نظارت بر وضعیت خوردگی خطوط لوله تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی بخش خط لوله گاز با توجه به داده های تشخیص عیب در خط

بررسی جامع وضعیت خوردگی موجود خطوط لوله اصلی گاز و نفتو سیستم های آنها حفاظت الکتروشیمیاییبه منظور تعیین وابستگی وجود آسیب خوردگی و تنش خوردگی به CFC خارجی به حالت های عملکرد تاسیسات ECP، شناسایی و حذف علل وقوع و رشد خوردگی و آسیب تنش خوردگی انجام شد. . در واقع، خطوط لوله اصلی گاز و نفت در طول عملیات خود عملاً در معرض فرسودگی نیستند. قابلیت اطمینان عملکرد آنها عمدتاً با درجه خوردگی و تنش تعیین می شود سایش خورنده. اگر پویایی نرخ تصادف خطوط لوله گاز را برای دوره 1995 تا 2003 در نظر بگیریم، بدیهی است که افزایش نرخ تصادف در طول زمان به دلیل تشکیل عیوب خوردگی و تنش خوردگی در KZP وجود دارد.

برنج. 5.1.

هنگام در نظر گرفتن پویایی حذف عیوب به ویژه خطرناک در خطوط لوله اصلی گاز موجود، آشکار می شود که در حین بهره برداری، عیوب به ویژه خطرناک که نیاز به تعمیر اولویت دارند، ناشی از خوردگی خارجی و ترک های تنش خوردگی افزایش می یابد (شکل 5.1). . از آنچه در شکل نشان داده شده است. 5.1 نمودار نشان می دهد که تقریباً تمام عیوب به ویژه خطرناک حذف شده ماهیت خورنده یا خورنده تنش دارند. تمام این عیوب در سطح بیرونی محافظت شده با کاتد پیدا شد.

نتایج بررسی های جامع حفاظت ضد خوردگی خطوط لوله گاز و نفت (وجود چاله های خوردگی و ترک خوردگی تنشی، چسبندگی و تداوم پوشش عایق، درجه حفاظت الکتروشیمیایی) نشان می دهد که حل مشکل حفاظت ضد خوردگی خطوط لوله اصلی گاز و نفت با کمک پوشش های عایق و پلاریزاسیون کاتدی همچنان مرتبط هستند. تایید مستقیم موارد فوق نتایج تشخیص درون خطی است. با توجه به تشخیص های درون خطی، در برخی از بخش های خطوط لوله اصلی نفت و گاز با عمر مفید بیش از 30 سال، نسبت نقص خوردگی خارجی(از جمله خوردگی تنشی) به 80 درصد از تعداد کل عیوب شناسایی شده می رسد.

کیفیت عایق خطوط لوله اصلی گاز و نفت با مقدار مقاومت گذرا مشخص می شود که بر اساس پارامترهای حفاظت الکتروشیمیایی تعیین می شود. یکی از پارامترهای اصلی حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله، که کیفیت پوشش عایق را مشخص می کند، مقدار جریان است. حفاظت کاتدی. داده های مربوط به عملکرد تاسیسات ECP نشان می دهد که مقدار جریان حفاظتی RMS در قسمت خطی D در 1220 میلی متر در طول 30 سال کار به دلیل پیری عایق تقریباً 5 برابر افزایش یافته است. مصرف جریان برای اطمینان از حفاظت الکتروشیمیایی 1 کیلومتر از خط لوله نفت در منطقه پتانسیل های حفاظتی 1.2 ... 2.1 V m.s. ه. از 1.2 به 5.2 A/km افزایش یافته است که نشان دهنده کاهش متناسب مقاومت گذرا خط لوله نفت است. مقاومت انتقال عایق پس از 30 سال بهره برداری از خطوط لوله گاز و نفت در تمام طول به یک ترتیب (2.6-10 3 Ohm - m 2) است، به استثنای بخش هایی که تعمیرات اساسی خطوط لوله گاز و نفت با آن انجام شده است. جایگزینی عایق، در حالی که تعداد خوردگی و تنش - آسیب خوردگی در سطح بیرونی محافظت شده با کاتد به طور قابل توجهی متفاوت است - از 0 تا 80٪ تعداد کلنقایص شناسایی شده با استفاده از تشخیص عیب در خط، که هم در اتصالات مناطق حفاظتی و هم در نزدیکی نقاط زهکشی SCZ در مناطق پست و در بخش های باتلاقی مسیر قرار دارند. آب های زیرزمینی تالاب ها در بخش مرکزی سیبری غربیبا کانی سازی کم (0.04 درصد جرم) و در نتیجه مقاومت اهمی بالا (60 ... 100 اهم متر) متمایز می شوند. علاوه بر این، خاک های مرداب اسیدی هستند. مقدار pH آب باتلاق به 4 می رسد. مقاومت اهمی بالا و اسیدیته الکترولیت باتلاق مهمترین عواملتاثیر بر نرخ خوردگی خطوط لوله گاز و اثربخشی حفاظت الکتروشیمیایی آنها. توجه به این واقعیت جلب می شود که در محلول های منفذی خاک های مرداب، محتوای سولفید هیدروژن به 0.16 میلی گرم در لیتر می رسد که نسبت به خاک های معمولی و آب های جاری یک مرتبه بزرگتر است. سولفید هیدروژن، همانطور که داده های بررسی نشان می دهد، همچنین بر وضعیت خورنده خطوط لوله گاز و نفت تأثیر می گذارد. وقوع خوردگی سولفید هیدروژن به دلیل فعالیت باکتری های کاهنده سولفات (SRB) نشان داده می شود، برای مثال، با این واقعیت که در شرایط مشابه، حداکثر عمق نفوذ خوردگی خارجی از طریق نقص در عایق گاز و خطوط لوله نفت در باتلاق های راکد به طور متوسط 70٪ بیشتر از بدنه های آبی جاری است، از یک طرف، و تقریباً در همه جا، ترک های تنش خوردگی در KZP بیرونی نیز در باتلاق های راکد با محتوای بالای H2 یافت می شود. S - از سوی دیگر. مطابق با ایده های مدرن، سولفید هیدروژن مولکولی باعث تحریک هیدروژنه شدن فولادها می شود. کاهش الکتریکی H2S در خط لوله KZP ادامه می یابد اما با واکنش های H, S + 2-» 2H als + S a ~ c و H, S + V-^ Н ads + HS” ac، که درجه پر شدن لایه شیمیایی جذب شده با هیدروژن اتمی را افزایش می دهد. در جانتشار در ساختار فولاد لوله. دی اکسید کربن نیز یک محرک موثر هیدروژناسیون است: HC0 3 +e->تبلیغات 2H + C0 3 ". مشکل خوردگی و

تخریب تنش خوردگی خطوط لوله نفت و گاز در بخش‌های باتلاقی مسیر هنوز توضیح جامعی نداشته و همچنان مرتبط است. نتایج بررسی خوردگی خطوط لوله اصلی گاز و نفت در مناطق باتلاقی نشان داد که تقریباً تمام سطح بیرونی خطوط لوله نفت و خطوط لوله گاز در نقص عایق و زیر عایق پوست کنده با رسوبات قهوه ای رنگ (تداعی کننده پودر آلومینیوم) پوشیده شده است. گودال های خوردگی با حداکثر عمق از طریق آسیب به عایق موضعی می شوند. پارامترهای هندسی آسیب خوردگی تقریباً دقیقاً با هندسه آسیب از طریق عایق مطابقت دارد. در زیر عایق لایه‌برداری شده، در ناحیه تماس بین دیواره لوله و رطوبت خاک، آثار خوردگی بدون چاله‌های خوردگی قابل مشاهده با آثاری از ترک‌های تنش خوردگی یافت می‌شود.

به طور تجربی، بر روی نمونه‌های لوله فولادی نصب شده در نزدیکی دیوار خط لوله اصلی نفت D y 1220 میلی‌متر (در ژنراتور فوقانی، جانبی و پایینی آن)، مشخص شد که در خاک‌های منطقه تایگا - مرداب در بخش مرکزی غرب سیبری، نرخ خوردگی نمونه های بدون حفاظت کاتدی در عیوب عایق به 0.084 میلی متر در سال می رسد. تحت پتانسیل حفاظتی (با یک جزء اهمی) منهای 1.2 ولت میلی ثانیه. ه.، هنگامی که چگالی جریان حفاظت کاتدی از چگالی جریان محدود کننده اکسیژن 8 ... 12 برابر تجاوز می کند، نرخ خوردگی باقی مانده از 0.007 میلی متر در سال تجاوز نمی کند. چنین نرخ خوردگی باقیمانده، با توجه به مقیاس ده نقطه ای مقاومت به خوردگی، مربوط به حالت خورنده است. بسیار مقاومو برای خطوط لوله اصلی گاز و نفت قابل قبول است. درجه حفاظت الکتروشیمیایی در این مورد عبارت است از:

در یک بررسی جامع از وضعیت خوردگی سطح خارجی محافظ کاتدی خطوط لوله گاز و نفت در چاله ها، گودال های خوردگی 0.5 ... 1.5 میلی متر عمق از طریق نقص عایق یافت می شود. محاسبه زمانی که حفاظت الکتروشیمیایی باعث سرکوب نرخ خوردگی خاک نشده است آسان است. مقادیر مجازمتناظر بسیار مداوموضعیت خورندگی خطوط لوله گاز و نفت:

در عمق نفوذ خوردگی 0.5 میلی متر در عمق نفوذ خوردگی 1.5 میلی متر

این برای 36 سال فعالیت است. دلیل کاهش راندمان حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله گاز و نفت در برابر خوردگی با کاهش مقاومت گذرا عایق، ظهور عیوب در عایق و در نتیجه کاهش جریان همراه است. چگالی حفاظت کاتدی در اتصالات مناطق حفاظتی SCZ به مقادیری که به مقادیر چگالی جریان محدود کننده اکسیژن نمی رسد، که باعث سرکوب خوردگی خاک تا مقادیر قابل قبول نمی شود، اگرچه مقادیر پتانسیل های حفاظتی اندازه گیری شده با جزء اهمی با استاندارد مطابقت دارد. ذخیره مهمی که امکان کاهش سرعت تخریب خوردگی خطوط لوله گاز و نفت را فراهم می کند، شناسایی به موقع مناطق تحت حفاظت در زمانی است که L 1 1 Lr

همبستگی عیوب در خوردگی خارجی یک خط لوله نفت با مدت زمان قطع در خطوط هوایی در طول مسیر نشان می دهد که در هنگام قطعی خطوط هوایی در طول مسیر و زمان خرابی SCZ است که خوردگی حفره ای از طریق عیوب عایق رخ می دهد، میزان آن. به 0.084 میلی متر در سال می رسد.

برنج. 5.2.

در جریان بررسی جامع سیستم های حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله اصلی گاز و نفت، مشخص شد که در ناحیه پتانسیل های حفاظت کاتدی 1.5 ... 3.5 V m.s. ه. (با جزء اهمی) چگالی جریان حفاظت کاتدی j aاز چگالی جریان محدود اکسیژن فراتر می رود j 20 ... 100 بار یا بیشتر. علاوه بر این، در همان پتانسیل های حفاظت کاتدی، چگالی جریان، بسته به نوع خاک (شن، ذغال سنگ نارس، خاک رس)، به طور قابل توجهی، تقریبا 3...7 برابر متفاوت است. که در شرایط میدانیبسته به نوع خاک و عمق خط لوله (عمق غوطه ور شدن پروب نشانگر خوردگی)، چگالی جریان محدود کننده برای اکسیژن، اندازه گیری شده بر روی الکترود کاری ساخته شده از فولاد 17GS با قطر 3.0 میلی متر، در 0.08 تغییر می کند. .. 0.43 A/m"، و چگالی جریان حفاظت کاتدی در پتانسیل با مولفه اهمی از

1.5...3.5 ولت m.s. e.، اندازه گیری شده روی همان الکترود، به مقادیر 8 ... 12 A / m 2 رسید که باعث آزاد شدن شدید هیدروژن در سطح بیرونیخط لوله بخشی از آداتوم های هیدروژن تحت این حالت های حفاظت کاتدی به لایه های نزدیک به سطح دیواره خط لوله می رود و هیدروژن را تامین می کند. افزایش محتوای هیدروژن در نمونه های برش خورده از خطوط لوله در معرض تخریب تنش خوردگی در آثار نویسندگان داخلی و خارجی نشان داده شده است. هیدروژن محلول در فولاد دارای اثر نرم کنندگی است که در نهایت منجر به خستگی هیدروژنی و ایجاد ترک های تنش خوردگی بر روی CFC خطوط لوله فولادی زیرزمینی می شود. مشکل خستگی هیدروژنی فولادهای لوله (کلاس مقاومت X42-X70) در سال های گذشتهجذب می کند توجه ویژهمحققان در ارتباط با حوادث مکرر در خطوط لوله اصلی گاز. خستگی هیدروژن در یک فشار عملیاتی در حال تغییر چرخه ای در خط لوله تقریباً به شکل خالص آن در هنگام محافظت بیش از حد کاتدی مشاهده می شود، زمانی که j KZ /j > 10.

هنگامی که چگالی جریان حفاظت کاتدی به مقادیر چگالی جریان محدود برای اکسیژن می رسد (یا اندکی، نه بیشتر از 3...5 برابر، بیش از ce)، نرخ خوردگی باقیمانده از 0.003 ... 0.007 میلی متر تجاوز نمی کند. /سال. بیش از حد قابل توجه (بیش از 10 برابر) j K tدر بالا jعملاً منجر به سرکوب بیشتر فرآیند خوردگی نمی شود، اما منجر به هیدروژنه شدن دیواره خط لوله می شود که باعث ایجاد ترک های تنش خوردگی در CFC می شود. ظهور شکنندگی هیدروژن در طول یک تغییر چرخه ای در فشار کاری در خط لوله، خستگی هیدروژن است. خستگی هیدروژنی خطوط لوله در شرایطی خود را نشان می دهد که غلظت هیدروژن کاتدی در دیواره خط لوله کمتر از حداقل سطح معینی کاهش نیابد. اگر دفع هیدروژن از دیواره لوله سریعتر از توسعه فرآیند خستگی رخ دهد، زمانی که kz بیش از 3 ... 5 برابر از / pr تجاوز نمی کند، خستگی هیدروژن

غیر قابل دیدن. روی انجیر 5.3 نتایج اندازه گیری چگالی جریان سنسورهای هیدروژن با RMS روشن (1) و خاموش (2) در خط لوله گریازوتس را نشان می دهد.

برنج. 5.3.

و (2) VMS را در CP I غیرفعال کرد. 3 - پتانسیل حفاظت کاتدی با RMS روشن - (a) و وابستگی جریان سنسور هیدروژن به پتانسیل لوله با RMS روشن و خاموش در CP 1 - (b)

پتانسیل حفاظت کاتدی در طول دوره اندازه گیری در محدوده منهای 1.6 ... 1.9 V ms بود. ه. سیر نتایج اندازه‌گیری‌های الکتریکی ردیابی، ارائه‌شده در شکل. 5.3، a، نشان می دهد که حداکثر چگالی شار هیدروژن به دیواره لوله با SKZ روشن 6 ... 10 μA / cm2 بود. روی انجیر 5.3، بمحدوده تغییرات در جریان سنسورهای هیدروژن و پتانسیل های حفاظت کاتدی برای RMS روشن و خاموش ارائه شده است.

نویسندگان کار خاطرنشان می کنند که پتانسیل خط لوله با RMS خاموش زیر منهای 0.9 ... 1.0 V m.s کاهش نمی یابد. e.، که به دلیل نفوذ SKZ مجاور است. در همان زمان، چگالی جریان سنسورهای هیدروژن با RMS روشن و خاموش متفاوت است

2...3 بار. روی انجیر 5.4 منحنی های تغییرات در جریان حسگرهای هیدروژن و پتانسیل های حفاظت کاتدی را در KP 08 گره کراسنوتورینسک نشان می دهد.

سیر مطالعات تجربی، ارائه شده در شکل. 5.4، نشان می دهد که حداکثر چگالی شار هیدروژن به دیواره لوله از 12 ... 13 μA / cm 2 تجاوز نمی کند. پتانسیل های حفاظت کاتدی اندازه گیری شده از منفی 2.5 تا 3.5 V m.s متغیر بود. ه. در بالا نشان داده شد که حجم هیدروژن آزاد شده در CFC به مقدار معیار بدون بعد بستگی دارد jKدر این راستا، مقایسه نتایج تشخیص درون خطی خطوط لوله اصلی نفت و گاز موجود با حالت‌های حفاظت کاتدی قابل توجه است.

برنج. 5.4.

روی میز. شکل 5.1 مقایسه ای از نتایج تشخیص درون خطی با نتایج یک بررسی جامع از سیستم های ECP خطوط لوله نفت و گاز عملیاتی در بخش مرکزی سیبری غربی را نشان می دهد. نتایج اندازه‌گیری‌های الکتروشیمیایی در قسمت خطی خطوط لوله نفت و گاز موجود نشان می‌دهد که در خاک‌های مختلف در مقادیر یکسان پتانسیل اندازه‌گیری شده، چگالی جریان حفاظت کاتدی بسیار متفاوت است، که کنترل اضافی جریان حفاظت کاتدی را ضروری می‌سازد. چگالی هنگام انتخاب و تنظیم پتانسیل های حفاظتی خطوط لوله زیرزمینی در مقایسه با چگالی جریان محدود کننده اکسیژن. اندازه‌گیری‌های الکتروشیمیایی اضافی در مسیر خطوط لوله اصلی گاز و نفت موجود، از ایجاد تنش‌های موضعی بالا در دیواره خط لوله ناشی از مولیزاسیون هیدروژن (با ارزش تصویری بالا) جلوگیری می‌کند یا به حداقل می‌رساند. افزایش سطح تنش های موضعی در دیواره خط لوله با تغییر در حالت سه محوری حالت تنش در مناطق محلی غنی شده با هیدروژن کاتدی همراه است، جایی که ریزترک ها تشکیل می شوند، پیش سازهای ترک های تنش خوردگی در CFC بیرونی.

مقایسه نتایج تشخیص درون خطی با نتایج یک بررسی جامع سیستم ها

حفاظت الکتروشیمیایی راه اندازی خطوط لوله گاز و نفتبخش مرکزی سیبری غربی

فاصله،	توزیع پتانسیل حفاظتی (0WB) (شخص A/m 2)	معنی شاخص j k.z ^ Jxvp	عملیات، میلی متر	تراکم عیوب نقصان، ضرر متان،	تراکم عیوب دسته،
فاصله،		معنی شاخص j k.z ^ Jxvp	عملیات، میلی متر	تراکم عیوب نقصان، ضرر متان،	تراکم عیوب دسته،
بخش Lileyny از خط لوله اصلی نفت D در 1220 میلی متر

فاصله،	محدود کردن چگالی جریان برای اکسیژن (LrHA / m2	توزیع پتانسیل حفاظتی و چگالی جریان حفاظت کاتدی (مژه > A / m 2)	معنی شاخص Uk.z ^ Ex	حداکثر عمق نفوذ خوردگی در کل دوره عملیات، میلی متر	تراکم عیوب نقصان، ضرر فلز،	تراکم عیوب دسته، قطعه/کیلومتر	کل مدت زمان توقف CPS برای کل دوره بهره برداری (طبق سازمان عامل)، روز

تجزیه و تحلیل نتایج در جدول ارائه شده است. 5.1، با در نظر گرفتن زمان خرابی، RMS یک رابطه معکوس را بین چگالی عیوب خوردگی و مقدار معیار بدون بعد نشان می دهد. jK s / j، از جمله زمانی که این نسبت برابر بود

صفر در واقع، حداکثر تراکم نقص خوردگی خارجیدر مناطقی مشاهده شد که مدت زمان توقف حفاظت الکتروشیمیایی (طبق سازمان های عامل) از مقادیر استاندارد فراتر رفت. از سوی دیگر، حداکثر تراکم عیوب از نوع دستهدر بخش های دشت سیلابی باتلاقی مسیر مشاهده می شود، جایی که زمان از کار افتادگی تاسیسات ECP از مقادیر استاندارد تجاوز نمی کند. تجزیه و تحلیل حالت های عملکرد VPS در بخش هایی با حداقل مدت زمان از کار افتادگی آنها در برابر پس زمینه پراکندگی زیاد داده ها نشان دهنده یک رابطه تقریباً متناسب بین تراکم عیوب نوع است. دستهو ملاک jK 3 / /، هنگامی که چگالی جریان حفاظت کاتدی از چگالی جریان محدود برای اکسیژن ده بار یا بیشتر در طول یک دوره طولانی کار (با حداقل مدت زمان خرابی RMS) فراتر رفت. تجزیه و تحلیل رژیم های حفاظت کاتدی در مقایسه با عیوب خوردگی و تنش-خوردگی در CFC نتیجه گیری های قبلی را تأیید می کند که نسبت jK 3 / jnpمی تواند به عنوان یک معیار بدون بعد برای نظارت بر میزان خوردگی باقیمانده خط لوله در پتانسیل های مختلف حفاظت کاتدی عمل کند، از یک طرف، به منظور جلوگیری از ایجاد نقص در CFC خوردگی خارجیو برای تعیین شدت هیدروژناسیون الکترولیتی دیواره خط لوله - از طرف دیگر به منظور جلوگیری از تشکیل و رشد عیوب مانند دستهنزدیک به سطح محافظت شده کاتدی

داده های جدول 5.1 نشان می دهد که حداکثر مدت زمان توقف تقریباً همه SSCها برای کل دوره بهره برداری از خطوط لوله اصلی نفت و گاز، برای 36 سال، به طور متوسط 536 روز (تقریباً 1.5 سال) بوده است. طبق داده های سازمان های عامل، برای سال، SKZ ساده به طور متوسط 16.7 روز، برای سه ماهه - 4.18 روز است. این مدت زمان توقف CPS در قسمت خطی خطوط لوله نفت و گاز مورد بررسی عملاً با الزامات اسناد نظارتی و فنی مطابقت دارد (GOST R 51164-98، بند 5.2).

روی میز. 6.2 نتایج اندازه گیری نسبت چگالی جریان حفاظت کاتدی به چگالی جریان محدود برای اکسیژن در ژنراتیکس بالایی خط لوله اصلی نفت D در 1220 میلی متر را نشان می دهد. محاسبه نرخ خوردگی باقیمانده خط لوله در پتانسیل های حفاظت کاتدی معین با فرمول 4.2 تعیین می شود. در جدول آورده شده است. 5.1 و 5.2، داده ها نشان می دهد که برای کل دوره بهره برداری از خط لوله اصلی نفت، با در نظر گرفتن زمان توقف حفاظت الکتریکی و شیمیایی

(طبق سازمان عامل) حداکثر عمق نفوذ خوردگی در KZP خارجی نباید از 0.12 ... 0.945 میلی متر تجاوز کند. در واقع، چگالی جریان محدود کننده برای اکسیژن در سطح تخمگذار بخش های بررسی شده خطوط لوله نفت و گاز از 0.08 A/m2 تا 0.315 A/m2 متغیر است. حتی با حداکثر چگالی جریان محدود کننده برای اکسیژن 0.315 A/m2، حداکثر عمق نفوذ خوردگی در 36 سال کارکرد با زمان توقف برنامه ریزی شده RMS 1.15 سال از 0.3623 میلی متر تجاوز نخواهد کرد. این 3.022٪ از ضخامت اسمی دیواره خط لوله است. با این حال، در عمل شاهد یک تصویر متفاوت هستیم. روی میز. 5.1 نتایج تشخیص درون خطی بخشی از خط لوله اصلی نفت D را در 1220 میلی متر پس از بهره برداری از آن به مدت 36 سال نشان می دهد. نتایج تشخیص درون خطی نشان می دهد که حداکثر سایش خوردگی دیواره خط لوله بیش از 15 درصد ضخامت اسمی دیواره لوله است. حداکثر عمق نفوذ خوردگی به 2.0 میلی متر رسید. این بدان معنی است که خرابی امکانات ECP الزامات GOST R 51164-98، بند 5.2 را برآورده نمی کند.

اندازه گیری های الکترومتری انجام شده در جدول ارائه شده است. 5.2، نشان می دهد که تحت یک رژیم حفاظت کاتدی معین، نرخ خوردگی باقیمانده از 0.006 ... 0.008 میلی متر در سال تجاوز نمی کند. چنین نرخ خوردگی باقیمانده، با توجه به مقیاس ده نقطه ای مقاومت به خوردگی، مربوط به حالت خورنده است. مقاوم در برابر خوردگیو برای خطوط لوله اصلی نفت و گاز قابل قبول است. Ego به این معنی است که برای 36 سال بهره برداری از خط لوله، با در نظر گرفتن اطلاعات مربوط به توقف تاسیسات ECP، طبق گفته سازمان عامل، عمق نفوذ خوردگی بیش از 0.6411 میلی متر نخواهد بود. در واقع، در طول دوره توقف برنامه ریزی شده تاسیسات ECP (1.15 سال)، عمق نفوذ خوردگی 0.3623 میلی متر بود. در طول دوره بهره برداری از تاسیسات ECP (34.85 سال)، عمق نفوذ خوردگی 0.2788 میلی متر بود. عمق کل نفوذ خوردگی در KZP 0.3623 + 0.2788 = 0.6411 (mm) خواهد بود. نتایج عیب یابی درون خطی نشان می دهد که حداکثر عمق واقعی نفوذ خوردگی طی 36 سال بهره برداری در بخش بررسی شده خط لوله اصلی نفت D در 1220 میلی متر 1.97 میلی متر بوده است. بر اساس داده های موجود، محاسبه زمانی آسان است که حفاظت الکتروشیمیایی از سرکوب نرخ خوردگی خاک تا مقادیر قابل قبول اطمینان حاصل نکرده است: T = (1.97 - 0.6411) میلی متر / 0.08 میلی متر / سال = 16.61 سال. مدت زمان توقف تاسیسات ECP در خط لوله اصلی گاز D y 1020 میلی متر عبور از یک راهرو فنی، که در آن در دشت سیلابی رودخانه. ترک‌های تنش خوردگی در رودخانه Ob یافت شد که مصادف با مدت زمان توقف SPZ در خط لوله اصلی نفت است، زیرا SPZ خط لوله گاز و خط لوله نفت از یک خط هوایی در طول مسیر تغذیه می‌شوند.

روی میز. شکل 5.3 نتایج تعیین زمان خاموشی واقعی VCS را در کل دوره بهره برداری (36 سال) خطوط لوله اصلی نفت و گاز بر اساس اندازه گیری های الکترومتری نشان می دهد.

جدول 5.2

توزیع نرخ خوردگی باقیمانده در بخش های خطوط لوله گاز و نفت موجود در بخش مرکزی سیبری غربی

جدول 5.3

نتایج تعیین زمان خاموشی واقعی RMS در کل دوره بهره برداری (36 سال) خطوط لوله اصلی گاز و نفت بر اساس اندازه گیری های الکترومتری

فاصله،	حداکثر نرخ خوردگی خط لوله بدون اتصال کوتاه، میلی متر در سال	نرخ خوردگی باقیمانده خط لوله در یک حالت اتصال کوتاه معین، میلی متر در سال	حداکثر عمق نفوذ خوردگی بر روی سطح محافظت شده با کاتد، میلی متر	واقعی
قسمت خطی خط لوله اصلی نفت D y 1220 میلی متر





قسمت خطی خط لوله اصلی گاز D y 1020 میلی متر

تجزیه و تحلیل نتایج در جدول ارائه شده است. 5.3 نشان می دهد که به موقعزمان خرابی وسایل حفاظت الکتروشیمیایی به طور قابل توجهی از مقدار استاندارد فراتر می رود، که علت سایش شدید خورنده دیواره خط لوله از سمت بیرونی محافظت شده از کاتد است.

صفحه 2

بررسی وضعیت خوردگی خطوط لوله و کابل های موجود واقع در منطقه نفوذ جریان های سرگردان با اندازه گیری اختلاف پتانسیل بین لوله و زمین با استفاده از ولت متر با مقاومت بالا انجام می شود. مناطق آند یک سازه زیرزمینی بسیار خطرناک هستند و نیاز به اقدامات حفاظتی فوری دارند. ارزیابی درجه خطر خوردگی در مناطق متناوب با توجه به مقدار ضریب عدم تقارن انجام می شود (جدول I.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی مجراهای پیش ساخته نشان داد که عمر مفید آنها در ذخایر Zapadno-Surgutskoye و Solkinskoye از 3-6 سال تجاوز نمی کند. در طول عملیات، تنها در سیستم نگهداری فشار مخزن میدان Zapadno-Surgutskoye، 14 کیلومتر از خطوط لوله به طور کامل جایگزین شد. در طول سال 1978، 30 پارگی و فیستول در خطوط لوله در میدان Solkinskoye و 60 پارگی در Zapadno-Surgutskoye ثبت شد.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی سازه های فلزی OOGCF نشان می دهد که لایه لایه شدن پلکانی که بیش از 50٪ به مواد دیواره تجهیزات پوسته نفوذ می کند غیرقابل قبول است.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی تجهیزات GTP در میدان اورنبورگ نشان داد که سطح داخلیتجهیزات با یک لایه یکنواخت با ضخامت حدود 0 1 میلی متر پوشیده شده است که رسوبات پیروفوریک است.

بررسی وضعیت خورندگی تجهیزات تولید HDPE نشان می دهد که علت اصلی خوردگی تجهیزات قرار گرفتن در معرض یک محیط تهاجمی حاوی کلرید هیدروژن است که در طی تجزیه کاتالیست تشکیل شده است. فرآیند خوردگی تجهیزات منجر به کاهش عمر مفید آن، تعمیرات مکرر تجهیزات و آلودگی پلی اتیلن به محصولات خوردگی می شود. ورود ترکیبات آهن به پلیمر بر خواص فیزیکوشیمیایی و مکانیکی آن تأثیر منفی می گذارد. آنها باعث پیری زودرس (تخریب) پلیمر، رنگ آمیزی نامطلوب محصولات به رنگ خاکستری تیره، افزایش شکنندگی و کاهش خواص دی الکتریک پلیمر می شوند. علاوه بر این، در هنگام خوردگی تجهیزات لاک شده، این اتفاق می افتد که ذرات لاک وارد پلی اتیلن می شوند که منجر به تورم آن یا ایجاد منافذ در داخل پلیمر می شود.

وضعیت خوردگی LP MG به عنوان بیان کمی از شاخص های عملکرد بخش LP MG حاوی نقص های خوردگی و (یا) منشاء تنش خوردگی درک می شود.

برای تعیین وضعیت خوردگی (تشخیصی) و تشخیص به موقع خرابی های احتمالی خوردگی، ماشین های در حال کار به طور دوره ای بررسی می شوند.

تعیین از راه دور حالت خوردگی در آینده امکان انجام آزمایشات تسریع شده با تنظیم یک آزمایش کنترل شده و شبیه سازی مراحل فردی فرآیند خوردگی را فراهم می کند.

اندازه گیری های الکتریکی برای تعیین وضعیت خوردگی و انتخاب روش حفاظتی برای خطوط لوله گاز تازه ساخته شده قبل از بهره برداری (قبل از اتصال آنها به شبکه موجود) انجام می شود. خطوط لوله ای که قبلاً به تازگی کار گذاشته شده اند به لوله های در حال بهره برداری منتقل می شوند تا تصویری واقعی از وضعیت الکتریکی خطوط لوله گاز بدست آید که پس از اتصال آنها به شبکه موجود رخ می دهد. اگر در طول اندازه گیری ها مشخص شود که پتانسیل ها از 0 1 ولت تجاوز نمی کند، معمولاً اتصال بدون هیچ شرطی انجام می شود. در پتانسیل های بالاتر از OD V (تا 0 6 ولت)، می توان خط لوله گاز جدید را برای گاز روشن کرد، مشروط بر اینکه حفاظت در عرض 3-5 ماه انجام شود. در پتانسیل های بالا، روشن کردن خطوط لوله گاز تازه ساخته شده برای گاز قبل از دستگاه حفاظتی غیرممکن است، زیرا پس از مدت کوتاهی خط لوله گاز می تواند توسط جریان از بین برود که به نوبه خود می تواند منجر به عواقب شدید. از عمل، موارد متعددی شناخته شده است که خطوط لوله گاز محافظت نشده توسط جریان های سرگردان 1 تا 2 ماه پس از راه اندازی، و همچنین قبل از بهره برداری، به ویژه در مناطق پست های کششی راه آهن، تخریب شده اند.

پیش‌بینی بلندمدت وضعیت خوردگی بخش‌های خط لوله گاز باید برای انتخاب نقاط مشخصه برای مشاهده دینامیک خوردگی در سیستم‌های پایش خوردگی ثابت و متحرک و تصحیح مقررات پایش پارامترهای خوردگی و محافظت از خطوط لوله گاز استفاده شود. انواع مختلفخوردگی

برای کنترل حالت خوردگی از روش های آزمایش غیر مخرب استفاده می شود که می تواند هم به طور مداوم و هم به صورت دوره ای (یا در صورت لزوم به عنوان موارد اضافی) و در هر مرحله از عملکرد اشیاء صرف نظر از وضعیت آنها استفاده شود. این روش ها شامل روش اولتراسونیک، رادیوگرافی، انتشار صوتی تشخیص عیب رنگ است.

برای تعیین وضعیت خوردگی سیستم از پارامترهای ترمودینامیکی و تجربی این سیستم و همچنین وابستگی های تجربی استفاده می شود. این برنامه شامل پیش بینی پتانسیل فلزی سیستم، جریان خوردگی، سیر منحنی های پلاریزاسیون، مناطق ایمنی (فعال و غیرفعال) است، به شما امکان می دهد نامطلوب ترین ترکیبات شرایط را پیدا کنید که توسعه خوردگی را تضمین می کند. نویسندگان روش هایی را برای بهبود برنامه پیش بینی خوردگی بیان کرده اند که باید دقت و قابلیت اطمینان پیش بینی را برای مقادیر مشخص کننده سیستم خوردگی افزایش دهد.

ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله، واقع در میدان الکتریکی خط انتقال نیرو، با توجه به اختلاف پتانسیل بین لوله و زمین و مقدار جریان در خط لوله انجام می شود.
نمودار بلوکی ارزیابی یکپارچهشرایط فنی LCH MG. ارزیابی وضعیت خوردگی PM LP در آینده باید انجام شود بخشی جدایی ناپذیرارزیابی جامع از وضعیت فنی LCH MG.
طرح پیدایش و توزیع سرگردان. هنگام ارزیابی وضعیت خوردگی یک خط لوله گاز، دانستن هر دو مقدار میانگین و حداکثر اختلاف پتانسیل مهم است.
ابزار ارزیابی خوردگی باید شامل حسگرها، سیستم ثبت و منابع انرژی مناسب باشد. هنگام استفاده از روش های مغناطیسی و الکترومغناطیسی، می توان از سیستم های مغناطیسی مختلف استفاده کرد. مشکل اسکن حل شده یا خیر تعداد زیادیحسگرهایی که در داخل لوله در امتداد یک خط مارپیچ حرکت می کنند یا تعداد زیادی حسگر که به صورت انتقالی همراه با سیستم مغناطیسی حرکت می کنند و در امتداد محیط دستگاه قرار دارند. در این حالت، برای رفع عیوب احتمالی لوله، استفاده از آرایش سنسور دو حلقه ای بسیار مناسب است. ابزارهای Linealog تولید شده در ایالات متحده از سه بخش تشکیل شده است که توسط لولا به هم متصل می شوند. در بخش اول منابع برق و یقه های آب بندی وجود دارد، در بخش دوم - یک آهنربای الکتریکی با سیستم کاست برای سنسورها، در بخش سوم - قطعات الکترونیکی و یک دستگاه ضبط وجود دارد که برای بازرسی خطوط لوله استفاده می شود.
حفاری برای ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله باید با بازکردن کامل لوله و امکان بازرسی مولد زیرین آن انجام شود. طول قسمت در معرض لوله باید حداقل سه قطر آن باشد.
راه موثرارزیابی وضعیت خوردگی تجهیزات (در مراحل طراحی، بهره برداری، نوسازی آن) نظارت بر خوردگی است - سیستمی برای مشاهده و پیش بینی وضعیت خوردگی یک جسم به منظور به دست آوردن اطلاعات به موقع در مورد خرابی های احتمالی خوردگی آن.
روی میز. 6 یک ارزیابی از وضعیت خورندگی واقعی سیستم های آب گرم از لوله های سیاه در تعدادی از شهرها ارائه می دهد. علاوه بر این، برای مقایسه، شاخص های محاسبه شده اشباع آب در دمای 60 درجه سانتیگراد، داده های مربوط به محتوای اکسیژن محلول در آب، دی اکسید کربن آزاد و ارزیابی فعالیت خوردگی داده شده است.
توزیع مناطق سرعت حرکت جریان آب - گاز - نفت برای خطوط لوله با قطرهای مختلف. بازرسی های خوردگی رشته های پوشش برای ارزیابی وضعیت خوردگی آنها (هم از نظر عمق و هم از نظر مساحت میدان)، تعیین پارامترهای حفاظت الکتروشیمیایی، شناسایی علل نشت رشته های پوشش در حین کار و کنترل امنیت انجام می شود.
بر اساس تجزیه و تحلیل داده های فوق در مورد ارزیابی وضعیت خوردگی و قابلیت اطمینان تجهیزات و TP OOGCF، نتایج تشخیص عیب درون خطی و خارجی، آزمون های خوردگی-مکانیکی در مقیاس کامل و آزمایشگاهی، مطالعات متالوگرافی قالب ها و نمونه ها ، نتایج تشخیص فنی سازه ها و همچنین با در نظر گرفتن اسناد نظارتی و فنی فعلی (NTD)، تکنیکی برای تشخیص تجهیزات و تجهیزات فرآیند برای میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن توسعه یافته است.
در کشور ما و خارج از کشور روش ها و ابزارهایی برای ارزیابی وضعیت خوردگی یک خط لوله بدون باز کردن آن در حال توسعه است. امیدوار کننده ترین روش ها مبتنی بر عبور یک دستگاه مجهز به ویژه از طریق خط لوله است که مراکز آسیب خوردگی دیواره لوله را از داخل و خارج ثابت می کند. ادبیات، داده هایی را در مورد روش هایی برای نظارت بر وضعیت خطوط لوله ارائه می دهد. توجه اصلی به روش های مغناطیسی و الکترومغناطیسی است، در حالی که اولویت به دومی داده می شود. روش های اولتراسونیک و رادیوگرافی نیز در اینجا به اختصار توضیح داده شده است.
مدل هایی که با هیچ معادله ریاضی توصیف نمی شوند و به عنوان مجموعه ای از ضرایب جدولی یا نوموگرام های توصیه شده برای ارزیابی وضعیت خوردگی فلزات ارائه می شوند.

برای ارزیابی وضعیت پوشش روی خط لوله در حین کار، توصیه می شود از مقاومت انتقالی خط لوله عایق بندی شده، پارامترهای مشخص کننده نفوذپذیری مواد پوشش و مقدار آنتی اکسیدان (برای ترکیبات تثبیت شده) باقی مانده در پوشش استفاده شود. . برای ارزیابی وضعیت خوردگی دیواره لوله، باید از داده‌های اندازه‌گیری تلفات خوردگی فلز در زیر پوشش یا محل‌های نقص آن و همچنین اندازه و موقعیت نسبی ضایعات خوردگی روی دیواره لوله استفاده کرد. دوم - خوردگی موضعی (حفره ها، حفره ها، لکه ها)، تک (با فاصله بین نزدیکترین لبه های ضایعات مجاور بیش از 15 سانتی متر)، گروهی (با فاصله بین نزدیکترین لبه های ضایعات مجاور از 15 تا 0.5 سانتی متر). ) و گسترش یافته (با فاصله بین نزدیکترین لبه های ضایعات مجاور کمتر از 0 5 سانتی متر) ضایعات. ضایعات خوردگی منفرد منجر به شکست در خطوط لوله نمی شود.
برای ارزیابی وضعیت پوشش عایق روی خط لوله در حین کار، لازم است از مقادیر مقاومت انتقالی خط لوله، پارامترهای مشخص کننده نفوذپذیری مواد پوشش و مقدار آنتی اکسیدان (برای ترکیبات تثبیت شده) استفاده شود. باقی مانده در عایق برای ارزیابی وضعیت خوردگی دیواره لوله، لازم است از داده‌های اندازه‌گیری تلفات خوردگی فلز در زیر پوشش یا محل‌های نقص آن و همچنین اندازه و موقعیت نسبی ضایعات خوردگی روی دیواره لوله استفاده شود.
هنگام ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله، انواع خوردگی تعیین می شود، میزان آسیب خوردگی به دیواره بیرونی لوله ها با یک مشخصه کلی از بخش ها، حداکثر و سرعت متوسطخوردگی، وضعیت خورندگی سایت را برای 3-5 سال پیش بینی کنید.
روی میز. 9.12 ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله را با مجموعه کاملی از عوامل تأثیرگذار و توصیه های مربوطه ارائه می دهد.
در عمل برای تعیین کمیت مقاومت به خوردگی فلزات می توان از هر خاصیت یا مشخصه فلزی که در هنگام خوردگی به طور قابل توجه و طبیعی تغییر می کند استفاده کرد. بنابراین، در سیستم های تامین آب، ارزیابی وضعیت خوردگی لوله ها را می توان با تغییر زمان مقاومت هیدرولیکی سیستم یا بخش های آن ارائه کرد.
برای یافتن امکان کاهش تلفات فلزات در اثر خوردگی و کاهش تلفات مستقیم و غیرمستقیم قابل توجه ناشی از خوردگی، ارزیابی وضعیت خورندگی دستگاه‌ها و ارتباطات سیستم‌های شیمیایی-تکنولوژیکی ضروری است. در این مورد، هم ارزیابی وضعیت خوردگی سیستم شیمیایی-فناوری و هم یک پیش‌بینی ضروری است. توسعه احتمالیخوردگی و تأثیر این فرآیند بر عملکرد دستگاه ها و ارتباطات سیستم های شیمیایی-فناوری.
روش اندازه گیری در بخش II آورده شده است. حجم و مجموعه اندازه‌گیری‌های مورد نیاز برای ارزیابی وضعیت خوردگی یک سازه توسط دستورالعمل‌های دپارتمان تایید شده به روش مقرر ارائه می‌شود.
پیچیدگی و اصالت فرآیند خوردگی سازه های فلزی و بتن مسلح زیرزمینی به دلیل شرایط خاص محیط زیرزمینی است که در آن جو، بیوسفر و هیدروسفر در تعامل هستند. در این راستا، توجه ویژه ای به توسعه و ایجاد تجهیزات و سیستم های ارزیابی وضعیت خوردگی اجسام واقع در زیر زمین می شود. چنین ارزیابی را می توان بر اساس اندازه گیری پتانسیل میانگین زمانی یک سازه فلزی نسبت به زمین انجام داد. برای تعیین مقدار متوسط پتانسیل، دستگاه هایی ساخته شده اند - یکپارچه کننده جریان های سرگردان. ساخت آنها آسان است، به منبع تغذیه خاصی نیاز ندارند و در عملکرد قابل اعتماد هستند. استفاده از این دستگاه ها اطلاعاتی در مورد ماهیت توزیع فضایی آند، کاتد و مناطق متناوب برای انتخاب محل اتصال وسایل حفاظت الکتروشیمیایی و حسابداری یکپارچه بازده عملیاتی آن فراهم می کند. این اطلاعات هم در فرآیند طراحی، ساخت و نصب تجهیزات جدید و هم در حین عملیات قابل استفاده است. اجرای اقدامات برنامه ریزی شده برای اطمینان از قابلیت اطمینان بالای سازه های فلزی و بتن مسلح در عملیات طولانی مدت امکان پذیر می شود.
ارزیابی خطر خوردگی خطوط لوله زیرزمینی فولادی ناشی از تأثیر وسایل نقلیه برقی که بر روی جریان متناوب کار می کنند باید بر اساس نتایج اندازه گیری اختلاف پتانسیل بین خط لوله و محیط. روش اندازه گیری در بخش II آورده شده است. حجم و مجموعه اندازه گیری های لازم برای ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله توسط دستورالعمل های دپارتمان تایید شده به روش مقرر تعیین می شود.
کنترل حالت بر اساس نتایج تجزیه و تحلیل نمونه های آب و بخار، خوانش pH خوراک و آب دیگ بخار، تعیین دوره ای ترکیب کمی و کیفی رسوبات، و همچنین ارزیابی وضعیت فلز دیگ انجام می شود. از نظر خوردگی پرسنل عملیاتی به ویژه دو شاخص اصلی رژیم را کنترل می کنند: دوز Compleson (با توجه به کاهش سطح در مخزن اندازه گیری محلول کاری 7، محاسبه مجدد برای مصرف آب خوراک) و pH آب دیگ بخار. محفظه تمیز برش نمونه های نماینده لوله های سطح گرمایش، تجزیه و تحلیل کیفی و کمی رسوبات، ارزیابی وضعیت خوردگی فلز در مقایسه با حالت اولیه آن در 1-2 سال اول کار کردن رژیم هر 5-7 انجام می شود. هزار ساعت کارکرد
بنابراین، مواردی وجود دارد که به دلیل تعیین نادرست محل عیوب خوردگی در سطح و داخل خط لوله، به دلیل بیمه اتکایی، جایگزینی غیرموجه خط لوله در مناطق قابل توجهی مجاز است که منجر به صرف بیش از حد بودجه عمومی می شود. بنابراین ارزیابی قابل اعتماد از وضعیت خوردگی خطوط لوله مورد نیاز و به موقع است رفتار مناسبتعمیر آنها بر اساس داده های دریافتی. برای این منظور در کشور ما عیوب یاب هایی برای ارزیابی وضعیت خوردگی خطوط لوله بدون باز کردن آنها از ترانشه ساخته، طراحی و در حال آزمایش است.

شاید خواندن آن مفید باشد: