температурном режиме приводит к эрозии или коррозионному растрескиванию металла труб.

Создается ситуация, когда сопротивление передвижению ионов в почвенном электролите переменное по периметру трубы. Чем выше расположен рассматриваемый участок на поверхности трубы, тем с меньшей скоростью протекает анодная реакция, так как влажность прилегающего грунта уменьшается, омическое сопротивление увеличивается и затрудняется отвод положительных ионов металла от анодного участка. С понижением или приближением к позиции на контуре трубопровода, соответствующей 5... часам, скорость анодной реакции возрастает.

На позиции 6 час грунт уплотнен, часто имеется оглеение, доступ кислорода к трубопроводу затруднен, вследствие чего реакция присоединения электрона Рисунок 1.7 – Зависимость удельного сопротивления грунтов от их влажности:

1– болотистые; 2 – песчаные; 3 – глинистые.

(водородная или кислородная деполяризация) протекает с меньшей скоростью. На участке с затрудненным доступом кислорода потенциал коррозионного элемента менее положителен, а сам участок будет анодом.

В таких условиях коррозионный процесс протекает с катодным контролем, который характерен для большинства плотных увлажненных почв (овраги, балки).

Здесь можно высказать предположение, что характер микроуравнительных и уравнительных токов идентичен. Но микроуравнительные токи быстротечны и малоинерционны и потому более разрушительны.

Грунт является капиллярно – пористым телом. При изотермическом режиме движение влаги в грунте происходит под действием электроосмоса и гидромеханической фильтрации . При протекании значительного анодного тока происходит электроосмотический отгон влаги от анода к катоду. При определенных условиях может наступить равновесие между электроосмотической и гидромеханической фильтрацией.

Гораздо сложнее процессы движения грунтовой влаги (электролитов) на неизотермических участках, особенно в нестационарных режимах. Здесь, вблизи трубы, при наличии температурного градиента возникает термокапиллярное или термокапиллярно пленочное движение. Направление движения воды (электролита) практически совпадает с направлением тока тепла, и наблюдается, преимущественно, в радиальном направлении, от трубы. Конвективные токи при температурах порядка 30…40 °С незначительны, но пренебрегать ими нельзя, так как они влияют на распределение влаги по контуру трубы, а следовательно и на условия формирования гальванических пар.

При импульсном температурном воздействии изменяются температурные градиенты, что приводит к перераспределению миграционных потоков. В зоне, где происходит почвенная коррозия, движение влаги происходит в колебательном режиме под действием следующих сил:

- термодвижущих, - капиллярных, - электроосмотических, - фильтрационных, - конвективных и др.

При отсутствии фильтрации на позиции 6 час образуется «застойная зона».

Как правило, это область минимальных градиентов, откуда эвакуация влаги затруднена. Грунт, взятый под нижней образующей, с позиции 6 час, имеет характерные признаки оглеения, что свидетельствует о низкой активности коррозионных процессов без доступа кислорода.

Таким образом, причинно – следственная связь устанавливает, что потенциальное поле вокруг газопровода формирует поляризационный потенциал, переменный не только по длине трубопровода, но и по сечению, и во времени.

Считается, с точки зрения традиционной карбонатной теории, что коррозионный процесс может быть предотвращен с помощью точного контроля величины поляризационного потенциала на всем протяжении трубопровода, что представляется недостаточным. Потенциал должен быть постоянным и в сечении трубы. Но на практике подобные мероприятия трудно осуществимы.

1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода Температурные условия значительно изменяются при эксплуатации системы магистрального газопровода. За годовой период эксплуатации температура грунта на глубине заложения Н=1,72 м оси трубопровода (Ду 1400) в ненарушенном тепловом состоянии в районе прохождения трассы газопроводов Башкортостана изменяется в пределах +0,6…+14,4оС . В течение года особенно сильно меняется температура воздуха :

- среднемесячная от –14,6…= +19,3 оС;

- абсолютный максимум +38 оС;

- абсолютный минимум – 44 оС.

Практически синхронно с температурой воздуха изменяются и температура газа после прохождения аппаратов воздушного охлаждения (АВО). По многолетним наблюдениям, изменение температуры газа после аппарата технологическим причинам и зафиксированное диспетчерской службой колеблется в пределах +23…+39 ОС .

определяет не только характер теплообмена газопровода с грунтом. Колебания температур вызывают перераспределение влаги в грунте и влияют на коррозионные процессы трубных сталей.

Есть все основания предполагать, что активность коррозионных процессов напрямую зависит не столько от температуры, сколько от её колебаний, так как неравномерность термодинамических процессов – это одна из причин, активизирующих коррозионные процессы .

В отличие от хрупкого разрушения трубопровода под действием высоких давлений или вибрационного воздействия, которые происходят быстротечно, коррозионные разрушительные процессы - инерционные. Они связаны не только с электрохимическим или другим реагированием, но также определяются тепломассопереносом и движением грунтовых электролитов. Поэтому, изменение температуры активной среды, растянутое по времени на несколько дней (или часов), можно рассматривать как импульс для коррозионного микро - или макроэлемента.

Разрушения газопроводов по причине КРН, как правило, происходят на начальных участках трассы газопровода, за КС, с потенциально опасными перемещениями трубопровода, т.е. там, где температура газа и ее колебания максимальны. Для условий газопроводов Общества Уренгой - Петровск и Уренгой - Новопсков на участке перегона Поляна - Москово – это, преимущественно, переходы через овраги и балки с временными водотоками. Под действием значительных температурных перепадов, особенно при несоответствии положения оси трубопровода проектному и недостаточном сцеплении трубы с грунтом, происходят подвижки трубопроводов.

Повторяющиеся подвижки трубопроводов приводят к нарушению целостности изоляционного покрытия и открывают доступ грунтовых вод к металлу трубы. Так, в результате переменного температурного воздействия создаются условия для развития коррозионных процессов.

Таким образом, на основании ранее проведённых исследований, можно утверждать, что изменение температуры стенки трубы влечёт за собой изменение влажности и электрического сопротивления грунта вокруг нее. Однако данные по количественным параметрам этих процессов в научно-технической литературе отсутствуют.

1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов.

В системе диагностических работ на газопроводах ключевая роль отводится внутритрубной диагностике, которая является наиболее эффективным и информативным методом диагностического обследования. В ООО «Газпром трансгаз Уфа», в настоящее время, диагностику технического состояния линейной части газопроводов осуществляет НПО «Спецнефтегаз», имеющее в своём арсенале оборудование для обследования газопроводов с условным диаметром 500 – 1400 мм - комплекс ДМТП (5 снарядов), который включает :

- очистной снаряд (СО);

- магнитно-очистной (МОП);

- электронный профилемер (ПРТ);

поперечного (ДМТП) намагничивания.

Применение ВТД позволяет выявлять самую опасную категорию дефектов – стресс – коррозионные трещины (КРН), глубиной 20% от толщины стенки и более. Особую значимость диагностическое обследование ВТД имеет для газопроводов больших диаметров, где высока вероятность возникновения и развития дефектов КРН.

Среди всех выявляемых дефектов наибольшее количество приходится на дефекты потери металла, такие как общая коррозия, каверна, язва, продольная канавка, продольная трещина, зона продольных трещин, поперечная канавка, поперечная трещина, механические повреждения и т. п.

дефектоскопом с 95% вероятностью, определяются относительно толщины стенки трубы «t» в трехмерных координатах (длина х ширина х глубина) и имеют следующие параметры:

- питтинговая коррозия 0,5t х 0,5t х 0,2t;

- продольные трещины 3t х 0,1t х 0,2t;

- поперечные трещины 0t х 3t х 0,2t;

- продольные канавки 3t х 1t х 0,1t;

- поперечные канавки 1t х 3t х 0,1t.

Оценка опасности выявленных дефектов может производиться по ВРД 39Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирование по степени опасности и определению остаточного ресурса, ОАО «Газпром», .

Для дефектов коррозионного типа определяются следующие параметры оценки опасности:

- уровень безопасного давления в газопроводе;

- ресурс безопасной работы трубопровода с дефектами.

возможности. Пропуск снарядов ВТД позволяет достоверно определять количественные параметры дефектов стенки трубы, повторные пропуски – динамику их развития, что создает возможность прогноза развития коррозионных дефектов.

1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов.

существовали попытки моделирования этого процесса. Согласно линейная модель процесса принадлежат М. Фарадею и имеет вид:

где: А-const (постоянная величина);

Большая группа исследователей выдвинула степенную модель:

где: A=13, а=0,25; 0,5; 1,0.. В таблице 1.6 приводятся обобщенные результаты ранее проведенных исследований кинетики электрохимической коррозии металлов - классификация математических моделей по общему виду функций. Всего приводится 26 моделей, которые включают: линейные; степенные; экспоненциальные; логарифмические;

гиперболические; натуральные логарифмы; ряды; интегральные; синусоидальные;

комбинированные и др.

В качестве сравнительных критериев рассматривались: потеря массы металла, утонение стенки образца, глубина каверны, площадь коррозии, ускорение (замедление) коррозионного процесса и т.п.

На коррозионные процессы влияет много факторов, в зависимости от которых процессы могут:

- развиваться с постоянной скоростью;

- ускоряться или замедляться;

- останавливаться в своем развитии.

Рассмотрим кинетическую кривую, представленную в координатах глубины коррозионных дефектов – время (рисунок 1.8).

Участок кривой 0-1 позволяет установить, что разрушение данного металла в агрессивной среде (электролите) за период t1 практически не наблюдается.

Участок кривой 1-2 показывает, что интенсивное разрушение металла начинается в интервале t = t2 - t1. Другими словами, происходит наиболее интенсивный переходный процесс коррозии металла, характеризуемый предельно возможной (для данного частного случая) потерей металла, а также максимальными скоростями и ускорениями электролиза.

Точка 2, обладающая особыми свойствами, по существу является точкой перегиба кинетической кривой коррозии. В точке 2 скорость коррозии стабилизируется, производная скорости коррозии становится равной нулю v2=dk2/dt=0, т.к. теоретически глубина коррозионной каверны в этой точке является постоянной величиной k2= const. Участок кривой 2-3 позволяет сделать вывод, что за время t = t3 - t2 переходный процесс коррозии начинает затухать. В интервале 3-4 процесс затухания продолжается, за кривой 4 коррозия останавливается в своем развитии, пока новый импульс не запустит этот механизм.

Проведенный анализ показывает, что при естественном протекании процесса электрохимической коррозии происходит пассивация металла, что практически останавливает коррозионное разрушение металла.

На участках магистрального газопровода, подверженных коррозионному разрушению, в результате импульсного температурного воздействия (при изменении температуры газа) происходит чередование процессов пассивации и активации коррозионных процессов.

Именно поэтому не одна из рассмотренных моделей не может быть использована для прогнозирования скорости коррозии на магистральных газопроводах.

В случае дефицита информации, что обычно и составляет основную проблему при попытке прогнозировать развитие коррозионных процессов, можно Таблица 1.6 - Классификация математических моделей кинетики электрохимической коррозии металлов по общему виду функций (потери массы металла или глубина каверны, скорости и ускорения коррозионного процесса).

И. Денисон, Е. Мартин, Г.

Торнес, Е. Велнер, В.Джонсон, И. Упхам, Е. Мор, А. Биккарис Ф.Чемпион, П.Азиз, Ж.

Л.Я. Цикерман у= у0 у0, А1=t1/(t1-t2) Ю.В. Демин 12 Г.К.Шрейбер, Л.С.Саакиян, у= а0+ а1х1+а2х2+…+а7х7 а1, а2,…..а7 х1, х2,…х7 y=f(x1, 14 Л.Я. Цикерман, Я.П.Штурман, А.В.Турковская, Ю.М.Жук И.В. Горман И.В. Горман. Г.Б. Кларк, Л.А. Шувахина, В.В.

Агафонов,Н.П. Журавлев Рисунок 1.8 – График кинетической кривой активности коррозионных основываясь на физических представлениях процесса (рисунок 1.9) и используя 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;

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 .

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.

2. ОЦЕНКА ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ВЛАЖНОСТИ И

ТЕМПЕРАТУРЫ НА КОРРОЗИОННУЮ АКТИВНОСТЬ ГРУНТОВ,

ОКРУЖАЮЩИХ ГАЗОПРОВОД

2.1. Физическое моделирование и выбор управляющих параметров 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 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.

эксплуатации трубопровода диаметром 1,42 м, при равенстве коэффициентов температуропроводности a = a", на основании (2.5) получаем для модели:

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

Условия теплообмена моделировались критерием Кирпичева Учитывая, приближенно, тепловой поток по (2.9) При глубине заложения газопровода до оси трубы Н0 = 1,7 м и Н0/Rтр = 2, (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…40°С , 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.

2.2. Краткое описание экспериментальной установки Опытная установка, схема которой изображена на рисунке 2.1, состоит из жестяной коробки 1, размерами 90х80х128 мм. В коробку насыпается специально подготовленный грунт 11 до высоты Н, рассчитанной из условия, что объем грунта должен равняться :

В грунт помещается стальная трубка, предварительно взвешенная на аналитических весах с точностью до 0,001 г. Параметры стальных трубок:

диаметр, длина, масса и площадь поверхности трубок приведены в таблица 2.1.

Рисунок 2.1 – Схема экспериментальной установки для изучения импульсного температурного влияния на коррозионную активность грунтов Таблица 2.1 – Параметры стальных трубок – образцов, Ст. 3.

№ Диаметр, Длина, Поверхность, Масса, Примечание Трубка изолировалась от жестяной коробки с помощью резиновых пробок.

Образцы грунта, в исходном состоянии находящихся в контакте с магистральным газопроводом, подготавливались следующим образом.

Каждая из проб высушивалась в сушильном шкафу. Так как пробы грунта содержали органические соединения и, возможно, сульфатвосстанавливающие бактерии, то температура сушки не превышала 70 °С. Сухой грунт измельчался и просеивался через сито с отверстиями 1 мм. Подготовленная таким образом проба грунта насыпалась в коробку с установленной трубкой и увлажнялась до влажности W = 20…25 %, которая соответствует естественной влажности грунта в районах прохождения трассы газопровода. В экспериментах использовалась водопроводная вода с естественной температурой.

Ускорение коррозионного процесса достигалось за счет подключения к корпусу отрицательного полюса, а к металлическому образцу – положительного полюса источника постоянного тока напряжением 6 В.

Импульсный температурный режим создавался за счет периодического включения и выключения тепло-электрического нагревателя (ТЭН), установленного внутри трубки – образца. Длительность цикла устанавливалась опытным путем. Например, для условий 1 – го опыта, в ходе контроля температурного режима, длительность цикла была определена равной ц = 22 мин (время нагрева н = 7 мин; время охлаждения о = 15 мин). Контроль температуры проводился с помощью ХК – термопары, установленной над верхней образующей трубки, без нарушения поверхности образца.

В процессе эксперимента обеспечивалась капельная подача воды через воронку в грунт на уровне оси трубки. Создавался барражный эффект, характерный для поперечных водостоков. Слив воды осуществлялся через перфорированные отверстия на боковой стенке коробки (5 симметричных отверстий, находящихся на одном уровне).

После отключения тока через 24 часа после начала эксперимента, образец фотографировался, тщательно очищался от продуктов коррозии сухой тканью, и резиновым ластиком. Затем он промывался дистиллированной водой, высушивался и взвешивался на аналитических весах с точностью до 0,001 г.

активности грунтов при импульсном температурном воздействии Необходимым условием коррозионных испытаний является ускорение контролирующей ступени процесса. В нейтральных электролитах процесс коррозии лимитируется скоростью кислородной деполяризации, поэтому для ускорения коррозионного процесса необходимо увеличивать скорость катодного процесса.

Испытание образцов следует осуществлять таким образом, чтобы при периодическом изменении влажности металл подвергался возможно более длительному воздействию тонких слоев электролита.

Важно подобрать режимы, когда грунт полностью не обезвоживается из – за подсушки грунта, и влага остается в пленочном состоянии.

При температуре окружающей среды tгр = 20 °С и температуре стенки трубки tтр = 30…40 °С на установке создается температурный напор Такой напор соответствует t в натурных условиях осенне – весеннего и летнего режимов эксплуатации газопровода, когда температура грунта на глубине заложения трубопровода поднимается до уровня 18 °С.

В зимний период температурный напор t увеличивается до 30 °С. Однако, зимний режим на установке не моделируется, так как условия теплообмена и почвенной коррозии в зимний период качественно отличаются: «ручьи»

замерзают, а над трубопроводом снежный покров частично подтаивает, увлажняя почву, проявляется эффект «термоса» . Тем не менее, в силу достаточного увлажнения почвы, есть все основания полагать, что в зимние периоды процессы коррозии, в том числе КРН, протекают также активно.

Температуры порядка 30°С – это тот пороговый уровень температур для летнего периода, ниже которого влага не удаляется от трубы и как показали исследования на замерных пунктах № 1 и № 2 газопровода на перегоне КС Поляна – КС Москово , скапливается на некотором малом расстоянии от трубы, находясь в неравновесном состоянии (малое – это расстояние примерно 0,2..0,3 м от стенки трубопровода диаметром 1,42 м). Поэтому любое незначительное понижение температуры приводит к возврату влаги.

При обезвоживании грунта, контактирующего с трубой, в очень тонких слоях, наряду с облегчением катодной реакции, может наступить торможение анодной реакции, что в результате замедлит коррозионный процесс.

Подобные процессы происходят на верхней образующей газопровода, на которой коррозионное растрескивание практически не наблюдается.

В таблице 2.2 приведены результаты коррозионных исследований, выполненные на стальных трубках–образцах № 1-4. Опыты проводились последовательно, в очередности, указанной в этой таблице.

Пробы грунта повторно не использовались. Температура окружающей среды не выходила за пределы 18…20 °С. Регистрация температурных режимов велась в журнале наблюдений. Эти данные представлены в приложении 1.

Образец № 1 Подвергался импульсному воздействию температуры.

Фактический режим определялся температурой стального образца, которая менялась в пределах: tнi…tоi, (приложение 1). Температура нагрева tн – это температура, до которой повышалась температура стенки образца за время нагрева н. Температура остывания tо – это температура, до которой снижалась температура образца за время о. Время i – го цикла i = нi +оi ; число циклов за время опыта n = 66.

Таблица 2.2 Условия и результаты опытов № 1-4 по определению коррозионной активности грунтов Средние температуры определялись по формулам:

В процессе опыта, длительностью 24 час. 30 мин, были выдержаны средние значения параметров:

За время испытания, 24 час 30 мин, моделировался процесс, протекающий в натурных условиях за 24,5/1,7 14 лет. В течение года в среднем 1,760/22,3 = 4, раз менялся температурный режим от 30 до 40 °С.

Характер коррозионного разрушения показан на фотографиях (рисунок 2.2).

Отмечается проявление общей коррозии по всей поверхности образца, но не значительное. Преобладают весьма обширные, сосредоточенные и глубокие очаги Рисунок 2.2 – Коррозионные разрушения образца №1 при импульсном язвенной коррозии. Максимальная глубина язвенного поражения отмечается в непрекращающейся капельной подачей воды через воронку, см. схему установки на рисунке 2.1. Вода подавалась к центральной части образца на уровне оси трубки. Протекая через грунт, «ручей» уклонялся влево. Сток воды осуществлялся, в основном, через 2 – е отверстие слева (при наличии равномерно перфорированных 5 –ти отверстий). Максимальному коррозионному поражению подверглась именно эта часть образца.

Вследствие барражного эффекта и повышенной влажности, с набегающей стороны эрозия более глубокая и обширная. На образце также просматривается «застойная» зона, где эрозия практически отсутствует. Это можно объяснить следующим образом.

Так как в условиях эксперимента моделировался ручей, стекающий по оврагу, и вода подавалась безнапорно, то в стороне от русла, при плотном прилегании грунта к поверхности образца, в силу большого гидравлического сопротивления, вода не омывала поверхность трубки в зоне плотного контакта и интенсивность коррозионных процессов была значительно меньше. Подобные явления наблюдаются и в промышленных условиях на трассе газопровода.

Вследствие испарения и восходящих потоков влаги от «ручья»

коррозионные процессы интенсифицировались и в верхней левой части образца.

Это явление можно объяснить масштабным фактором, который обусловлен малыми размерами трубки, капиллярным поднятием влаги и барражным эффектом.

При импульсном температурном воздействии и неравномерности температуры, влажности, омического сопротивления и других параметров по периметру трубки, создавшиеся условия предрасполагают к образованию микро – и макрокоррозионных элементов.

Следует отметить, что в процессе всего эксперимента выделялось большое количество водорода. Соответствующие замеры не проводились, но отмечался постоянный звуковой эффект, который хорошо прослушивался.

Образец № 2 Материал второго образца тот же самый. Грунт одинаковый:

проба отобрана с позиции 3 час. Влажность грунта W = 22 %. Условия опыта отличались температурным режимом и отсутствием «ручья». На протяжении всего опыта, длительность которого составила 24 час. 30 мин., температура поддерживалась постоянная:

Коррозионные повреждения здесь значительно меньше (рисунок 2.3).

Потери массы образца в 7 раз меньше (в относительных единицах). Преобладает общая коррозия. Поверхность образца поражена равномерно. В нижней части образца отмечается одно небольшое очаговое поражение.

Отметим принципиальное отличие характера коррозионного поражения образцов №1 и №2.

Рисунок 2.3 – Коррозионные поражения образца №2 при постоянной температуре tтр=33 ОС При импульсном температурном воздействии на процесс и наличии проточной воды развивается обширная ярко выраженная язвенная коррозия стальной поверхности с максимальным поражением по ходу «ручья».

При стабильной температуре и отсутствии водостока, но при одинаковой первоначальной влажности, наблюдается подсушивание грунта и развитие общей коррозии с минимальным язвенным поражением. Скорость коррозионных процессов и потери металла в 7 раз меньше.

Образец № 3 Материал образцов № 3 и № 4 тот же самый: Ст. 3, но образцы выполнены из другого куска трубы. Влажность грунта находилась в естественных пределах W = 20…25 %. Длительность опыта составила 24 часа.

Температура в процессе эксперимента поддерживалась равной tтр = 33,12 33 °С.

Проба грунта взята с позиции 6 час. Грунт имел существенное отличие, заключающееся в характерном для труб подверженных КРН, оглеении. (Оглеение – это процесс химического восстановления минеральной части почвы или горных пород более глубоких горизонтов, пересыщенных водой, когда окисные соединения железа переходят в закисные и выносятся водой, а горизонты, обедненные железом, окрашиваются в зеленоватые, черные и сероватые тона.).

Вода, с небольшой капельной подачей (6 капель в минуту), практически не просачивалась под трубой – образцом, вызывая переувлажнение в зоне контакта грунта с металлом, временами поднимаясь в воронке и создавая статический напор. Вода подавалась несимметрично, со смещением к правой стороне образца.

Для образца № 3 (рисунок 2.4), подвергшегося коррозии, при стабильных условиях теплообмена, когда температура образца поддерживалась постоянной на уровне tтр = 33 °С, отмечаются следующие признаки:

1) Характерна общая коррозия, практически, по всей поверхности;

2) Характерные признаки язвенной коррозии при общем осмотре не выявлены;

3) В области нанесенных царапин:

2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм не обнаружено признаков язвенного поражения.

4) максимальное коррозионное поражение, определенное по толщине коррозионной корки, наблюдалось со стороны подпруживания, т. е. с правой стороны образца, и по нижней образующей трубки, где влажность была максимальной;

5) хорошо видно, что цвет коррозионной корки на позиции 6 час вдоль всей нижней образующей трубки и в области подпруживания более темный, скорее всего, темно – бурого цвета;

6) наличие 3–х царапин в переувлажненной зоне (справа) и 3–х таких же царапин в менее влажном грунте (слева) никак не повлияло на характер развития коррозионного процесса;

7) следует отметить, что после обработки трубки – образца на токарном станке на правой его части просматривались следы пластической деформации от места зажима (в виде легкого наклепа), которые не повлияли на характер коррозионного поражения.

Образец № 4 Образец выточен из того же куска трубы, что и образец № 3, Ст. 3. Грунт, условия проведения опыта те же, что и в опыте № 3. Единственное отличие: температурный режим импульсный, по сценарию: 30/40 °С. В процессе опыта, длительностью 24 часа, были выдержаны средние значения параметров, определенные по формулам (2.14 – 2.16):

Протекание «ручья в овраге» моделировалось капельной подачей воды через воронку, несимметрично, к правой части образца. Число циклов n = 63.

На образце нанесены царапины, такие же, как и на образце № 3:

2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм Характер коррозионного разрушения показан на рисунке 2.5.

Сопоставляя результаты опытов № 3 и № 4, которые проведены также в идентичных условиях, но с отличием в температурных режимах, отметим, что и в грунте, имеющем признаки оглеения, импульсное температурное воздействие также интенсифицирует процесс. По относительной потере массы, отличие в 11, раз! (таблица 2.2).

Рисунок 2.4 – Характер коррозионного поражения образца №3 при постоянной температуре tтр=33 ОС Рисунок 2.5 – Характер разрушения образца №4 при импульсном изменении температуры в режиме 31/42 ОС Как видно, в данном случае эффект коррозионных потерь металла значительно превосходит полученный в опытах №1 и №2.

В опыте № 4 отмечается особое явление, которое позволяет объяснить физические процессы, происходящие в грунте при импульсном температурном воздействии.

Факт активизации коррозионного процесса свидетельствует о том, что «раскачивание» влаги, которое происходит в импульсном режиме, под действием термодвижущих сил, со временем приводит к изменению структуры грунта, сглаживанию бугорков и подвижке частиц пылеватой фракции в капиллярах, т. е.

фактически образуются улучшенные протоки, по которым беспрепятственно движется грунтовый электролит. В процессе опыта, в момент, когда вода начала протекать через перфорированные отверстия, отмечалось также движение пузырьков Н2 по капиллярам и вынос их вместе с водой (визуально).

В опыте № 3 (t = const) вода, подаваемая через воронку, практически не просачивалась через перфорированные отверстия, вызывая временами даже поднятие уровня воды в воронке с созданием статического напора. Через перфорированные отверстия вода так и не протекла. Почвенный электролит отличается от жидкого электролита большим сопротивлением передвижению ионов.

В опыте № 4 (t = 31/42 °С) грунт использовался тот же с оглеением, с поз час. Единственное отличие: импульсный температурный режим. Двигаясь в безнапорном режиме, вода преодолела сопротивления грунта примерно через 8- часов с начала эксперимента. Еще через час установился баланс: приток воды стал равен оттоку. На ночь установка была отключена. Утром, после включения установки, вода закапала через дренажные отверстия через 50 минут.

Этот факт свидетельствует об уменьшении гидравлического сопротивления капилляров за счет формирования улучшенных протоков. В такой среде ионы электролита более подвижны, что несомненно способствует коррозии металла, так как обеспечивает обновление почвенного электролита проточной водой.

При этом каждый импульс обеспечивает смену 1-го и 2-го этапов формирования, как бы усиливая, подгоняя дискретное подрастание коррозионных процессов.

Естественно, что при этом усиливается не только развитие коррозионных процессов, но интенсифицируется очаговая коррозия, точечная и поверхностная, так как они характеризуются общими электрохимическими процессами.

Таким образом, проведенные опыты показывают, что при прочих равных условиях импульсное температурное воздействие и переменная влажность повышает коррозионную активность грунта в 6,9 раз (опыты №1 и №2), а при ухудшении физических характеристик грунта в 11,2 раза (опыт №3 и №4).

2.4. Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов (вторая серия опытов) Для эксплутационных режимов магистральных газопроводов характерны частые колебания температуры. В течение месяца только число включений вентиляторов АВО на площадках охлаждения природного газа достигает 30…40.

В течение года, с учетом технологических операций (остановка компрессорного цеха, ГПА и т.п.) и климатических факторов (дожди, паводки, изменения температуры воздушной среды и т.д.), это сотни колебаний, а в течение всего срока эксплуатации - тысячи и десятки тысяч.

С целью изучения влияния частоты температурных импульсов и увеличения средней температуры на коррозионную активность грунтов была проведена вторая серия опытов (№ 5 – № 8) на стальных образцах, в грунтовом электролите . Регистрация температурных режимов велась в журнале наблюдений. Эти данные представлены в приложении 2.

Опыты проводились на той же экспериментальной установке.

Моделировались продолжительные во времени термодинамические процессы, происходящие в сечении магистрального газопровода с поврежденной изоляцией и периодическим увлажнением (рисунок 2.1).

подверженных импульсному температурному (влажностному) воздействию показал, что при обтекании образца проточной водой развивается обширная, ярко выраженная язвенная коррозия стальной поверхности с максимальным поражением по ходу прохождения влаги.

Этот факт свидетельствует об эффекте суммирования или наложения эффектов воздействия температуры и влажности на коррозионные процессы с резким увеличением коррозионной активности среды.

При стабильной температуре и отсутствии водостока, при одинаковой первоначальной влажности грунта язвенные поражения поверхности минимальны или отсутствуют, а потери металла вследствие коррозии на порядок меньше.

Результаты первой серии опытов также дали основание предположить, что увеличение числа температурных импульсов приводит к увеличению потери массы опытных образцов. Основанием для такого утверждения явилось также и то обстоятельство, что грунтовые электролиты в коррозионно - активном слое грунта вокруг газопровода большого диаметра ведут себя совершенно особым образом, а именно:

1. Они работают в пористой грунтовой среде, что препятствует передвижению ионов в скелетных формах грунта.

2. Находятся в колебательном движении под действием термодвижущих сил, так как температурные градиенты непрерывно меняются. При этом влага "пробивает" себе оптимальный путь в пористой среде, сглаживает неровности и бугорки в капиллярном протоке, что со временем значительно уменьшает гидравлическое сопротивление капилляров.

3. Увеличение подвижности грунтовой влаги и ее колебательное движение активизируют коррозионные процессы. При наличии водостоков (овраги, балки и т.п.) происходит активная эвакуация продуктов коррозии из активного слоя грунта к периферии и обновление электролита.

В таком режиме коррозионные дефекты развиваются стремительно, сливаются, образуя обширную площадь поражения, что приводит к ослаблению несущей способности стенки газопровода, из этого можно предположить, что увеличение числа температурных циклов способствует этому процессу.

Опыты № 5-№8 проводились на смеси глинистых и суглинистых грунтов на образцах идентичных образцам первой серии опытов (таблица 2.3).

Таблица 2.3 – Параметры образцов второй серии опытов, с циклическим режимом нагрева Грунты для экспериментов взяты из шурфов при идентификации дефектов КРН на газопроводе Уренгой – Петровск Ду 1400 ПК 3402+80. Пробы грунта, взятые с позиции 6 часов, имеют следы оглеения. Участок газопровода в шурфе ПК 3402+80 подвергался коррозионным и стресс-коррозионным воздействиям и в процессе ремонтных работ были заменен.

Температурный режим устанавливался импульсный, по отработанной схеме 45/35ОС. Вода на все образцы подавалась в одинаковом режиме. Средняя температура на поверхности образца и удельный тепловой поток приведены в таблице 2.4.

Образцы второй серии опытов испытывались на той же экспериментальной установке, но в отличие от первой в идентичных условиях. Т.е. грунты брались одинаковые, обеспечивалась одинаковая подача воды через воронку, обеспечивались одинаковые температуры воды и воздуха.

В этих опытах температурный диапазон воздействия поддерживается на более высоком уровне: 35..40 ОС (в первой серии опытов температура изменялась в диапазоне 30...35 ОС).

Таблица 2.4 – Режимы нагрева образцов №5-№ Напряжение Сила Мощность Удельный Средняя Переменным было только число циклов n за время проведения каждого опыта.

выдерживалось в пределах 24±0,5 часа, что соответствовало примерно 14 годам эксплуатации газопровода в натурных условиях (см. п.2.1).

Вариация циклов в данной серии опытов достигалась изменением напряжения на ТЭНе, а следовательно изменением удельного теплового потока, подводимого к образцам. Параметры нагрева образцов приводятся в таблице 2.7.

При одинаковой длительности сопоставляемых опытов число циклов нагрева образцов различно: n=14 (опыт №6) и n=76 (опыт №8). Поэтому темп нагрева образца в опыте №8 очень высокий, а остывания замедленны. В опыте №6 наоборот, охлаждение происходит стремительно, а тепло аккумулируется грунтом постепенно. Из-за качественно отличающегося теплообмена средние температуры tср в этих опытах различны.

Таблица 2.5 – Параметры нагрева образцов в циклическом режиме 35/45°С № образца Из таблицы 2.5 видно, что соотношения времени нагрева н и времени остывания о меняется с изменением числа циклов. А это отражается на характере изменения температуры tтр, определяет различие средних температур tср, электролитов и, в конечном итоге на скорости коррозии образцов.

Характер изменения температуры tтр показан на рисунке 2.6. Анализ графиков показывает, что с увеличением числа циклов меняется соотношение длительности нагрева и остывания. На рисунке 2.7 показан фрагмент опыта № при малой мощности источника нагрева, а на рисунке 2.8 фрагмент опыта №8 с большой мощностью источника нагрева. В опыте №5 (82 цикла) и №8 (76 циклов) время нагрева меньше времени остывания, а в опытах №6 и№7 наоборот.

Результаты проведенных опытов №№5-8 показывают, что коррозионные потери массы образцов отличаются см.таблицу 2. Таблица 2.6 – Потери массы образцов №5-№8 с циклическим режимом нагрева по схеме 45/35 °С Это происходит вследствие различной интенсивности электро-химических процессов. Биохимическая природа ускорения или активизации коррозионных процессов в такой постановке эксперимента практически исключается.

Рисунок 2.6 - Характер импульсных температурных режимов нагрева образцов в опытах №№ 5 – Рисунок 2.7 – Фрагмент опыта № 6, иллюстрирующий темпы нагрева и охлаждения при малой мощности источника (q = 46,96 Вт/м) Рисунок 2.8 – Фрагмент опыта № 8, иллюстрирующий темпы нагрева и охлаждения при большой мощности источника (q = 239,29 Вт/м) На рисунке 2.9 приведена графическая зависимость потерь массы образцов от числа тепловых импульсов в опытах.

Потери массы обр аз цов, г/см2 0, Рисунок 2.9 – Зависимость потерь массы образцов от числа тепловых импульсов Потери массы образцов, г/см Рисунок 2.10 – Зависимость потерь массы образцов от тепловой мощности Потери массы образцов, г/см Из рисунка 2.9 видно, что с увеличением числа циклов за один и тот же период времени активность коррозионных процессов возрастает, о чем свидетельствует рост относительных потерь массы образцов. Эта зависимость нелинейная и носит прогрессирующий характер.

Следует отметить, несмотря на то, что в опыте № 8 использовался образец с меньшей массой и меньшей площадью поверхности по сравнению с остальными образцами, удельная потеря массы у него составила большую величину. Это можно объяснить тем обстоятельством, что образец № 8 подвергался воздействию большего удельного теплового потока см. рисунок 2.10. По сравнению с образцом № 6, который был подвержен наименьшему удельному тепловому потоку, образец № 8 имеет удельную потерю массы на 6 % больше.

Скорость коррозии, выраженная в потерях массы металла, зависит от средней температуры tср наружной поверхности образцов (рисунок 2.11, рисунок 2.12). При увеличении температуры до значений 43..44 ОС скорость коррозии снижается. Это можно объяснить снижением влажности грунта вокруг трубы и его «подсушивание» при более высоких температурах. С уменьшением влажности активность коррозионных электрохимических процессов снижается.

импульсного температурного воздействия (n), но и от тепловой мощности источника (q) и его средней температуры tср.

2.5 Зависимость скорости коррозии от средней температуры при нестабильном теплообмене.

Выполненный анализ результатов опытов, включающий рассмотрение качественных характеристик и количественных соотношений, позволил осуществить отбор факторных признаков, влияющих на результативный признак модели.

оказалось недостаточным для выполнения множественного корреляционнорегрессионного анализа результатов. Тем не менее, анализ матрицы парных коэффициентов корреляции, полученных на первой стадии отбора, выявил факторы, тесно связанные между собой, таблица 2.7.

Таблица 2.7 – Соотношение параметров х1 (n) и х2 (tср), применительно к у (G/s) Наиболее тесная связь выявлена между средней температурой образца tср и потерей его массы G/s. Парный коэффициент корреляции rух2=-0,96431.

Появились факторы, тесно связанные между собой, которые были отброшены.

В результате было принято решение рассматривать зависимость вида:

классифицируя параметр х1(n), как выражающий нестабильность процесса тепломассообмена.

Это позволило рассматривать в совокупности обе серии опытов. К четырем опытам второй серии №№5..8 добавилось еще два опыта №1 и №4 первой серии.

Полученная графическая зависимость представлена на рисунке 2.13.

Графики на рисунке 2.13 наглядно иллюстрируют процесс коррозионных потерь металла.

нестабильный тепломассообмен трубы с грунтом (а в натурных условиях газопровода с грунтом), увеличивает коррозионные потери массы металла трубы на порядок по сравнению со стабильными режимами, когда температура трубы поддерживается постоянной.

Во-вторых, с увеличением температуры в области, превышающей температуру 33ОС, скорость коррозии замедляется. Это объясняется тем, что при высоких температурах, достигающих 40 ОС и больше, наблюдается отток влаги, её миграция к периферии, что вызывает подсушивание грунта. При обезвоживании грунта, прилегающего к трубопроводу, активность коррозионных процессов снижается.

В третьих, можно полагать, что максимум коррозионной активности приходится на диапазон температур в области 30…33ОС. Так как известно , что с понижением температуры от 30ОС до 10ОС скорость коррозии замедляется, а при 0ОС практически останавливается.

При понижении температуры от +20 ОС до -10 ОС коррозионная активность снижается примерно в 10 раз .

Т.о. наиболее опасными, с точки зрения коррозии, можно считать эксплуатационные температуры порядка +30…+33 ОС. Именно в этом диапазоне эксплуатируются магистральные газопроводы больших диаметров.

Гончаров, Александр Алексеевич

Ученая cтепень:

Кандидат технических наук

Место защиты диссертации:

Оренбург

Код cпециальности ВАК:

Специальность:

Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии

Количество cтраниц:

Глава 1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ.

1.1 Условия работы металлических конструкций.

1.2. Обеспечение эксплуатационных свойств объектов ОГКМ.

1.3. Коррозионное состояние ТП и оборудования ОГКМ.

1.3.1. Коррозия НКТ и ТП.

1.3.2 Коррозия коммуникаций и оборудования УКПГ.

1.3.3 Коррозионное состояние оборудования ОГПЗ.

1.4. Методы определения остаточного ресурса.

Глава 2. Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ.

2.1. Промысловое оборудование и трубопроводы.

2.2. Соединительные трубопроводы.

2.3. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ.

2.4. Трубопроводы очищенного газа.

Выводы к главе 2.

Глава 3. Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ.

3.1 Анализ отказов оборудования и ТП.

3.2 Определение характеристик надежности металлоконструкций.

3.3 Моделирование коррозионных повреждений ТП по результатам внутритрубной УЗД.

3.4 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

Выводы к главе 3.

Глава 4. Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

4.1. Оценка ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей СР.

4.2. Особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения.

4.3 Определение остаточного ресурса оборудования и

ТП с поврежденной поверхностью.

4.3.1 Параметры распределения"глубин коррозионных повреждений.

4.3.2 Критерии предельных состояний конструкций с повреждениями поверхности.

4.3.3. Прогнозирование остаточного ресурса ТП.

4.4 Методика диагностирования оборудования и трубопроводов.

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Коррозионное состояние и долговечность оборудования и трубопроводов сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений"

Наличие в нефти и газе сероводорода обусловливает необходимость применения определенных марок сталей и специальной технологии сварочно-монтажных работ (СМР ) при обустройстве данных месторождений, а при эксплуатации оборудования и трубопроводов (ТП) необходим комплекс диагностических и противокоррозионных мероприятий. Помимо общей и язвенной коррозии сварных конструкций сероводород вызывает сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) оборудования и трубопроводов.

Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведением большого количества ремонтных работ: ликвидацией аварийных ситуаций; подключением новых скважин и трубопроводов к действующим; заменой аппаратов,запорной арматуры,дефектных участков трубопроводов и т.п.

Трубопроводы и оборудование Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в настоящее время выработали проектный нормативный ресурс. Следует ожидать снижения надежности этих металлических конструкций в процессе эксплуатации вследствие накопления внутренних и внешних повреждений. Вопросы диагностирования ТП и оборудования ОНГКМ и оценки потенциальной опасности повреждений на данный период времени изучены недостаточно.

В связи с вышеизложенным являются актуальными исследования, связанные с выявлением основных причин повреждений металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений, разработкой методик диагностирования трубопроводов и оборудования и оценки их остаточного ресурса.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) "Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов" и постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. N 1369 по проведению в 1997-2000 г.г. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОГКМ

Заключение диссертации по теме "Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии", Гончаров, Александр Алексеевич

Основные выводы

1. Определены основные причины повреждений ТП и оборудования в процессе 20 лет эксплуатации ОНГКМ: НКТ и муфты НКТ подвержены язвенной коррозии и СР, фонтанная арматура - СР; в аппаратах УКПГ после 10-летней эксплуатации возникают ВР; детали аппаратов выходят из строя из-за язвенной коррозии; дефектные сварные соединения ТП подвергаются СР, в металле ТП после 15 лет эксплуатации возникают ВР; запорно-регулирующая арматура теряет герметичность вследствие охрупчивания уплотнительных элементов; аппараты ОГПЗ подвержены язвенной коррозии, имеются отказы аппаратов вследствие ВР и СР; теплообменное оборудование выходит из строя из-за забивки межтрубного пространства солевыми отложениями и сквозной язвенной коррозии металла; отказы насосов обусловлены разрушением подшипников, а поршневых компрессоров - разрушением штоков поршня и шпилек; большинство отказов ТП очищенного газа происходит из-за дефектов сварных соединений.

2. Создана автоматизированная база данных, содержащая более 1450 отказов ТП и оборудования и позволившая выявить закономерности распределения во времени отказов конструкций, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и ВР возрастает с увеличением срока эксплуатации; а количество отказов из-за СР максимально в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снижается и остается практически на одном уровне.

3.Установлено, что среднее время безотказной работы, вышедших из строя аппаратов УКПГ и ОГПЗ, превышает в 1,Зч-1,4 раза запланированное проектом, составляющее 10-И 2 лет. Средняя интенсивность отказов ТП ОНГКМ

3 1 составляющая 1,3-10" год" находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность

3 1 отказов НКТ составляет 1,8-10" год" . Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10"4 год"1, что близко к этому показателю для энергетических установок АЭС (4 Т0"4год""). Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ

168 равна 13-10"4 год"1 и в 2,6 раза превышает данную характеристику для аппаратов ОГПЗ, что, в основном, объясняется заменой аппаратов УКПГ, имеющих несквозные водородные расслоения.

4.Установлена зависимость количества дефектов от режима работы ТП и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на внутренней поверхности ТП. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной дефектоскопии, позволяет определять наиболее экономичные и безопасные режимы эксплуатации ТП.

5. Разработаны методики оценки:

Остаточного ресурса оборудования и ТП по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

Работоспособности конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

Критериев предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

Остаточного ресурса оборудования и ТП с коррозионными повреждениями поверхности.

Методики позволили обосновать сокращение количества демонтируемых аппаратов и на порядок уменьшить планируемое количество вырезок дефектных участков ТП.

6. Разработана методика диагностирования оборудования и ТП, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и ТП, признаки оценки вида дефектов и их потенциальной опасности, условие дальнейшей эксплуатации или ремонта конструкций. Основные положения методики вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденные РАО «ГАЗПРОМ » и Госгортехнадзором России.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гончаров, Александр Алексеевич, 1999 год

1. Акимов Г.В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М. Изд. АН СССР 1945 г. 414 с.

2. Андрейкив А.Е. Панасюк В.В. Механика водородного охрупчивания металлов и расчет элементов конструкций на прочность /АН УССР . Физ.-мех. Ин-т- Львов, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. JL: Химия, 1990. 400 с.

4. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.:Стройиздат, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазстрой. М., 1989. - 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования// Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. -№ 2. - С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Экспресс-. оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра.- 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. 1997. -№ 12. - С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики/Международный конгресс «Защита-98». М. 1998. - С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинников П.А. Анализ диагностических работ за 19998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром » и перспективы их совершенствования в плане реализации в 1999 г «Положения о диагностировании.»

12. Гончаров А.А, Нургалиев Д.М.,Митрофанов A.B. И др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов//Газовая промышленность.-1998.-№ 7. С. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

24. ГОСТ 25221-82. Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

25. ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

26. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования

28. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

29. ГОСТ 6202-84. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

30. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991.

32. Дубовой В.Я., Романов В.А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 с.

34. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирования. М.: Недра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Влияние напряжений на пластичность стали в растворе сероводорода. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Иино И. Водородное вспучивание и растрескивание.-перевод ВЦП N В-27457, 1980, Босеку гидзюцу, t.27,N8, 1978, с.312-424.

37. Инструкция по вихретоковому контролю линейной части магистральных газопроводов.-М.: РАО «Газпром », ВНИИГАЗ. 1997 г.- 13 с.

38. Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении. М.: ВНИИГАЗ. 1995. - 56 с.

39. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М. ВНИИгаз, 1991г. -12 с.

40. Исходные данные обосновывающие материалы и технологии ингибиторной защиты внутри промысловых трубопроводов. Отчет о НИР // Донецк. ЮЖНИИГИПРОГАЗ. 1991. - 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крипякевич Р.И. Влияние водорода на свойства стали.- М.: Металлургиздат, 1962. 198 с.

42. КостецкийБ.И., Носовский И.Г. и др., Надежность и долговечность машин. -"Техника". 1975. -408 с.

43. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТИ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Гринцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаимодействия металла с рабочей средой ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 с.

45. Лившиц Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. и др. Сульфидное растрескивание низкоуглеродистых легированных сталей // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. 1977. - N 5. - С. 23 - 30.

46. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промысловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез.семинара.,23-24 мая 1996г. М. Центральный Российский дом знаний, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оценки и прогнозирование коррозии для изменившихся условий на ОГКМ. Отчет о НИР // ВНИИ природных газов.-М.: 1994.28 с.

49. Методика оценки остаточного ресурса работоспособности сосудов /пылеуловителей, фильтр-сепараторов и др./, работающих под давлением на КС и ДКС РАО «ГАЗПРОМ ».// АО ЦКБН РАО «ГАЗПРОМ » 1995 г. 48 с.

50. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод », 1995 г. (Согласовано Госгортехнадзором России 11.01.1996г.)

51. Методика диагностирования технического состояния оборудования и аппаратов, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах. (Утверждена Минтопэнерго России 30.11.1993 г. Согласована Госгортехнадзором России 30.11.1993 г.)

52. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств г. Волгоград, ВНИКТИ нефтехимоборудование, 1992 г.

53. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: недра, 1990. - 264 с.

54. Механика разрушений / Под ред. Д.Темплина М.: Мир, 1979.- 240с.173

55. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. -1993.- 88 с.

56. Методика оценки сроков службы газопроводов. М.ИРЦ Газпром, 1997 г.- 84с.

57. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защите подземных трубопроводов от коррозии. -М.: СОЮЗЭНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

59. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Митенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Городов Г.Ф. и др. Определение и обоснование остаточного ресурса машиностроительных конструкций при долговременной эксплуатации. //Проблемы машиностроения и надежности машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01 -85. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания.- М.: ВНИИНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стал Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

63. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973. - 408 с.

64. Нургалиев Д.М., Гафаров Н.А.,Ахметов В.Н.,Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Аптикеев Т.А. К оценке дефектности трубопроводов при внутритрубной дефектоскопии. Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96".-Ялта 1996 г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 54-59.m

67. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. -1989. Вып. 3. -С. 30-31

68. Павловский Б.Р. и др. Экспертиза по проблеме ресурса соединительных трубопроводов, транспортирующих влажный сероводород содержащий газ: Отчет о НИР // АООТ . ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 с

69. ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. М.: НПО ОБТ, 1997 - 292 с. (Утверждены Госгортехнадзором России 02.03.1995 г.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. М. : Информнефтегазстрой. 1982. Вып. 11. - 45 с.

71. Петров H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1986 г.

73. ПНАЭ Г-7-014-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть 1. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1990 г.

74. ПНАЭ Г-7-019-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Контроль герметичности. Газовые и жидкостные методы. ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, г. Москва, 1990 г

75. Пол Мосс. British Gas. Старые проблемы новые решения. "Нефтегаз" на выставке "НЕФТЕГАЗ-96".М.:- 1996.- С. 125-132.

76. Половко A.M. Основы теории надежности.-М.: «Наука », 1964.-446 с.

77. Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей на предприятии «Оренбурггазпром ». Утверждено «Оренбурггазпром » 26.11.96г. Согласовано Оренбургским округом Госгортехнадзора России 20.11.1996 г.175

78. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливноэнергетического комплекса. (Утверждено Минтопэнерго России 24.01.1993 г. Согласовано Госгортехнадзором России 25.12.1992 г.)

79. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. -М.: НГП "ДИЭКС"1993. 36с.

80. Положение о системе технического обслуживания и плановопредупре-дительных ремонтов промыслового оборудования для газодобывающих предприятий.- Краснодар:ПО Союзоргэнергогаз.- 1989.- 165 с.

81. Положение об экспертном техническом диагностировании трубопроводов, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроду-ктопроводов. // М. Газовая промышленность №6, 1998 г.

83. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. (ПБ 10-115-96).- М.: ПИО ОБТ.- 1996.- 232с.

84. Р 50-54-45-88. Расчеты и испытания на прочность. Экспериментальные методы определения напряженно-деформированного состояния элементов машин и конструкций-М.: ВНИИНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения сопротивления материалов воздействию сероводородсодержащих сред М.: ГОССТАНДАРТ РОССИИ, ВНИИНМАШ, ОрПИ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. -М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Расчёт на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах. М.: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 г.

88. РД 26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений. М.: НИИХИММАШ, УкрНИИ-ХИММАШ, ВНИИНЕФТЕМАШ. - 1990 г. - 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. (Утверждена Минтопэнерго РФ 15.08.96 г.)

90. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. М.: НПО ОБТ - 1994- 272 с.

92. РД-03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов, технологических трубопроводов. (Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.11.96 г. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды М.: НПО ОБТ, 1994 г.

94. РД26-10-87 Методические указания. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. М. ОКСТУ 1987 г. 30с.

95. РД-51-2-97. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. М.: ИРЦ Газпром, 1997 48 с.

100. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии.-М.: Химия, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.И. Водородная хрупкость и структурное состояние стали //МИТОМ. 1982. - N 5. - С. 11 - 17.

102. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. -М.: Высшая школа. 1989.- 432 с.

103. СНиП Ш-42-80.Магистральные трубопроводы. М.:Стройиздат, 1981.- 68 с.

104. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы М.: Минстрой России. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. Утверждены Миннефтехимпромом СССР 01.01.1984 г.

106. Сталь магистральных труб для транспортировки высокосернистого нефтяного газа. Проспект фирмы Ниппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЭК . Техника анализа надежности систем. Метод анализа вида и последствий отказов. Публикация 812 (1985). М.: 1987.

108. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах.- М.:-Металлургия.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М. Изд. АН СССР 1960 г. 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин. "Диагностика-94".-Ялта 1994г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надежность сварных соединений труб котлов и паропроводов. М.: Энергоиздат, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер И.С., Арчаков Ю.И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование.- М.: Машиностроение, 1979.- 144 с.

113. Швед М.М. Изменение эксплуатационных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

114. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. ВНИИЭгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. The Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. - P. 19 - 34.

118. Marvin C.W. Determining the strength of Corroded Pipe. // Materials protection and Performance. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Metallic Materials for Oil field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H.,Matsuda H. Development of new dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Pressure calculation for corroded pipe developed//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities of Various Kinds of Commerc.Rolled Steels under Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O"Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Metod Evaluation of Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

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.

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.