Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Взаимодействие магистральных газопроводов и окружающей среды при длительной эксплуатации в условиях крайнего севера 9
1.1. Основные опасности аварий на магистральных газопроводах 9
1.2. Основные виды коррозии. Влияние коррозии на подземные МГ 13
1.3. Виды коррозионных разрушений 15
1.4. Особенности коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) 19
1.5. Механизмы стресс-коррозии магистральных газопроводов 22
1.5.1. Механизм стресс-коррозии магистральных газопроводов при высоком рН 23
1.5.2. Механизм стресс-коррозии магистральных газопроводов при рН близком к нейтральному 24
1.6. Основные положения защиты от коррозии подземных МГ 26
1.7. Основные требования к системам противокоррозионной защиты 28
Выводы к главе 1 31
ГЛАВА 2 Методы и средства диагностики МГ 32
2.1. Метод электрометрических измерений. Виды электрометрической диагностики 33
2.1.1. Приемочное обследование 36
2.1.2.Повторное обследование 36
2.1.3. Комплексное обследование 37
2.2. Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали 37
2.3. Методология оценки коррозионного состояния МГ по данным ВТД...41
2.3.1.Критерии оценки коррозионной опасности участков магистрального газопровода 41
2.3.2. Принципы выделения коррозионно-опасных участков МГ по результатам ВТД 44
2.3.3. Методика уточнения границ участков ВКО и ПКО по критериям глубины и интенсивности коррозионных поражений 49
ГЛАВА 3 Комплексный анализ коррозионного состояния участка мг на основе сопоставления данных втд и электрометрических измерений с ранжировкой участков по коррозионной опасности и определение первоочередности ремонта участков 52
3.1. Назначение методики 52
3.1.1. Сущность методов 53
3.1.2. Исходные материалы 54
3.1.3.Обработка и анализ данных 60
3.2. Оценка аварийности участка МГ 60
3.3. Анализ опасности участков ВКО и ПЕСО 62
3.3.1. Оценка дефектности изоляционного покрытия 62
3.3.2. Оценка эффективности ЭХЗ 63
3.3.3. Оценка коррозионной активности грунтов 64
3.3.4. Оценка фактической плотности коррозионных дефектов 65
3.3.5. Максимальная скорость коррозии 66
3.4. Принципы назначения участков газопроводов к переизоляции 67
3.5. Анализ полученных данных по участку МГ «Вуктыл-Ухта» 37-167 км по результатам внутритрубной дефектоскопии 69
3.6. Сопоставление данных и комплексный анализ коррозионного состояния участка по данным электрометрии и ВТД с назначение участков к переизоляции 76
3.7. Результаты реализации программы переизоляции 80
ГЛАВА 4 Исследование коррозионной активности почвогрунтов околотрубного пространства магистральных трубопроводов 84
4.1. Факторы коррозионной активности почвогрунтов околотрубного пространства магистрального газопровода 85
4.1.1. Физико-химические факторы 85
4.1.2. Биологические факторы 89
4.1.2.1. Сульфатвосстанавливающие бактерии 91
4.1.2.2. Аэробные гетеротрофные бактерии (сапрофиты) 93
4.1.2.3. Другие микроорганизмы 95
4.1.2.4. Роль биопленок в коррозионных процессах 96
4.2. Биоповреждения изоляционных покрытий магистральных трубопроводов 98
4.2.1. Участие различных микроорганизмов в биоповреждении изоляционных покрытий 98
4.2.2. Методы исследования биоповреждений и биостойкости изоляционных покрытий 100
4.3. Методы оценки коррозионной агрессивности грунтов околотрубного пространства в лабораторных и полевых условиях ; 101
4.3.1. Химические и физико-химические методы 101
4.3.2. Микробиологические методы 102
4.4. Возможности химико-микробиологическои диагностики потенциально опасных в отношении крн участков магистральных: газопроводов 105
Выводы к главе 4 107
ГЛАВА 5 Ранжирование участков трассы магистральных газопроводов по коррозионной активности грунтов 108
5.1. Этапы исследования коррозионной активности грунта 108
5.2. Подготовка к натурным исследованиям 112
5.3. Порядок проведения натурных исследований 115
5.4. Лабораторные испытания грунтов и оформление результатов 119
5.5. Исследование коррозионной активности среды грунта околотрубного пространства участков трассы исследуемого газопровода 122
Выводы 141
Библиографический список: 142
- Основные виды коррозии. Влияние коррозии на подземные МГ
- Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали
- Оценка аварийности участка МГ
- Биоповреждения изоляционных покрытий магистральных трубопроводов
Введение к работе
Актуальность проблемы. В последние десятилетия экологическая безопасность становится доминантой обеспечения национальной безопасности РФ в целом. В трубопроводном транспорте научные разработки и техническая политика были нацелены на повышение эффективности, снижение материалоемкости и энергоемкости, повышение производительности труда и других составляющих прогресса без прямого учета риска возникновения аварий и катастроф. Таким образом, анализ аварий на магистральных газопроводах (МГ) и выявление причин аварий, особенно в условиях Крайнего Севера, а также разработка комплекса превентивных мероприятий являются актуальными и перспективными направлениями в области обеспечения экологической безопасности магистрального транспорта газа.
Актуальность исследования причин аварий на МГ и их предотвращение состоит в том, что они существенно влияют на экономические показатели отрасли и экологическую безопасность РФ. Основными причинами крупных аварий и катастроф, прошедших за последние годы в газотранспортной системы, остаются:
несоответствующий мировым стандартам безопасности технический уровень и качество оборудования, строительно-монтажных работ, ремонтных работ и эксплуатации МГ;
недопустимо высокий уровень износа основных производственных фондов;
коррозионные процессы (взаимодействие грунта с металлом трубы МГ).
Одним из приоритетных направлений улучшения экологической ситуации в РФ за счет предотвращения аварийных ситуаций является всестороннее изучение факторов, влияющих на безопасность магистральных газопроводов, особенно изучение такой системы как «грунт - МГ». Эти исследования имеют большое практическое и экологическое значение. Так, нарушение изоляционного покрытия и взаимодействие изоляционного покрытия с
почвенной средой приводит к ускоренному развитию коррозионных процессов на МГ, а, следовательно, повышается вероятность наступления аварийных ситуаций при эксплуатации МГ и загрязнения окружающей среды. Разработка современной стратегии борьбы с коррозией является, таким образом, не только экономической, но и экологической необходимостью.
Целью работы является разработка мероприятий по снижению негативного воздействия на окружающую среду на объектах магистрального транспорта газа в условиях Крайнего Севера, которая актуальна для обеспечения экологической безопасности районов Крайнего Севера.
Для решения поставленной цели определены следующие задачи:
оценить аварийность магистрального транспорта газа, а также выявить основные причины возникновения аварий в условиях Крайнего Севера;
выявить зависимость «грунт - коррозионные процессы - аварийность» на исследуемом участке МГ;
изучить коррозионное состояние участка магистрального газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии и электрометрическим измерениям;
усовершенствовать методику трассовых и лабораторных исследований коррозионной активности грунта в зоне прокладки магистральных газопроводах в условиях Крайнего Севера;
проанализировать снижение негативного воздействия на окружающую среду при проведении превентивных мероприятий на магистральном транспорте газа в условиях Крайнего Севера.
Научная новизна
Выявлены и ранжированы факторы, наиболее сильно влияющие на скорость коррозионных процессов в условиях Крайнего Севера, такие как, состояние грунта, аэрация, влажность и удельное электрическое сопротивление.
Впервые установлено, что высокоомный грунт при низкой аэрации и высокой влажности грунта, а также при неоднородной структуре грунта ус-
коряет коррозионные процессы, что приводит к повышению количества аварийных ситуаций при магистральном транспорте газа в условиях Крайнего Севера, а, следовательно, и повышает выбросы метана (при авариях без возгорания) и оксидов углерода (при авариях с возгоранием), которые негативно влияют на состояние окружающей среды в районах Крайнего Севера.
Предложено ввести в методику определения участков трассы магистральных газопроводов по коррозионной активности на основе полевых и лабораторных исследований грунтов коэффициент, учитывающий микробиологическую активность грунта К. Практическая ценность работы
Впервые было проведено исследование коррозионного состояния магистральных газопроводов в зависимости от коррозионной агрессивности физико-химических и биологических характеристик грунта в зоне прокладки магистральных газопроводов в условиях Крайнего Севера.
Выполнена ранжировка участков МГ по коррозионной опасности и определение первоочередности ремонта участков с 124 по 167 км трассы МГ Вуктыл - Ухта на основе сопоставления данных ВТД и электрометрических измерений.
Проведено детальное обследование почвогрунтов на выбранном участке МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта», который проложен в условиях Крайнего Севера.
Для определения коррозионно-опасных участков МГ была применена методика, базирующая на оптимальном подборе показателей коррозионной активности грунта и позволяющая провести анализ по коррозионной опасности протяженных участков МГ. Предлагаемая методика применима для оценки коррозионного состояния МГ не только в условиях Крайнего Севера, но и в других регионах.
Предложена классификация и балльность грунтов по степени микробиологической активности грунта для районов Крайнего Севера.
Даны рекомендации ООО «Газпром трансгаз Ухта» по проведению микробиологического анализа почв и введению коэффициента, учитывающего микробиологическую активность грунта К для более масштабной картины коррозионных процессов на магистральных газопроводах.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на секции «Экология и ресурсосбережение на объектах нефтегазового комплекса» на научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» (Москва, 2004), на экологическом форуме «Человек. Природа. Наука. Техника» (Казань, 2005).
Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 4 опубликованных работах, в том числе в 2 статьях, в 2 тезисах докладов.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводов и приложений. Работа изложена на 154 страницах текста, 31 рисунках и 21 таблицах. Библиография насчитывает 141 наименования.
Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач выполнен комплекс исследований, включающих обработку и анализ статистических данных, теоретические и экспериментальные исследования с привлечением методов математической статистики, электрометрических измерений с использованием стандартных методик.
Основные виды коррозии. Влияние коррозии на подземные МГ
По характеру взаимодействия металла со средой различают два основных типа коррозии: химическую и электрохимическую.
Химическая коррозия происходит по законам кинетики химических реакций металла с окружающей газообразной или жидкой средой. При этом продукты коррозии образуются непосредственно на всем участке по- верхности металла, находящемся в контакте с агрессивной средой. С химическим механизмом протекают следующие виды коррозионных процессов:- газовая коррозия - окисление металла кислородом или другим газом при высокой температуре и полном отсутствии жидкостной пленки на поверхности металлического изделия (например, коррозия лопаток газовых турбин на компрессорных станциях газопроводов, дымогарных труб котельных установок, выхлопных коллекторов,двигателей внутреннего сгорания, образование окалины при нагреве и прокате металла);- коррозия в неэлектролитах - разрушение металла в жидких или газообразных агрессивных средах, обладающих малой электропроводностью (например, коррозия стали в бензине, бензоле, при контакте с серой при температуре свыше 200 С, коррозия внутренней поверхности трубопроводов и аппаратуры при перекачке высокосернистых сортов нефти).
Электрохимическая коррозия - это окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока. При этом взаимодействие металла с окружающей средой характеризуется анодным и катодным процессами, протекающими на различных участках поверхности металла. Продукты коррозии образуются только на анодных участках. С электрохимическим механизмом протекают следующие виды коррозионных процессов:S коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток; в зависимости от вида электролита различают коррозию в морской или речной воде, растворах кислот, щелочей и солей (кислотная, щелочная и солевая виды коррозии); S почвенная коррозия - коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита; S электрокоррозия - коррозия металлического подземного сооружения, вызванная проникновением на сооружение токов утечки с рельсов электрифицированного транспорта или других промышленных электроустановок и сооружений; S атмосферная коррозия - коррозия металлов в атмосфере воздуха или всреде любого влажного газа; S биокоррозия - частный случай почвенной коррозии, протекающей под воздействием микроорганизмов, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, ускоряющие коррозионные процессы; S контактная коррозия - коррозия, вызванная электрическим контактомдвух металлов, имеющих различный электрохимический потенциал; S коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) — одновременное воздействие коррозионной среды и механических напряжений в металле.
Подземная коррозия магистральных трубопроводов - физико-химическое взаимодействие наружной поверхности стальной стенки трубы с грунтом (грунтовым электролитом), вызывающее коррозионное поражениеметалла и приводящее к потере трубопроводом прочностных и функциональных свойств.
Опыт эксплуатации трубопроводов показал, что, несмотря на меры по защите от коррозии, значительная часть разрывов магистральных газопроводов связана с коррозией наружной стенки трубы. Преждевременный выход из строя отдельных участков трубопроводов в результате подземной коррозии наносит большой материальный ущерб и требует больших затрат на поддержание остаточного ресурса и продление срока безаварийной эксплуатации подземных трубопроводов.
Подземные изолированные органическими покрытиями газопроводы эксплуатируются уложенными в траншею ниже уровня промерзания грунта в условиях непосредственного контакта с грунтом обратной засыпки. Процесс коррозии происходит на границе «металл-покрытие-грунт» в зоне взаимодействия атмосферы, литосферы, гидросферы, техносферы и биосферы. Поэтому степень коррозионной опасности определяется совокупностью изменяющихся во времени химических, физико-химических, микробиологических и техногенных факторов.
Основные трудности изучения коррозии МГ связаны с недетерминированностью коррозионной системы «металл-покрьттие-грунт» и высокой гетерогенностью каждого из трех компонентов, определяющих термодинамику и кинетику коррозионных процессов.
Неоднородность и избирательность коррозионного процесса определяется исходным состоянием металла, покрытия и грунта, а также результатом их взаимодействия в процессе эксплуатации газопровода [3].
Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется в глубь него. При этом изменяется внешний вид металла: на его поверхности образуются углубления (язвы, пятна), заполнен ные продуктами коррозии. По характеру коррозионного разрушения металлов различают следующие виды коррозии:» сплошная - коррозия по всей поверхности металлической конструкции, находящейся под воздействием коррозионной среды;S местная - коррозия на отдельных участках поверхности металлической конструкции.
Сплошная коррозия может быть равномерной - протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности металлической конструкции (например, коррозия углеродистой стали в растворах серной кислоты), и неравномерной - протекающей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали в морской воде).Местная коррозия может быть следующих видов:
Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали
Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали можно условно разделить на три основные группы: внутритрубные; «контактные», определяющие стресс-коррозионные трещины на расстоянии не бо лее 10 см от трубы; и дистанционные, диагностирующие наличие трещин бет открытия труб.
Внутритрубная диагностика обычно осуществляется с помощью специальных ультразвуковых снарядов дефектоскопов, таких как UltraScan CD (Pipetronix Ltd.), MARK II и III (British Gas Pic), Linalog (Tubescope) и т.д. Такие снаряды позволяют определить наличие трещин глубиной от 1.25- 2.0 мм и длиной свыше 30-50 мм [17,28]. При пропускании таких снарядов для их успешной работы требуется создание водных пробок впереди и позади прибора общей протяженностью около 2 км, что очень удорожает их использование [37].
В последние годы ведутся интенсивные исследования по разработке отечественных магнитных снарядов-дефектоскопов серии «КОД-4М» и «ДМТ-1» (МНПО «Спектр»), а также «Крот» (ДАО «Оргэнергогаз»), не требующих создания полных пробок и даже остановки газопровода при их запуске [38-40]. Однако пока точность определения трещим этими приборами невелика. Они также реагируют и на наличие пленок технологической окалины и продуктов коррозии, завышая показания глубины дефектов [37].
Кроме дороговизны, применение внутритрубных снарядов ограничивается использованием труб разных диаметров, сложной топографией газопроводов, отсутствием камер приема и впуска [12].
Группа «контактных» методов диагностики, или так называемых методов неразрушающего контроля, позволяет обнаружить стресс-коррозионные повреждения стали на наружной поверхности трубы при непосредственном контакте с ней или на расстоянии нескольких сантиметров. Эти методы используются при заводском контроле качества труб, при строительстве трубопроводов и обследовании труб при отрытии шурфов, что обычно влечет за собой прекращение эксплуатации газопровода.
При заводском контроле и контроле сварных швов при строительстве газопроводов обычно используется радиографический метод, основанный на «просвечивании» стенки трубы рентгеновским или у-излучением и прямомполучении изображения структуры стали на специальной пленке [41-43]. Метод позволяет получить объективную информацию, однако он трудоемок, малопроизводителен, дорогостоящ [44].
Широкое распространение в качестве метода неразрушающего контроля получила ультразвуковая дефектоскопия в совокупности с ультразвуковой толщинометрией и виброметрией [45]. Наиболее совершенные ультразвуковые установки, например «Скаруч» (МНТП «АЛТЕС л.т.д.), компактны, безопасны и дешевы, чем рентгеновские [46, 47]. Однако и они требуют снятия изоляции и тщательной очистки грубы.
Недавно был разработан вихретоковый дефектоскоп ВД-89НМ (МНПО «Спектр»), который помимо высоких эксплуатационных качеств (малый вес и автономное питание) позволяет обнаруживать дефекты, не нарушая изоляцию [48]. Однако приборы этой серии так же, как и магнитовихревые, реагируют не только на стресс-коррозионные дефекты, но и на пленки технической окалины и продукты коррозии, завышая показания по глубине дефектов [37]. При проведении полевых и лабораторных исследований очень полезным может быть применение магнитно-индукционных датчиков, которые закрепляются на трубе над трещиной, что позволяет отслеживать изменение ее размеров без отрытия трубы [49].
Наиболее наглядным способом определения наличия стресс-коррозионных трещин на поверхности стали, как в полевых условиях, так и в лаборатории, является магнитопорошковый [50]. Однако этот метод при однократном применении не дает возможности определить глубину трещин. Такую возможность дает только послойная магнитопорошковая дефектоскопия при последовательном снятии слоев толщиной до 0,5 мм [51].
Наименее разработаны дистанционные методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали. К ним можно отнести метод акустической эмиссии (АЭ) и бесконтактную магнитометрию. Преимуществом АЭ метода является то, что упругие колебания, излучаемые при образовании и развитии дефектов, распространяются в металле газопровода в виде волн на пряжения и могут быть зарегистрированы датчиками, размещенными на расстоянии до 100 м от источника АЭ без остановки перекачки газа [52]. К недостаткам метода можно отнести сложность интерпретации данных, что не всегда позволяет выявить все опасные дефекты [40]. Кроме того, при его применении требуется отрытие большого количества полнометражных шурфов, что сильно увеличивает стоимость обследования. Поэтому этот метод нельзя в полной мере отнести к дистанционным.
Недавно предложенный метод бесконтактной магнитометрии основан на исследовании распределения магнитного поля трубы [53]. Он позволяет по аномалиям в напряженности магнитного поля локализовать возможные очаги коррозионных и механических повреждений без отрытия шурфов. Однако пока данный метод не позволяет дифференцировать природу и степень повреждения трубопровода [54].
Из приведенного обзора применяемых методов обследования магистральных трубопроводов ясно, что в настоящий момент выявить наличие стресс-коррозионных трещин без отрытия труб могут только внутритрубные снаряды-дефектоскопы. Однако из-за «дороговизны применение этих снарядов оправдан на сравнительно небольших участках с повышенной стресс-коррозионной опасностью [55]. Локализация таких участков, очевидно, может быть произведена на основе анализа всех трех условий, определяющих КРН. Из первого условия следует, что КРН должно в большей степени проявляться вблизи компрессорных станций со стороны большого давления, так как на этих участках реализуется максимальные растягивающие напряжения. На основе второго условия предварительную локализацию стресс-коррозионно-опасных участков трубопроводов провести трудно, так как факторы, определяющие неоднородность металла трубы (сварные швы, неметаллические включения, границы зерен и т.д.) встречаются повсеместно. В то же время, очевидно, что в значительной степени выделение стресс-коррозионно-опасных участков трубопроводов определяется третьим условием — наличием коррозионно-активной окружающей среды в контакте с поверхностью трубы.
Оценка аварийности участка МГ
При оценке аварийности учитываются следующие показатели: - количество аварий (инцидентов) на участке газопроводов; - причину аварии; - общий характер разрушения металла при аварии; - место аварии: на участке исследуемого газопровода или на параллельных газопроводах технического коридора. Данные показатели извлекаются из актов расследований аварий и характеризуются они следующими значениями в баллах таблица 6. Таблица 6 - Бальная система оценки аварийности участков газопроводов. После установления значения баллов по показателям аварийности рассчитывается индекс приоритетности по аварийности участка, 1А, баллы, номер аварии, произошедшей на участке газопроводе і да; N - общее количество аварий на участке. Для оценки опасности участков газопроводов ВКО и ПКО используют план трассы газопроводов и результаты ВТД. Результаты представляются в виде графической строки «Участки ВКО и ПКО», в которой отображают особенности местности (ручьи, болота, авто и ж/д пересечения), линейную координату газопровода (км), технологические узлы (краны, отводы), маркера ВТД и отдельной графой выделяют участки ВКО и ПКО. Скорость коррозии вычисляется исходя из глубины коррозионных повреждений, выявленных ВТД или при обследовании в шурфах. Индекс приоритетности на 100 м участках газопровода по фактору наличия участков ПКО и ВКО (1к0) начисляется в баллах в следующем порядке. При наличии одного признака участка ПКО - 1 балл, двух и более различных признаков - 2 балла, для ВКО - 2 и 3 балла, соответственно. Для оценки дефектности изоляционных покрытий используются результаты интенсивной электрометрии. В качестве количественной характеристики, характеризующей состояние изоляции, принята плотность дефектов изоляционного покрытия, Иди? где Xj - протяженность і-ого дефекта изоляционного покрытия на участке, м, L - длина участка, м. По этой формуле на 100 м участке суммируют длину участков с дефектами изоляции, эту величину делят на 100 м, получая плотность дефектов изоляции на 100 м, выраженную в долях единицы или в процентах. Результаты представляют в виде графической строки «Дефекты изоляции», в которой отображают плотность распределения дефектов изоляции в виде гистограммы на 100 - метровых участках газопровода. Определяют индекс дефектности изоляции (1деф), исходя из следующего соответствия: каждым 10 % плотности дефектов изоляции соответствует 1 балл приоритетности газопровода к переизоляции, соответственно 20 % - 2 балла и т.д. Для оценки эффективности ЭХЗ используются результаты интенсивной электрометрии. Эффективность ЭХЗ по протяженности газопровода определяют путем выявления участков, на которых значения потенциалов менее (по абсолютной величине) минимального защитного потенциала таблица 7. При этом преимущественно оценка ведется по поляризационному потенциалу, при отсутствии таких данных используют данные потенциалов с омической составляющей. Для количественной оценки эффективности ЭХЗ рассчитывается плотность участков с недозащитой, Пн, где У, - протяженность і-ого участка с «недозащитой», м, L - длинна участка МГ, м. Результаты представляют в виде графической строки "Участки недозащиты", в которой отображают плотность участков недозащиты на 100 м трассы и наносят местоположение участков. Каждые 10 % плотности участков недозащиты соответствуют 1 баллу приоритетности проведения переизоляции по фактору эффективности работы средств ЭХЗ (ІНЄд), соответственно 20 % - 2 баллам и т.д. При совпадении участков недозащиты с участками ПКО дополнительно добавляется 1 балл, ВКО — 2 балла.
Для оценки коррозионной активности грунтов используются результаты измерения удельного электрического сопротивления грунтов с шагом 100 м. Градацию грунтов по коррозионной активности производят в соответствии с таблицей 8.
Таблица 8 - Критерии оценки коррозионной активности грунтов N - количество i-тых отрезков с различной коррозионной активностью грунт МГ в пределах 100 метрового участка; балл коррозионной активности грунта і-ого отрезкаМГ; Li - протяженность і-ого отрезка МГ в пределах 100 метрового участка, м. Формулу применяют при наличии нескольких замеров удельного электрического сопротивления грунта, выполненных в пределах 100 м участка с определенным шагом. При наличии одного замера на 100 м участке оценку коррозионной активности грунта выполняют укрупнено по этому замеру. Для оценки фактической плотности коррозионных дефектов используют результаты ВТД. Результаты представляются в виде графической строки "ВТД", в которой отображают интегральную характеристику в баллах, Івтд, где Кпов - критерий коррозионной поврежденности труб; КРАСП - критерий распределения коррозионных (стресс-коррозионных) повреждений на участке МГ. Критерий коррозионной (стресс-коррозионной) поврежденности труб, Кпов, где NflE0 - количество выявленных коррозионных повреждений, включая «коррозия», «каверны», «продольные канавки», «трещины и зоны продольных трещин»; Gcp - средняя глубина повреждений участка , в % от но минальнои толщины стенки. Средняя глубина повреждений участка, в % от номинальной толщины где Gj - глубина і-ого повреждения, в % от номинальной тол щины стенки трубы. При определении баллов приоритетности переизоляции по признаку «поврежденность труб» количество баллов численно равно рассчитанной интегральной характеристике 1втд, выраженной в долях единицы. Критерий распределения коррозионных (стресс-коррозионных) повреждений на участке МГ, КРАсп, Количество баллов по фактору максимальная скорость коррозии на участке МГ рассчитывается исходя из результатов внутритрубной дефектоскопии или после шурфования. Максимальная скорость коррозии, VKop, где Gmax - максимальная зарегистрированная глубина повреждений поверхности трубы на рассматриваемом участке МГ, в % от номинальной толщины стенки; Тэкс - срок эксплуатации МГ, лет; 5ет - номинальная толщина стенки трубы, мм. Система магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта», планируемых к переизоляции, состоит, преимущественно, из 4-х ниток, которые следуют параллельно в едином технологическом коридоре. Газопроводы подразделяются по типу антикоррозионной изоляции. Некоторые из них изолированы покрытием на основе битума, например, Вуктыл-Ухта — I (1 нитка), а большая часть полимерными лентами трассового нанесения, например, Пунга — Ухта - Грязовец (4 нитка). Газопроводы подразделяются также по наличию или отсутствию оборудования (камер приема - запуска) для внутритрубной дефектоскопии. Первая и вторая нитки, например, Ухта — Торжок — I и Ухта — Торжок — II, не имеют оборудования для ВТД, а третья и четвертая нитки, например, Ухта — Торжок — III (3 нитка) и Грязовец - Торжок IV (4 нитка), оборудованы для пропуска ВТД. В зависимости от упомянутых различий газопроводов по типу антикоррозионной, изоляции и наличию (отсутствию) данных ВТД, назначение участков к выборочной переизоляции выполняют по двум различным алгоритмам, соответственно рисунку 10:
Биоповреждения изоляционных покрытий магистральных трубопроводов
Многие исследователи считают, что защитное покрытие трубопроводом имеет первостепенное значение для предотвращения КРН, так как подавляющее число стресс-коррозионных повреждений трубной стали наблюдается под поврежденной изоляцией или в непосредственной близости от места повреждения (отслоение покрытия, механическое повреждение и т.д.). Считается, что если удастся создать, достаточно надежную изоляцию трубопровода, то проблема КРН на магистральных трубопроводах будет решена [12]. В настоящее время для изоляции трубопроводов используются различные материалы, которые обладают разной устойчивостью к отслоению или образованию разрывов. Обычно полагают, что отслоение покрытий происходит в результате давления грунта или его подвижки, однако в последнее время появляются данные, свидетельствующие о повреждении изоляции в результате ее старения и под воздействием почвенной микрофлоры.
Магистральные трубопроводы защищают покрытиями на основе полиэтилена (ПЭ) и поливинилхлорида (ПВХ), битумно-резиновых мастик (МБР), каучука, эмалей [100-102]. Как правило, покрытие трубопроводов состоит из двух-трех слоев изоляционных материалов: праймера, изоляционного покрытия и обертки.
В процессе старения в изоляционных материалах под воздействием условии внешней среды (температуры, почвенной влаги с растворенными в ней коррозионно-активными ионами C1",S(V,S и 02) разрываются цепи молекул ПЭ, ПВХ, каучука, алифатических и ароматических соединений, являющихся компонентами этих материалов. Независимо от природы полимера все они и без разрушений проницаемых для уксусной, соляной, азотной, кремниевой и других разбавленных в воде кислот [103].
Процесс старения изоляции ускоряют и почвенные микроорганизмы. Известно, что к наиболее активным представителям почвенной микрофлоры, способным повреждать защитные покрытия трубопроводов, относятся микроскопические грибы родов Penicillium, Cladosporium, Aspergillus, Tricho-derma, Chaetomium, Alternaria, Rhizopus, Candida, Stachybotris, Paecilomyces, Torulopsis, Sporotrichum, а также актиномицеты, микобактерии, углеводоро-докисляющие микроорганизмы, СВБ, денитрификаторы [80,100,104-106]. На образцах изоляции, взятых с поврежденных участков магистральных газопроводов, нами были обнаружены представители всех перечисленных выше групп [107-108].
Биоповреждение изоляционных материалов происходит под воздействием продуктов метаболизма, в первую очередь органических (винная, лимонная, молочная, пропионовая, уксусная, щавелевая, фумаровая, яблочная), неорганических (H2SO4, HNO3, H2S, Н2СОз) кислот, а также ферментов (каталаза, пероксидаза, полифенолоксидаза, фосфатаза, липаза), которые путем окисления, восстановления, декарбоксилирования, этерификации, гидролиза и других реакций разрушают высокомолекулярные фракции, входящие в состав каучу-ков, битумов, ПЭ и ПВХ. После этого они могут использоваться микроорганизмами непосредственно в качестве источников питания [100].
В результате процессов деструкции, в которых участвуют микроорганизмы, происходит изменение физико-механических и химических свойств материалов, уменьшается количество стабилизаторов и пластификаторов, повышается жесткость, уменьшается прочность и на разрыв, эластич ность, падает адгезия покрытий к металлу, нарушается способность покрытий служить диффузионным барьером, защищающим металл трубы от почвенной влаги с растворенными в ней коррозионно-активными ионами [100-102]. Почвенная микрофлора инициирует либо стимулирует процессы старения защитных покрытий. Поэтому эффективная защита трубопроводов от биокоррозии зависит в первую очередь от биостойкости и изоляционных материалов.
Наиболее устойчивы по отношению к микроорганизмам ПЭ материалы, каменноугольные и пековые мастики и эмали, полиизобутилен, фенопласты. Менее стойким является ПВХ. Стойкость битумов во многом определяется их составом. Чем меньше в битумах ароматических, особенно фенольных соединений, тем они менее биостойкие [105].
Оценки биостойкости изоляционного материала проводят по различным критериям. Оценка изоляции как диффузионного барьера в системе защитное покрытие - металл может проводиться следующим методом. В процессе испытаний учитывается изменение переходного электросопротивления системы изолированная поверхность/ земля - параметра, имеющего тесную корреляцию с количеством и площадью дефектов в изоляционном покрытии [109].
В нашей стране оценка биостойкости изоляции к воздействию плесневых грибов проводится по ГОСТ 9.048-75, где приводится перечень рекомендуемых тест-культур, питательных сред и других условий для;проведения исследований. Аналогичного ГОСТ по воздействию бактерий на изоляцию не существует, хотя в околотрубном пространстве больше обнаруживается бактерий, чем микромицетов [107-108].
Оценка биостойкости материалов без учета их старения не позволяет уверенно прогнозировать стойкость материалов и покрытий в реальных условиях эксплуатации. Для такого учета можно использовать ГОСТ 9.024-74, опре деляющии сопротивление разрыву и растяжению при термическом старении полимеров.
Таким образом, очевидно, необходимы дополнительные исследования для решения различных вопросов, которые связаны с биоповреждением изоляционных материалов.
Под химическими методами оценки коррозионной агрессивности грунтов околотрубного пространства обычно понимают определение концен-траций агрессивных ионов, таких как FT, C1",S04 ",S " и карбонатсодержащих ионов в водной вытяжке грунта. В ряде работ оценивали также концентрации органических анионов [31,70]. Концентрации НҐ, СГ, S2" и С0327НС03" в водной вытяжке в полевых и лабораторных условиях можно определять с помощью ион-селективных электродов [110]. В лабораторных условиях хлориды обычно определяют аргентометрическим титрованием по Мору [111], карбонаты и бикарбонаты — потенциометрическим титрованием [112], сульфиды — спектрофотометрически по реакции с И -диметил-п-фенилендиамином с образованием метиленовой сини [113], сульфаты - турбидиметрически после реакции с хлоридом бария [114], органические кислоты —хроматографиче-ски [113].
Только в полевых условиях определяют значение Eh, так как его величина в отобранных образцах почвы может быстро изменяться [115]. Обычно в лабораторных условиях определяют влажность почвы: воздушно-сухую — высушиванием на воздухе при комнатной температуре и гигроскопическую — при 105 С [111].
