Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ вопроса эффективности противокоррозионной защиты длительно эксплуатируемых объектов ГТС 17
1.1 Анализ повреждений магистральных газо и конденсатопроводов 17
1.2 Методы защиты металла труб от почвенной коррозии 22
1.3 Классификация повреждений покрытия 26
1.3.1 Сквозные повреждения 26
1.3.2 Сдвиг покрытия 28
1.3.3 Отслаивания 29
1.4 Факторы, снижающие защитную способность покрытий 30
1.4.1 Грунтовые условия 30
1.4.2 Электрохимзащита 32
1.4.3 Качество строительства и балластировки 33
1.5 Примеры отслаиваний покрытия и связанной с ними коррозии на газопроводах 34
1.6 Обзор результатов лабораторного моделирования локально-щелевой коррозии 36
1.7 Особенности электрохимической защиты трубопроводов промышленных площадок 40
1.8 Анализ средств и методов оценки эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов 44
1.9 Виды и методы выявления повреждений покрытий заводского нанесения 51
1.10 Развитие коррозии внутренней стенки трубопроводов, транспортирующие жидкие углеводороды 53
1.10.1 Исследование продуктов коррозии 54
1.10.2 Результаты металлографических исследований металла 55
1.10.3 Методы повышения коррозионной стойкости трубопроводов, подверженных внутренней коррозии 57
Глава 2. Исследование эффективности противокоррозионной защиты в отслаиваниях покрытия 67
2.1 Методы лабораторных и трассовых исследований 67
2.1.1 Сущность стендового моделирования коррозии в условиях отслаивания покрытия 67
2.1.2 Стандартные измерительные приборы и оборудование 68
2.1.3 Образцы для испытания 69
2.1.4 Сборка образца 70
2.1.5 Система подачи электрического тока на образец 71
2.1.6 Система измерительных электродов 71
2.2 Методика проведения испытаний 78
2.2.1 Лабораторные испытания 78
2.2.2 Полевые испытания 79
2.3 Способ оценки степени коррозионных повреждений стального образца 84
2.4 Анализ результатов лабораторного моделирования коррозии в отслаиваниях покрытия 87
2.4.1 Исследование потенциалов под покрытием при различных геометрических и электрических параметрах натекания тока 88
2.5 Оценка коррозионных повреждений стального образца 105
2.6 Исследование влияния внешнего источника переменного тока распределение потенциала в модели 112
2.7 Полевые испытания в районе прокладки действующих газопроводов 115
2.7.1 Результаты оценки скорости коррозии резистивными датчиками 115
2.7.2 Результаты наблюдения за изменением поляризационного потенциала во времени 118
2.7.3 Результаты влияния выходных режимов УКЗ на распределение потенциала в оболочке 121
Глава 3. Повышение эффективности противокоррозионной защиты Трубопроводов промышленных площадок 128
3.1 Методика лабораторных испытаний 128
3.1.1 Назначение методики 128
3.1.2 Сущность методики 128
3.1.3 Образцы для испытаний 128
3.1.4 Имитатор трассы трубопровода 129
3.1.5 Модель станции катодной защиты 129
3.1.6 Стандартное оборудование и приборы 130
3.1.7 Подготовка к испытаниям 131
3.1.8 Порядок проведения измерения 134
3.1.9 Анализ результатов испытаний 136
3.2 Анализ результатов лабораторных испытаний 137
3.2.1 Результаты измерений направленных на подготовку к экспериментам 137
3.2.2 Результаты имитационных испытаний в условиях действия двух станций 139
3.3 Практический регламент оптимизации работы средств электрохимической защиты промышленных площадок 147
3.4 Методика оптимизации работы средств ЭХЗ 153
3.4.1 Подготовительные работы 153
3.4.2 Проведение натурных исследований 156
3.4.3 Методика определения наличия и локализации возможного источника блуждающих токов 159
3.4.4 Методика определения и восстановления эффективности ЭХЗ 161
3.4.5 Методы оценки свойств изоляционного покрытия 164
3.5 Пример проведения работ по оптимизации работы ЭХЗ на трубопроводах компрессорного цеха 166
3.5.1 Методика проведения испытаний 166
3.5.2 Результаты полевых испытаний 169
3.5.3 Анализ результатов испытаний 174
Глава 4. Совершенствование средств иметодов измерения поляризационного потенциала трубопровода 180
4.1 Аналитическая модель поляризационного токораспределенртя в условиях действия катодной защиты 180
4.1.1 Исследование неравномерности I рода(по длине катода) 183
4.1.2 Исследование неравномерности II рода (по окружности катода) 186
4.2 Совершенствование способов и устройств измерения поляризационного потенциала 193
4.2.1 Определение плотности поляризующего тока 193
4.2.2 Совершенствование метода отключения 199
4.2.3 Измерение плотности поляризующего тока 204
4.2.4 Оценка влияния уравнительных токов между трубопроводами в многониточной системе 204
4.2.5 Коррозионный мониторинг трубопровода. Резисторные датчики коррозии 206
4.2.6 Исключение влияния электрического поля соседних ниток трубопровода 207
4.3 Разработка устройства оценки эффективности ЭХЗ в отслаивании покрытия 211
4.3.1 Конструкция устройства 211
4.3.2 Тестирование устройства в лабораторных условиях 212
Глава 5. Методы выявления сквозных повреждений в изоляции с учетом условий измерений 218
5.1 Методика определения повреждений в покрытии трубопровода 218
5.1.1 Теоретическое обоснование метода 218
5.1.2 Последовательность операций по выявлению сквозных повреждений в 220 покрытии
5.1.3 Пример реализации способа 221
5.2 Методика определения местоположения повреждения в покрытии на трубопроводе 226
5.2.1 Учет асимметрии электрического поля в многониточной системе газопроводов 226
5.2.2 Разработка способа определения координаты повреждения покрытия на трубопроводе 230
5.3 Метод прогнозирования повреждений покрытия трубопроводов 235
5.3.1 Сущность методов обработки исходной информации 235
5.3.2 Опытное опробование методики 242
5.3.3 Данные интенсивных электроизмерений. 243
5.3.4 Данные периодических электроизмерений 244
5.3.5 Проектная и исполнительская документация на изоляцию и балластировку 244
5.3.6 Расчетная максимальная температура перекачиваемого продукта 245
5.3.7 Расчет интегрального коэффициента 245
5.3.8 Расчет ИСП на склонность к образованию отслаивания 245
5.3.9 Расчет ИСП на склонность к образованию сквозных дефектов 246
5.3.10 Расчет ИСП на склонность к образованию повреждений сдвига 248
5.3.11 Анализ результатов 249
5.4 Разработка методов тестирования электрических свойств грунта 249
5.4.1 Тестирование сопротивления грунта при интенсивных измерениях 252
5.4.2 Измерение сопротивления грунта по глубине 254
5.5 Выводы по главе 5 257
Глава 6. Разработка ультразвукового метода выявления повреждений покрытия с возможностью его применения в составе внутритрубных дефектоскопов 259
6.1 Разработка акустической модели полимерного покрытия на металлической трубе 259
6.1.1 Анализ изменения интенсивности акустических колебаний вследствие их затухания 261
6.1.2 Трансформация акустических колебаний с перераспределением энергии волны на границе раздела слоев 263
6.1.3 Выбор граничных условий 264
6.1.4 Расчет коэффициентов отражения и прохождения 265
6.1.5 Отсутствие контакта между слоями двухслойной модели 266
6.1.6 Наличия акустического контакта между слоями модели 267
6.2 Расчет параметров акустического контроля 271
6.2.1 Определение оптимальных параметров пьезоэлектрического преобразователя 271
6.2.2 Определение коэффициента затухания ультразвука в металлическом слое 272
6.2.3 Определение коэффициента отражения ультразвука от границы ПЭП 273
6.2.4 Расчет дифракционного ослабления ультразвука 274
6.3 Расчет параметров реверберации ультразвуковых колебаний 276
6.3.1 Отслаивание сополимера этилена от эпоксидного праймера 276
6.3.2 Нормативные параметры соединения слоев 276
6.3.3 Расчет коэффициентов отражения и затухания ультразвуковых колебаний 280
6.4 Разработка критериев метода на лабораторных образцах 285
6.4.1 Постановка задач испытаний 285
6.4.2 Методика проведения лабораторных испытаний 286
6.4.3 Результаты лабораторных испытаний 290
6.4.4 Критерии выявления нарушений соединения полимерного покрытия с металлическими трубами 298
6.4.5 Предпосылки контроля покрытия методом внутритрубной дефектоскопии 299
6.5 Неразрушающий метод определения адгезии покрытия к металлу 300
6.6 Промышленное внедрение ультразвукового метода аттестации покрытия труб 304
6.5.1 Объекты расположения труб 304
6.5.2 Методика аттестации покрытия 306
6.5.3 Результаты аттестации покрытия 308
Глава 7. Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов подверженных внутренней коррозии 319
7.1 Анализ особенностей локализации коррозионных повреждений по трассе конденсатопровода 319
7.2 Разработка критериев выявления повреждений внутренней поверхности труб по результатам ВТД 323
7.2.1 Определение преимущественного механизма развития внутренней коррозии 331
7.3 Имитационные коррозионные испытания металла конденсатопровода 334
7.3.1 Оценка скорости коррозии электрохимическими методами 334
7.3.2 Результаты испытаний 340
7.3.3 Определение коррозионной стойкости материала марки 17Г1С из конденсатопровода 342
7.3.4 Исследование длительной стойкости к коррозии 343
7.3.5 Определение скорости коррозии на модели трубопровода 346
7.4 Разработка средств и методов контроля многофазных сред 349
7.4.1 Анализ ультразвуковых методов контроля среды 349
7.4.2 Разработка критериев УЗ-контроля с помощью одного преобразователя 354
7.5 Применение магнитного метода снижения коррозионной активности среды 359
7.5.1 Механизм магнитной обработки транспортируемой среды 359
7.5.2 Выбор и обоснование оборудования для намагничивания среды 361
7.5.3 Исследование скорости коррозии стали 17ГС в омагниченном растворе 364
7.5.4 Разработка устройства для промышленного внедрения на конденсатопроводе 368
Заключение 374
Список литературы 377
Приложение. 397
- Методы защиты металла труб от почвенной коррозии
- Способ оценки степени коррозионных повреждений стального образца
- Практический регламент оптимизации работы средств электрохимической защиты промышленных площадок
- Совершенствование способов и устройств измерения поляризационного потенциала
Введение к работе
Актуальность темы. Обеспечение надежного функционирования газотранспортной системы (ГТС) - основная задача газотранспортных предприятий. Важным элементом этой системы являются подземные магистральные газо и продуктопроводы (МГ). На долю МГ приходится подавляющее число крупных аварий и отказов во всей газовой промышленности. МГ является потенциально опасным объектом и обладает огромным энергетическим потенциалом, способным оказывать значительное негативное воздействие на окружающую среду. Только за последнее десятилетие на магистральных трубопроводах произошло более 500 аварий, повлекших за собой человеческие жертвы, причинивших огромный экологический и экономический ущерб.
В отчетах Ростехнадзора отмечено, что основные угрозы целостности магистрального трубопроводного транспорта являются следствием интенсивного развития коррозионных и стресс-коррозионных процессов на МГ большого диаметра. Если в период с 1991 по 1996 год доля аварий по причине коррозии в общем балансе аварийности по ОАО «Газпром» составляла около четверти, с 1998 по 2003 год аварии по этой причине составили треть от общего количества, то в 2006-2007 годах они составляли уже более 50 %.
Опыт эксплуатации МГ показывает, что несмотря на практически 100%-ную защищенность трубопроводов от коррозии по протяженности средствами электрохимической защиты (ЭХЗ), около 90% всех выявляемых средствами диагностики повреждений являются повреждениями коррозионного характера, расположенными в отслаиваниях гидроизоляционных покрытий, выполненных преимущественно из полимерных лент. Данные покрытия из-за несовершенной технологии нанесения и низких показателей механической прочности на ряде участков МГ утратили свои функциональные свойства.
В современных условиях строительство ведется с применением труб изолированных экструдированными полимерами заводского нанесения, но такое покрытие также склонно к отслаиванию на кромках при транспортировке, хранении и монтаже секций труб.
Ежегодно на МГ выявляют сотни тысяч коррозионных повреждений метала труб, снижающих несущую способность и надежность МГ и требующих немедленной реализации превентивных мероприятий, включающих оценку эффективности и оптимизирование работы ЭХЗ с учетом дефектности покрытия, целенаправленный ремонт покрытия на основе данных диагностирования его технического состояния. Объемы и тенденция роста количества и размеров коррозионных повреждений МГ свидетельствуют о том, что в настоящее время такие методы разработаны недостаточно.
Кроме этого, сегодня, в условиях перехода ряда месторождений в заключительную стадию эксплуатации и обводнения продукта, актуальна проблема коррозии внутренней поверхности труб. Скорость коррозии может составлять несколько миллиметров в год, что за непродолжительное время приводит к образованию сквозных повреждений металла трубы, разливу продукта. Проблема актуальна как для нефтепроводов, так и для конденсатопроводов (КП), примером которого в Республике Коми является КП «Вуктыл – Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ)». Борьба с коррозией внутренней поверхности труб заключается в применении ингибиторов, однако их действие на магистральных трубопроводах малоэффективно вследствие их большой протяженности. Высокой защитной способностью обладает внутреннее покрытие труб, однако замена труб требует значительных материальных затрат.
Вышесказанное свидетельствует о том, что противодействие интенсивному развитию коррозионных процессов на трубах МГ является актуальной ведомственной и государственной задачей в настоящее время, а, с учетом увеличения срока эксплуатации объектов ГТС, также в будущем.
При написании диссертации автор обобщил и использовал научный опыт, содержащийся в теоретических и методологических трудах известных отечественных и зарубежных ученых и специалистов по диагностированию покрытий и противокоррозионной защите трубопроводных систем, среди которых: Г.В. Акимов,
Н.П. Алешин, В.Л. Березин, Б.И. Борисов, И.Ю. Быков, Г.Г. Винокурцев,
Ю.И. Гарбер, Н.П. Глазов, А.Г. Гумеров, И.Н. Ермолов, Н.П. Жук, А.М. Зиневич, О.М. Иванцов, В.В. Клюев, Ф.М. Мустафин, Н.А. Петров, А.Е. Полозов, В.В. Притула, В.Н. Протасов, И.Л. Розенфельд, И.В. Стрижевский, Ю.А. Теплинский,
Ф.К. Фатрахманов, Л.И. Фрейман, В.В. Харионовский, W.V. Baeckmann,
R. Browseau, Li Chan, F. Gan, Z.-W. Sun, W. Schwenk, R.N. Parkins, S. Qian и многие другие.
Связь темы диссертации с плановыми исследованиями.
Результаты диссертации использованы при реализации научно-исследовательских работ в области противокоррозионной защиты газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта», выполненных филиалом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз» за период 1999-2009 гг.
Цель работы. Повышение эффективности противокоррозионной защиты (ПКЗ) длительно эксплуатируемых МГ путем разработки, научного обоснования и внедрения комплекса методов.
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:
1. Оценка и разработка методов повышения эффективности ПКЗ труб в условиях сформировавшихся отслаиваний покрытия, включая:
разработку методики лабораторных и полевых испытаний образцов, имитирующих металл трубы в отслаивании покрытия в условиях катодной поляризации и коррозионно-активной среды;
определение зависимостей поляризационного потенциала в образце от расстояния до устья отслаивания покрытия, силы поляризующего тока, пространственного положения модели анода, электрических свойств среды;
обоснование метода повышения эффективности защиты воздействием переменного тока.
2. Разработка методики повышения эффективности ПКЗ технологических газонефтепроводов в условиях промышленных площадок, включая:
определение на физических моделях точности регрессионных зависимостей, описывающих уровень защиты металла трубопроводов в условиях действия нескольких станций катодной защиты.
разработку промышленного регламента оптимизации работы средств ПКЗ трубопроводов в условиях промышленных площадок.
реализацию методики на территории промышленной площадки КС-10 Сосногорского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта».
3. Создание новых и адаптация существующих методов и средств оценки эффективности ПКЗ, включая:
разработку средств и методов измерения поляризационного потенциала подземных трубопроводов;
разработку методики интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, для повышения точности оценки сквозных повреждений покрытия малой площади;
разработку методики ранжирования участков трубопроводов по предрасположенности к образованию повреждений покрытия для целенаправленного применения средств полевой диагностики.
4. Разработка и внедрение методики акустического реверберационного контроля заводского покрытия труб, включая:
разработку акустической модели с определением оптимальных параметров акустических преобразователей;
установление критериев и точности выявлении отслаиваний покрытия на лабораторных образцах;
разработку неразрушающей технологии количественной оценки прочности соединения покрытия с металлом трубы;
промышленное внедрение метода на трубах с заводским покрытием сверхдлительного хранения, предназначенных для газоснабжения Камчатской области.
5. Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая.
выявление особенностей коррозионной поврежденности внутренней поверхности трубопроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии и последующего обследования дефектов в шурфах;
проведение имитационных коррозионных испытаний металла в условиях многофазной среды «пластовая вода – газовый конденсат»;
разработку методов выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды.
Научная новизна:
1) Моделированием отслаивания покрытия установлено, что поляризация металла образцов до минимального критерия защиты минус 0,85 В достигается на расстоянии не более 40 мм от точки натекания тока (устья отслаивания). Установлена зависимость поляризационного потенциала металла от условий натекания катодного тока, расстояния между сквозным дефектом в покрытии и точкой измерения, плотностью тока и собственным потенциалом. Доказано, что в отслаивании наиболее достоверным критерием ЭХЗ является значение поляризационного потенциала металла относительно среды.
2) Установлено, что наложение переменного синусоидального тока плотностью 8-12 мА/м2 в диапазоне частот 100-1000 Гц позволяет достичь минимального критерия ЭХЗ на расстоянии от устья отслаивания сопоставимом в шириной полимерной ленты (540 мм) при площади устья около 3 см2 и высоте отслаивания –
5 мм.
3) Обосновано, что потенциал в точке трубопровода в условиях защиты несколькими станциями катодной защиты (СКЗ) может быть определен с помощью линейной регрессионной модели. Погрешность модели относительно фактических данных составляет менее 12 %, а в диапазоне потенциалов минус 0,85 - 2,5 В менее 6,0%. Также линейная модель обладает наименьшей по сравнению с экспоненциальной и полиномиальной моделью суммой квадратов отклонений от факта. Предложены критерий оптимизации для расчета требуемых режимов СКЗ с учетом текущего состояния грунта и изоляционного покрытия в момент измерения.
4) Определено, что площадь эквивалентного повреждения покрытия, определяемая по результатам электроизмерений зависит от условий измерения и параметров работы средств ЭХЗ. Разработана новая методика интерпретации результатов электрометрических измерений при оценке площади сквозных повреждений покрытия. Для определения местоположения повреждения покрытия на газопроводе при электрометрических измерениях предложен коэффициент неоднородности поля катодного тока.
5) Расчетным путем установлены и подтверждены на лабораторных образцах критерии диагностирования заводского покрытия ультразвуковым (УЗ) реверберационным методом при проведении контроля со стороны металла труб. Предложены уравнения для расчета коэффициента отражения от границы «датчик – среда» и коэффициента затухания в среде. Получены уравнения и критерии количественной оценки прочности адгезии покрытия к металлу трубы.
6) Имитационными испытаниями образцов из конденсатопровода доказано, что наиболее интенсивное развитие коррозии происходит на границе «газовый конденсат – вода»: потеря массы образцов на 25-65% больше, чем образцов, экспозированных в пластовой воде. В динамике скорости коррозии датчиков модели трубопровода, установленных в водной среде и на границе жидких сред, отличаются в 1,6-5,2 раз зависимости от скорости движения жидкостей;
7) Расчетом параметров акустического поля доказано, что для реализации реверберационного метода контроля среды через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее рациональным является применение датчика с рабочей частотой 5,0 МГц и диаметром пьезопластины 10,0 мм. Установлены критерии определения типа транспортируемой среды УЗ реверберационным методом по отношению амплитуд эхо-сигналов.
Методы исследований. В работе использованы аналитические и экспериментальные методы исследования эффективности противокоррозионной защиты металла трубопроводов на лабораторных, стендовых и натурных объектах.
Основные защищаемые положения диссертации:
Результаты лабораторного и полевого исследования эффективности ЭХЗ в отслаиваниях покрытия в условиях катодной поляризации, в том числе с наложением переменного тока.
Регламент повышения эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов промышленных площадок НС и КС, включая методику расчета требуемых выходных параметров СКЗ с учетом состояния покрытия и свойств грунта.
Новые метод и устройства измерения поляризационного потенциала трубопроводов.
Метод оценки коррозионной поврежденности поверхности образцов при лабораторных испытаниях.
Методика интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, предусматривающая учет условий измерения и параметров ЭХЗ и адаптацию линейных координат.
Метод ультразвукового диагностирования качества приклеивания покрытия заводского нанесения при контроле со стороны металла трубы.
Метод ультразвукового диагностирования типа течения среды в конденсатопроводе для определения границ участка с расслоенным потоком и назначении противокоррозионных мероприятий.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
На основе результатов исследований разработаны шесть стандартов организации (СТО) ООО «Газпром трансгаз Ухта» (до 2008 г. ООО «Севергазпром»). По материалам получены одиннадцать патентов РФ, что характеризует новизну и промышленную применимость полученных в работе результатов.
Результаты работы внедрены на предприятиях ОАО «Газпром»:
- методика оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП внедрена на КС-10 Сосногорского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта» компрессорный цех №3. Рассчитаны рациональные параметры защитного тока каждой из СКЗ, рекомендованы мероприятия по ремонту и установке новых анодных заземлений;
- новый алгоритм интерпретации результатов интенсивных электроизмерений и методика прогнозирования повреждений изоляционного покрытия реализованы на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец 0,5-25 км, в результате установлены участке МГ требующие первоочередного ремонта покрытия. Экономический эффект от внедрения – 8,7 млн. руб.;
- метод ультразвукового контроля покрытия реализован при освидетельствовании заводского покрытия более чем двух тысяч труб сверхнормативного хранения, предназначенных для газификации Камчатской области. В результате установлена возможность применения данных труб, предложены наиболее эффективные способы ремонта повреждений. Экономический эффект от внедрения – более 100 млн. руб.;
- метод ультразвукового контроля многофазного потока внедрен на участке конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ. Установлены границы участка КП с расслоенным типом течения транспортируемой потока, предлагаемые для установки труб с внутренним антикоррозионным покрытием. Экономический эффект – 3,8 млн. руб.
Апробация работы.
Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии и перспективы» (г. Ухта, УГТУ, 2003г.); XLII Международной конференции «Актуальные проблемы прочности» (г.Калуга, 2004 г.); XV Коми республиканской молодежной научной конференции (г. Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2004 г.); Международных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (Ухта, УГТУ, 2004 – 2009 гг.); Конференции молодых ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» «Актуальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-Печорской провинции» (г. Ухта, Севернипигаз, 2005 г.); Научно-технических конференциях молодёжи АК «Транснефть» ОАО «Северные МН- 2006» (Ухта, ОАО «Северные МН», 2006-2009 гг.); Седьмой Всероссийской конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007 г.); 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», г. Тюмень, 2007 г.; Конференциях сотрудников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2006 - 2009 гг.; VII Международной интернет-конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении»(БГИТА, г. Брянск, 2006 - 2007 гг.); Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007) (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.); Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее. Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (GTS-2007) (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.); III научно-практической конференции молодых специалистов ИТЦ ООО «Севергазпром» (г. Ухта, ИТЦ ООО «Севергазпром», 2007 г.); XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири – 2008» (г. Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008 г.); V научно-практической конференции молодых работников ООО «Газпром трансгаз Ухта» «Молодежь, наука, инновации» (г. Ухта, ООО «Газпром трансгаз Ухта», 2008 г.); научно-практическом семинаре молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», посвященном 60-летию ВНИИГАЗа (Ухта, Севернипигаз, 2008 г.); совместном заседании Президиума Коми НЦ УрО РАН, Ученого совета УГТУ, Совета ректоров РК и КРО РАЕН (г. Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2008 г.); 3-й Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.; VI научно-практической конференции молодых специалистов и ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» «Инновации в нефтегазовой отрасли – 2009» (Ухта, Севернипигаз, 2009 г.); «Рассохинских чтениях», посвященных памяти профессора Г.В. Рассохина (УГТУ, г. Ухта, 2009 г).
Публикации: по теме диссертации опубликовано 76 работ. В том числе 11 патентов РФ, 8 монографий и учебно-методических изданий, 6 СТО, 32 статьи опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень…» ВАК РФ, из них 7 - в изданиях рекомендованных экспертным советом по проблемам нефти и газа.
Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, 7 глав, заключения, содержит 392 страницы текста, 207 рисунков, 48 таблиц и список литературы из 380 наименований.
Методы защиты металла труб от почвенной коррозии
Согласно действующим нормативным документам для защиты металла труб магистральных трубопроводов от почвенной коррозии применяют пассивную защиту изоляционными покрытиями и активную электрохимическую, как правило, катодную защиту [21, 88-91].
Антикоррозионные гидроизоляционные покрытия труб являются первичным барьером на пути коррозионных агентов к металлу трубы [25, 54, 62, 63]. Эксплуатируемые в настоящее время газонефтепродуктопроводы изолированы тремя основными типами антикоррозионных покрытий: битумно-мастичными покрытиями, покрытиями на основе полимерных лент и покрытиями заводского нанесения на основе экструдированного полиэтилена. Распределение газопроводов по типам изоляционных покрытий в ООО «Газпром трансгаз Ухта» по состоянию на 2007 г. представлено на рис. 1.4.
На протяжении многих десятилетий битумно-мастичное покрытие являлось основным типом антикоррозионного покрытия отечественных трубопроводов. К преимуществам битумно-мастичных покрытий следует отнести дешевизну и распространенность применяемых материалов, большой опыт применения, достаточно простую технологию нанесения в заводских и трассовых условиях.
Битумные покрытия условно проницаемы для электрического тока, поэтому хорошо работают совместно со средствами электрохимической защиты. Основными недостатками битумно-мастичных покрытий являются: узкий температурный диапазон применения (от минус 10 до + 40 С) [13, 143, 187, 214, 226, 151], недостаточно высокая ударная прочность и стойкость к продавливанию, повышенная влагонасыщаемость (вследствие чего резко снижаются защитные свойства и переходное сопротивление) и низкая биостойкость покрытий. Срок службы битумных покрытий, как правило, не превышает 10-15 лет.
Наибольший объем изоляции (около 66%) приходится на покрытия, выполненные нанесением липких полимерных лент в трассовых условиях [62, 63, 192]. Практический опыт показал, что фактический срок службы таких покрытий, в зависимости от условий эксплуатации, также не превышает 15 лет.
Пик применения полимерных покрытий на основе липких лент пришелся на 70-80 гг., на период интенсивного строительства целой сети протяженных магистральных газопроводов. К настоящему времени на долю полимерных ленточных покрытий на российских газонефтепроводах приходится до 60-65% от их общей протяженности.
Полимерные ленты применяют для изоляции трубопроводов диаметром до 1420 мм. Полимерная лента состоит из двух слоев [269,]: полимерной пленки, служащей для защиты от механических повреждений (роль подложки и обертки); клея, служащего для приклеивания пленки к трубе и защиты от коррозии.
Имеются также ленты, в которых изоляционными свойствами обладают оба элемента - и полимерная пленка, и клей. Поверх полимерных лент применяют защитные обертки.
На основе полиэтилена из липких изоляционных лент применяют полимерные покрытия газопроводов нормального и усиленного типа (таблица 1.3).
Основные свойства изоляционных лент отечественного и импортного производства поставок США, Японии, Италии представлены в таблица 1.4.
К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения [142, 306, 338, 367].
Основными недостатками ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием усадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранирование действия средств ЭХЗ под отслоившимся покрытием, низкая биостойкость адгезионного клеевого слоя. Опыт эксплуатации отечественных газонефтепроводов показал, что срок службы полимерных ленточных покрытий составляет от 7 до 15 лет, что в 2-5 раз меньше нормативного срока амортизации магистральных трубопроводов (не менее 33 лет). В настоящее время транспортными предприятиями проводятся масштабные работы по ремонту и переизоляции трубопроводов с наружными полимерными ленточными покрытиями после 20-30 лет их эксплуатации [10, 54, 334].
С ленточными покрытиями связывают наиболее частую причину аварийных разрушений газопроводов - коррозийное растрескивание под напряжением, развивающимся в отслоениях ленточного покрытия. [336, 154, 337,155, 131, 3].
Заводские многослойные покрытия способны обеспечить эффективную защиту трубопроводов от коррозии на продолжительный период их эксплуатации (до 40-50 лет и более), поэтому в настоящее время строительство подземных трубопроводов большого диаметра производят из труб, изолированных преимущественно этим покрытием [157]. К недостаткам относят малый гарантийный срок хранения на открытом воздухе (при превышении этого срока могут образовываться дефекты отслаивания прикромочных областей) и высокую стоимость (около половины стоимости самой трубы) [6, 25, 96, 123, 294, 351].
Для обеспечения защиты металла труб в местах возникновения сквозных механических повреждений покрытия применяется катодная защита. Т.е. такую защиту применяют на всех подземных газонефтепроводах, однако работает она только при наличии повреждения покрытия, обеспечивающего условиях для нате-кания катодного тока.
Катодная защита возможна только в том случае, когда защищаемая конструкция и анодное заземление находятся в электронном и электролитическом контакте: первое достигается с помощью металлических проводников, а второе - благодаря наличию электролитической среды (грунта), в которой находятся защищаемая конструкция и анодное заземление. Катодная защита регулируется путем поддержания необходимого защитного потенциала, который измеряется между конструкцией (или датчиком поляризационного потенциала) и электродом сравнения (ЭС) [26, 14, 176, 339, 342, 347].
Существуют множество критериев защиты [25, 26, 199, 352, 372], но наиболее распространен в практике противокоррозионной защиты подземных изолированных трубопроводов критерий минимального защитного потенциала, который для углеродистой нелегированной стали равен минус 0,85 В по отношению к мед-носульфатному электроду сравнения. Он принят почти во всех отечественных и зарубежных стандартах и рекомендациях по катодной защите подземных стальных сооружений (ГОСТ 9.015—74; NACE, Standards RP-01-69; British Standards institution CP 1021:1973; рекомендации СЭВ и др.).
Считают, что в этом случае коррозионные реакции не идут вообще, либо идут с такой скоростью, что ими можно пренебречь [311, 320, 194, 187].
На реальном изолированном трубопроводе имеется масса различных по размерам и форме сквозных дефектов в изоляционном покрытии. При катодной поляризации трубопровода поверхность металла в них в общем случае имеет различные потенциалы [35, 36, 10].
Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений [70, 145, 181, 197, 208].
Способ оценки степени коррозионных повреждений стального образца
После проведения лабораторных и полевых исследований измеряли глубину коррозионных поражений стального образца. Так как ожидалось, что коррозионные поражения, будут несущественными, для исследования начальной стадии коррозии применяли щуповые приборы. Они конструктивно просты и позволяют проводить измерения не только на образцах, но и непосредственно на газопроводах. Все они основаны на принципе точечной регистрации глубины коррозии иглой, перемещение которой регистрируется электрическим или оптико-механическим способом.
Щуповой прибор (рисунок 2.16) с индикатором часового типа позволяет определять поражения глубиной 0,02-10 мм с точностью 0,01 мм. Измерение индикатором глубины коррозионных поражений через небольшие интервалы по всей длине корродированного образца металла, укрепленного на подвижном столике профилометра, позволяет строить профилограмму - графическое изображение профиля повреждений на образце.
Если число точечных поражений на испытуемом образце не слишком велико, следует измерить глубину каждого из них и использовать эти значения в качестве характеристики степени коррозионных повреждений. При большом числе поражений строят профилограмму, а затем на основании полученных результатов проводят статистическую обработку полученных результатов. Характеристиками степени коррозионных поражений в этом случае будут рассчитанные характеристики статистических распределений.
Наиболее целесообразным при незначительной глубине поражения является оригинальный метод, заключающийся в анализе фотографического изображения участка металла, учитывая на них несколько характерных типов видоизмененной поверхности образца после воздействия на него коррозионной среды и электрического тока катодной защиты, например трех: пленки гематита, магнетита и стальной поверхности, не подверженной электрохимическим изменениям. Для этого соотносят коррозионные поражения на размеченных фрагментах с разными типами поверхностей образца, используя для этого полученные фотографии
Далее определяют суммарную площадь каждой составляющей поверхности, используя для этого программу Adobe PhotoShop (рис. 2.17). В частности, для рассматриваемого примера площадь всего изображения составляет 1291200 пикселей (пк). При разбивке на составляющие поверхности получаем: неизмененная металлическая поверхность занимает 794174 пк, площадь гематита 246254 пк, площадь магнетита 250 777 пк (рис. 2.18). При оценке коррозионной повреждаемости исследуемого фрагмента поверхности образца определяем соотношение площадей различных фаз. Для представленного примера неизмененная металлическая поверхность: 794174/1291200=61,506%; Гематит - 246254/ 1291200=19,072%; Магнетит - 250 777/1291200=19,422%. Аналогичным образом можно оценить степень повреждения поверхности по глубине. Например, измерив среднюю глубину коррозионного повреждения каждой фазы щуповым методом, можно оценить интегральную поврежденность поверхности металла, зная площадное соотношение фаз.
Лабораторные испытания проводились в пять этапов: 1) Опробование стенда, измерительной аппаратуры, электродов; 2) Оценка рационального времени поляризации образца перед измерением; 3) Измерение поляризации металла в отслаивании; 4) Исследование изменения потенциала на различных режимах работы источника тока; 5) Исследование влияния внешнего источника переменного тока на критерии электрохимической защищенности; 6) Оценка степени коррозионных повреждений на поверхности образца.
Резервуар заполнялся модельным солевым раствором с удельным сопротивлением 18,6 Ом-м. В качестве коррозионно-активной жидкости выступал раствор NaCI с удельным сопротивлением 1,24; 3,35 и 4,48 Ом-м, анод помещался перед имитатором сквозного дефекта покрытия (устьем).
Следующим шагом было определение поляризационного потенциала на поверхности образца, выявление закономерностей его распределения, построение поляризационных кривых. Поляризационные кривые представляют собой графические зависимости потенциала на поверхности стального образца в точках, удалённых на различные расстояния от зоны дефекта, от различных параметров подаваемого тока.
Эксперимент проводился в следующей последовательности: — Прокачка коррозионно-активной жидкости в течение 10-15 минут. — Определение значения собственного потенциала на поверхности стального образца. Стабилизация потенциала происходила в течение 25 - 30 минут. — Подключение источника питания и последовательное повышение потенциала на поверхности стального образца.
Напряжение поднимали постепенно, с шагом 1-1,5 Ви 10-15 В. Для каждого значения подаваемого напряжения, во всех измерительных точках, определялся потенциал и на основании полученных данных выявлялись зависимости потенциала от подаваемого тока, напряжения и расстояния от измерительной точки до дефекта.
Практический регламент оптимизации работы средств электрохимической защиты промышленных площадок
При этом очевидно, что необходимо при существующих параметрах я,у, известных заранее, необходимо подобрать такие токи 7, , чтобы значение U,- (потенциал і-ой точки промплощадки, і = 1;2;...&) в каждой точке участвующей в расчете соответствовало действующим нормативным документам, т.е. находилось в требуемом диапазоне. Так, если измерения выполнялись с элиминирование омической составляющей, то согласно ГОСТ Р 51164-98, этот диапазон в большинстве случаев составит минус 0,85 - минус 1,15 В.
Например, если точек и количество станций защиты две, решение такой задачи не вызывает затруднений. Как правило, вопрос оптимизации стоит при большом количестве точек контроля и станций которым защищается трубопровод в каждой этой точке.
Для решения такой задачи необходима разработка оригинальных программных средств, но можно воспользоваться функциями табличного редактора Microsoft Excel .
Рассмотрим следующий практический пример расчета. Участок сложно-разветвленных трубопроводов промышленной площадки защищен семью станция катодной защиты. На исследуемых трубопроводах имеются семь контрольно-измерительных колонок, в которых требуется установить поляризационный потенциал в соответствие с ГОСТ [89-91].
Выполняют отключение действующих средств защиты и деполяризацию тру-. бопроводов в течение 1-2 суток.
Измеряют собственный поляризационный потенциал относительно медно-сульфатного электрода сравнения. Данные заносят в табл. 3.12.
Последовательным увеличением выходного напряжения на каждой станции определяют значения параметров влияния каждой из семи станции катодной защиты на поляризационный потенциал в каждой анализируемой точке контроля. Для корректного проведения расчетов, единицы измерения потенциалов, а также силы тока во всех случаях принимаются едиными (например, в потенциал в отрицательных В, сила тока - в А). Результаты представляют в табл. 3.13. Таблица 3.13 - Переносят полученные данные в лист Microsoft Excel . Первый столбец -номер точки контроля (столбец В). Второй столбец - значения собственного поляризационного потенциала стали трубопровода в условиях измерения (столбец С), С третьего по-девятый столбцы значения коэффициентов влияния станций в соответствующих точках контроля (столбцы D-J) (рис. 3.9).
Принимают, что ячейки D1-J1 соответствуют силе тока станций катодной защиты: D1 - СКЗ 1; Е1 - СКЗ 2; F1 - СКЗ 3 и т.д., Л - СКЗ 7 (рис. 3.10).
Далее в ячейки D1-J1, заносим начальное значение силы тока на выходе каждой станции равное 1 А (строка 1).
Также на лист Excel в столбец L заносят формулы для расчета значений потенциала (рис. 3.11).
Далее в столбец «М» заносят значение критерия, к которому должно стремиться значение потенциала в точке измерения. При выборе этого критерия учитывают текущее сопротивление грунта, уровень грунтовых вод и сезонное изменение сопротивление растеканию анодных заземлителей станций. Если уровень грунтовых вод близок к максимальному сезонному уровню, то в качестве критерия выбирают число близкое к верхнему регламентируемому пределу, например 1,1 отриц. В. Это сделано для того, чтобы при ухудшении условий натекания тока, потенциал в точке оставался в рамках допустимых значений.
Затем в столбец «N» заносят формулу для вычисления абсолютной (по модулю) разности в показаниях расчетного значения потенциала (столбец «L») и критериального (столбец «М»). Например для строки «3» (точка 1): «ABS(M3-L3) (рис. 3.12).
Нам необходимо, чтобы сумма полученных при расчете разностей показаний было минимальна, поэтому рассчитаем сумму разностей столбца «N» в ячейке «N10» (рис. 3,13).
Таким образом, правильно подобранные значения силы тока на станциях окажутся в том случае, если значение суммы в ячейке «N10» будет стремиться к нулю.
Для подбора значений силы тока для каждой станции (ячейки «D1-J1») в меню «Сервис» вызывают диалоговое окно «Поиск решения...» (рис. 3.14).
В окне «Поиск решения...» устанавливают целевую ячейку «N10» равной значению «О», изменяя значение ячеек «D1-J1». Кроме этого устанавливают ограничения, которые не позволяют принимать величине силы тока отрицательные значения. После чего нажимают команду «Выполнить» (рис. 3.15).
Совершенствование способов и устройств измерения поляризационного потенциала
Рассмотрим подробнее принцип работы капилляра Габера-Луггина. Схема измерения потенциала электрода показана на рис. 4.10. К электрохимической ячейке с двумя электродами Ei и Е3 приложено постоянное напряжение UBH от батареи, к которой последовательно подключены амперметр и два резистора R и R". Положительная клемма источника постоянного напряжения подключается к электроду Еи а отрицательная - к электроду Ез. Потенциал Ег замеряется ламповым вольтметром по отношению к неполяризующемуся электроду Е2. Электрод сравнения с помощью капилляра Луггина подводится очень близко к поверхности электрода Ei. Потенциальные электроды рассматриваются как эквипотенциальные поверхности и фазовые границы характеризуются скачками потенциалов Л р и А рв. Поэтому, стремятся максимально приблизить капилляр к поверхности металла, исключая при этом, экранирование последней и искажение гидродинамических условий. В лаборатории легко обеспечить величину х=0,5 мм.
Для эксплуатационных измерений на реальных подземных металлических сооружениях конструкций, аналогичных капилляру Габера-Луггина, в настоящее время не разработано.
При полевых измерениях, ошибки возникают из-за того, что защищенность металла определяется поляризационным потенциалом в конкретном повреждении изоляции.
Так как, обычно размеры дефекта малы по сравнению с размерами трубы, и анодное заземление катодной защиты расположено с одной стороны от трубопровода, то это вызывает неравномерность натекания тока катодной защиты на трубопровод в зависимости от местоположения дефекта на окружности трубы. Неравномерность тока обуславливает различные величины поляризационного потенциала в разных местах на окружности трубопровода.
Кроме этого, на поляризационный потенциал в дефекте покрытия также влияет площадь дефекта, чем она больше, тем больше плотность натекающего тока и меньше поляризационный потенциал.
Таким образом, чтобы точно измерить потенциал в дефекте покрытия необходимо максимально точно сымитировать его с помощью вспомогательного электрода имеющего неизолированную рабочую поверхность.
Предлагается новый метод измерения поляризационного потенциала, позволяющий существенно повысить точность измерения, заключающийся в имитации повреждения покрытия
Покажем пример проведения измерения поляризационного потенциала в дефекте изоляции магистрального трубопровода.
В результате электроизмерений на подземном трубопроводе 1 диаметром 1420 мм был выявлен дефект изоляционного покрытия 2 (рис. 4.11). В месте дефекта 2 ось трубопровода 1 находиться на глубине Зм от поверхности грунта 3. Анодные заземления (на рис. не показаны) находятся слева от трубопровода 1 (по ходку продукта). Требуется определить степень защищенности металла в дефекте 2 станциями катодной защиты. Измерением боковых воронок напряжения [266], определяют, что эквивалентная площадь дефекта покрытия - 10 см2, дефект 1 расположен на 4 часа в почасовой ориентации трубопровода 2 по ходу продукта. Определяют, что угол наклона касательной 4 в месте дефекта 1 к поверхности грунта 4 составляет 60.
Устанавливают в измерительном устройстве вспомогательный электрод 1 с площадью рабочей поверхности 8 10 см2 и вращением ориентируют его таким образом, чтобы угол между рабочей поверхностью 2 электрода 1 и поверхностью грунта при вертикальном сверлении шпура составлял 60, соответственно между осью измерительного устройства и электродом - 30.
Рядом с трубопроводом (в 2 м от оси) справой стороны от трубопровода 1 по ходу газа сверлят шпур 5 на глубину расположения дефекта 2 относительно поверхности грунта 4 (около 3,35 м) (рис. 4.11). Помещают в шпур 5 измерительное устройство на глубину 3,35 м. С помощью измерительного устройства измеряют потенциал. Через 8-10 минут выполняют измерения поляризационного потенциала и определяют степень защищенности металла в дефекте металла. Таким образом, имитацией условий натекания тока в дефект достигается высокая точность измерения поляризационного потенциала трубопровода.
