Комплексне обстеження корозійного стану та режимів електрохімічного захисту діючих магістральних газонафтопроводів. Спостереження за корозійним станом трубопроводів

Федотов С.Д., Улибін А.В., Шабров Н.М.

інженер С. Д. Федотов;
к. т. н., доцент О. В. Улибін*;
д. ф.- м. н., професор Н. Н. Шабров,
ФДБОУ ВПО Санкт-Петербурзький державний політехнічний університет

Ключові слова:корозійне зношування; сталеві конструкції; ультразвукова товщинометрія; обстеження будівельних конструкцій

Добре відомо, що корозійні втрати металевих конструкцій завдають великої економічної шкоди. Корозійне руйнування елементів сталевих конструкцій та арматури в залізобетоні є одним з основних факторів, що призводять до неприпустимого та аварійного стану конструкцій. Швидкість корозії змінюється в межах від 0,05 до 1,6 мм на рік і залежить від корозійної стійкості металу, параметрів агресивного середовища, наявності та стану антикорозійної обробки, конструктивного рішення та інших факторів.

Визначення фактичного корозійного зносу стальних конструкцій, що експлуатуються, необхідне як для контролю їх технічного стану і своєчасного відновлення, так і для запобігання аваріям (відмовам і обваленням).

У сучасних нормативах з обстеження, технічної літератури та наукових працяхпитання правильного визначення корозійного зносу розкрито в повному обсязі. З наявних вказівок не завжди чітко зрозуміло, чим і як вимірювати втрати, які ділянки вибирати та як їх готувати. Немає однозначної думки про те, як відображати результати вимірювань. Таким чином, необхідно узагальнити наявні в літературі дані та розробити методику контролю з урахуванням сучасного приладового забезпечення.

Контроль корозійних втрат практично зводиться до двох основних задач:

1) визначення фактичного залишкового перерізу металевого елемента;

2) порівняння фактичної товщини з початкової (чи виміряної попередньому етапі обстеження).

Здавалося б, обидві ці завдання дуже легко вирішуються. Однак на практиці виникають проблеми як при вимірі товщини пошкодженої конструкції, так і при зіставленні з початковою. Також не завжди очевидно, як найбільш зручно та інформативно відобразити результат дослідження. Вирішенню даних проблем, схематично представлених на рис.1, присвячено цю статтю.

Малюнок 1. Методи визначення корозійних втрат

У статті розглянуто основні методи контролю, які реалізуються за наявності суцільної корозії металу. Питання вимірювання місцевої корозії (виразкової, піттингової, міжкристалітної та ін.) даному матеріаліне розглядаються.

Вимірювання залишкової товщини механічним методом

Перш ніж розглядати питання товщинометрії, слід зазначити, що обміри металевих конструкцій вимагають максимальної точності вимірювань порівняно з конструкціями інших матеріалів. Відповідно до нормативно - методичних документів та технічної літератури точність виміру має бути не менше 0,05-0,1 мм.

Найбільш простим і вимагають мінімальних витрат на обладнання способом є визначення фактичної товщини сталевих елементів конструкцій за допомогою різних механічних вимірювальних приладів. Для реалізації зазначених цілей із забезпеченням необхідної точності рекомендується використовувати штангенциркулі, мікрометри та механічні товщиноміри, а також вимірювальні скоби.

На практиці застосування найбільш доступних із зазначених засобів, а саме штангенциркулів, не завжди зручне, а іноді неможливе. Пояснюється це тим, що вимірювання штангенциркулем можна здійснити лише на відкритих ділянкахпрофілів (пір'я куточків, полиці двотаврів та швелерів та ін.) (рис. 2). Особливо часто виникає необхідність вимірювання залишкової товщини тоншого елемента перерізу, яким є стінка у швелерах та двотаврах. У більшості випадків вільний кінець профілю (на ділянках спирання) недоступний і, відповідно, вимір виконати неможливо. Другим суттєвим обмеженням є довжина губок штангенциркуля. При цьому є можливість вимірювання товщини металу тільки на ділянках, розташованих уздовж краю профілю, що досліджується в межах смуги, що дорівнює довжині губок.

Малюнок 2. Вимірювання залишкової товщини штангенциркулем

Рисунок 3. Вимірювання залишкової товщини ІЧТ зі скобою

Малюнок 4. Мікрометр - товщиномір

Більш зручними засобами вимірювання є товщиноміри зі скобою. Застосовуючи їх, можна виміряти товщину на локальних ділянках, розташованих на відстані від країв досліджуваного елемента. При нерівномірному корозійному пошкодженні ця перевага буде вирішальною порівняно зі штангенциркулем. Крім цього, при використанні товщиноміра з месурою (рис. 3) може бути збільшена точність виміру порівняно з механічним штангенциркулем до 0,01 мм і більше. З іншого боку, застосування механічних товщиномірів у вигляді скоб супроводжується тими ж обмеженнями, що й у штангенциркулів.

Очевидно, що застосування вищезгаданих механічних засобів вимірювання неможливе на елементах замкнутого профілю - трубах, які застосовуються з кожним роком у великих обсягах. Єдино можливий спосіб механічного вимірювання товщини замкнутого профілю полягає в свердлінні отвору та вимірюванні спеціалізованим мікрометром (рис. 4). При цьому точність вимірювання та продуктивність контролю різко знижуються.

Вимірювання залишкової товщини фізичним методом

Для визначення товщини, суцільності та інших параметрів виробів та покриттів, виконаних з різних матеріаліввикористовується широкий спектр фізичних методів неруйнівного контролю (НК). Серед них можна відзначити магнітні, вихрострумові, радіохвильові методи та ін.

Одним із найбільш успішно застосовуваних фізичних методів контролю товщини та інших параметрів сталевих конструкцій є ультразвуковий метод. Підтвердженням тому стало повсюдне вивчення та застосування ультразвукових приладів (товщиномірів та дефектоскопів) у вітчизняній та зарубіжній практиці. Даний метод заснований на здатності ультразвукових хвиль відбиватися на межі поділу середовищ. Необхідно відзначити, що для цілей, що описуються в цій роботі, ультразвуковий луна - метод є єдиним застосовним серед фізичних методів ПК.

Основні переваги використання сучасних приладів, що реалізують ультразвуковий метод товщинометрії:

Можливість контролю за одностороннім доступом;

Робота на ділянках віддалених від краю конструкції (без наявності відкритих країв);

Висока продуктивність;

Достатня точність вимірів;

Щодо прості вимоги щодо попередньої підготовки ділянки вимірювання.

У Росії широко застосовуються ультразвукові товщиноміри як вітчизняних, так і зарубіжних виробників (ТОВ «АКС», ТОВ «Технотест», ЗАТ «Константа», «Olympus» та ін.). Найбільш зручними для роботи в польових умовахє прилади – моноблоки (рис. 5).

Рисунок 5. Вимірювання товщини за допомогою ультразвукового приладу

Безумовно, вони мають і недоліки, серед яких обмежений діапазон вимірюваних товщин, менша ємність акумулятора та інші.

Для використання більшості ультразвукових товщиномірів необхідна підготовка поверхні сталі шляхом зачистки або (переважно) шліфування ділянки вимірювання. З одного боку, ця обставина знижує продуктивність контролю, а у разі відсутності джерела електропостачання – дуже суттєво. З іншого боку, підготовка ділянки вимірювання також необхідна забезпечення нормальної точності контролю механічними товщиномірами. Крім того, доступність портативних акумуляторних інструментів для механічного оброблення поверхні металу в наші дні практично усуває цю проблему.

Враховуючи вищесказане, можна зробити висновок про те, що перевага ультразвукових приладів перед механічними товщиномірами очевидна.

Визначення початкової товщини перерізу

Щоб зрозуміти, які втрати металу необхідно знати його початкову товщину. Найпростішим і достовірним способом є вимірювання товщини досліджуваного елемента у непошкодженому перерізі. У разі необмеженого (у просторі) та тривалого доступу агресивного середовища до відкритих елементів найчастіше вся площа елемента має корозійне пошкодження. У разі визначити початкову товщину елемента прямим виміром неможливо.

У такій ситуації параметри перерізу елементів визначають або за проектною документацією або за сортаментом металопрокату. Даний підхід має невисоку достовірність та у ряді випадків неможливий (відсутність документації, застосування нестандартних зварних профілів та ін.). Якщо проектна документація доступна для аналізу, ймовірність визначення шуканих параметрів вище. Однак немає гарантії того, що зведені конструкції повністю відповідають проектному рішенню, а в реаліях вітчизняного будівництва – виконавчої документації.

Виявлення товщин елементів за сортаментом шляхом визначення загальних габаритів перерізу (висоти та ширини) також не завжди можливе. Якщо конструкції виконані зі швелерів та двотаврів, для вирішення задачі необхідна наявність сортаментів, що відповідають періоду виготовлення профілів. Однак під час обстеження конструкцій не завжди вдається визначити відповідність профілів конкретному сортаменту. При обстеженні труб і куточків використання сортаменту для визначення початкової товщини неможливе, оскільки одним і тим же габаритам перерізів відповідає великий діапазон товщин. Наприклад, рівнополочний куточок № 50 за ГОСТ 8509-93 може мати початкову товщину від 3,0 до 8,0 мм з кроком 1,0 мм.

Непрямий метод контролю корозійних втрат

У нормативах та технічній літературі з обстеження будівель можна зустріти рекомендації застосовувати для оцінки величини корозійних втрат непрямий метод. Суть його полягає у вимірі товщини шару продуктів корозії та в оцінці величини пошкодження, що дорівнює 1/3 товщини корозійних оксидів.

Достовірність такого підходу на наш погляд дуже сумнівна з наступних причин. В основу ідеї, ймовірно, покладено той факт, що продукти корозії мають щільність значно меншу, ніж зруйнований метал. Можна припустити, що для достовірної реалізації методу щільність корозійних оксидів повинна бути в 3 рази меншою за щільність сталі. Однак за результатами вимірювань, виконаних авторами на різних об'єктах, відношення густин продуктів корозії (без урахування обсягу відкритих пор і повітряних прошарків) і сталі змінюється в діапазоні 2,1...2,6 рази (табл. 1).

Таблиця 1. Щільність корозійних оксидів

	Об'єкт відбору	Елемент	Умови експлуатації	Щільність оксидів, т/м 3	Ставлення до густини сталі
	Балки міжповерхового перекриття житлової будівлі	Полиця балки	Зволоження під час протікання
		Стінка балки
	Каналізаційні грати лабораторії	Куток решітки	Періодичне зволоження
	Відстійник	Підкіс лотка	Під рівнем рідини
	каналізаційних очисних споруд	Куточок водозливу	Постійне зволоження

Можна було б спростувати дані твердження тим, що саме за рахунок наявності пір і повітряних прошарків товщина продуктів корозії якраз утричі більша за пошкоджений шар металу. Однак у цьому полягає друга причина неможливості реалізації непрямого підходу. Щільність «упаковки» продуктів корозії (співвідношення повітряних прошарків та пір з обсягом оксидів) залежить від різних факторів. До них різною мірою відносяться вид агресивного середовища, періодичність доступу середовища до матеріалу, наявність мікроорганізмів, що є каталізатором процесу та інші. Більшою мірою грає роль конструктивне рішення, А саме наявність прилеглих до кородірующего елемента інших конструкцій, що перешкоджають вільному накопиченню продуктів корозії.

Авторам неодноразово доводилося спостерігати під час обстеження однотипних конструктивних елементів різні за своєю структурою продукти корозії. Наприклад, в одній із будівель будівлі кінця XIX століття щільність корозійних оксидів, зафіксованих на стінках балок перекриттів, відрізнялася в рази. Причиною високої щільності оксидів було міжбалочне заповнення у вигляді цегляних зведень, що перешкоджають вільному накопиченню корозійних шарів. На іншому перекритті тієї ж будівлі корозійні «пироги» вздовж стінок двотаврових балок мали сумарну товщину 5,0-7,0 см за товщини втрат сталі 5,0-7,0 мм (рис. 6). У разі заповнення між балками було зроблено як дерев'яного накату.

Малюнок 6. Шаруваті корозійні оксиди, відібрані з балок перекриття

Підсумовуючи, слід зазначити, що зазначений опосередкований метод міг би бути реалізований лише у разі, коли продукти корозії накопичуються за весь корозійний період і не видаляються з місця освіти. В умовах відкритих елементів (металеві ферми, колони тощо) неможливо однозначно визначити сумарну товщину продуктів корозії, які могли бути зчищені під час експлуатації, або просто впали з конструкції під власною вагою.

Подання результатів виміру

Ще однією проблемою, не висвітленою в літературі, є питання, як представляти результат вимірювання зносу. Є такі варіанти: в абсолютних одиницях (мм, мкм); у відсотках від товщини окремого елемента перерізу (полиці, стінки); у відсотках площі всього перерізу. Слід зазначити, що аварійний критерій корозійного зносу, що у документах , виявляється у відсотках від площі перерізу. Як правило, знос, що нормується як аварійний, становить 25% площі.

Для виконання перевірочних розрахунків мало мати інформацію про втрату площі перерізу (або фактичну площу залишкового перерізу). Така інформація може бути достатньою лише для розрахунку розтягнутих елементів. Для розрахунку стислих та вигнутих елементів необхідно знати фактичні габарити всіх елементів перерізу (полиць, стінок, пір'я куточків та ін.). Тому подання результатів вимірювань у відсотках площі перерізу недостатньо інформативно. Встановити відсоток втрати площі перерізу прямим виміром неможливо, оскільки цей параметр можна визначити лише перерахунком. Це твердження обґрунтовується наступним: у разі однакової швидкості корозії всіх елементів перерізу величина втрат буде однакова по абсолютній величині (мм), при цьому знос у відсотках дорівнюватиме тільки для елементів з однаковою початковою товщиною. Однак, випадки рівномірної корозії всіх елементів перерізу з однаковою швидкістю трапляються рідко.

Часто помилка дослідників пов'язана з тим, що втрати вимірюються тільки в одному з елементів перерізу, за яким роблять висновок про корозійний знос перерізу в цілому. Такий підхід є помилковим, оскільки залежно від просторового розташування, типу перерізу, доступу агресивного середовища та інших факторів знос різних частин перерізу буде різним. Характерним прикладом є корозія двотаврових балок у повітряному середовищі. При рівномірному доступі агресивного середовища більшому зносу піддаються верхня поверхня горизонтально розташованих частин перерізу (наприклад, полиць). Це відбувається за рахунок накопичення на них вологи, пилу, продуктів корозії, які прискорюють процес руйнування.

За певних умов, пов'язаних, як правило, із доступом агресивного середовища, глибина корозійних втрат сильно змінюється навіть у межах одного елемента перерізу. Як приклад на рис. 7. представлено перетин двотаврової балки надпідвального перекриття з корозійними втратами. Як видно з малюнка, максимальні пошкодження є на краях нижньої полиці та досягають 100% товщини. При цьому при наближенні до стінки відсоток зносу зменшується. Прийняти за виміром на краях, що полиця, а тим більше весь перетин повністю втрачено, було б докорінно неправильним.

Рисунок 7. Нерівномірне корозійне пошкодження нижньої полиці двотаврової балки надпідвального перекриття

Виходячи з вищесказаного, для якісного виконання обстеження та подання його результатів необхідно:

Вимірювати залишкову товщину у всіх елементах перерізу, що мають ознаки пошкодження;

При нерівномірному корозійному пошкодженні у межах частини перерізу визначати мінімальні та максимальні товщини, а також виявляти зони максимальних втрат (будувати конкретний профіль залишкового перерізу);

При визначенні втрати площі перерізу робити її розрахунок за даними товщинометрії кожного з елементів перерізу.

Практичний приклад

Для ілюстрації наведеного вище наведемо результати обстеження, завданням якого було визначення відсотка корозійного зносу ферм покриття.

Обстежувані металеві ферми (рис. 8) розташовані у виробничому корпусі цегельного заводу та перекривають проліт 36 м. Елементи поясів та решіток ферм переважно виконані зі спарених куточків, що утворюють тавровий перетин (рис. 9). Верхній пояс у крайніх панелях виконаний із зварного двотавра з різною шириною полиць. Сполуки елементів виконані на зварюванні з фасонками. Згідно з проектною документацією елементи ферм виготовлені з різних мароксталі: елементи решітки з ВСтЗпс 6 за ГОСТ 380-71, елементи поясів з 14 Г 2 за ГОСТ 19281-73, фасонки з ВСтЗспб за ГОСТ 380-71.

Рисунок 8. Загальний вид обстежених ферм

Рисунок 9. Перетин одного з елементів ферми

Зачищення поверхні в зазорі між куточками дуже трудомістке, а використання механічних товщиномірів без видалення продуктів корозії призводить до значної похибки вимірювання. Для вирішення поставленого завдання було використано ультразвуковий товщиномір А 1207 з робочою частотою 2,5 МГц. Діапазон встановлюваних швидкостей варіюється від 1000 до 9000 м/с, що дозволяє проводити калібрування приладу для різних конструкційних сталей.

Рисунок 10. Корозійне пошкодження елемента ферми

В ході обстеження виконано візуальний огляд металевих елементів ферм, в результаті якого встановлено наявність повсюдного зношування захисних фарбувальних покриттів та суцільна корозія металевих елементів (рис. 10). Вимірювання залишкової товщини виконувались на найбільш пошкоджених за візуальними ознаками ділянках елементів ферм.

Зважаючи на тривалу експлуатацію без своєчасних періодичних ремонтів та відновлення захисних покриттів елементи ферм на всій площі мали корозійне пошкодження.

Таким чином, визначення початкової товщини перерізу за виміром на непошкодженому ділянці було неможливо. З урахуванням цього була спроба зіставлення фактичних габаритів перерізів з найближчим великим (за товщиною профілю) перерізом по сортаменту. Визначені таким чином корозійні втрати становили 25-30%, що, згідно з вимогами нормативу, є аварійною ознакою.

Після початкового аналізу (порівняння з сортаментом) замовником було знайдено та надано проектну документацію. В результаті аналізу проекту встановлено, що частина елементів ферми була виконана з профілів більшого перерізу (за товщиною та габаритами), ніж зазначено у проекті. З урахуванням початкового застосування профілів більшого перерізу та їх корозійного зношування було виявлено, що фактичні товщини цих елементів перевершують проектні. Таким чином, несуча здатність, передбачена проектом даних елементів, забезпечена. Корозійні втрати тієї частини елементів, переріз яких відповідає проектним даним, виявилися менш істотними (трохи більше 10%).

Отже, щодо корозійного зносу з урахуванням порівняння з проектної документацією було виявлено, що його величина вбирається у 10% площі перерізу деяких елементів. За відсутності проектної документації та використання як початкові перерізи за сортаментом технічний стан конструкцій помилково міг бути визнаний аварійним.

Висновок

Як висновки з викладеного матеріалу можна виділити наступне.

1. Показано, що найзручнішим і продуктивним, котрий іноді єдино можливим методом визначення залишкової товщини сталевих конструкцій є ультразвуковий луна - метод. Використання механічних товщиномірів можна рекомендувати лише у разі відсутності або неможливості застосування ультразвукових товщиномірів (наприклад, при низьких температурах повітря).

2. Обґрунтовано, що непрямий метод визначення корозійних втрат на основі вимірювання товщини продуктів корозії незастосовний через недостовірність одержуваних результатів.

3. Подання корозійних втрат металу у відсотковому вираженні дає якісну оцінку стану конструкції, а також дозволяє оцінити швидкість корозії.

4. Стан конструкцій здебільшого необхідно визначати повірковим розрахунком. Для цього необхідно мати інформацію про залишкові геометричні характеристики пошкодженого перерізу.

5. Розроблено алгоритм визначення корозійного зношування, який рекомендується застосовувати у практиці обстеження об'єктів (рис. 11).

6. Потрібно оновлення розділів нормативних документів, що регламентують інструментальну оцінку корозійного зношування та класифікують технічний стан металевих конструкцій з урахуванням запропонованої методики.

Малюнок 11. Алгоритм оцінки корозійного зносу (* при суцільній корозії металу)

Література

1. Пузанов А. В., Улибін А. В. Методи обстеження корозійного стану арматури залізобетонних конструкцій // Інженерно-будівельний журнал. 2011. № 7 (25). З. 18-25.

2. Добромислов А. Н. Діагностика пошкоджень будівель та інженерних споруд. М: АСВ, 2006. 256 с.

3. Допомога з обстеження будівельних конструкцій будівель. М.: АТ «ЦНДІПРОМБУДІВ», 1997. 179 с.

4. Ремнєв В. В., Морозов А. С., Тонких Г. П. Обстеження технічного стану будівельних конструкцій будівель та споруд: Навчальний посібник для вузів ж.- д. транспорту. М: Маршрут, 2005. 196 с.

5. Посібник з контролю стану будівельних металевих конструкцій будівель та споруд в агресивних середовищах, проведення обстежень та проектування відновлення захисту конструкцій від корозії (до СНиП 2.03.11-85). М.: ДЕРЖБУД СРСР, 1987. 23 с.

6. Гуревич А. К. [та ін.] Таблиця: Методи та завдання товщинометрії // У світі НК. 2008. № 2(40). З. 4.

7. Юннікова В. В. Дослідження та розробка методів та засобів підвищення достовірності ультразвукового контролю товщини: дис.... канд. техн. наук. Хабаровськ, 1999. 107 с.

8. Юннікова В. В. Про достовірність ультразвукового контролю товщини // Контроль та діагностика. 1999. № 9. С. 31-34.

9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. Improved corner detection by ultrasonic testing з використанням фази analysis // Ultrasonics. 2013. № 53 (2). Pp. 630-634.

10. Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. Experimental research на малому діаметрі конкретні-filled steel tubular by ultrasonic detection // Applied Mechanics and Materials. 2012. Vol. 226-228. Pp. 1760-1765.

11. Tang R., Wang S., Zhang Q. Study в ultrasonic flaw detection для малого-діаметру стилю прапора з thick wall // International Journal of Digital Content Technology and its Applications. 2012. № 6 (16). Pp. 17-27.

12. Самокрутов А. А., Шевалдикін ВТ. Ультразвукова луна - томографія металоконструкцій. Стан та тенденції // Заводська лабораторія. Діагностика матеріалів. 2007. № 1. С. 50-59.

13. Данилов В. Н., Самокрутов А. А. Моделювання роботи п'єзоперетворювачів з сухим точковим контактом у режимі випромінювання // Дефектоскопія. 2003. № 8. С. 11-23.

14. Introduction to Phased Array Ultrasonic Technology Applications: R/D Tech Guideline. Quebec: R / D Tech inc., 2004. 368 p.

15. Самокрутов А. А., Козлов V. N., Шевалдикін V. G. Нові пристосування і hardware means of ultrasonic thickness measurement with using one-element single probes // 8th European conference on Non-Destructive Testing, Barcelona, ​​17-20 June. 134-139.

16. Самокрутов А. А., Шевалдикін В. Г., Козлов В. Н, Альохін С. Т., Мелешко І. А., Пастушков П. С. А 1207 - ультразвуковий товщиномір нового покоління // У світі НК. 2001. № 2(12). З. 23-24.

17. Fowler K.A., Elfbaum G. M., Smith К. A., Nelligan T. J. Теорія та застосування з точки зору ultrasonic thickness gaging [Електронний ресурс]. URL: http://www.ndt.net/article/w... (дата звернення: 09.01.2013).

18. Сорокін Ю. Н. Ультразвукові методи неруйнівного контролю // Зб. ВІНІТИ. Підсумки науки та техніки: Метрологія та вимірювальна техніка. 1979. Т.4. С.253-290.

19. Гмирін С. Я. Вплив шорсткості контактної поверхні на показання ультразвукових товщиномірів // Дефектоскопія. 1993. № 10. С. 29-43.

20. Гмирін С. Я. До питання про товщину стінок виробу та похибки її вимірювання в ультразвуковій товщинометрії у разі значної корозії поверхні введення // Дефектоскопія. 1996. № 11. С. 49-63.

21. Землянський А. А., Вертинський О. С. Досвід виявлення дефектів і тріщин у великорозмірних резервуарах для зберігання вуглеводнів // Інженерно-будівельний журнал. 2011. № 7 (25). З. 40-44.

22. ГОСТ Р 53778-2010. Будівлі та споруди. Правила обстеження та моніторингу технічного стану. Введ. 01.01.2011. М., 2010. 60 с.

23. Старцев С. А. Проблеми обстеження будівельних конструкцій, що мають ознаки біоушкодження // Інженерно-будівельний журнал. 2010. № 7 (17). З. 41-46.

24. ТСН 50-302-2004. Проектування фундаментів будівель та споруд у Санкт - Петербурзі. Введ. 05.08.04. СПб., 2004. 57 с.

25. Прищепова Н. А. Довговічність сталевих ферм покриттів промислових будівель підприємств кольорової металургії на крайній півночі: автореф. дис.... канд. техн. наук. Норильськ: Норильський індустр. інст - т, 1997. 25 с.

ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО
АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НАФТИ «ТРАНСНАФТА»
ВАТ «АК «ТРАНСНАФТА»

ТЕХНОЛОГІЧНІ
РЕГЛАМЕНТИ

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕННЯ ОБСТЕЖЕНЬ
КОРОЗІЙНОГО СТАНУ
МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ

Москва 2003

Регламенти, розроблені та затверджені ВАТ «АК «Транснафта», встановлюють загальногалузеві обов'язкові для виконання вимоги щодо організації та виконання робіт у галузі магістрального нафтопровідного транспорту, а також обов'язкові вимоги до оформлення результатів цих робіт.

Регламенти (стандарти підприємства) розробляються в системі ВАТ «АК «Транснефть» для забезпечення надійності, промислової та екологічної безпекимагістральних нафтопроводів, регламентації та встановлення однаковості взаємодії підрозділів Компанії та ВАТ МН при веденні робіт з основної виробничої діяльності як між собою, так і з підрядниками, органами державного нагляду, а також уніфікації застосування та обов'язкового виконання вимог відповідних федеральних та галузевих стандартів, правил та інших нормативні документи.

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕННЯ ОБСТЕЖЕНЬ
КОРОЗІЙНОГО СТАНУ
МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ

1. ОБЛАСТЬ ЗАСТОСУВАННЯ ПРАВИЛ

1.1. Правила обстеження поширюються на магістральні нафтопроводи підземної прокладки, що мають систему активного захисту від корозії та тип ізоляційного покриття, що відповідає .

1.2. При розробці правил використано нормативні документи:

Споруди сталеві магістральні. Загальні вимоги щодо захисту від корозії.

Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги щодо захисту від корозії.

РД 153-39.4-039-99 «Норми проектування ЕХЗ магістральних трубопроводів та майданчиків магістральних нафтопроводів».

2. ЗАВДАННЯ ОБСТЕЖЕННЯ

Основними завданнями обстеження є:

2.1. Оцінка корозійного стану нафтопроводів.

2.2. Оцінка стану протикорозійного захисту.

2.3. Своєчасне виявлення та усунення корозійних ушкоджень.

2.4. Розробка та проведення заходів щодо підвищення ефективності захисту, оптимізації роботи засобів ЕХЗ.

3. ОРГАНІЗАЦІЯ РОБОТ З ПРОТИКОРРОЗІЙНОГО ОБСТЕЖЕННЯ

3.1. Комплексне протикорозійне обстеження має проводитись виробничими лабораторіями ЕХЗ при ВАТ МН або спеціалізованими організаціями, які мають дозвіл (ліцензію) Держгіртехнагляду на проведення цих робіт.

3.2. Обстеження має проводитись:

Не пізніше ніж через 6 місяців після введення в експлуатацію системи електрохімічного захисту новозбудованих нафтопроводів з обов'язковою видачею сертифіката відповідності якості протикорозійного захисту державним стандартам;

Не рідше 1 разу на 5 років для нафтопроводів, прокладених на ділянках з високою корозійною небезпекою;

Не рідше 1 разу на 10 років інших ділянках.

Позачергове обстеження при виявленні в процесі експлуатації шкідливого впливу від систем ЕХЗ новозбудованих прилеглих та перетинальних підземних комунікацій та від електрифікованих залізниць.

3.3. Відповідно до періодичності обстеження за п. у ВАТ МН має бути розроблена програма проти корозійного обстеженняна найближчих 10 років.

3.4. Щорічно до 1 січня наступного рокуПрограма має коригуватися з урахуванням виконаних у поточному році робіт із обстеження.

3.5. Обстеження має проводитися з використанням польових лабораторій ЕХЗ та сучасного вимірювального обладнання, як вітчизняного, так і імпортного.

3.6. Методика обстеження має відповідати РД «Інструкція з комплексного обстеження корозійного стану магістральних нафтопроводів».

3.7. Договори на обстеження із сторонніми організаціями мають бути укладені до 1 квітня поточного року.

3.8. Обов'язковим додатком до договору є «Програма корозійного обстеження нафтопроводу», складена на підставі Інструкції з комплексного обстеження корозії.ного стану МН», з урахуванням особливостей корозійного стану та корозійних факторів обстежуваної ділянки.

3.9. Остаточний термін видачі результатів з корозійного обстеження сторонньою організацією має бути не пізніше 1 квітня наступного року. Інформаційний звіт із попередніми, найважливішими результатами має бути виданий до 1 листопада поточного року для своєчасного включення до плану наступного року заходів, що потребують капітальних витрат.

4. СКЛАД КОМПЛЕКСНОГО ОБСТЕЖЕННЯ

4.1. Аналіз корозійної небезпеки по трасі нафтопроводів проводиться на основі даних корозійної небезпеки ґрунтів, у тому числі й мікробіологічної, наявності та характеру блукаючих струмів, наявності ділянок, які тривалий час перебували без захисту.

4.2. Збір та аналіз статистичних даних про умови експлуатації протикорозійного захисту обстежуваної ділянки нафтопроводу за весь попередній комплексному обстеженню період: технологічних характеристик засобів ЕХЗ, відомостей про роботу засобів електрохімічного захисту минулий періодексплуатації, відомостей щодо стану ізоляції.

4.3. Проведення комплексу електрометричних робіт:

По локалізації дефектів та оцінки перехідного опору ізоляційного покриття методом градієнта потенціалу, методом виносного електрода та іншими методами;

По виміру захисного потенціалу по протяжності, а зонах блукаючих струмів - по протяжності і часу;

За виміром корозійних характеристик ґрунту - питомого опору ґрунту, поляризаційних характеристик ґрунту.

4.4. Визначення корозійно-небезпечних місць на основі обробки та аналізу даних обстеження.

4.5. Розтин нафтопроводу у корозійно-небезпечних місцях у процесі обстеження зі складанням актів шурфування, усунення дефектів ізоляції та корозійних ушкоджень силами експлуатаційних служб.

4.6. Вирішення розрахунково-аналітичних завдань щодо забезпечення корозійної безпеки нафтопроводу:

4.6.1. Оцінка стану ізоляції, у тому числі:

Прогнозування зміни її фізико-хімічних властивостей у часі;

Оцінка залишкового ресурсу ізоляції;

Визначення оптимального терміну та черговості ремонту ізоляції ділянок.

4.6.2. Визначення технічного стану засобів ЕХЗ:

Відповідність параметрів установок нормативним документам;

Технічний стан елементів установок ЕХЗ;

Прогнозування зміни параметрів установок ЕХЗ у часі;

Вироблення заходів щодо оптимізації роботи та термінів проведення ремонту коштів ЕХЗ.

4.6.3. Оцінка корозійного стану нафтопроводу.

4.7. Складання звіту з проведеного обстеження з видачею рекомендацій щодо вдосконалення комплексного захисту нафтопроводів.

4.8. За потреби розробка проекту ремонту та реконструкції коштів ЕХЗ на основі рекомендацій обстеження.

4.9. Результати обстеження мають бути представлені на паперових та магнітних носіях.

4.10. Служба ЕХЗ ВАТ МН після отримання звіту має використовувати результати обстеження для поповнення експлуатаційної та архівної бази даних щодо стану протикорозійного захисту.

5. ОСНОВНІ ПОЛОЖЕННЯ МЕТОДИКИ ОБСТЕЖЕННЯ

5.1. Аналіз корозійної небезпеки трасою нафтопроводу

5.1.2. Оцінку корозійної небезпеки трасою нафтопроводу проводять з метою виділення ділянок, що вимагають першочергового обстеження з розширеним переліком електрометричних робіт.

5.1.3. Оцінка корозійної небезпеки не проводиться у разі, коли корозійно-небезпечні ділянки встановлені раніше.

5.1.4. Вимірювання питомого електричного опору ґрунту проводиться за чотириелектродною схемою Веннера.

5.1.5. Корозійну небезпеку від біологічної корозії визначають за допомогою мікробіологічного аналізу ґрунтів за існуючими методиками.

5.1.6. Корозійну небезпеку від блукаючих струмів розраховують за формулами з урахуванням відстані між електрифікованою залізницею та нафтопроводом, відстані між тяговими підстанціями та роду струму з/д (постійний, змінний).

5.1.7. Загальна корозійна небезпека розраховується з урахуванням величин, зазначених у пп. - . За результатами оцінки корозійної небезпеки визначають черговість та обсяг обстеження ділянок нафтопроводів.

5.2. Аналіз даних щодо умов експлуатації протикорозійного захисту за попередній період.

5.2.1. Мета аналізу:

Визначення небезпечних у корозійному відношенні ділянок нафтопроводу;

Інтегральна оцінка опору ізоляції по ділянках за період експлуатації.

5.2.2. Для аналізу необхідно узагальнити дані:

За результатами огляду нафтопроводу у шурфах за поданими актами шурфування;

За внутрішньотрубною дефектоскопією;

По корозійним відмовам нафтопроводів;

За вимірами захисного потенціалу, що проводилися раніше, і режимам роботи установок ЕХЗ.

5.2.3. Ділянки, котрі мали корозійні поразки, підлягають детальному вивченню. Усі корозійні поразки слід порівняти з оцінкою корозійної небезпеки, визначеної першому етапі обстеження.

5.2.4. Ретроспективна оцінка стану ізоляції проводиться по опору ізоляції, розрахованому за експлуатаційними даними установок ЕХЗ та розподілу різниці потенціалів уздовж трубопроводу.

5.3. Проведення електрометричних робіт

5.3.1. Пошук дефектних місць в ізоляції роблять одним із наступних методів:

Виносний електрод;

Градієнта напруги постійного струму;

Поздовжнього градієнта;

Поперечний градієнт.

5.3.2. Вимірювання захисного потенціалу протяжності визначають за поляризаційним потенціалом.

5.3.3. Поляризаційний потенціал вимірюють за методиками відповідно до НТД.

5.3.4. Суцільні вимірювання захисного потенціалу можуть бути виконані таким чином:

методом виносного електрода;

Методом інтенсивних вимірів із використанням відключення коштів ЭХЗ.

5.3.5. З вимірів складається графік розподілу захисного потенціалу вздовж нафтопроводу.

5.4. Вирішення розрахункових завдань щодо забезпечення корозійної безпеки

5.4.1. При оцінці поточного стану ізоляції та прогнозуванні зміни її параметрів вирішують такі завдання:

Дають інтегральну оцінку щодо опору її постійному струму;

Визначають фізико-хімічні властивості ізоляції;

Розраховують залишковий ресурс ізоляції;

Визначають оптимальний термін переізоляції нафтопроводу.

5.4.2. Визначення параметрів засобів ЕХЗ та прогнозування зміни її параметрів у часі.

Розрахунки проводяться на основі вихідних даних:

Електричних параметрів катодних та протекторних установок;

Паспортні характеристики засобів ЕХЗ;

Конструктивних та електричних параметрів анодних заземлень;

Даних періодичного контролю установок ЕХЗ.

5.4.3. Оцінка залишкового ресурсу елементів установок ЕХЗ провадиться:

Для установок катодного захисту:

анодного заземлення;

Катодного перетворювача;

Дренажна лінія;

Захисного заземлення.

Для установки дренажного захисту:

Дренажу;

Дренажна лінія;

Для протекторних установок – протекторів.

5.4.4. Комплексна оцінка стану ЕХЗ нафтопроводу здійснюється відповідно до наступних критеріїв:

Загальна безпека;

Захищеність трубопроводу за довжиною;

Захищеність трубопроводу за часом.

5.5. Оцінка корозійного стану нафтопроводу проводиться з метою виявлення найбільш небезпечних у корозійному відношенні ділянок нафтопроводів.

5.5.1. Оцінка проводиться шляхом узагальнення всіх даних обстеження та даних щодо наявності корозійних ушкоджень. Зведені дані щодо корозійного стану заносяться у форму, що визначається НТД з протикорозійного обстеження.

5.5.2. Корозійну небезпеку визначають за сумою балів, якими оцінюються вплив різних корозійних факторів.

5.6.2. На підставі аналізу даних про стан ізоляційного покриття та розрахунків залишкового ресурсу ізоляції мають бути виділені ділянки та строки ремонту ізоляції.

5.6.3. На підставі даних про роботу засобів ЕХЗ та техніко-економічних розрахунків щодо залишкового ресурсу та оптимізації повинні бути визначені заходи щодо вдосконалення системи ЕХЗ для забезпечення необхідного захисту за довжиною та за часом.

-- [ Сторінка 1 ] --

УДК 622.691.4.620.193/.197

на правах рукопису

Аскаров Герман Робертович

ОЦІНКА ВПЛИВУ НЕСТАБІЛЬНОГО

ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМУ НА КОРОЗІЙНЕ

СТАН ГАЗОПРОВОДІВ ВЕЛИКОГО ДІАМЕТРУ

Спеціальність 25.00.19 Будівництво та експлуатація нафтогазопроводів, баз та сховищ дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук

Науковий керівникдоктор технічних наук, професор Гарріс Ніна Олександрівна Уфа

ВСТУП………………………………………………………………………… 1. Сучасні уявлення про температурний вплив на корозійний стан газопроводу………………………… …………………………………. 1.1 Коротка характеристика корозійних процесів у трубопровідному транспорті…………………………………………………………………………. 1.1.1 Характерні корозійні дефекти на сталевий трубі…………………. 1.2 Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття………………….. 1.3 Корозійна агресивність грунтів………………………………………... Причини формування корозійних елементів на зовнішній 1. поверхні газопроводу……… …………………………………………………. 1.4.1 Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу…………………………………………………………. 1.4.2 Зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу, під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту…. 1.5 Вплив температури і коливань температури на корозійний стан газопроводу……………………………………………………………. 1.6 Діагностика газопроводів із використанням внутрішньотрубних снарядів…. 1.7 Моделі для прогнозування корозійних процесів…………………… Висновки до глави 1 Оцінка імпульсного впливу вологості та температури на 2.

корозійну активність ґрунтів, що оточують газопровід………………… 2.1 Фізичне моделюваннята вибір керуючих параметрів…………... 2.2 Короткий опис експериментальної установки…………………………... 2.3 Результати дослідів та ефект підвищення корозійної активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі…………………… …… 2.4 Дослідження впливу частоти коливань температури і теплових параметрів на корозійну активність ґрунтів……………………………… Залежність швидкості корозії від середньої температуриза 2.

Нестабільному теплообмене………………………………………………………. Висновки до глави 2…………………………………………………………………. 3. Прогноз корозійного стану газопроводу на основі даних внутрішньотрубної дефектоскопії…………………………………………………… 3.1 Критерії оцінки корозійної небезпеки…………………………………. 3.2 Аналіз корозійного стану ділянки газопроводу за даними внутрішньотрубної дефектоскопії…………………………………………………… 3.2.1 Характеристика ділянки газопроводу…………………………………… … 3.2.2 Аналіз результатів ВТД……………………………………………………. 3.3 Освіта та швидкість розвитку корозійних вогнищ на трубопроводах з плівковою ізоляцією…………………………………………. 3.4 Корозійний прогноз дефектності труб великого діаметра……………. Висновки до главе.3…………………………………………………………………. 4. Розробка методу ранжирування ділянок газопроводів за рівнем небезпеки для виведення в ремонт………………………………………………….. 4.1. Методика ранжування ділянок газопроводів за ступенем небезпеки… 4.1.1 ВТД газопроводів при ранжируванні за ступенем небезпеки…………… 4.1.2 Уточнюючі інтегральні показники для визначення ділянок газопроводів, що виводяться в ремонт…………………………………… ………………. 4.2 Комплексна діагностика ізоляційного покриття та засобів ЕХЗ……… ​​4.2.1 Фактори небезпеки корозійного пошкодження трубопроводів………. 4.2.2 Приклад розрахунку комплексного показника корозійної активності….. 4.3 Облік коливань температури на газопроводах великих діаметрів…..….. 4.4 Сумарний інтегральний показник………………………………………. 4.4.1 Приклад розрахунку сумарного інтегрального показника…………………. 4.5 Ефективність розробки……………………………………………………

ВСТУП

Актуальністьроботи Загальна протяжність експлуатованих у системі ВАТ «Газпром»

підземних магістральних газопроводів сягає близько 164,7 тис. км.

Основним конструкційним матеріалом для спорудження газопроводів в даний час є сталь, яка володіє хорошими властивостями міцності, але низькою корозійною стійкістю в умовах навколишнього середовища - грунту, який за наявності вологи в поровому просторі є корозійно-активним середовищем.

Після 30-ти років експлуатації магістральних газопроводів ізоляційне покриття старіє і перестає виконувати захисні функції, внаслідок чого корозійний стан підземних газопроводів істотно погіршується.

Для визначення корозійного стану магістральних газопроводів в даний час використовується внутрішньотрубна дефектоскопія (ВТД), яка з достатньою точністю визначає місце розташування та характер корозійних ушкоджень, що дозволяє відстежувати та прогнозувати їх утворення та розвиток.

Значну роль розвитку корозійних процесів грає наявність грунтових вод (грунтового електроліту), причому слід зазначити, що швидкість корозії більшою мірою зростає над постійно обводненном чи сухому грунті, а грунті з періодичним зволоженням.

імпульсною зміною температури газопроводу та коливанням вологості в корозійно-активному шарі ґрунту. Проте не було визначено кількісні параметри імпульсного температурного на активізацію корозійних процесів.

пролягання магістральних газопроводів при імпульсному тепловому впливі та прогноз корозійного стану трубопроводів є актуальними для газотранспортної галузі.

Розробка та вдосконалення методів визначення корозійного стану ділянок магістральних газопроводів для своєчасного виведення їх у ремонт.

Основні завдання:

1 Визначення зміни питомого електричного опору ґрунту навколо магістрального газопроводу та аналіз особливостей корозійних процесів у трубопровідному транспорті.

2 Дослідження в лабораторних умовах впливу імпульсного теплового впливу газу, що перекачується, і вологості на корозійну активність грунту, що оточує підземний газопровід.

3 Дослідження утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральному газопроводі та прогноз його корозійного стану за даними внутрішньотрубної дефектоскопії.

Розробка методик ранжування ділянок магістральних газопроводів на основі прогнозу їх корозійного стану для виведення в ремонт.

Наукова новизна 1 Визначено зміну та побудовано епюри питомого електричного опору ґрунту залежно від вологості по периметру підземного газопроводу великого діаметру.

2 Експериментально доведено факт активізації корозійних процесів при імпульсній зміні температури газу, що перекачується, порівняно зі стабільним температурним впливом, а також визначено діапазон температур, в якому при нестабільному (імпульсному) температурному впливі розвивається максимальна швидкість корозії.

3 Визначено функціональна залежністьдля прогнозу утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральних газопроводах

Практична цінністьроботи На підставі проведених досліджень розроблено стандарт підприємства РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжування газопроводів ТОВ «Газпром трансгаз Уфа» за результатами внутрішньотрубної дефектоскопії для виведення їх у ремонт», згідно з яким проводиться ранжування ділянок магістральних газопроводів між крановими вузлами з метою визначення послідовності виведення їх у ремонт.

Методи дослідженьПоставлені у роботі завдання вирішувалися з використанням теорії подібності шляхом моделювання умов теполомасообміну підземного газопроводу з навколишнім ґрунтом.

Результати діагностичних робіт оброблялися методом найменших квадратів із проведенням кореляційного аналізу. Розрахунки проводилися з використанням пакету прикладних програм StatGrapfics Plus 5.1.

На захист виносяться:

результати досліджень зміни питомого електричного опору ґрунту залежно від вологості по периметру магістрального газопроводу;

результати лабораторних досліджень імпульсної теплової дії на активізацію корозійних процесів на сталевому трубопроводі;

- метод ранжування ділянок магістральних газопроводів для виведення їх у ремонт.

Основні результатидисертаційної роботи опубліковані в 30 наукових працях, з них чотири статті у провідних наукових журналах, що рецензуються, рекомендованих ВАК Міністерства освіти і науки РФ.

Структура та обсяг роботиДисертаційна робота складається із вступу, чотирьох розділів, основних висновків, додатків, бібліографічного списку використаної літератури, що включає 141 найменування, викладено на 146 сторінках машинописного тексту, містить 29 малюнків та 28 таблиць.

Апробація роботиОсновні матеріали дисертації доповідалися на:

Науково-технічна рада ВАТ «Газпром» «Розробка та впровадження технологій, обладнання та матеріалів з ремонту ізоляційних покриттів та дефектних ділянок труб, включаючи дефекти КРН, на магістральних газопроводах ВАТ «Газпром», Ухта, 2003;

- науково-технічної конференції молодих спеціалістів ВАТ «Газпром»

«Нові технології у розвитку газової промисловості», Самара, 2003;

Науково-практичній конференції «Проблеми та методи забезпечення надійності та безпеки об'єктів трубопровідного транспорту вуглеводневої сировини», ГУП ІПТЕР, Уфа, 2004;

міжнародній науково-технічній конференції синергетика II», УДНТУ, Уфа, 2004;

2-ї міжнародної науково-технічної конференції «Новоселівські читання», УДНТУ, Уфа, 2004;

Науково-технічній конференції молодих керівників та фахівців промисловості сучасних умовах», Самара, 2005;

Трубопровідний транспорт», УДНТУ, Уфа, 2005, 2006, 2012;

Науково-практичній конференції молодих вчених та спеціалістів ВАТ «Газпром» «Інноваційний потенціал молодих вчених та фахівців ВАТ «Газпром», Москва, 2006;

Конференції на найкращу молодіжну науково-технічну розробку з проблем паливно-енергетичного комплексу «ПЕК-2006», Москва, 2006;

- Конференції Міжнародної паливно-енергетичної асоціації (МТЕА), Москва, 2006.

міжнародній науково-практичній конференції проблеми нафтогазового комплексу Казахстану», Актау, 2011.

корозійний стан газопроводу трубопроводів отримали розвиток у теоретичних та експериментальних дослідженнях вчених, які безпосередньо займаються проблемами трубопровідного транспорту: А.Б. Айнбіндера, М.З. Асадулліна, В.Л. Березіна, П.П. Бородавкіна, А.Г. Гарєєва, Н.А. Гарріс, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, І.Г.

Ісмагілова, Р.М. Заріпова С.В. Карпова, М.І. Корольова, Г.Є. Коробкова, В.В.

Кузнєцова, Ф.М. Мустафіна, Н.Х. Халлієва, В.В. Харіоновського та ін.

Таким чином, підземна корозія металів відноситься до найбільш складного виду електрохімічної та біологічної корозії.

Згідно з нормативними документами існують різні показники оцінки корозії металів (втрата маси металу за певний час, зменшення товщини стінки труби, швидкість росту раковин та ін.). Ці величини є показниками стійкості металів до корозії у певних типах ґрунтів.

1.1.1 Характерні корозійні дефекти на сталевій трубі У роботі розглядаються корозійні дефекти, виявлені ВТД та особливості їхнього прояву, пов'язані зі станом ізоляційного покриття.

Досвід експлуатації показує, що пошкодження у вигляді великих виразок, що змикаються (загальна корозія) розвиваються в зонах відшарування плівкової ізоляції, що знаходяться в режимі періодичного змочування ґрунтовими водами.

Катодний захист зон відшарування плівкової ізоляції утруднений, з одного боку, діелектричним екраном у вигляді поліетиленової плівки, а з іншого, нестабільними параметрами електроліту, що утруднюють проходження катодного поляризуючого струму через щілину в зону зародження і розвитку колоній виразок або тріщин. В результаті досить часто спостерігається розвиток підплівкової корозії у вигляді ланцюжка каверн, що змикаються, геометрія яких повторює шляхи просування електроліту під ізоляцією.

Широко відомий факт, що бітумно-гумова ізоляція після 10-15 років експлуатації в обводнених ґрунтах втрачає адгезію до поверхні металу.

Однак корозія під бітумною ізоляцією у багатьох випадках не розвивається. Вона розвивається тільки в тих випадках, коли погано працює або відсутня катодна захист. Ефект захисту досягається завдяки формуванню в процесі тривалої експлуатації газопроводу поперечної іонної провідності бітумної ізоляції. Прямим доказом цього є усунення рН ґрунтового електроліту під шаром бітумного покриття до 10-12 одиниць у результаті протікання реакції з кисневою деполяризацією.

Значне місце за кількістю пошкоджень займає виразкова локальна корозія у вигляді окремих каверн, яка досягає 23-40% від загальної кількостіушкоджень. Можна стверджувати, що за інших рівних умов глибина локальних корозійних пошкоджень інтегрально оцінює ефективність дії катодного захисту в наскрізних дефектах ізоляції.

1.2 Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття Головною вимогою до захисних покриття є надійність захисту трубопроводів від корозії протягом усього терміну служби .

Широко застосовувані ізоляційні матеріали умовно можна розділити на великі групи:

Полімерні, що включають ізоляційні стрічки, екструдований і напилений поліетилен, епоксидні та поліуретанові матеріали;

-бітумні мастики з обгортковими матеріалами, комбіновані мастичні покриття.

Полімерні ізоляційні стрічки широко застосовувалися для ізоляції трубопроводів під час їх будівництва та ремонту, починаючи з 60-х років минулого століття. Відповідно до , 74% всіх побудованих трубопроводів ізольовано полімерними стрічками. Покриття з полімерних ізоляційних стрічок являють собою багатошарові системи, що складаються з плівки - основи, шару, що підклеює, і шару адгезійного праймера (грунтовки). Ці захисні матеріали є лише дифузійним бар'єром, що перешкоджає проникненню корозійно-активного середовища до металевої поверхні трубопроводу, і тому термін їхньої служби обмежений.

Крім того, недоліками плівкових покриттів є:

- нестабільність адгезії;

- недовговічність покриття;

- Відносно висока вартість.

Нестабільність адгезії та, як наслідок, недовговічність покриття пов'язана з незначною товщиною клейового шару.

Клейова основа липких плівкових матеріалів є розчином бутилкаучуку в органічних розчинниках з певними добавками. У зв'язку з цим, старіння клейового шару відбувається значно швидше за полімерну основу.

При зниженні експлуатаційних характеристик ізоляції до 50% початкових значень ефективність покриття як протикорозійного бар'єру різко зменшується.

Результати досліджень показують, що 73% усіх відмов на магістральних газопроводах Канади обумовлені стрес-корозією, що протікає під поліетиленовими плівковими покриттями. Встановлено, що під одношаровими поліетиленовими покриттями утворюється вп'ятеро більше стрес-корозійних тріщин, ніж під бітумними покриттями. Під двошаровими плівковими покриттями кількість колоній стрескорозійних тріщин на метр труби у дев'ять разів більша ніж з покриттями на основі бітуму.

Термін служби полімерних ізоляційних стрічок складає 7-15 років.

Обмеження, а у ряді випадків виключення застосування полімерних ізоляційних стрічок згідно з ГОСТ Р 51164 пов'язане з нетривалим терміном їхньої служби.

З досвіду переізоляції магістральних газопроводів встановлено, що на ділянках із заводським ізоляційним покриттям дефектів КРН та корозії не виявлено.

Розгляд експлуатаційних характеристик антикорозійних покриттів, що найбільш широко використовуються, дозволяє зробити висновок, що вони не володіють властивостями, які б повністю задовольняли вимогам, що пред'являються до ізоляційних матеріалів, що захищають трубопровід від ґрунтової корозії:

- Адгезією до металів;

- механічною міцністю;

Хімічною стійкістю по відношенню до корозійних агентів – кисню, водних розчинів солей, кислот та основ тощо.

Зазначені параметри визначають можливість антикорозійного матеріалу протистояти корозії та стрес-корозії газопроводів.

Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття на газопроводах, з плівковим ізоляційним покриттям трасового нанесення відбувається з безлічі причин, які впливають на якість захисних властивостей як незалежно один від одного, так і в комплексі. Розглянемо причини на плівкове ізоляційне покриття.

Вертикальний тиск ґрунту на газопровід.

Внаслідок того, що тиск ґрунту розподіляється нерівномірно по периметру труби, найбільш проблемні зони виникнення відшарування та формування гофр ізоляційного покриття припадають на позиції 3-5 годин та 7-9 годин по ходу газу, з умовним розбиттям периметра трубопроводу на секторів (верхня утворює 0 годин , нижня 6:00). Це відбувається через те, що на ізоляційне покриття верхньої половини труби припадає найбільший і рівномірний тиск грунту, який розтягує плівкове покриття і перешкоджає утворенню гофр і відшарувань на цій ділянці. У нижній половині труби картина відрізняється: на позиції близько 6 годин труба спирається на дно траншеї, через що ймовірність утворення гофра незначна. На позиції 3-5 годин тиск ґрунту мінімальний, тому що труба в цьому місці стикається з ґрунтом, засипаним з краю траншеї (див. малюнок 1.1). Таким чином, в районі 3-5 годин по периметру трубопроводу відбувається зсув-зміщення плівкового покриття з утворенням гофр. Цю область можна розглядати як найбільш схильну до виникнення та розвитку корозійних процесів.

Лінійне розширення матеріалів, що сполучаються.

Однією з причин утворення гофр на плівковому ізоляційному покритті є різний коефіцієнт лінійного розширення матеріалів, плівкової стрічки та металу труби.

Проаналізуємо, як відрізняється вплив температури на метал труби і плівкову стрічку на гарячих ділянках газопроводу великого діаметра (вихід газопроводу з компресорної станції).

Малюнок 1.1 – Схема виникнення гофр на плівковому ізоляційному покритті 1 – газопровід; 2 – місце можливого утворення гофр; 3 – зона спирання трубопроводу Значення температур у металу труби та плівкової ізоляції під час нанесення можна прийняти рівним температурінавколишнього середовища, а під час експлуатації – рівним температурі газу в газопроводі.

За даними збільшення довжини сталевого листа та плівкової ізоляції по периметру труби діаметром 1420 мм при зміні температури з 20 до З (температура газу), відповідно становитиме 1,6 мм і 25,1 мм.

Таким чином, на «гарячих» ділянках плівкова ізоляція може подовжуватися на десятки міліметрів більше ніж сталевий лист, створюючи реальні умови для утворення відшарування з утворенням гофр, особливо в напрямках найменшого опору на позиції 3-5 і 7-9 годин периметра газопроводу великого діаметру.

Неякісне нанесення ґрунтовки на трубопровід.

Якість адгезії ізоляційного покриття визначає термін його служби.

Недостатнє розмішування бітуму в розчиннику в процесі приготування ґрунтовки або зберігання в забрудненій тарі призводить до загусання ґрунтовки, у зв'язку з чим її наносять на трубопровід нерівномірно або з патьоками.

У трасових умовах при нанесенні різних видів грунтовок на вологу поверхню труб і у вітряну погоду в шарі грунтовки можуть утворитися повітряні бульбашки, які знижують прилипання грунтовки до металу.

При недостатньому або нерівномірному нанесенні ґрунтовки на трубу, перекосі брезентового рушника, сильному його забрудненні та зносі можуть утворюватися пропуски в шарі ґрунтовки.

Крім того, у технології нанесення рулонних ізоляційних покриттів є суттєвий недолік. При ізоляційних роботах проміжок часу між нанесенням ґрунтовки на трубу і намотуванням поліетиленової стрічки недостатній для випаровування розчинника, що є в ґрунтовці.

Малопроникна поліетиленова плівка перешкоджає випаровуванню розчинника, під нею виникають численні здуття, що порушують адгезійну сполуку між шарами покриття.

У цілому нині, перелічені чинники значною мірою знижують якість ізоляційного покриття і призводять до скорочення терміну його служби.

1.3. Корозійна агресивність ґрунтів При втраті ізоляційним покриттям захисних властивостей, однією з головних причин виникнення та розвитку корозії та стрес-корозії є корозійна агресивність ґрунтів.

На корозію металів у ґрунтах прямо чи опосередковано впливає безліч факторів: хіміко-мінералогічний склад, гранулометричний склад, вологість, повітропроникність, вміст газів, хімічний складпорових розчинів, рН і ен середовища, кількість органічної речовини, мікробіологічний склад, електропровідність ґрунтів, температура, мерзлий або талий стан. Всі ці фактори можуть діяти як окремо, так і одночасно в конкретному місці. Один і той же фактор при різних поєднаннях з іншими може прискорювати в одних випадках, а в інших випадках уповільнювати швидкість корозії металу. Отже, оцінка корозійної активності середовища за будь-яким фактором неможлива.

Існує багато методів оцінки агресивності ґрунту. У сукупність визначених характеристичних параметрів загальну оцінку агресивності грунту входить така його характеристика, як електричний опір (див. таблицю 1.1).

Таблиця 1.1 – Корозійні властивості ґрунтів оцінюються за величиною питомого електричного опору ґрунту в Ом·м По питомому ґрунту, Ом·м опір ґрунту не як показник її корозійної активності, а як ознака, що відзначає ділянки в яких може мати місце інтенсивна корозія» . Низький омічний опір вказує лише на можливість корозії. Високий омічний опір ґрунтів є ознакою слабкої корозійної агресивності ґрунтів тільки в нейтральних та лужних середовищах. У кислих ґрунтах з низькою величиною рН можлива активна корозія, але кислих сполук часто буває недостатньо для зниження омічного опору. Як доповнення до наведених методів дослідження корозійності ґрунтів автори пропонують хімічний аналіз водних витяжок, який досить точно визначає ступінь засоленості ґрунтів.

Найбільш важливими факторами корозійної активності ґрунту є його структура (див. таблицю 1.2) та здатність пропускати воду та повітря, вологість, рН та кислотність, окислювально-відновний потенціал (еН), склад та концентрація присутніх у ґрунті солей. При цьому важлива роль приділяється не тільки аніонам (Сl- ; SO 2 ; NO 3 та ін), а й катіонам, які сприяють виникненню захисних плівок та електропровідності ґрунту .

На відміну від рідких електролітів ґрунти мають гетерогенну будову як на мікромасштабному (мікроструктура ґрунтів), так і на макромасштабному рівні (чергування лінз та шарів порід з різними літологічними та Таблиця 1.2 – Корозійна активність ґрунтів залежно від їх виду фізико-хімічними властивостями). Рідини та гази у ґрунтах мають обмежені можливості переміщення, що ускладнює механізм підведення кисню до поверхні металу та впливає на швидкість процесу корозії, а кисень, як відомо, є головним стимулятором корозії металів.

У таблиці 1.3 наводяться дані щодо корозійної активності ґрунтів залежно від рН та вмісту хімічних елементів.

У ПівнічНІПІгаз проведено дослідження, що пов'язують аварійні Проаналізовано дані про аварії за 1995-2004 р.р. (39 аварій), досліджено хімічний склад ґрунту та ґрунтового електроліту. Розподіл аварій через КРН за укрупненими типами ґрунтів наводяться на малюнку 1.2.

Таблиця 1.3 – Корозійна активність ґрунтів залежно від рН та вмісту хімічних елементів Як видно з малюнка 1.2 більшість аварій (61,5%) сталося на ділянках з важким тугопластичним ґрунтом, значно менша їх кількість (30%) – у легших ґрунтах і лише поодинокі аварії трапляються в пісках та болотистих ґрунтах. Отже, для зменшення кількості аварій через КРН, необхідно контролювати склад ґрунту, що можна зробити на етапі проектування нової гілки газопроводу. Це також показує необхідність дослідження ґрунту при аналізі та виборі ділянок під будівництво та реконструкцію.

Малюнок 1.2 – Розподіл аварій через КРН за 1995 – 2004 рр. Вологість грунту грає велику рольу перебігу корозійних процесів. При малій вологості великий електричний опір грунту, що обумовлює зменшення значення корозійного струму, що протікає. При великій вологості електричний опір грунту зменшується, але дуже утруднюється дифузія кисню до металу, внаслідок чого корозійний процес уповільнюється. Існує думка, що максимальна корозія спостерігається при вологості 15-20%, 10-30%.

1.4 Причини формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу.

1.4.1 Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу Корозійні руйнування металу відбуваються на зовнішній поверхні газопроводу в місцях порушення ізоляційного покриття, незважаючи на наявність катодного захисту газопроводу. Часто ці явища спостерігаються на початкових ділянках газопроводів (10-20 км після виходу з компресорної станції) з пересіченою місцевістю, приурочених до ярів, балок, місць з періодичним зволоженням.

Аналіз та узагальнення численних матеріалів показує, що на активацію корозійних процесів впливає поведінка ґрунтових вод під тепловою дією газопроводу, що посилюється в міру спільного впливу (або збігу) як мінімум трьох факторів:

- імпульсної зміни температури газопроводу;

- Порушення ізоляційного покриття газопроводу;

- Великий діаметр трубопроводу.

1. Принципова відмінність початкової ділянки від кінцевої (за відсутності або стабільності відборів газу трасою) у тому, що саме на початковій ділянці газопроводу максимально відчуваються коливання або імпульсна зміна температури газу. Ці коливання відбуваються як через нерівномірність газоспоживання, так і через недосконалість системи повітряного охолодження газу, що подається в газопровід. При використанні апаратів повітряного охолодження погодні коливання температури повітря викликають аналогічні коливання температури газу і як хвилеводу передаються безпосередньо на початкову ділянку газопроводу (особливо це явище проявляється на перших 20 ... 30 км газопроводу).

У дослідах Ісмагілова І.Г. було зареєстровано, що температурна хвиля 5 0С, штучно створена відключенням АВО газу на КС Полянська, пройшла до наступної станції КС Москово зі зниженням амплітуди до 2 0С. На нафтопроводах, де швидкості руху потоків значно менше, через інерційності продукту перекачування, такого явища немає.

2. При порушенні ізоляційного покриття відбувається формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні трубопроводу. Як правило, це відбувається на ділянках із різкою зміною параметрів навколишнього середовища: омічного опору ґрунтів та корозійних середовищ (рисунок 1.3 та малюнок 1.4).

Малюнок 1.3 – Модель мікрокорозійного елемента 3. Ефект великого діаметра. Геометричні параметри гарячого трубопроводу такі, що і температура, і вологість ґрунту, а отже й інші характеристики: омічний опір ґрунту, властивості ґрунтових електролітів, поляризаційні потенціали тощо – змінюються по периметру.

Вологість по периметру змінюється в межах від 0,3 до 40% і до повного насичення. Питома опір грунту у своїй змінюється в …100 раз.

Рисунок 1.4 – Модель макрокорозійних елементів Дослідження показали, що температура газу, що перекачується, впливає на катодну поляризацію трубної сталі в карбонатних розчинах. Залежність потенціалів максимуму анодного струму від температури лінійна. Збільшення температури веде до зростання струму розчинення і зміщує інтервал потенціалів анодного струму негативну область. Збільшення температури призводить не тільки до зміни швидкості електрохімічних процесів, але змінює значення рН розчину.

Зі зростанням температури карбонатного розчину потенціал максимуму анодного струму, пов'язаного з утворенням оксиду, при зростанні температури на 10 °С зміщується убік негативних значеньпотенціалу на 25 мВ.

Внаслідок неоднорідності ґрунту, зміни його вологості та аерації, нерівномірного ущільнення, оглеіння та ін. ефектів, а також дефектів самого металу, виникає велика кількість макрокорозійних елементів. При цьому корозійному руйнуванню більшою мірою зазнають анодні ділянки, що мають більш позитивний потенціал, порівняно з катодними, чому сприяє імпульсний тепловий вплив газопроводу на міграційні процеси в електроліті ґрунтового.

Коливальні процеси температури та вологості в ґрунті провокує загальну корозію. Макрокорозійні елементи, локалізовані на поверхні, розвиваються за сценарієм КРН або осередками виразкової корозії. На спільність електрохімічного процесу, що призводить до утворення корозійних виразок та тріщин, вказується у .

Саме нерівноважні термодинамічні процеси відбуваються інтенсивніше і з максимальним ефектом прояву основних ознак. При імпульсному температурному впливі на ґрунт, майже синхронно, змінюються параметри, що визначають його корозійну активність. Так як цей процес відбувається протягом усього часу експлуатації газопроводу під сильним впливомдомінуючих параметрів, місце локалізації макроелемента стає цілком певним, зафіксованим по відношенню до геометричних позначок.

Як показано в безперервний коливальний рух ґрунтової вологи, який можна пояснити з позицій термокапілярно-плівкового механізму руху відбувається протягом усього часу експлуатації газопроводу.

Таким чином, навіть за наявності катодного захисту газопроводу, у місцях ушкодження ізоляційного покриття газопроводу великого діаметра внаслідок нерівномірності розподілу вологості ґрунту по периметру труби неминуче виникають макрокорозійні елементи, що провокують ґрунтову корозію металу труби.

Одним з важливих умовперебігу корозійних процесів є наявність у ґрунтовому електроліті дисоційованих іонів.

Раніше не прийнятий до розгляду фактор, що визначає протікання нерівноважних процесів, імпульсний температурний вплив газу на стінку трубопроводу та імпульсна зміна вологості ґрунту, що прилягає до трубопроводу.

1.4.2 Зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу, під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту забезпечують дискретне збільшення дефекту. Як показано в , цьому процесу сприяє імпульсний тепловий вплив газопроводу на міграційні процеси в ґрунтовому електроліті.

Внаслідок вирішення зворотного завдання теплопровідності для умов ділянки Уренгойського коридору газопроводів на перегоні Поляна – Москово було визначено картину розподілу вологості W ґрунту по периметру трубопроводу у часі.

Дослідження показали, що при імпульсному збільшенні температури відбувається відтік вологи від труби, а при подальшому зменшенні температури стінки трубопроводу вологість активного шару грунту збільшується.

По периметру перерізу труби вологість змінюється (рисунок 1.5). Найчастіше найбільша вологість спостерігається вздовж нижньої труби, що утворює, на позиції 6 годин. Найбільші коливання вологості фіксуються на бічних поверхнях труби, де міграційні процеси виражені максимально.

У продовженні цієї роботи (за участю претендента) було виконано дослідження та визначено електричний опір ел корозійноактивного шару ґрунту навколо трубопроводу та побудовано епюри ел.

електричного опору ґрунту по периметру газопроводу Ду 1400. Вони побудовані на різні моменти часу на підставі результатів проведеного промислового експерименту на ділянці газопроводу «ПолянаМосково» Уренгойського коридору, який показав, що при експлуатаційних температурах 30…40 ОС грунт під трубою завжди залишається вологим, час, як над верхньою частиною труби вологість ґрунту значно зменшується.

24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 – квазістаціонарний режим 7.04.00 – після відключення одного компресорного цеху Рисунок 1.5 – Перерозподіл вологості W та питомого опору ґрунту на контурі газопроводу за результатами промислового експерименту.

Таблиця 1.4 – Зміна вологості та питомого опору ґрунту по периметру труби Дата tr, гр tв, гр Q,Вт/м.гр Діапазон зміни вологості шару ґрунту, що контактує з трубопроводом, змінюється від повного насичення до практично зневоднення, див. таблицю 1.4.

На представленому малюнку 1.5 видно, що найбільш сприятливі умови для виникнення дефектів загальної корозії та КРН виникають у нижній чверті труби на позиціях 5...7 годин, де ел мінімально, а W максимальна, пульсуючий режим зміни, аерація незначна.

При побудові епюри питомого опору ґрунту ел по контуру труби використано графік залежності питомого опору ґрунту від вологості (рисунок 1.6).

В показано, що в зимовий період на початковій ділянці газопроводу, де температури підтримуються на рівні 25...30 °С і вище, відбувається підтавання снігу і тривалий час над трубопроводом підтримується зона перезволоженого ґрунту, що дає підживлення і посилює корозійну активність ґрунтів.

Час дії чи проходження теплового імпульсу вимірюється коливання). Цього часу цілком достатньо, щоб на малому проміжку пройшли мікрозрівняльні струми. Наведені на малюнках 1.5, 1.6 та таблиці 1.4 дані, отримані в промислових умовах для газопроводу діаметром 1420 мм показують, що внаслідок зміни вологості по периметру труби змінюється локальна корозійна активність грунтів, яка залежить від омічного опору, див. таблицю 1.5.

Таблиця – 1.5 Корозійна активність ґрунтів по відношенню до вуглецевої сталі залежно від їх питомого електричного опору Питомий опір, Ом.м Рисунок 1.6 – Залежність питомого електричного опору глинистого ґрунту від вологості Епюри побудовані за даними вимірювального пункту Новопсков, розташований у досить сухому місці, у найвищому пункті над яром. Ізоляція трубопроводу на даній ділянціперебувала у задовільному стані.

В ярах і балках, де зміна вологості більш значуща, названі ефекти мають бути виражені яскравіше. Така картина притаманна випадку однорідного грунту по периметру труби. При різнорідних комкуватих ґрунтах зворотного засипання омічний опір компонентів буде сильно відрізнятися. На малюнку 1.7 представлені графіки залежності питомого опору різних ґрунтів від вологості.

Тому при зміні ґрунтів на епюрі питомих опорів ел будуть розриви та макрокорозійні елементи будуть чітко позначені.

Таким чином, зміна температури мікроелемента призводить до зміни потенціалів вологи та електричного опору. Ці явища аналогічні тим, що відбуваються за зміни режиму установки катодного захисту. Зміщення потенціалу або перехід через «мертву» точку еквівалентний відключенню катодного захисту та викликає мікрозрівняльні струми.

Розвиток корозійних процесів в імпульсному температурному режимі призводить до ерозії або корозійного розтріскування металу труб.

Створюється ситуація, коли опір пересування іонів у ґрунтовому електроліті змінне по периметру труби. Чим вище розташований ділянка на поверхні труби, тим з меншою швидкістю протікає анодна реакція, так як вологість прилеглого грунту зменшується, омічний опір збільшується і утруднюється відведення позитивних іонів металу від анодної ділянки. Зі зниженням або наближенням до позиції на контурі трубопроводу, що відповідає 5... годин, швидкість анодної реакції зростає.

На позиції 6 годину ґрунт ущільнений, часто є огляд, доступ кисню до трубопроводу утруднений, внаслідок чого реакція приєднання електрона Рисунок 1.7 – Залежність питомого опору ґрунтів від їх вологості

1- болотисті; 2 – піщані; 3 – глинисті.

(воднева або киснева деполяризація) протікає з меншою швидкістю. На ділянці із утрудненим доступом кисню потенціал корозійного елемента менш позитивний, а сама ділянка буде анодом.

У таких умовах корозійний процес протікає з катодним контролем, який характерний для більшості щільних зволожених ґрунтів (яри, балки).

Тут можна висловити припущення, що характер мікрозрівняльних та зрівняльних струмів ідентичний. Але мікрозрівняльні струми швидкоплинні та малоінерційні і тому більш руйнівні.

Ґрунт є капілярно – пористим тілом. При ізотермічному режимі рух вологи в ґрунті відбувається під дією електроосмосу та гідромеханічної фільтрації. При перебігу значного анодного струму відбувається електроосмотичний відгін вологи від анода до катода. За певних умов може наступити рівновага між електроосмотичною та гідромеханічною фільтрацією.

Набагато складніші процеси руху ґрунтової вологи (електролітів) на неізотермічних ділянках, особливо в нестаціонарних режимах. Тут, поблизу труби, за наявності температурного градієнта виникає термокапілярний або термокапілярний плівковий рух. Напрямок руху води (електроліту) практично збігається з напрямком струму тепла, і спостерігається переважно в радіальному напрямку від труби. Конвективні струми при температурах близько 30 ... 40 ° С незначні, але нехтувати ними не можна, оскільки вони впливають на розподіл вологи по контуру труби, а отже, і на умови формування гальванічних пар.

При імпульсному температурному вплив змінюються температурні градієнти, що призводить до перерозподілу міграційних потоків. У зоні, де відбувається ґрунтова корозія, рух вологи відбувається в коливальному режимі під дією наступних сил:

- терморухомих, - капілярних, - електроосмотичних, - фільтраційних, - конвективних та ін.

За відсутності фільтрації на позиції 6:00 утворюється «застійна зона».

Як правило, це область мінімальних градієнтів, звідки евакуація вологи утруднена. Ґрунт, узятий під нижньою утворюючою, з позиції 6 год, має характерні ознаки осмотрения, що свідчить про низьку активність корозійних процесів без доступу кисню.

Таким чином, причинно – слідчий зв'язок встановлює, що потенційне поле навколо газопроводу формує поляризаційний потенціал, змінний не тільки за довжиною трубопроводу, а й за перерізом та у часі.

Вважається, з погляду традиційної карбонатної теорії, що корозійний процес може бути запобігти за допомогою точного контролю величини поляризаційного потенціалу протягом усього трубопроводу, що є недостатнім. Потенціал має бути постійним і у перерізі труби. Але на практиці подібні заходи важко здійснити.

1.5 Вплив температури та коливань температури на корозійний стан газопроводу Температурні умовизначно змінюються під час експлуатації системи магістрального газопроводу. За річний період експлуатації температура ґрунту на глибині закладення Н=1,72 м осі трубопроводу (Ду 1400) у непорушеному тепловому станіу районі проходження траси газопроводів Башкортостану змінюється не більше +0,6…+14,4оС . Протягом року особливо сильно змінюється температура повітря:

- середньомісячна від -14,6 ... = +19,3 оС;

- Абсолютний максимум +38 оС;

- абсолютний мінімум – 44 оС.

Практично синхронно з температурою повітря змінюються температура газу після проходження апаратів повітряного охолодження (АВО). За багаторічними спостереженнями, зміна температури газу після апарату з технологічних причин і зафіксована диспетчерською службою коливається в межах +23…+39 ОС .

визначає як характер теплообміну газопроводу з грунтом. Коливання температур викликають перерозподіл вологи в ґрунті та впливають на корозійні процеси трубних сталей.

Є всі підстави припускати, що активність корозійних процесів безпосередньо залежить не так від температури, як від її коливань, тому що нерівномірність термодинамічних процесів – це одна з причин, що активізують корозійні процеси.

На відміну від тендітного руйнування трубопроводу під дією високих тисків або вібраційного впливу, що відбуваються швидкоплинно, корозійні руйнівні процеси – інерційні. Вони пов'язані не тільки з електрохімічним чи іншим реагуванням, але також визначаються тепломасопереносом та рухом ґрунтових електролітів. Тому зміна температури активного середовища, розтягнута за часом на кілька днів (або годин), можна розглядати як імпульс для корозійного мікро- або макроелемента.

Руйнування газопроводів через КРН, зазвичай, відбуваються на початкових ділянках траси газопроводу, за КС, з потенційно небезпечними переміщеннями трубопроводу, тобто. там, де температура газу та її коливання максимальні. Для умов газопроводів Товариства Уренгой – Петровськ та Уренгой – Новопсков на ділянці перегону Поляна – Москово – це, переважно, переходи через яри та балки з тимчасовими водотоками. Під дією значних температурних перепадів, особливо при невідповідності положення осі трубопроводу проектному та недостатньому зчепленні труби з ґрунтом, відбуваються зсуви трубопроводів.

Переміщення трубопроводів, що повторюються, призводять до порушення цілісності ізоляційного покриття і відкривають доступ ґрунтових вод до металу труби. Так, в результаті змінного температурного впливу створюються умови для розвитку корозійних процесів.

Таким чином, на підставі раніше проведених досліджень, можна стверджувати, що зміна температури стінки труби спричиняє зміну вологості та електричного опору ґрунту навколо неї. Однак дані щодо кількісних параметрів цих процесів у науково-технічній літературі відсутні.

1.6 Діагностика газопроводів із використанням внутрішньотрубних снарядів.

У системі діагностичних робіт на газопроводах ключова роль приділяється внутрішньотрубній діагностиці, яка є найбільш ефективним та інформативним методом діагностичного обстеження. У ТОВ «Газпром трансгаз Уфа», на даний час, діагностику технічного стану лінійної частини газопроводів здійснює НВО «Спецнафтогаз», що має у своєму арсеналі обладнання для обстеження газопроводів з умовним діаметром 500 – 1400 мм – комплекс ДМТП (5 снарядів), який включає:

- очисний снаряд (ЗІ);

- магнітно-очисний (МОП);

- електронний профілемер (ПРТ);

поперечного (ДМТП) намагнічування.

Застосування ВТД дозволяє виявляти найнебезпечнішу категорію дефектів – стрес – корозійні тріщини (КРН), глибиною 20% від товщини стінки та більше. Особливу значущість діагностичне обстеження ВТД має газопроводів великих діаметрів, де висока ймовірність виникнення та розвитку дефектів КРН.

Серед усіх дефектів, що виявляються найбільша кількістьприпадає на дефекти втрати металу, такі як загальна корозія, каверна, виразка, поздовжня канавка, поздовжня тріщина, зона поздовжніх тріщин, поперечна канавка, поперечна тріщина, механічні пошкодження і т.п.

дефектоскопом з 95% ймовірністю визначаються щодо товщини стінки труби «t» в тривимірних координатах (довжина х ширина х глибина) і мають наступні параметри:

- Піттингова корозія 0,5t х 0,5t х 0,2t;

- Поздовжні тріщини 3t х 0,1t х 0,2t;

- поперечні тріщини 0t х 3t х 0,2t;

- Поздовжні канавки 3t х 1t х 0,1t;

- поперечні канавки 1t x 3t x 0,1t.

Оцінка небезпеки виявлених дефектів може проводитися за ВРД 39Методичні рекомендації щодо кількісної оцінки стану магістральних газопроводів з корозійними дефектами, їх ранжування за ступенем небезпеки та визначенням залишкового ресурсу, ВАТ «Газпром», .

Для дефектів корозійного типу визначаються такі параметри оцінки небезпеки:

- рівень безпечного тиску у газопроводі;

- ресурс безпечної роботи трубопроводу із дефектами.

можливості. Пропуск снарядів ВТД дозволяє достовірно визначати кількісні параметри дефектів стінки труби, повторні перепустки – динаміку розвитку, що створює можливість прогнозу розвитку корозійних дефектів.

1.7 Моделі прогнозування корозійних процесів.

існували спроби моделювання цього процесу. Відповідно до лінійної моделі процесу належать М. Фарадею і має вигляд:

де: А-const (постійна величина);

Велика група дослідників висунула статечну модель:

де: A = 13, а = 0,25; 0,5; 1,0.. У таблиці 1.6 наводяться узагальнені результати раніше проведених досліджень кінетики електрохімічної корозії металів – класифікація математичних моделей за загальним видом функцій. Усього наводиться 26 моделей, які включають: лінійні; статечні; експонентні; логарифмічні;

гіперболічні; натуральні логарифми; ряди; інтегральні; синусоїдальні;

комбіновані та ін.

Як порівняльні критерії розглядалися: втрата маси металу, потонання стінки зразка, глибина каверни, площа корозії, прискорення (уповільнення) корозійного процесу тощо.

На корозійні процеси впливає багато чинників, залежно від яких можуть:

- розвиватися із постійною швидкістю;

- прискорюватися чи сповільнюватися;

- зупинятися у своєму розвитку.

Розглянемо кінетичну криву, подану у координатах глибини корозійних дефектів – час (рисунок 1.8).

Ділянка кривої 0-1 дозволяє встановити, що руйнування даного металу в агресивному середовищі (електроліті) за період t1 практично не спостерігається.

Ділянка кривої 1-2 показує, що інтенсивне руйнування металу починається в інтервалі t = t2 – t1. Іншими словами, відбувається найбільш інтенсивний перехідний процес корозії металу, що характеризується гранично можливою (для даного окремого випадку) втратою металу, а також максимальними швидкостями та прискорення електролізу.

Точка 2, що має особливими властивостями, по суті, є точкою перегину кінетичної кривої корозії. У точці 2 швидкість корозії стабілізується, похідна швидкості корозії стає рівним нулю v2=dk2/dt=0, т.к. теоретично глибина корозійної каверни у цій точці є постійною величиною k2 = const. Ділянка кривої 2-3 дозволяє зробити висновок, що за час t = t3 - t2 перехідний процес корозії починає загасати. В інтервалі 3-4 процес загасання продовжується, за кривою 4 корозія зупиняється у своєму розвитку, поки новий імпульс не запустить цей механізм.

Проведений аналіз показує, що з природному перебігу процесу електрохімічної корозії відбувається пасивація металу, що зупиняє корозійне руйнування металу.

На ділянках магістрального газопроводу, схильних до корозійного руйнування, в результаті імпульсного температурного впливу (при зміні температури газу) відбувається чергування процесів пасивації та активації корозійних процесів.

Саме тому жодна з розглянутих моделей не може бути використана для прогнозування швидкості корозії на магістральних газопроводах.

У разі дефіциту інформації, що зазвичай і становить основну проблему при спробі прогнозувати розвиток корозійних процесів, можна Таблиця 1.6 – Класифікація математичних моделей кінетики електрохімічної корозії металів за загальним видом функцій (втрати маси металу або глибина каверни, швидкості та прискорення корозійного процесу).

І. Денісон, Є. Мартін, Г.

Торнес, Е. Велнер, В. Джонсон, І. Упхам, Е. Мор, А. Біккаріс Ф. Чемпіон, П. Азіз, Ж.

Л.Я. Цикерман у = у0 у0, А1 = t1 / (t1-t2) Ю.В. Дьомін 12 Г.К.Шрейбер, Л.С.Саакіян, 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 І.В.

Агафонов, Н.П. Журавльов Рисунок 1.8 – Графік кінетичної кривої активності корозійних ґрунтуючись на фізичних уявленнях процесу (рисунок 1.9) та використовуючи експлуатації максимальним та середнім дефектам. Але це навряд чи дозволить прогнозувати динаміку кількісного зростання корозійних дефектів.

Представлені моделі описують корозійні процеси в рамках конкретних ситуацій, при дотриманні певних умов, хімічного середовища, температури, сталей різних марок, тиску і т.п. Особливий інтерес представляють моделі, що описують корозійні процеси аналогічних систем (магістральних трубопроводів) з ізоляційним покриттям, що працюють у схожих умовах з газопроводами та реєстрація результатів також на основі внутрішньотрубної діагностики. Наприклад, у методиці проведення факторного аналізу на магістральних нафтопроводах, незалежно від діаметра та виду ізоляційного покриття авторами пропонується модель:

де L-коефіцієнт загасання корозійного процесу;

Н – глибина корозійного ушкодження, мм;

З наведеної формули 1.6 видно, що авторами прийнято твердження, що на початку експлуатації трубопроводів корозія має найбільш інтенсивне зростання, а потім має загасаючий характер внаслідок пасивації. Висновок та обґрунтування формули (1.6) наводяться в роботі .

експлуатації трубопроводу є досить спірним, т.к. нове ізоляційне покриття забезпечує захист значно надійніший, ніж згодом, коли ізоляція старіє і втрачає свої захисні властивості.

Незважаючи на велику кількість досліджень, жодна з моделей, запропонованих для прогнозування корозійних процесів, не дозволяє повною мірою враховувати вплив температури на швидкість корозії, т.к. не враховують її імпульсну зміну у процесі експлуатації.

Це твердження дозволяє сформулювати мету досліджень:

експериментально довести, що нестабільний температурний режим газопроводу є першопричиною активації корозійних процесів зовнішньої поверхні газопроводу.

1. Проведено аналіз літературних джерел з метою розкриття впливу температури газу на корозійний стан газопроводу:

1.1. Розглянуто особливості корозійних процесів у трубопровідному транспорті;

1.2.Визначено роль корозійної активності ґрунтів при втраті ізоляційним покриттям захисних властивостей.

1.3. Вивчено технічну можливість внутрішньотрубної дефектоскопії з оцінки дефектності трубопроводів.

1.4. Розглянуто моделі інших дослідників щодо прогнозування корозійних процесів.

2. Досліджено причини формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні трубопроводу.

3. Доведено, що під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту відбувається зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу.

2. ОЦІНКА ІМПУЛЬСНОГО ВПЛИВУ ВОЛОГИ І

ТЕМПЕРАТУРИ НА КОРОЗІЙНУ АКТИВНІСТЬ ГРУНТІВ,

НАВКОЛИШНІХ ГАЗОПРОВІД

2.1. Фізичне моделювання та вибір параметрів, що управляють На те, що періодичне зволоження грунту прискорює корозійні процеси, вказує практика експлуатації магістральних газопроводів.

Вивчаючи це, Ісмагілов І.Г. довів, що магістральний газопровід великого діаметра є потужним джерелом тепла, що надає імпульсний температурний вплив на ґрунт і викликає коливальні рухи вологи в корозійно-активному шарі ґрунту.

Однак, висловлене їм припущення, що імпульсна температурна дія посилює корозійну активність шару ґрунту, що прилягає до трубопроводу, потребує експериментального підтвердження.

Тому метою дослідження є постановка експерименту вивчення та оцінки корозійної активності грунтів при імпульсному температурному впливі.

Завдання дослідження корозійних процесів зазвичай вирішуються експериментальним шляхом. Існують різні методи оцінки впливу корозії, у т. ч. та прискорених корозійних випробувань.

Таким чином, необхідно змоделювати умови тепломасообміну з навколишнім ґрунтом, характерні для ділянки газопроводу, що перетинає яр, по дну якого протікає струмок і визначити якою мірою змінюється корозійна активність ґрунту при імпульсному впливі температури та вологості.

Найбільш точно дослідити вплив кожного фактора (імпульсної температури та вологості) можливо в лабораторних умовах, де фіксовано та з високою точністю регулюється параметри процесу корозії.

Імпульсний температурний режим газопроводу при квазістаціонарному теплообміні моделювався для газопроводів, що проходять по території Башкортостану та подібних до нього регіонів. Згідно з теорією подібності, при рівності чисел подібності, що характеризують процес теплообміну, з дотриманням геометричної подоби, процеси теплообміну можна вважати подібними.

Грунт, використаний в експерименті, взятий з траси газопроводу «Уренгой – Петрівськ» ділянки Поляна – Москово з позицій 3 години, 12 годин та годин по периметру газопроводу. Теплофізичні властивості ґрунту, використаного в лабораторних дослідженнях, однакові із натурними, т.к.

зразки ґрунтів відібрано з корозійно-активної ділянки діючого газопроводу. Для однакових ґрунтів автоматично виконалася рівність чисел Ликова Lu та Ковнера Кв для натури та моделі:

При дотриманні рівності температурних напорів, ідентичності ґрунтів та рівні їх вологості виконувалася рівність чисел Коссовича Ко і Постнова Pn.

Таким чином, завдання моделювання умов тепломасообміну, в даному випадку, зводилася до такого підбору параметрів установки, щоб забезпечувалася рівність чисел Фур'є Fo та Кирпичова Ki для натури та моделі.

експлуатації трубопроводу діаметром 1,42 м, за рівності коефіцієнтів температуропровідності a = a", на підставі (2.5) отримуємо для моделі:

(2.7) Так, при діаметрі дослідної труби 20 мм річний період на установці повинен проходити за 1,7 год.

Умови теплообміну моделювалися критерієм Кирпичева Враховуючи, приблизно, тепловий потік (2.9) При глибині закладення газопроводу до осі труби Н0 = 1,7 м і Н0/Rтр = 2, (відносна глибина закладення газопроводу на ділянці Поляна – Москово), на підставі рівності (2.6), отримуємо для моделі:

Для моделювання «ручка» необхідно витримати рівність чисел Рейнольдса для натури та моделі:

Оскільки рідина одна й та сама, вода - то на підставі (2.12) і з урахуванням геометричної подоби, отримуємо рівність:

Відповідні розрахунки з урахуванням (2.13) показують, що подача води, що імітує струмок на цій установці, має бути крапельною.

Так як в процесі експерименту необхідно змінювати температуру стінки труби в межах реальної її зміни 30 ... 40 ° С, і регулювати, підтримуючи імпульсний режим, то в якості параметра, що управляє, була обрана температура tтр зовнішньої поверхні сталевої трубки - зразка Ст. 3.

Для визначення відносної корозійної активності ґрунту при імпульсному температурному впливі, порівняно зі стабільним температурним впливом, було обрано прискорений метод випробування, на підставі якого корозійна активність ґрунтів визначається за втратою маси сталевих зразків.

2.2. Досвідчена установка, схема якої зображена на малюнку 2.1, складається з жерстяної коробки 1, розмірами 90х80х128 мм. У коробку насипається спеціально підготовлений ґрунт 11 до висоти Н, розрахованої з умови, що об'єм ґрунту повинен дорівнювати:

У ґрунт поміщається сталева трубка, попередньо зважена на аналітичних вагах з точністю до 0,001 г.

діаметр, довжина, маса та площа поверхні трубок наведені в таблиці 2.1.

Малюнок 2.1 – Схема експериментальної установки вивчення імпульсного температурного впливу на корозійну активність грунтів Таблиця 2.1 – Параметри сталевих трубок – зразків, У розділі ст. 3.

№ Діаметр, Довжина, Поверхня, Маса, Примітка Трубка ізолювалася від жерстяної коробки за допомогою гумових пробок.

Зразки ґрунту, у вихідному стані, що знаходяться в контакті з магістральним газопроводом, готувалися наступним чином.

Кожна з проб висушувалась у сушильній шафі. Так як проби грунту містили органічні сполуки і, можливо, бактерії, що сульфатвідновлюють, то температура сушіння не перевищувала 70 °С. Сухий ґрунт подрібнювався і просівався через сито з отворами 1 мм. Підготовлена ​​таким чином проба ґрунту насипалася в коробку із встановленою трубкою та зволожувалася до вологості W = 20…25 %, яка відповідає природній вологості ґрунту в районах проходження траси газопроводу. В експериментах використовувалась водопровідна водаіз природною температурою.

Прискорення корозійного процесу досягалося за рахунок підключення до корпусу негативного полюса, а до металевого зразка - позитивного полюса джерела постійного струму напругою 6 ст.

Імпульсний температурний режим створювався за рахунок періодичного включення та вимкнення тепло-електричного нагрівача (ТЕН), встановленого всередині трубки – зразка. Тривалість циклу встановлювалася дослідним шляхом. Наприклад, для умов 1 – го досвіду, під час контролю температурного режиму, тривалість циклу було визначено рівною ц = 22 хв (час нагрівання н = 7 хв; час охолодження о = 15 хв). Контроль температури проводився за допомогою ХК – термопари, встановленої над верхньою трубкою, що утворює, без порушення поверхні зразка.

У процесі експерименту забезпечувалася крапельна подача води через вирву в ґрунт на рівні осі трубки. Створювався барражний ефект, характерний поперечних водостоків. Злив води здійснювався через перфоровані отвори на бічній стінці коробки (5 симетричних отворів, що знаходяться на одному рівні).

Після відключення струму через 24 години після початку експерименту, зразок фотографувався, ретельно очищався від продуктів корозії сухою тканиною, гумовою гумкою. Потім промивався дистильованою водою, висушувався і зважувався на аналітичних вагах з точністю до 0,001 р.

активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі Необхідною умовоюкорозійних випробувань є прискорення контролюючого ступеня процесу. У нейтральних електролітах процес корозії лімітується швидкістю кисневої деполяризації, для прискорення корозійного процесу необхідно збільшувати швидкість катодного процесу.

Випробування зразків слід здійснювати таким чином, щоб при періодичній зміні вологості метал піддавався, можливо, більш тривалому впливу тонких шарів електроліту.

Важливо підібрати режими, коли грунт повністю не зневоднюється з-за підсушування грунту, і волога залишається в плівковому стані.

При температурі навколишнього середовища tгр = 20 °С та температурі стінки трубки tтр = 30…40 °С на установці створюється температурний напір. рівня 18 °С.

У зимовий період температурний тиск t збільшується до 30 °С. Однак, зимовий режим на установці не моделюється, оскільки умови теплообміну та ґрунтової корозії в зимовий період якісно відрізняються: «ручки»

замерзають, а над трубопроводом сніжний покрив частково підтає, зволожуючи ґрунт, проявляється ефект «термосу». Проте, з достатнього зволоження грунту, є підстави вважати, що у зимові періоди процеси корозії, зокрема КРН, протікають також активно.

Температури порядку 30°С – це той пороговий рівень температур для літнього періоду, нижче за який волога не віддаляється від труби і як показали дослідження на вимірювальних пунктах № 1 і № 2 газопроводу на перегоні КС Поляна – КС Москово , накопичується на деякій малій відстані від труби , перебуваючи в нерівноважному стані (мала – це відстань приблизно 0,2..0,3 м від стінки трубопроводу діаметром 1,42 м). Тому будь-яке незначне зниження температури призводить до повернення вологи.

При зневодненні ґрунту, що контактує з трубою, в дуже тонких шарах, поряд з полегшенням катодної реакції, може настати гальмування анодної реакції, що в результаті уповільнить процес корозії.

Подібні процеси відбуваються на верхній утворюючій газопроводі, на якій корозійне розтріскування практично не спостерігається.

У таблиці 2.2 наведено результати корозійних досліджень, виконані на сталевих трубках-зразках № 1-4. Досліди проводилися послідовно, в черговості, зазначеній у цій таблиці.

Проби ґрунту повторно не використовувалися. Температура довкілля не виходила межі 18…20 °З. Реєстрація температурних режимів велася у журналі спостережень. Ці дані представлені у додатку 1.

Приклад № 1 Піддавався імпульсному впливу температури.

Фактичний режим визначався температурою сталевого зразка, яка змінювалася в межах: tнi…tоi (додаток 1). Температура нагрівання tн – це температура, до якої підвищувалася температура стінки зразка під час нагрівання н. Температура остигання tо - це температура, до якої знижувалася температура зразка за час о. Час i - го циклу i = ні + оi; число циклів під час досвіду n = 66.

Таблиця 2.2 Умови та результати дослідів № 1-4 щодо визначення корозійної активності ґрунтів Середні температури визначалися за формулами:

У процесі досвіду тривалістю 24 год. 30 хв, були витримані середні значення параметрів:

За час випробування, 24 годину 30 хв, моделювався процес, що протікає в натурних умовах за 24,5/1,7 14 років. Протягом року в середньому 1,760/22,3 = 4, змінювався температурний режим від 30 до 40 °С.

Характер корозійного руйнування показано на фотографіях (рисунок 2.2).

Наголошується прояв загальної корозії по всій поверхні зразка, але не значний. Переважають дуже великі, зосереджені та глибокі осередки. Рисунок 2.2 – Корозійні руйнування зразка №1 при імпульсній виразковій корозії. Максимальна глибина виразкового ураження відзначається в безперервній краплинній подачі води через лійку, див. схему установки на малюнку 2.1. Вода подавалася до центральної частини зразка лише на рівні осі трубки. Протікаючи через ґрунт, «ручок» ухилявся вліво. Стік води здійснювався, в основному, через 2-е отвір зліва (за наявності рівномірно перфорованих 5-ти отворів). Максимальної корозійної поразки зазнала саме ця частина зразка.

Внаслідок барражного ефекту і підвищеної вологості, з боку, що набігає, ерозія більш глибока і велика. На прикладі також проглядається «застійна» зона, де ерозія фактично відсутня. Це можна пояснити так.

Так як в умовах експерименту моделювався струмок, що стікає по яру, і вода подавалася безнапірно, то осторонь русла, при щільному приляганні грунту до поверхні зразка, в силу великого гідравлічного опору, вода не омивала поверхню трубки в зоні щільного контакту і інтенсивність корозійних процесів була значно меншою. Подібні явища спостерігаються й у промислових умовах на трасі газопроводу.

Внаслідок випаровування та висхідних потоків вологи від «струмка»

корозійні процеси інтенсифікувалися і у верхній лівій частині зразка.

Це явище можна пояснити масштабним фактором, який обумовлений малими розмірами трубки, капілярним підняттям вологи та барражним ефектом.

При імпульсному температурному впливі і нерівномірності температури, вологості, омічного опору та інших параметрів по периметру трубки, умови, що створилися, привертають до утворення мікро - і макрокорозійних елементів.

Слід зазначити, що в процесі експерименту виділялася велика кількість водню. Відповідні виміри не проводились, але відзначався постійний звуковий ефект, який добре прослуховувався.

Зразок № 2 Матеріал другого зразка той самий. Грунт однаковий:

пробу відібрано з позиції 3 год. Вологість ґрунту W = 22%. Умови досвіду відрізнялися температурним режимом та відсутністю «струмка». Протягом усього досвіду, тривалість якого становила 24 год. 30 хв., температура підтримувалася постійна:

Корозійні ушкодження тут значно менші (рисунок 2.3).

Втрати маси зразка у 7 разів менші (у відносних одиницях). Переважає загальна корозія. Поверхня зразка уражена рівномірно. У нижній частині зразка відзначається одна невелика осередкова поразка.

Зазначимо принципову відмінність характеру корозійного ураження зразків №1 та №2.

Рисунок 2.3 – Корозійні ураження зразка №2 при постійній температурі tтр=33 ОС При імпульсному температурному вплив на процес та наявність проточної водирозвивається велика яскраво виражена виразкова корозія сталевої поверхні з максимальним ураженням по ходу «струмка».

При стабільній температурі та відсутності водостоку, але при однаковій початковій вологості, спостерігається підсушування ґрунту та розвиток загальної корозії з мінімальним виразковим ураженням. Швидкість корозійних процесів та втрати металу у 7 разів менша.

Зразок № 3 Матеріал зразків № 3 і № 4 той самий: Ст. 3, але зразки виконані з іншого шматка труби. Вологість грунту перебувала у межах W = 20…25 %. Тривалість досвіду становила 24 години.

Температура у процесі експерименту підтримувалася рівною tтр = 33,12 33 °З.

Проба ґрунту взята з позиції 6 год. Грунт мав суттєву відмінність, що полягає в характерному для труб схильних до КРН, оглеенні. (Огляд – це процес хімічного відновлення мінеральної частини грунту чи гірських порід глибших горизонтів, пересичених водою, коли окисні сполуки заліза переходять у закисні і виносяться водою, а горизонти, збіднені залізом, забарвлюються в зелені, чорні та сіруваті тони.).

Вода, з невеликою крапельною подачею (6 крапель за хвилину), практично не просочувалася під трубою – зразком, викликаючи перезволоження в зоні контакту ґрунту з металом, часом піднімаючись у вирві та створюючи статичний натиск. Вода подавалася несиметрично, зі зміщенням до правій сторонізразка.

Для зразка № 3 (рисунок 2.4), котрий зазнав корозії, за стабільних умов теплообміну, коли температура зразка підтримувалася постійною на рівні tтр = 33 °С, відзначаються такі ознаки:

1) Характерна загальна корозія практично по всій поверхні;

2) Характерні ознаки виразкової корозії при загальному огляді не виявлено;

3) В області нанесених подряпин:

2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм не виявлено ознак виразкового ураження.

4) максимальне корозійне ураження, визначене по товщині корозійної кірки, спостерігалося з боку підпружування, тобто з правого боку зразка, і по нижній трубці, що утворює, де вологість була максимальною;

5) добре видно, що колір корозійної кірки на позиції 6 годину вздовж всієї нижньої трубки, що утворює, і в області підпружування темніший, швидше за все, темно - бурого кольору;

6) наявність 3-х подряпин у перезволоженій зоні (праворуч) і 3-х таких же подряпин у менш вологому грунті (ліворуч) ніяк не вплинула на характер розвитку корозійного процесу;

7) слід зазначити, що після обробки трубки - зразка на токарному верстаті на правій його частині проглядалися сліди пластичної деформації від місця затиску (у вигляді легкої наклепу), які не вплинули на характер корозійного ураження.

Приклад № 4 Приклад виточений з того ж шматка труби, що і приклад № 3, Ст. 3. Грунт, умови проведення досвіду ті ж, що й у досвіді № 3. Єдина відмінність: температурний режим імпульсний за сценарієм: 30/40 °С. У процесі досвіду тривалістю 24 години були витримані середні значення параметрів, визначені за формулами (2.14 – 2.16):

Протікання «ручка в яру» моделювалося крапельною подачею води через вирву, несиметрично, до правої частини зразка. Число циклів n = 63.

На зразку нанесені подряпини, такі ж, як і на зразку №3:

2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм Характер корозійного руйнування показаний малюнку 2.5.

Зіставляючи результати дослідів № 3 і № 4, які проведені також в ідентичних умовах, але з відмінністю в температурних режимах, відзначимо, що і в ґрунті, що має ознаки оглеіння, імпульсний температурний вплив також інтенсифікує процес. За відносною втратою маси, відмінність в 11 разів! (Таблиця 2.2).

Малюнок 2.4 - Характер корозійного ураження зразка №3 при постійній температурі tтр = 33 ОС Рисунок 2.5 - Характер руйнування зразка №4 при імпульсній зміні температури в режимі 31/42 ОС Як видно, в даному випадку ефект корозійних втрат металу значно перевищує отриманий у дослідах № 1 та №2.

У досвіді № 4 відзначається особливе явище, яке дозволяє пояснити фізичні процеси, що відбуваються у ґрунті при імпульсному температурному впливі.

Факт активізації корозійного процесу свідчить про те, що «розгойдування» вологи, що відбувається в імпульсному режимі, під дією терморушійних сил, згодом призводить до зміни структури ґрунту, згладжування горбків і переміщення частинок пилуватої фракції в капілярах, т. е.

фактично утворюються покращені протоки, якими безперешкодно рухається ґрунтовий електроліт. У процесі досвіду, у момент, коли вода почала протікати через перфоровані отвори, відзначалося також рух бульбашок Н2 капілярами і винесення їх разом з водою (візуально).

У досвіді № 3 (t = const) вода, що подається через вирву, практично не просочувалася через перфоровані отвори, викликаючи часом навіть підняття рівня води у вирві зі створенням статичного натиску. Через перфоровані отвори вода так і не протікала. Ґрунтовий електроліт відрізняється від рідкого електроліту великим опором пересування іонів.

У досвіді № 4 (t = 31/42 °С) ґрунт використовувався той же з оглеєнням, з поз годину. Єдина відмінність: температурний імпульсний режим. Рухаючись у безнапірному режимі, вода подолала опору ґрунту приблизно через 8 годин від початку експерименту. Ще через годину встановився баланс: приплив води став рівним відпливу. На ніч установку було вимкнено. Вранці після включення установки вода закапала через дренажні отвори через 50 хвилин.

Цей факт свідчить про зменшення гідравлічного опору капілярів за рахунок формування покращених проток. У такому середовищі іони електроліту більш рухливі, що, безперечно, сприяє корозії металу, оскільки забезпечує оновлення ґрунтового електроліту проточною водою.

При цьому кожен імпульс забезпечує зміну 1-го та 2-го етапів формування, як би посилюючи, підганяючи дискретне підростання корозійних процесів.

Природно, що у своїй посилюється як розвиток корозійних процесів, але інтенсифікується осередкова корозія, точкова і поверхнева, оскільки вони характеризуються загальними електрохімічними процесами.

Таким чином, проведені досліди показують, що за інших рівних умов імпульсний температурний вплив та змінна вологість підвищує корозійну активність ґрунту у 6,9 разів (досліди №1 та №2), а при погіршенні фізичних характеристик ґрунту у 11,2 рази (досвід № 3 та №4).

2.4. Дослідження впливу частоти коливань температури та теплових параметрів на корозійну активність ґрунтів (друга серія дослідів) Для експлутаційних режимів магістральних газопроводів характерні часті коливання температури. Протягом місяця лише кількість включень вентиляторів АВО на майданчиках охолодження газу досягає 30…40.

Протягом року, з урахуванням технологічних операцій (зупинка компресорного цеху, ДПА тощо) та кліматичних факторів(дощі, паводки, зміни температури повітряного середовища тощо), це сотні коливань, а протягом усього терміну експлуатації – тисячі та десятки тисяч.

З метою вивчення впливу частоти температурних імпульсів та збільшення середньої температури на корозійну активність ґрунтів було проведено другу серію дослідів (№ 5 – № 8) на сталевих зразках, у ґрунтовому електроліті . Реєстрація температурних режимів велася у журналі спостережень. Ці дані представлені у додатку 2.

Досліди проводилися на тій самій експериментальній установці.

Моделювалися тривалі в часі термодинамічні процеси, що відбуваються у перерізі магістрального газопроводу з пошкодженою ізоляцією та періодичним зволоженням (рис. 2.1).

схильних до імпульсного температурного (вологісного) впливу показав, що при обтіканні зразка проточною водою розвивається велика, яскраво виражена виразкова корозія сталевої поверхні з максимальним ураженням по ходу проходження вологи.

Цей факт свідчить про ефект підсумовування чи накладання ефектів впливу температури та вологості на корозійні процеси з різким збільшенням корозійної активності середовища.

При стабільній температурі та відсутності водостоку, при однаковій початковій вологості ґрунту виразкові ураження поверхні мінімальні або відсутні, а втрати металу внаслідок корозії на порядок менші.

Результати першої серії дослідів також дали підставу припустити, що збільшення числа температурних імпульсів призводить до збільшення втрати дослідних зразків. Підставою для такого твердження стала також і та обставина, що ґрунтові електроліти в корозійно-активному шарі ґрунту навколо газопроводу великого діаметру поводяться зовсім особливим чином, а саме:

1. Вони працюють у пористому ґрунтовому середовищі, що перешкоджає пересуванню іонів у скелетних формах ґрунту.

2. Знаходяться в коливальному русі під впливом терморухаючих сил, оскільки температурні градієнти безперервно змінюються. При цьому волога "пробиває" собі оптимальний шлях у пористому середовищі, згладжує нерівності та горбки в капілярній протоці, що з часом значно зменшує гідравлічний опір капілярів.

3. Збільшення рухливості ґрунтової вологи та її коливальний рух активізують корозійні процеси. За наявності водостоків (яри, балки тощо) відбувається активна евакуація продуктів корозії з активного шару ґрунту до периферії та оновлення електроліту.

У такому режимі корозійні дефекти стрімко розвиваються, зливаються, утворюючи велику площу поразки, що призводить до ослаблення. несучої здатностістінки газопроводу, з цього можна припустити, що збільшення числа температурних циклів сприяє цьому процесу.

Досліди № 5-№8 проводилися на суміші глинистих та суглинистих ґрунтів на зразках ідентичних зразкам першої серії дослідів (таблиця 2.3).

Таблиця 2.3 - Параметри зразків другої серії дослідів, з циклічним режимом нагріву Грунти для експериментів взяті з шурфів при ідентифікації дефектів КРН на газопроводі Уренгой - Петровськ Ду 1400 ПК 3402 +80. Проби ґрунту, взяті з позиції 6 годин, мають сліди огляду. Ділянка газопроводу в шурфі ПК 3402+80 піддавалася корозійним та стрес-корозійним впливам і в процесі ремонтних робіт було замінено.

Температурний режим встановлювався імпульсний за відпрацьованою схемою 45/35ОС. Вода на всі зразки подавалася в однаковому режимі. Середня температура на поверхні зразка та питомий тепловий потік наведено у таблиці 2.4.

Зразки другої серії дослідів випробовувалися на тій самій експериментальній установці, але на відміну від першої в ідентичних умовах. Тобто. ґрунти бралися однакові, забезпечувалася однакова подача води через лійку, забезпечувалися однакові температури води та повітря.

У цих дослідах температурний діапазон впливу підтримується на більш високому рівні: 35..40 ОС (у першій серії дослідів температура змінювалася в діапазоні 30...35 ОС).

Таблиця 2.4 – Режими нагріву зразків №5-№ Напруга Сила Потужність Питома Середня Змінна була лише кількість циклів n за час проведення кожного досвіду.

витримувалося в межах 24±0,5 годин, що відповідало приблизно 14 рокам експлуатації газопроводу в натурних умовах (див. п.2.1).

Варіація циклів у цій серії дослідів досягалася зміною напруги на ТЕНе, а отже зміною питомого теплового потоку, що підводиться до зразків. Параметри нагрівання зразків наводяться у таблиці 2.7.

При однаковій тривалості порівнянних дослідів число циклів нагріву зразків по-різному: n=14 (досвід №6) і n=76 (досвід №8). Тому темп нагріву зразка в досвіді №8 дуже високий, а остигання уповільнені. У досвіді №6 навпаки, охолодження відбувається стрімко, а тепло акумулюється ґрунтом поступово. Через якісно відрізняється теплообміну середні температури tср у цих дослідах різні.

Таблиця 2.5 - Параметри нагріву зразків в циклічному режимі 35/45 ° С № зразка З таблиці 2.5 видно, що співвідношення часу нагріву і часу охолодження змінюється зі зміною числа циклів. І це позначається характері зміни температури tтр, визначає відмінність середніх температур tср, електролітів і, зрештою на швидкості корозії зразків.

Характер зміни температури tтр показаний малюнку 2.6. Аналіз графіків показує, що зі збільшенням числа циклів змінюється співвідношення тривалості нагріву та охолодження. На малюнку 2.7 показаний фрагмент досліду № при малій потужності джерела нагріву, а на малюнку 2.8 фрагмент досліду №8 з великою потужністю джерела нагріву. У досліді №5 (82 цикли) і №8 (76 циклів) час нагріву менше часу остигання, а дослідах №6 і №7 навпаки.

Результати проведених дослідів №№5-8 показують, що корозійні втрати маси зразків відрізняються див. таблицю 2. Таблиця 2.6 – Втрати маси зразків №5-№8 з циклічним режимом нагрівання за схемою 45/35 °С Це відбувається внаслідок різної інтенсивності електро хімічні процеси. Біохімічна природа прискорення чи активізації корозійних процесів у такій постановці експерименту практично виключається.

Рисунок 2.6 - Характер імпульсних температурних режимів нагріву зразків у дослідах №№ 5 – Малюнок 2.7 – Фрагмент досвіду № 6, що ілюструє темпи нагріву та охолодження при малій потужності джерела (q = 46,96 Вт/м) Рисунок 2.8 – Фрагмент досвіду № 8 ілюструючий темпи нагрівання та охолодження при великій потужності джерела (q = 239,29 Вт/м) На малюнку 2.9 наведено графічну залежність втрат маси зразків від числа теплових імпульсів у дослідах.

Втрати маси зразків, г/см2 0, Малюнок 2.9 – Залежність втрат маси зразків від числа теплових імпульсів Втрати маси зразків, г/см Малюнок 2.10 – Залежність втрат маси зразків від теплової потужності Втрати маси зразків, г/см З малюнка 2. що зі збільшенням числа циклів за один і той же період часу активність корозійних процесів зростає, про що свідчить зростання відносних втрат маси зразків. Ця залежність нелінійна і має прогресуючий характер.

Слід зазначити, незважаючи на те, що в досвіді № 8 використовувався зразок з меншою масою і меншою площею поверхні в порівнянні з рештою зразків, питома втрата маси у нього склала більшу величину. Це можна пояснити тим, що зразок № 8 піддавався впливу більшого питомого теплового потоку див. малюнок 2.10. Порівняно зі зразком № 6, який був схильний до найменшого питомого теплового потоку, зразок № 8 має питому втрату маси на 6 % більше.

Швидкість корозії, виражена в втрати маси металу, залежить від середньої температури tср зовнішньої поверхні зразків (рисунок 2.11, малюнок 2.12). При збільшенні температури до значень 43.44 ОС швидкість корозії знижується. Це можна пояснити зниженням вологості ґрунту навколо труби та його «підсушування» при більш високих температурах. Зі зменшенням вологості активність корозійних електрохімічних процесів знижується.

імпульсного температурного впливу (n), а й від теплової потужності джерела (q) та її середньої температури tср.

2.5 Залежність швидкості корозії від середньої температури за нестабільного теплообміну.

Виконаний аналіз результатів дослідів, що включає розгляд якісних характеристик та кількісних співвідношень, дозволив здійснити відбір факторних ознак, що впливають на результативну ознаку моделі.

виявилося недостатнім для виконання множинного кореляційно-регресійного аналізу результатів. Проте аналіз матриці парних коефіцієнтів кореляції, отриманих на першій стадії відбору, виявив фактори, тісно пов'язані між собою, таблиця 2.7.

Таблиця 2.7 - Співвідношення параметрів х1 (n) і х2 (tср), стосовно у (G/s) Найбільш тісний зв'язок виявлено між середньою температурою зразка tср і втратою його маси G/s. Парний коефіцієнт кореляції rух2 = -0,96431.

З'явилися фактори, що тісно пов'язані між собою, які були відкинуті.

В результаті було ухвалено рішення розглядати залежність виду:

класифікуючи параметр х1(n), як виражає нестабільність процесу тепломасообміну.

Це дозволило розглядати разом обидві серії дослідів. До чотирьох дослідів другої серії №№5..8 додалося ще два досвіди №1 та №4 першої серії.

Отримана графічна залежність представлена ​​малюнку 2.13.

Графіки малюнку 2.13 наочно ілюструють процес корозійних втрат металу.

нестабільний тепломасообмін труби з ґрунтом (а в натурних умовах газопроводу з ґрунтом) збільшує корозійні втрати маси металу труби на порядок порівняно зі стабільними режимами, коли температура труби підтримується постійною.

По-друге, зі збільшенням температури в області, що перевищує температуру 33ОС, швидкість корозії сповільнюється. Це тим, що з високих температурах, досягають 40 ОС і більше, спостерігається відтік вологи, її міграція до периферії, що викликає підсушування грунту. При зневодненні ґрунту, що прилягає до трубопроводу, активність корозійних процесів знижується.

По-третє, можна вважати, що максимум корозійної активності посідає діапазон температур області 30…33ОС. Оскільки відомо , що з зниженням температури від 30ОС до 10ОС швидкість корозії уповільнюється, а при 0ОС практично зупиняється.

При зниженні температури від +20 до -10 ОС корозійна активність знижується приблизно в 10 разів.

Т.о. найнебезпечнішими, з погляду корозії, вважатимуться експлуатаційні температури порядку +30…+33 ОС. Саме у цьому діапазоні експлуатуються магістральні газопроводи великих діаметрів.

480 руб. | 150 грн. | 7,5 дол. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC", BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Дисертація - 480 руб., доставка 10 хвилин, цілодобово, без вихідних та свят

Аскаров Герман Робертович. Оцінка впливу нестабільного температурного режиму на корозійний стан газопроводів великого діаметра: дисертація... кандидата технічних наук: 25.00.19 / Аскаров Герман Робертович; [Місце захисту: Уфимський державний нафтовий технічний університет].

Вступ

1. Сучасні уявлення про температурний вплив на корозійний стан газопроводу 8

1.1 Коротка характеристика корозійних процесів у трубопровідному транспорті 8

1.1.1 Характерні корозійні дефекти сталевої труби 10

1.2 Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття 11

1.3 Корозійна агресивність ґрунтів 15

1.4 Причини формування корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу 19

1.4.1 Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу 19

1.4.2 Зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу, під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту 23

1.5 Вплив температури та коливань температури на корозійний стан газопроводу 31

1.6 Діагностика газопроводів із використанням внутрішньотрубних снарядів. 32

1.7 Моделі для прогнозування корозійних процесів 34 Висновки до розділу 1 40

2. Оцінка імпульсного впливу вологості та температури на корозійну активність ґрунтів, що оточують газопровід 42

2.1 Фізичне моделювання та вибір керуючих параметрів. 42

2.2 Короткий опис експериментальної установки. 45

2.3 Результати дослідів та ефект підвищення корозійної активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі 48

2.4 Дослідження впливу частоти коливань температури та теплових параметрів на корозійну активність ґрунтів 58

2.5 Залежність швидкості корозії від середньої температури при нестабільному теплообміні 67

Висновки до розділу 2 70

3. Прогноз корозійного стану газопроводу на основі даних внутрішньотрубної дефектоскопії 71

3.1 Критерії оцінки корозійної небезпеки. 71

3.2 Аналіз корозійного стану ділянки газопроводу за даними внутрішньотрубної дефектоскопії 74

3.2.1 Характеристика ділянки газопроводу 74

3.2.2 Аналіз результатів ВТД. 75

3.3 Утворення та швидкість розвитку корозійних вогнищ на трубопроводах з плівковою ізоляцією. 80

3.4. Корозійний прогноз дефектності труб великого діаметра. 85

Висновки до глави.3. 100

4. Розробка методу ранжування ділянок газопроводів за ступенем небезпеки для виведення на ремонт 102

4.1. Методика ранжування ділянок газопроводів за ступенем небезпеки 101

4.1.1 ВТД газопроводів під час ранжирування за ступенем небезпеки 101

4.1.2 Уточнюючі інтегральні показники для визначення ділянок газопроводів, що виводяться в ремонт. 103

4.2 Комплексна діагностика ізоляційного покриття та засобів ЕХЗ 104

4.2.1 Чинники небезпеки корозійного пошкодження трубопроводів. 105

4.2.2 Приклад розрахунку комплексного показника корозійної активності 106

4.3 Врахування коливань температури на газопроводах великих діаметрів 107

4.4. Сумарний інтегральний показник. 109

4.4.1. Приклад розрахунку сумарного інтегрального показника. 110

4.5 Ефективність розробки 113

Висновки до розділу 4 . 115

Література 117

Введення в роботу

Актуальність роботи

Загальна протяжність підземних магістральних газопроводів, що експлуатуються в системі ВАТ «Газпром», становить близько 164,7 тис. км. Основним конструкційним матеріалом для спорудження газопроводів в даний час є сталь, яка володіє хорошими властивостями міцності, але низькою корозійною стійкістю в умовах навколишнього середовища - грунту, який за наявності вологи в поровому просторі є корозійно-активним середовищем.

Після 30-ти років експлуатації магістральних газопроводів ізоляційне покриття старіє і перестає виконувати захисні функції, внаслідок чого корозійний стан підземних газопроводів істотно погіршується.

Для визначення корозійного стану магістральних газопроводів в даний час використовується внутрішньотрубна дефектоскопія (ВТД), яка з достатньою точністю визначає місце розташування та характер корозійних ушкоджень, що дозволяє відстежувати та прогнозувати їх утворення та розвиток.

Значну роль розвитку корозійних процесів грає наявність грунтових вод (грунтового електроліту), причому слід зазначити, що швидкість корозії більшою мірою зростає над постійно обводненном чи сухому грунті, а грунті з періодичним зволоженням.

Попередніми дослідженнями встановлено зв'язок між імпульсною зміною температури газопроводу та коливанням вологості в корозійно-активному шарі ґрунту. Проте не було визначено кількісні параметри імпульсного температурного на активізацію корозійних процесів.

Дослідження корозійної агресивності ґрунтів на ділянках пролягання магістральних газопроводів при імпульсному тепловому впливі та прогноз корозійного стану трубопроводів є актуальними для газотранспортної галузі.

Мета роботи

Розробка та вдосконалення методів визначення корозійного стану ділянок магістральних газопроводів для своєчасного виведення їх у ремонт.

Основні завдання:

1 Визначення зміни питомого електричного опору ґрунту навколо магістрального газопроводу та аналіз особливостей корозійних процесів у трубопровідному транспорті.

2 Дослідження в лабораторних умовах впливу імпульсного теплового впливу газу, що перекачується, і вологості на корозійну активність грунту, що оточує підземний газопровід.

3 Дослідження утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральному газопроводі та прогноз його корозійного стану за даними внутрішньотрубної дефектоскопії.

4 Розробка методик ранжування ділянок магістральних газопроводів на основі прогнозу їх корозійного стану для виведення в ремонт.

Наукова новизна

1 Визначено зміну та побудовано епюри питомого електричного опору ґрунту залежно від вологості по периметру підземного газопроводу великого діаметру.

2 Експериментально доведено факт активізації корозійних процесів при імпульсній зміні температури газу, що перекачується, порівняно зі стабільним температурним впливом, а також визначено діапазон температур, в якому при нестабільному (імпульсному) температурному впливі розвивається максимальна швидкість корозії.

3 Визначено функціональну залежність для прогнозу утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральних газопроводах.

Практична цінність роботи

На підставі проведених досліджень розроблено стандарт підприємства РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжування газопроводів ТОВ «Газпром трансгаз Уфа» за результатами внутрішньотрубної дефектоскопії для виведення їх у ремонт», згідно з яким проводиться ранжування ділянок магістральних газопроводів між крановими вузлами з метою визначення послідовності виведення їх у ремонт.

Методи досліджень

Поставлені у роботі завдання вирішувалися з використанням теорії подібності шляхом моделювання умов теполомасообміну підземного газопроводу з навколишнім ґрунтом.

Результати діагностичних робіт оброблялися методом найменших квадратів із проведенням кореляційного аналізу. Розрахунки проводилися з використанням пакету прикладних програм StatGrapfics Plus 5.1.

На захист виносяться:

Результати досліджень зміни питомого електричного опору ґрунту залежно від вологості по периметру магістрального газопроводу;

Результати лабораторних досліджень імпульсної теплової дії на активізацію корозійних процесів на сталевому трубопроводі;

Метод ранжування ділянок магістральних газопроводів для виведення їх у ремонт.

Публікації

Основні результати дисертаційної роботи опубліковані в 30 наукових працях, з них чотири статті у провідних наукових журналах, що рецензуються, рекомендованих ВАК Міністерства освіти і науки РФ.

Структура та обсяг роботи

Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу

Корозійні руйнування металу відбуваються на зовнішній поверхні газопроводу у місцях порушення ізоляційного покриття, незважаючи на наявність катодного захисту газопроводу. Часто ці явища спостерігаються на початкових ділянках газопроводів (10-20 км після виходу з компресорної станції) з пересіченою місцевістю, приурочених до ярів, балок, місць з періодичним зволоженням.

Аналіз та узагальнення численних матеріалів показує, що на активацію корозійних процесів впливає поведінка ґрунтових вод під тепловою дією газопроводу, що посилюється в міру спільного впливу (або збігу) як мінімум трьох факторів:

Імпульсної зміни температури газопроводу;

Порушення ізоляційного покриття газопроводу;

Великий діаметр трубопроводу.

1. Принципова відмінність початкової ділянки від кінцевої (за відсутності або стабільності відборів газу трасою) у тому, що саме на початковій ділянці газопроводу максимально відчуваються коливання або імпульсна зміна температури газу. Ці коливання відбуваються як через нерівномірність газоспоживання, так і через недосконалість системи повітряного охолодження газу, що подається в газопровід. При використанні апаратів повітряного охолодження погодні коливання температури повітря викликають аналогічні коливання температури газу і як хвилеводу передаються безпосередньо на початкову ділянку газопроводу (особливо це явище проявляється на перших 20 ... 30 км газопроводу).

У дослідах Ісмагілова І.Г. було зареєстровано, що температурна хвиля 5 0С, штучно створена відключенням АВО газу на КС Полянська, пройшла до наступної станції КС Москово зі зниженням амплітуди до 2 0С. На нафтопроводах, де швидкості руху потоків значно менше, через інерційності продукту перекачування, такого явища немає.

2. При порушенні ізоляційного покриття відбувається формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні трубопроводу. Як правило, це відбувається на ділянках із різкою зміною параметрів навколишнього середовища: омічного опору ґрунтів та корозійних середовищ (рисунок 1.3 та малюнок 1.4).

3. Ефект "великого діаметра". Геометричні параметри гарячого трубопроводу такі, що і температура, і вологість ґрунту, а отже й інші характеристики: омічний опір ґрунту, властивості ґрунтових електролітів, поляризаційні потенціали тощо – змінюються по периметру. Вологість по периметру змінюється в межах від 0,3 до 40% і до повного насичення. Питомий опір ґрунту при цьому змінюється у 10...100 разів.

Рисунок 1.4 – Модель макрокорозійних елементів Дослідження показали, що температура газу, що перекачується, впливає на катодну поляризацію трубної сталі в карбонатних розчинах. Залежність потенціалів максимуму анодного струму від температури лінійна. Збільшення температури веде до зростання струму розчинення і зміщує інтервал потенціалів анодного струму негативну область. Збільшення температури призводить не тільки до зміни швидкості електрохімічних процесів, але змінює значення рН розчину.

Зі зростанням температури карбонатного розчину потенціал максимуму анодного струму, пов'язаного з утворенням оксиду, при зростанні температури на 10 С зміщується у бік негативних значень потенціалу на 25 мВ. Внаслідок неоднорідності ґрунту, зміни його вологості та аерації, нерівномірного ущільнення, оглеіння та ін. ефектів, а також дефектів самого металу, виникає велика кількість макрокорозійних елементів. При цьому корозійному руйнуванню більшою мірою зазнають анодні ділянки, що мають більш позитивний потенціал, порівняно з катодними, чому сприяє імпульсний тепловий вплив газопроводу на міграційні процеси в електроліті ґрунтового.

Коливальні процеси температури та вологості в ґрунті провокує загальну корозію. Макрокорозійні елементи, локалізовані на поверхні, розвиваються за сценарієм КРН або осередками виразкової корозії. На спільність електрохімічного процесу, що призводить до утворення корозійних виразок та тріщин, вказується у .

Саме нерівноважні термодинамічні процеси відбуваються інтенсивніше і з максимальним ефектом прояву основних ознак. При імпульсному температурному впливі на ґрунт, майже синхронно, змінюються параметри, що визначають його корозійну активність. Так як цей процес відбувається протягом усього часу експлуатації газопроводу під сильним впливом домінуючих параметрів, місце локалізації макроелемента стає цілком певним, зафіксованим по відношенню до геометричних позначок.

Як показано в безперервний коливальний рух ґрунтової вологи, який можна пояснити з позицій термокапілярно-плівкового механізму руху відбувається протягом усього часу експлуатації газопроводу.

Таким чином, навіть за наявності катодного захисту газопроводу, у місцях ушкодження ізоляційного покриття газопроводу великого діаметра внаслідок нерівномірності розподілу вологості ґрунту по периметру труби неминуче виникають макрокорозійні елементи, що провокують ґрунтову корозію металу труби.

Однією з важливих умов протікання корозійних процесів є наявність у ґрунтовому електроліті дисоційованих іонів.

Раніше не прийнятий до розгляду фактор, що визначає протікання нерівноважних процесів, імпульсний температурний вплив газу на стінку трубопроводу та імпульсна зміна вологості ґрунту, що прилягає до трубопроводу.

Результати дослідів та ефект підвищення корозійної активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі

Графік кінетичної кривої активності корозійних у часі. ґрунтуючись на фізичних уявленнях процесу (рисунок 1.9) та використовуючи закономірності кінетичної кривої, екстраполювати результати внутрішньотрубної дефектоскопії за виявленими в різні періодиексплуатації максимальним та середнім дефектам. Але це навряд чи дозволить прогнозувати динаміку кількісного зростання корозійних дефектів.

Представлені моделі описують корозійні процеси в рамках конкретних ситуацій, при дотриманні певних умов, хімічного середовища, температури, сталей різних марок, тиску і т.п. Особливий інтерес представляють моделі, що описують корозійні процеси аналогічних систем (магістральних трубопроводів) з ізоляційним покриттям, що працюють у схожих умовах з газопроводами та реєстрація результатів також на основі внутрішньотрубної діагностики. Наприклад, у методиці проведення факторного аналізу на магістральних нафтопроводах, незалежно від діаметра та виду ізоляційного покриття авторами пропонується модель: де L-коефіцієнт загасання корозійного процесу; Н – глибина корозійного ушкодження, мм; Але – товщина стінки труби, мм; t – час експлуатації, рік.

З наведеної формули 1.6 видно, що авторами прийнято твердження, що на початку експлуатації трубопроводів корозія має найбільш інтенсивне зростання, а потім має загасаючий характер внаслідок пасивації. Висновок та обґрунтування формули (1.6) наводяться в роботі .

Твердження, що корозійні процеси стартують із початком експлуатації трубопроводу, досить спірним, т.к. нове ізоляційне покриття забезпечує захист значно надійніший, ніж згодом, коли ізоляція старіє і втрачає свої захисні властивості.

Незважаючи на велику кількість досліджень, жодна з моделей, запропонованих для прогнозування корозійних процесів, не дозволяє повною мірою враховувати вплив температури на швидкість корозії, т.к. не враховують її імпульсну зміну у процесі експлуатації.

Це твердження дозволяє сформулювати мету досліджень: експериментально довести, що нестабільний температурний режим газопроводу є першопричиною активації корозійних процесів зовнішньої поверхні газопроводу.

1. Проведено аналіз літературних джерел з метою розкриття впливу температури газу на корозійний стан газопроводу:

1.1. Розглянуто особливості корозійних процесів у трубопровідному транспорті;

1.2.Визначено роль корозійної активності ґрунтів при втраті ізоляційним покриттям захисних властивостей. 1.3. Вивчено технічну можливість внутрішньотрубної дефектоскопії з оцінки дефектності трубопроводів.

1.4. Розглянуто моделі інших дослідників щодо прогнозування корозійних процесів.

2. Досліджено причини формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні трубопроводу.

3. Доведено, що під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту відбувається зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу.

Аналіз корозійного стану ділянки газопроводу за даними внутрішньотрубної дефектоскопії

На те, що періодичне зволоження ґрунту прискорює корозійні процеси, вказує практика експлуатації магістральних газопроводів.

Вивчаючи це, Ісмагілов І.Г. довів, що магістральний газопровід великого діаметра є потужним джерелом тепла, що надає імпульсний температурний вплив на ґрунт і викликає коливальні рухи вологи в корозійно-активному шарі ґрунту.

Однак, висловлене їм припущення, що імпульсна температурна дія посилює корозійну активність шару ґрунту, що прилягає до трубопроводу, потребує експериментального підтвердження.

Тому метою дослідження є постановка експерименту вивчення та оцінки корозійної активності грунтів при імпульсному температурному впливі.

Завдання дослідження корозійних процесів зазвичай вирішуються експериментальним шляхом. Існують різні методи оцінки впливу корозії, у т. ч. та прискорених корозійних випробувань.

Таким чином, необхідно змоделювати умови тепломасообміну з навколишнім ґрунтом, характерні для ділянки газопроводу, що перетинає яр, по дну якого протікає струмок і визначити якою мірою змінюється корозійна активність ґрунту при імпульсному впливі температури та вологості.

Найбільш точно дослідити вплив кожного фактора (імпульсної температури та вологості) можливо в лабораторних умовах, де фіксовано та з високою точністю регулюється параметри процесу корозії. Імпульсний температурний режим газопроводу при квазістаціонарному теплообміні моделювався для газопроводів, що проходять по території Башкортостану та подібних до нього регіонів. Згідно з теорією подібності, при рівності чисел подібності, що характеризують процес теплообміну, з дотриманням геометричної подоби, процеси теплообміну можна вважати подібними.

Грунт, використаний в експерименті, взятий з траси газопроводу «Уренгой – Петрівськ» ділянки Поляна – Москово з позицій 3 години, 12 годин та 6 годин по периметру газопроводу. Теплофізичні властивості ґрунту, використаного в лабораторних дослідженнях, однакові із натурними, т.к. зразки ґрунтів відібрано з корозійно-активної ділянки діючого газопроводу. Для однакових ґрунтів автоматично виконалася рівність чисел Ликова Lu та Ковнера Кв для натури та моделі:

При дотриманні рівності температурних напорів, ідентичності ґрунтів та рівні їх вологості виконувалася рівність чисел Коссовича Ко і Постнова Pn.

Таким чином, завдання моделювання умов тепломасообміну, в даному випадку, зводилася до такого підбору параметрів установки, щоб забезпечувалася рівність чисел Фур'є Fo та Кирпичова Ki для натури та моделі.

За відповідністю чисел Фур'є Fo = ax/R річному періоду експлуатації трубопроводу діаметром 1,42 м, за рівності коефіцієнтів температуропровідності а = а, на підставі (2.5) отримуємо для моделі:

Так, при діаметрі дослідної труби 20 мм річний період на установці повинен проходити за 1,7 год.

Умови теплообміну моделювались критерієм Кирпичова

При глибині закладення газопроводу до осі труби Н0 = 1,7 м та Н0/Rтр = 2,36 (відносна глибина закладення газопроводу на ділянці Поляна – Москово), на підставі рівності (2.6), отримуємо для моделі:

Для моделювання «ручка» необхідно витримати рівність чисел Рейнольдса для натури та моделі:

Оскільки рідина одна й та сама, вода - то на підставі (2.12) і з урахуванням геометричної подоби, отримуємо рівність:

Відповідні розрахунки з урахуванням (2.13) показують, що подача води, що імітує струмок на цій установці, має бути крапельною.

Так як в процесі експерименту необхідно змінювати температуру стінки труби в межах реальної її зміни 30 ... 40С, і регулювати, підтримуючи імпульсний режим, то в якості параметра, що управляє, була обрана температура tтр зовнішньої поверхні сталевої трубки - зразка Ст. 3.

Для визначення відносної корозійної активності ґрунту при імпульсному температурному впливі, порівняно зі стабільним температурним впливом, було обрано прискорений метод випробування, на підставі якого корозійна активність ґрунтів визначається за втратою маси сталевих зразків.

Уточнюючі інтегральні показники для визначення ділянок газопроводів, що виводяться в ремонт

З метою проведення аналізу корозійного стану та вивчення динаміки зростання корозійних дефектів на діючому магістральному газопроводі діаметром 1420 мм, розглянуто результати діагностики його технічного стану. Одним із ключових напрямів діагностики є ВТД, яка в даний час є найбільш оперативним та інформативним методом діагностики магістральних газопроводів.

У таблиці 3.1 наводяться загальні критерії виділення ділянок магістральних газопроводів високої, підвищеної та помірної корозійної небезпеки за глибиною корозії. Згідно з ділянками з високою корозійною небезпекою (ВКО) відносять ділянки зі швидкістю корозії понад 0,3 мм/рік та глибиною понад 15% від товщини стінки труби.

Критерії оцінки по глибині корозійних уражень (у відсотках від товщини стінки) застосовують до трубопроводів з періодом експлуатації, що наближається до 30% терміну служби амортизації (11 років і більше).

Необхідною та достатньою умовою для віднесення будь-якої ділянки магістральних газопроводів до одного з трьох ступенів корозійної небезпеки є відповідність хоча б одному із трьох зазначених критеріїв.

Згідно з зонами підвищеної корозійної небезпеки відносяться ділянки магістральних трубопроводів діаметром понад 1000 мм на яких слід застосовувати посилений тип захисних покриттів.

За результатами пропуску снарядів-дефектоскопів оцінюють інтегральний показник корозійного стану ділянок магістральних газопроводів за густиною корозійних дефектів sкд.

Інтегральний показник густини корозійних дефектів не враховує нерівномірність їх розподілу по довжині газопроводу і може застосовуватися тільки для попередньої оцінки корозійного стану магістральних газопроводів з обов'язковим зазначенням сумарної протяжності ділянок (км), за якими він розраховується.

Тому після визначення інтегрального показника корозійного стану магістрального газопроводу виконується диференційований аналіз ділянок магістрального газопроводу за глибиною та інтенсивністю корозійних пошкоджень:

Оцінюється характер розподілу корозійних дефектів довжиною газопроводу;

Виділяються ділянки ВКО та ПКО (корозійної небезпеки);

Визначаються показники інтенсивності корозійних ушкоджень у межах ділянок ВКО та ПКО;

Для контрольованої ділянки газопроводу (від камери запуску до камери прийому снаряда-дефектоскопа) розраховується коефіцієнт нерівномірності щільності корозійних пошкоджень bн, який дорівнює

відношенню сумарної довжини неушкоджених корозією ділянок до сумарної довжини ділянок, що мають пошкодження (каверни та тріщини), зареєстровані внутрішньотрубним дефектоскопом:

Більш точно відбиває ступінь корозійної небезпеки (охоплення) коефіцієнт дефектності труб Кд.

Так як розміри труб відомі, то визначені лінійні параметри дефектних ділянок. При відомій кількості дефектних труб з'являється можливість планувати їх заміну при капітальному ремонті(переізоляції) ділянки. У нафтопровідному транспорті, наприклад, в АК «ТРАНСНАФТА» для визначення корозійного стану ділянок трубопроводів використовують «Методику проведення факторного аналізу корозійних пошкоджень магістральних нафтопроводів за даними внутрішньотрубної діагностики та вироблення рекомендацій щодо її запобігання», яка також базується на положенні про зміну швидкості розвитку корозій в часі . У основу факторного аналізу покладено метод поділу системи магістральних нафтопроводів на ділянки (кластери), котрим зберігається сталість основних чинників, визначальних розвиток корозійних ушкоджень, а кінетика розвитку корозійних ушкоджень у часі описується регресійними рівняннями – характерними залежностями. За отриманими характеристичними залежностями здійснюється прогноз глибини корозійних пошкоджень для випадку одноразового та повторного обстеження внутрішньотрубними приладами ділянки трубопроводу.

Для аналізу корозійного стану були розглянуті паралельні ділянки (1843 – 1914 км) газопроводів Уренгой-Петровськ та Уренгой-Новопсков, що перебувають на виході з КС «Полянська», «гаряча ділянка», піддані активному та тривалому корозійному впливу.

Це потенційно найнебезпечніша ділянка в масштабах ТОВ «Газпром трансгаз Уфа», де з 1998 по 2003 роки на ділянці сталося 6 аварій через КРН (5 аварій на газопроводі Уренгой-Петровськ, 1 аварія на газопроводі Уренгой-Новопськ). Після чотирьох аварій 1998 року було проведено обстеження у протяжних шурфах дванадцяти ділянок газопроводу Уренгой-Петровськ (1844-1857 км), розташованих у ярах та балках. Під час обстеження було виявлено 744 вогнища КРН, зокрема глибиною до 7,5 мм. З метою усунення вогнищ КРН було замінено 700 м трубопроводів. Аналогічна робота була проведена в 2000 році на газопроводі Уренгой-Новопсков, при цьому було виявлено 204 вогнища КРН.

Ділянки зі стрес-корозійними дефектами не класифікуються у нормативній літературі на критерії високої чи підвищеної категорії корозійної небезпеки. Але, з урахуванням вищевикладеного, ділянка в коридорі газопроводів 1843-1914 км за складом ґрунтів може бути віднесена до корозійно-активного.

Незважаючи на вжиті заходи, у 2003 році на газопроводі Уренгой-Петровськ, на ділянці, що розглядається, сталися ще 2 аварії через КРН. З 2003 року діагностику технічного стану в газотранспортній галузі стали проводити снарядами нового покоління НВО «Спецнафтогаз», які за першої внутрішньотрубної дефектоскопії виявили 22 ділянки з дефектами КРН, при цьому максимальна глибина окремих тріщин досягала половини товщини стінки труби. Відповідно до «Правил експлуатації магістральних газопроводів» внутрішньотрубну дефектоскопію рекомендується проводити в середньому один раз на 5 років. Однак, враховуючи особливі обставини (аварії через КРН, значну кількість виявлених ділянок з дефектами КРН), ТОВ «Газпром трансгаз Уфа» з метою відстеження та запобігання розвитку стрес-корозійних дефектів, у короткий період з 2003р. по 2005 р. провело другий пропуск внутрішньотрубного дефектоскопа.

Комплексне обстеження корозійного стану діючих магістральних газонафтопроводів та систем їх електрохімічного захисту проведено з метою визначення залежності наявності корозійних та стрес-корозійних ушкоджень на зовнішній КЗП від режимів роботи засобів ЕХЗ, виявлення та усунення причин виникнення та зростання корозійних та стрес-корозійних ушкоджень. Дійсно, магістральні газонафтопроводи за мерс їх експлуатації практично не зазнають морального зношування. Надійність їх експлуатації визначається в основному ступенем корозійного та стрес-корозійного зносу. Якщо розглянути динаміку аварійності газопроводів за період з 1995 по 2003 рр., то стає очевидним, що йде процес наростання аварійності в часі через утворення на КЗП корозійних та стрес-корозійних дефектів.

Мал. 5.1.

При розгляді динаміки усунення особливо небезпечних дефектів на магістральних газопроводах, що діють, стає очевидно, що в процесі експлуатації йде наростання особливо небезпечних дефектів, що вимагають першочергового ремонту, викликаних зовнішньою корозією і стрес-корозійними тріщинами (рис. 5.1). З представленого на рис. 5.1 графіка видно, що майже всі усунені особливо небезпечні дефекти мають корозійну чи стрссс-корозійну природу. Всі ці дефекти виявлені на зовнішній поверхні, що катодно-захищається.

Результати комплексних обстежень протикорозійного захисту газонафтопроводів (наявність корозійних виразок та стрес-корозійних тріщин, адгезія та суцільність ізоляційного покриття, ступінь електрохімічного захисту) свідчать про те, що вирішення проблеми протикорозійного захисту магістральних газонафтопроводів за допомогою ізоляційних покриттів. Прямим підтвердженням є результати внутрішньотрубної діагностики. За даними внутрішньотрубної діагностики, на окремих ділянках магістральних нафтогазопроводів із терміном експлуатації понад 30 років частка дефектів зовнішня корозія(У тому числі стрес-корозія) досягає 80% від загальної кількості виявлених дефектів.

Якість ізоляції магістральних газонафтопроводів характеризується величиною перехідного опору, що визначається на основі параметрів електрохімічного захисту. Одним із основних параметрів електрохімічного захисту трубопроводів, що характеризує якість ізоляційного покриття, є величина струму катодного захисту. Дані з експлуатації коштів ЭХЗ свідчать, що величина захисного струму СКЗ на лінійної частини Д у 1220 мм за 30 років експлуатації внаслідок старіння ізоляції зросла майже 5 раз. Витрата струму для забезпечення електрохімічного захисту 1 км нафтопроводу в галузі захисних потенціалів 1,2...2,1 по м. с. е. зріс з 1,2 до 5,2 А/км, що свідчить про пропорційне зменшення перехідного опору нафтопроводу. Перехідний опір ізоляції після закінчення 30 років експлуатації газонафтопроводів має той самий порядок (2,6-10 3 Ом - м 2 ) по всій довжині, крім ділянок, де виконано капремонт газонафтопроводів із заміною ізоляції, у той час як кількість корозійних і стрссс - корозійних пошкоджень на зовнішній катодно-захищається поверхні змінюється у значних межах - від 0 до 80 % від загальної кількості виявлених за допомогою внутрішньотрубної дефектоскопії дефектів, які локалізуються як на стиках захисних зон, гак і поблизу точок дренажу СКЗ у низинах та на заболочених . Ґрунтові води заболочених територій центральної частини Західного Сибіру відрізняються слабкою мінералізацією (0,04 % за масою) і, як наслідок, високим омічним опором (60...100 Ом). Крім цього, болотні ґрунти відрізняються кислою реакцією. Величина pH болотних вод досягає 4. Високий омічний опір і кислотність болотного електроліту є найважливішими факторами, що впливають на швидкість корозії газонсфтспроводів та ефективність їх електрохімічного захисту. Привертає увагу той факт, що в порових розчинах болотних ґрунтів вміст сірководню досягає 0,16 мг/л, що на порядок вище, ніж у звичайних ґрунтах і проточних водоймах. Сірководень, як свідчать дані обстежень, також впливає на корозійний стан газонафтопроводів. На протікання сірководневої корозії за рахунок діяльності сульфатвоссганавливающих бактерій (СВБ) вказує, наприклад, той факт, що за інших однакових умов максимальна глибина проникнення зовнішньої корозії в наскрізних дефектах ізоляції газонафтопроводів у застійних болотах більше такої в проточних водоймах0, з одного боку, і практично повсюдно стрссс-корозіопні тріщини на зовнішній КЗП виявляються також у застійних болотах з підвищеним вмістом H 2 S - з іншого. Згідно сучасним уявленняммолекулярний сірководень стимулює надорожчання сталей Електровідновлення H 2 S на КЗП трубопроводу протікає але реакцій H,S + 2-»2Н алс + S a ~ c і H,S + в-^ Н адс + HS” ac , що підвищує ступінь заповнення хемосорбірованного шару атомарним воднем у ц, що дифундують у структуру трубної сталі. Ефективним стимулятором надорожчання є і вуглекислий газ: НС0 3 +е-> 2Н адс + С0 3 ". Проблема корозійного та

стрссс-корозійного руйнування нафтогазорівників на заболочених ділянках траси досі не має вичерпного пояснення і залишається актуальною. Результати корозійного обстеження магістральних газонафтопроводів на заболочених ділянках показали, що практично вся зовнішня поверхня як на нафтопроводах, так і на газопроводах в дефектах ізоляції і під ізоляцією, що відшарувалася, покрита бурими (що нагадують алюмінієву пудру) відкладеннями. Корозійні виразки з максимальною глибиною локалізовані у наскрізних ушкодженнях ізоляції. Геометричні параметри корозійних пошкоджень точно відповідають геометрії наскрізних пошкоджень ізоляції. Під ізоляцією, що відшарувалася, в зоні контакту стінки труби з грунтовою вологою, виявляються сліди корозії без видимих ​​корозійних виразок зі слідами стрес-корозійних тріщин.

Експериментально на зразках із трубної сталі, встановлених біля стінки магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм (у верхній, бічній та нижній його утворюючій), визначено, що у ґрунтах тайгово-болотного регіону центральної частини Західного Сибіру швидкість корозії зразків без катодного захисту у наскрізних дефектах ізоляції досягає 0,084 мм/рік. Під захисним потенціалом (з омічною складовою) мінус 1,2 В по м. с. е., коли щільність струму катодного захисту перевищує щільність граничного струму кисню в 8... 12 разів, залишкова швидкість корозії нс перевищує 0,007 мм/год. Така залишкова швидкість корозії згідно з десятибальною шкалою корозійної стійкості відповідає корозійному стану. дуже стійкета для магістральних газонафтопроводів допустима. Ступінь електрохімічного захисту при цьому становить:

При комплексному обстеженні корозійного стану зовнішньої катодно-захищаючої поверхні газонафтопроводів у шурфах у наскрізних дефектах ізоляції виявляються корозійні виразки глибиною 0,5...1,5 мм. Неважко розрахувати час, протягом якого електрохімічний захист не забезпечував придушення швидкості ґрунтової корозії до допустимих значень, відповідних дуже стійкомукорозійного стану газонафтопроводів:

при глибині проникнення корозії 0,5 мм; при глибині проникнення корозії 1,5 мм.

Це за 36 років експлуатації. Причина зниження ефективності електрохімічного захисту газонафтопроводів від корозії пов'язана зі зменшенням перехідного опору ізоляції, появою в ізоляції наскрізних дефектів і, як результат, зниженням щільності струму катодного захисту на стиках захисних зон СКЗ до значень, що не досягають значень щільності граничного струму по кислому. ґрунтової корозії до допустимих значень, хоча величини захисних потенціалів, виміряних з омічною складовою, відповідають нормативу. Важливим резервом, що дозволяє знизити швидкість корозійного руйнування газонафтопроводів, є своєчасне виявлення ділянок недозахисту, коли Л 1 1 Лр

Кореляція дефектів зовнішньої корозії нафтопроводу з тривалістю відключень на вздовж трасових ПЛ свідчать про те, що саме при відключеннях вздовж трасових В Л і простоях СКЗ протікає виразкова корозія в наскрізних дефектах ізоляції, швидкість якої досягає 0,084 мм/год.

Мал. 5.2.

У ході проведення комплексного обстеження систем електрохімічного захисту магістральних газонафтопроводів було встановлено, що в галузі потенціалів катодного захисту 1,5...3,5 по м. с. е. (з омічною складовою) щільність струму катодного захисту j aперевищує щільність граничного струму кисню jу 20... 100 разів і більше. Причому при тих самих потенціалах катодного захисту щільність струму залежно від типу грунту (пісок, торф, глина) значно відрізняється, майже 3...7 раз. У польових умовах залежно від типу ґрунту та глибини укладання трубопроводу (глибини занурення корозійно-індикаторного зонда) щільність граничного струму по кисню, виміряна на робочому електроді зі сталі 17ГС діаметром 3,0 мм, змінювалася в межах 0,08...0, 43 А/м", а щільність струму катодного захисту при потенціалах з омічної складової від

1,5...3,5 по м. с. е., виміряна цьому ж електроді, досягала значень 8... 12 А/м 2 , що викликає інтенсивне виділення водню на зовнішній поверхні трубопроводу. Частина адатомів водню за цих режимів катодного захисту перетворюється на приповерхневі шари стінки трубопроводу, нанодорожівая її. На підвищений вміст водню у зразках, вирізаних із трубопроводів, схильних до стрес-корозійного руйнування вказується в роботах вітчизняних та зарубіжних авторів. Розчинений у сталі водень надає розміцнювальну дію, що в результаті призводить до водневої втоми та появи стрес-корозійних тріщин на КЗП підземних сталевих трубопроводів. Проблема водневої втоми трубних сталей (клас міцності Х42-Х70) Останніми рокамиприваблює особливу увагудослідників у зв'язку з аваріями, що почастішали, на магістральних газопроводах. Воднева втома при робочому тиску, що циклічно змінюється, в трубопроводі спостерігається практично в чистому вигляді при катодному перезахисті, коли j KZ /j >10.

Коли щільність струму катодного захисту досягає значень густини граничного струму по кисню (або незначно, не більше ніж у 3...5 разів, перевищує се), залишкова швидкість корозії нс перевищує 0,003...0,007 мм/рік. Істотне перевищення (понад 10 разів) j K tнад jдо подальшого придушення корозійного процесу практично не призводить, але призводить до нанодорожування стінки трубопроводу, що викликає появу стрес-корозійних тріщин на КЗП. Поява водневої крихкості при циклічній зміні робочого тиску в трубопроводі є водневою втомою. Воднева втома трубопроводів проявляється за умови, коли концентрація катодного водню в стінці трубопроводу не зменшується нижче за деякий мінімальний рівень. Якщо ж десорбція водню зі стінки труби відбувається швидше, ніж розвиток втомного процесу, коли у кз перевищує / пр не більше ніж у 3...5 разів, воднева втома

не спостерігається. На рис. 5.3 наведено результати вимірювання щільності струму водневих датчиків при включеній (1) та вимкненій (2) СКЗ на трубопроводі «Грязівець».

Мал. 5.3.

та відключеної (2) СКЗ на КП I; 3 - потенціал катодного захисту при включеній СКЗ - (а) та залежність струмів водневих датчиків від потенціалу труби при включеній та викзюченій СКЗ на КП 1 - (б)

Потенціал катодного захисту в період вимірювань перебував в інтервалі мінус 1,6...1,9 по м. с. е. Хід результатів трасових електровимірювань, представлених на рис. 5.3 а свідчить про те, що максимальна щільність потоку водню в стінку труби при включеній СКЗ становила 6... 10 мкА/см 2 . На рис. 5.3, бпредставлені області зміни струмів водневих датчиків та потенціалів катодного захисту при включених та вимкнених СКЗ.

Автори роботи зазначають, що потенціал трубопроводу при вимкненій СКЗ не знижувався нижче за мінус 0,9... 1,0 В за м. с. е., що обумовлено впливом суміжних СКЗ. При цьому щільності струмів водневих датчиків при включеній та вимкненій СКЗ різняться в

2...3 рази. На рис. 5.4 представлені криві зміни струмів водневих датчиків та потенціалів катодного захисту на КП 08 Краснотуринського вузла.

Хід експериментальних досліджень, передбачуваних на рис. 5.4 свідчить про те, що максимальна щільність потоку водню в стінку труби не перевищувала 12... 13 мкА/см 2 . Вимірювані потенціали катодного захисту лежали в інтервалі від мінус 2,5...3,5 по м. с. е. Вище було показано, що обсяг водню, що виділяється на КЗП, залежить від величини безрозмірного критерію j Kз/в пр. У зв'язку з цим інтерес представляє зіставлення результатів внутрішньотрубної діагностики діючих магістральних нафтогазопроводів з режимами катодного захисту.

Мал. 5.4.

У табл. 5.1 представлено зіставлення результатів внутрішньотрубної діагностики з результатами комплексного обстеження систем ехз діючих нафтогазопроводів центральної частини Західного Сибіру. Результати електрохімічних вимірювань на лінійній частині нафтогазопроводів, що діють, свідчать про те, що в різних грунтах при одних і тих же значеннях виміряного потенціалу щільності струмів катодного захисту змінюються в широких межах, що викликає необхідність при виборі та регулюванні захисних потенціалів підземних трубопроводів додатково контролювати щільність струму катод в порівнянні з щільністю граничного струму кисню. Додаткові електрохімічні вимірювання на трасі діючих магістральних газонафтопроводів дозволять запобігти або звести до мінімуму утворення високої локальної напруги в стінці трубопроводів, викликаних молізацією водню (з високою фігутивною г'ю). Підвищення рівня локальної напруги в стінці трубопроводу пов'язане зі зміною тривісності напруженого стану в локальних областях, збагачених катодним воднем, де формуються мікротріщини, провісники стрес-корозійних тріщин на зовнішній КЗП.

Зіставлення результатів упутритрубної діагностики з результатами комплексного обстеження систем

електрохімічного захисту діючих газонафтопроводів центральної частини Західного Сибіру

Дистанція,		Розподіл захисного потенціалу (0WB) (Лиц.А/м 2)		Значення критерію jк.з ^ Jxvp	експлуатації, мм	густина дефектів втрата метану,	густина дефектів розшарування,
Лілейна частина магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм

Дистанція,	Щільність граничного струму киснем (ЛрХА/м 2	Розподіл захисного потенціалу та щільності струму катодного захисту (Лащ>А/м 2)		Значення критерію Ук.з ^ Упр	Максимальна глибина проникнення корозії за період експлуатації, мм	густина дефектів втрата металу,	Щільність дефектів розшарування, Шт/км	Сумарна тривалість простою СКЗ за весь період експлуатації (за даними експлуатуючої організації), сут

Аналіз результатів, поданих у табл. 5.1 з урахуванням тривалості простою СКЗ свідчить про зворотну пропорційну залежність між щільністю корозійних дефектів та величиною безрозмірного критерію j Kз/ j, у тому числі, коли це ставлення було рівне

нулю. Дійсно, максимальна щільність дефектів зовнішня корозіяспостерігається на дільницях, де тривалість простою засобів електрохімічного захисту (за даними експлуатуючих організацій) перевищувала нормативні значення. З іншого боку, максимальна щільність дефектів типу розшаруванняспостерігається на болотистих заплавних ділянках траси, де тривалість простою засобів ЕХЗ не перевищувала нормативних значень. Аналіз режимів роботи СКЗ на ділянках з мінімальною тривалістю їх простою на тлі великого розкиду даних свідчить про практично пропорційну залежність між щільністю дефектів типу розшаруваннята критерієм j K 3 //, коли щільність струму катодного захисту перевищувала щільність граничного струму по кисню в десять і більше разів протягом тривалого періоду експлуатації (при мінімальній тривалості простою СКЗ). Проведений аналіз режимів катодного захисту в порівнянні з корозійними та стрес-корозійними дефектами на КЗП підтверджує раніше зроблені висновки про те, що ставлення j K 3 / j npможе бути безрозмірним критерієм для контролю залишкової швидкості корозії трубопроводу при різних потенціалах катодного захисту, з одного боку, з метою недопущення утворення на КЗП дефектів зовнішня корозіяі для визначення інтенсивності електролітичного надорожчання стінки трубопроводу - з іншого, з метою виключення утворення та зростання дефектів типу розшаруванняпоблизу катодно-захищається поверхні.

Дані таблиці. 5.1 свідчать, що максимальна тривалість простою практично всіх СКЗ за період експлуатації магістральних нафтогазопроводів, за 36 років, становила загалом 536 діб (майже 1,5 року). За даними експлуатуючих організацій за рік простий СКЗ у середньому становив 16,7 діб, за квартал – 4,18 діб. Ця тривалість простою СКЗ на лінійній частині нафтогазопроводів, що обстежуються, практично відповідає вимогам нормативно-технічних документів (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).

У табл. 6.2 представлені результати вимірювання відношення щільності струму катодного захисту до щільності граничного струму по кисню у верхній утворює магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм. Розрахунок залишкової швидкості корозії трубопроводу за заданих потенціалів катодного захисту визначено за формулою 4.2. Наведені у табл. 5.1 та 5.2 дані свідчать про те, що за весь період експлуатації магістрального нафтопроводу з урахуванням простою засобів електрохімзахисту

(за даними експлуатуючої організації) максимальна глибина проникнення корозії на зовнішній КЗП має перевищувати 0,12...0,945 мм. Дійсно, щільність граничного струму киснем на рівні укладання обстежуваних ділянок нафтогазопроводів змінювалася в межах від 0,08 А/м 2 до 0,315 А/м 2 . Навіть із максимальним значенням щільності граничного струму по кисню 0,315 А/м 2 максимальна глибина проникнення корозії за 36 років експлуатації при плановому простої СКЗ 1,15 не перевищить 0,3623 мм. Це 3,022% від номінальної товщини стінки трубопроводу. Проте практично ми бачимо іншу картину. У табл. 5.1 представлені результати внут- ритрубної діагностики ділянки магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм після закінчення його експлуатації протягом 36 років. Результати внутрішньо-трубної діагностики свідчать про те, що максимальне корозійне зношування стінки трубопроводу перевищило 15% від номінальної товщини стінки труби. Максимальна глибина проникнення корозії сягала 2,0 мм. Це означає, що тривалість простою коштів ЕХЗ відповідає вимогам ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.

Проведені електрометричні виміри, подані у табл. 5.2 свідчать про те, що при заданому режимі катодного захисту залишкова швидкість корозії не перевищувала 0,006...0,008 мм/рік. Така залишкова швидкість корозії згідно з десятибальною шкалою корозійної стійкості відповідає корозійному стану. корозійно-стійкеі для магістральних нафтогазопроводів допустима. Его означає, що за 36 років експлуатації трубопроводу з урахуванням відомостей про просте засобів ЕХЗ за даними експлуатуючої організації глибина проникнення корозії не перевищила б 0,6411 мм. Справді, за період планових простоїв засобів ЕХЗ (1,15 років) глибина проникнення корозії становила 0,3623 мм. За період роботи засобів ЕХЗ (34,85 років) глибина проникнення корозії становила 0,2788 мм. Сумарна глибина проникнення корозії на КЗП становила б 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результати внутрішньотрубної діагностики свідчать про те, що максимальна реальна глибина проникнення корозії за 36 років експлуатації на обстежуваній ділянці магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм склала 1,97 мм. На основі наявних даних неважко розрахувати час, протягом якого електрохімічний захист нс забезпечувала придушення швидкості ґрунтової корозії до допустимих значень: Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 років. Тривалість простою засобів ЕХЗ на магістральному газопроводі Д у 1020 мм, що проходить в одному технічному коридорі, на якому в заплаві нар. Оби були виявлені стрес-корозійні тріщини, що збігаються з тривалістю простою СКЗ на магістральному нафтопроводі, оскільки СКЗ газопроводу та нафтопроводу запитані від однієї вздовж трасової ПЛ.

У табл. 5.3 представлені результати визначення реального часу простою СКЗ протягом усього періоду експлуатації (36 років) магістральних нафтогазопроводів на основі електрометричних вимірів.

Таблиця 5.2

Розподіл залишкової швидкості корозії на ділянках діючих газонафтопроводів центральної частини Західного Сибіру

Таблиця 5.3

Результати визначення істинного часу простою СКЗ протягом усього періоду експлуатації (36 років) магістральних газонафтопроводів на основі електрометричних вимірів

Дистанція,	Максимально можлива швидкість корозії трубопроводу без КЗ, мм/рік	Залишкова швидкість корозії трубопроводу при заданому режимі КЗ, мм/рік	Максимальна глибина проникнення корозії на поверхні, що катодно-захищається, мм	Реальне
Лінійна частина магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм
Лінійна частина магістрального газопроводу Д у 1020 мм

Аналіз результатів, поданих у табл. 5.3 свідчить про те, що реальний час простою засобів електрохімзахисту суттєво перевищує нормативне значення, що є причиною інтенсивного корозійного зношування стінки трубопроводу із зовнішньої, катодно-захищаючої строни.

 

Можливо, буде корисно почитати:

• Сир філадельфія Домашні рецепти сиру «Філадельфія»;
• Ворожіння на кавовій гущі значення півень;
• Кулемети Росії Калашніков - провідний післявоєнний розробник ссср;
• Гени мітохондріальної днк;
• Сумісність Риб і Риб: безкорислива любов чи нестабільні відносини Сумісність по гороскопу риби немов;
• Як повернути коханого чоловіка без спілкування - перевірені змови сильних відунів Як повернути людину до себе;
• Сколеціфобія та боротьба з нею;
• Експерти висловилися за продовження роботи МКС;