Коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (ЛЭР, ГП, ВВ)

Коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (ЛЭР, ГП, ВВ)

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Выпускная квалификационная работа

по направлению подготовки 130500.62 «Нефтегазовое дело»

Коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (ЛЭР, ГП, ВВ)

Уфа 2015

Реферат

Подводный переход, магистральный газопровод, буровая установка, метод наклонно - направленного бурения, буровой раствор, нефтепровод.

Тема работы - коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (лэр, гп, вв).

Актуальность темы диссертационного исследования. В связи с истечением срока эксплуатации технологических трубопроводов проблема научно обоснованного продления их ресурса исходит из практических потребностей отрасли. Остаточный ресурс зависит от технического состояния самого трубопровода. Ее решение позволит снизить затраты на ремонт и реконструкцию трубопроводов при одновременном обеспечении безопасной эксплуатации на «новый предельный срок». Критерием допуска к дальнейшей «работе трубопровода» является наличие в нем дефектов недопустимых к эксплуатации. Одним из таких дефектов, самым распространенным и частым, является коррозия - то есть «потеря металла».

Предмет исследования - модернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери.

Цель работы - установление причины коррозионного разрушения металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями, изучение механизма данного явления и разработка метода его предотвращения, позволяющего существенно снизить аварийность на нефтесборных трубопроводах.

Методы проведения работы. При решении задач использовались современные методы и принципы теории упругости, механики грунтов и математической статистики. Разработанные методы расчета на прочность и устойчивость трубопроводов, обеспечения их безопасности за счет эффективного использования запорной арматуры базируются на достижениях в области проектирования, строительства и технической эксплуатации трубопроводных систем.

Результаты работы. Основные результаты работы доложены и обсуждались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2014), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2014), учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт -2007» (Уфа, 2014), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (Уфа, 2014). По результатам работы опубликовано 9 научных трудов.

Содержание

Введение

1. Понятие коррозии трубопроводов

1.1 Виды коррозии трубопроводов

1.1.1 Химическая коррозия

1.1.2 Электрохимическая коррозия

1.1.3 Биологическая коррозия

1.2 Причины и механизм коррозии трубопроводов с другими коммуникациями (ЛЭП, Г.П, В.В.)

1.3 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

1.3.1 Методы магнитного и электромагнитного контроля

1.3.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

2. Защита трубопроводов от электрохимической коррозии

2.1 Защита трубопроводов от блуждающих токов

2.2 Способы защиты трубопроводов от коррозии

2.2.1 Защитные покрытия

2.2.2 Защита «индуцированным током»

2.2.3 Расходуемый анод

2.2.4 Катодная защита «индуцированным током»

2.3 Способы электрохимической защиты

2.3.1 Катодная защита

2.3.2 Протекторная защита

2.3.3 Электродренажная защита

2.4 Порядок проведения ремонта дефектов

2.5 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

2.5.1 Конструкция сварной ремонтной муфты. Технология изготовления ремонтной конструкции

2.6 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе

2.7 Защитные покрытия для трубопроводов

2.8 Изоляция

3. Исследование факторов агрессивности грентов

3.1 Обзор факторов коррозионной агрессивности грунтов

3.2 Скорость коррозии в грунтах

3.3 Данные пробы грунтов после наложения смещения

3.4 Определение содержания железа в промысловой сточной воде

4. Проведение экспериментов

4.1 Описание экспериментов

4.2 Исследование поведения образца трубной стали в реальном грунте

4.3 Эксперимент имитации химической коррозии

4.3.1 Выбор раствора электролита

4.4 Моделирование коррозионных процессов

4.5 Определение концентрации ионов трехвалентного железа в электролите

4.5.1 Сопоставление результатов экспериментов

5. Можернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери

5.1 Шлифовка образцов трубной стали

5.2 Эксперимент по обнаружению концентраторов напряжений при помощи термографического метода

5.3 Эксперимент по определению развития микротрещин в зоне обычной шлифовки под напряжением

5.4 Обоснование изменения скорости ультразвуковой волны в зонах концентрации напряжений

6. Предлогаемая стратегия кпитального ремонта (совмещенная)

6.1 Анализ существующих стратегий ремонтных мероприятий

6.2 Первый вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта

6.3 Второй вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта

6.4 Третий вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта

6.5 Экономическое сравнение стратегий ремонта

6.6 Разработанная стратегия ремонта (совмещенная) и предлагаемый комплекс мер по повышению надежности трубопровода

7. Математическое моделирование коррозионных процессов образца трубной ствали под воздействием свободных токов

7.1 Подготовка математического моделирования при помощи пакета компьютерных программ

7.2 Процесс моделирования

7.3 Результаты моделирования

7.4 Математическое моделирование движения и силы взаимодействия электронов в трубной стали при воздействии свободных токов

7.4.1 Моделирования процесса отдачи электронов

7.4.2 Результаты моделирования

7.4.3 Выводы из моделирования процесса отдачи электронов

7.5 Моделирование процесса коррозии трубопровода при наличии внутренних и внешних радиально-плоскостных напряжений

7.5.1 Построение модели нагрузок на трубопровод

7.5.2 Моделированное коррозионных процессов при наличии нагрузок

7.5.3 Обработка результатов моделирования

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Введение

Актуальность темы диссертационного исследования. В связи с истечением срока эксплуатации технологических трубопроводов проблема научно обоснованного продления их ресурса исходит из практических потребностей отрасли. Остаточный ресурс зависит от технического состояния самого трубопровода. Ее решение позволит снизить затраты на ремонт и реконструкцию трубопроводов при одновременном обеспечении безопасной эксплуатации на «новый предельный срок». Критерием допуска к дальнейшей «работе трубопровода» является наличие в нем дефектов недопустимых к эксплуатации. Одним из таких дефектов, самым распространенным и частым, является коррозия - то есть «потеря металла».

Обслуживание магистрального нефтепровода предусматривает выполнение комплекса организационно-технических мероприятий по диагностике и экспертной оценке технического состояния обследуемых участков трубопроводов, для последующего капитального ремонта МН с целью продления ресурса эксплуатируемого трубопровода.

Развитием теории и решением проблем коррозии нефтепромысловых трубопроводов и повышения безопасности их эксплуатации на протяжении многих лет занимались такие ученые как Абдуллин И.Г., Бугай Д.Е., Васильев Г.Г., Веселов Д.Н., Гареев А.Г., Гоник A.A., Гумеров А.Г., Ефремов А.П., Кулаков В.В., Лаптев А.Б., Прохоров А.Д., Саакиян Л.С., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Благодаря их усилиям удалось значительно снизить аварийность на многих промысловых и магистральных трубопроводах.

В связи с этим для повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов в условиях использования футерованных труб требуется создание новых высокоэффективных методов снижения их аварийности.

Объектом диссертационного исследования является коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (ЛЭП, ГП, ВВ).

Предмет исследования: модернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери.

Цель диссертационной работы: Установление причины коррозионного разрушения металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями, изучение механизма данного явления и разработка метода его предотвращения, позволяющего существенно снизить аварийность на нефтесборных трубопроводах.

Задачи диссертационного исследования:

1.Раскрыть понятие коррозии трубопроводов;

2.Исследовать защиту трубопроводов от электрохимической коррозии;

.Провести исследование факторов агрессивности грентов;

.Провести эксперименты;

.Провести модернизацию метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери;

.Предложить стратегию капитального ремонта (совмещенная);

.Произвести математическое моделирование коррозионных процессов образца трубной стали под воздействием свободных токов.

Методы решения поставленных задач. При решении задач использовались современные методы и принципы теории упругости, механики грунтов и математической статистики. Разработанные методы расчета на прочность и устойчивость трубопроводов, обеспечения их безопасности за счет эффективного использования запорной арматуры базируются на достижениях в области проектирования, строительства и технической эксплуатации трубопроводных систем.

Научная новизна:

на основании исследования процесса перетока электростатического заряда с катодно-защищенной поверхности футерованной трубы на незащищенную полиэтиленом поверхность трубы показано, что через минерализованную пластовую воду происходит катодная поляризация металла на этом участке;

установлено, что скорость разрушения металла трубы зависит от его длины, электропроводности пластовой воды и разности защитного катодного потенциала и потенциала коррозии стали;

разработан метод уменьшения аварийности на нефтесборных трубопроводах, позволяющий снижать влияние защитного потенциала от станции катодной защиты на склонность к коррозии металла внутренней поверхности труб.

Апробация работы и публикация результатов. Основные результаты работы доложены и обсуждались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2014), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2014), учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт -2007» (Уфа, 2014), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (Уфа, 2014). По результатам работы опубликовано 9 научных трудов.

1. Понятие коррозии трубопроводов

1.1Виды коррозии трубопроводов

.1.1 Химическая коррозия

Химическая коррозия - это вид коррозионного повреждения металла, напрямую связанный с взаимодействием металла и внешней коррозионной среды, при котором одновременно окисляется сам металл и происходит восстановление коррозионной среды (ОВР-окислительно-восстановительная реакция). Химическая коррозия напрямую связана с образованием, а также воздействием электрического тока, степени и силы его воздействия. Основной причиной (первопричиной) химической коррозии является термодинамическая неустойчивость металлов. Они могут самопроизвольно и независимо от внешних воздействий переходить в более устойчивое состояние в результате процесса. Это связанно с тем, что в металл, при его производстве было вложено много энергии-выплавка его из руды, добавление легирующих элементов, закалка и т. д. Процесс, за счет которого происходит переход металла в более устойчивое положение[2]:

Металл + Окислительный компонент среды = Продукт реакции

При этом термодинамический потенциал системы уменьшается.

По символу конфигурации термодинамического потенциала возможно найти вероятность самопроизвольного протекания хим коррозии. Аспектом обыкновенно работает изобарно-изотермический потенциал G. При самопроизвольном протекании химического процесса имеется убыль изобарно-изотермического потенциала. Потому, в случае если: Δ GТ <0, то процесс химической коррозии возможен;

Δ GТ> 0, то процесс химической коррозии невозможен;

Δ GТ = 0, то система находится в равновесии.

К химической коррозии относятся:

газовая коррозия - коррозионное разрушение под воздействием газов при высоких температурах;

коррозия в жидкостях-не электролитах.

Газовая коррозия

Газовая коррозия - наиболее распространенный вид химической коррозии. При высоких температурах поверхность металла под воздействием газов разрушается. Это явление наблюдается в основном в металлургии (оборудование для горячей прокатки, ковки, штамповки, детали двигателей внутреннего сгорания и др.)

Самый распространенный случай химической коррозии - взаимодействие металла с кислородом. Процесс протекает по реакции[17]:

Ме + 1/2О2 - МеО

Направление этой реакции (окисления) определяется парциальным давлением кислорода в смеси газов (pО2) и давлением диссоциации паров оксида при определенной температуре (рМеО).

Эта химическая реакция может протекать тремя путями:

) pО2 = рМеО, реакция равновесная;

) pО2> рМеО, реакция сдвинута в сторону образования оксида;

) pО2 <рМеО, оксид диссоциирует на чистый металл и оксид, реакция протекает в обратном направлении.

Зная парциальное давление кислорода газовой смеси и давление диссоциации оксида можно определить интервал температур, при которых термодинамически возможно протекание данной реакции. Скорость протекания газовой коррозии определяется несколькими факторами: температуры окружающей среды, природы металла или состава сплава, характера газовой среды, времени контакта с газовой средой, от свойств продуктов коррозии[9].

Процесс химической коррозии во многом зависит от характера и свойств образовавшейся на поверхности оксидной пленки. Процесс появления на поверхности оксидной пленки можно условно разделить на две стадии:

на поверхности металла, которая непосредственно контактирует с атмосферой, адсорбируются молекулы кислорода;

металл взаимодействует с газом с образованием химического соединения.

На первой стадии между поверхностными атомами и кислородом возникает ионная связь: атом кислорода забирает у металла два электрона.

При этом возникает очень сильная связь, намного сильнее, чем связь кислорода с металлом в окисле. Вполне вероятно это появление имеется в следствии деяния на воздух поля, создаваемого атомами металла. В последствии совершенного насыщения плоскости окислителем, собственно, что случается практически быстро, при невысоких температурах за счет ванн-дер-вальсовых сил имеет возможность наблюдаться и телесная адсорбция, и молекулы окислителя[1].

В итоге появляется довольно узкая мономолекулярная защитная пленка, которая с опорой утолщается, затрудняя расклад воздуха.

На второй стадии, из-за химического взаимодействия, окислительный компонент среды отнимает у металла валентные электроны и с ним же реагирует, образуя продукт коррозии. Если образовавшаяся оксидная пленка будет обладать хорошими защитными свойствами - она будет тормозить дальнейшее развитие процесса химической коррозии. Кроме того, оксидная пленка очень сильно влияет на жаростойкость металла.

Существует три вида пленок, которые могут образоваться[10]:

тонкие (невидимые невооруженным глазом);

средние (дают цвета побежалости);

толстые (хорошо видны).

Для того, чтобы оксидная пленка была защитной, она обязана отвечать неким притязаниям: не иметь пор, бытьнепрерывный, отлично сцепляться с поверхностью, бытьорганическиинертной по отношении к находящейся вокруг ее среде,обладать наибольшуютвердость, быть износоустойчивой. В случае если пленка рыхловатая и пористая, не считая такого как содержит ещё нехорошее сцепление с поверхностью - она не станетобладатьзащитными качествами. Присутствует условие сплошности, которое и формулируется так: молекулярный размер оксидной плёнки обязан быть более атомного размера металла.

1.1.2 Электрохимическая коррозия

Электрохимическая коррозия - самый распространенный вид коррозии. Электрохимическая коррозия возникает при контакте металла с окружающей электролитически проводящей средой. При этом восстановление окислительного компонента коррозионной среды протекает не одновременно с ионизацией атомов металла и от электродного потенциала металла зависят ихскорости.Первопричинойхимическойкоррозииявляетсятермодинамическаяинеустойчивостьиметалловивокружающихкругомихисредах.Ржавениетрубопровода, различныхметаллоконструкций в атмосфере -наверное, ипрактическивсеиное,образцыхимическойкоррозии[4].

К электрохимической коррозии относятся такие виды местных разрушений, как питтинги, межкристаллитная коррозия, щелевая. Кроме того, процессы электрохимической коррозии происходят в грунте, атмосфере, море.

Механизм электрохимической коррозии может протекать по двум вариантам:

) Гомогенный механизм электрохимической коррозии[7]:

поверхностный слой мет. рассматривается как гомогенный и однородный;

причиной растворения металла является термодинамическая возможность протекания катодного или же анодного актов;

К и А участки мигрируют по поверхности во времени;

скорость протекания электрохимической коррозии зависит от кинетического фактора (времени);

однородную поверхность можно рассматривать как предельный случай, который может быть реализован и в жидких металлах.

) Гетерогенный механизм электрохимической коррозии:

у твердых металлов поверхность негомогенная, т.к. разные атомы занимают в сплаве различные положения в кристаллической решетке

гетерогенность наблюдается при наличии в сплаве инородных включений.

Поверхность любого металла состоит из множества короткозамкнутых через сам металл микроэлектродов. Контактируя с коррозионной средой образующиеся гальванические элементы способствуют электрохимическому его разрушению.

Причины возникновения местных гальванических элементов могут быть самые разные (рисунок 1) [5]:

) неоднородность сплава;

неоднородность мет. фазы, обусловленная неоднородностью сплава и наличием микро- и макровключений;

неравномерность окисных пленок на поверхности за счет наличия макро- и микропор, а также неравномерного образования вторичных продуктов коррозии;

наличие на поверхности границ зерен кристаллов, выхода дислокации на поверхность, анизотропность кристаллов.

) неоднородность среды;

область с ограниченным доступом окислителя будет анодом по отношению к области со свободным доступом, что ускоряет электрохимическую коррозию.

) неоднородность физических условий;

облучение (облученный участок - анод);

воздействие внешних токов (место входа блуждающего тока - катод, место выхода - анод);

температура (по отношению к холодным участкам, нагретые являются анодами) и т. д.

Рисунок 1 - Схема электрохимической коррозии

1.1.3 Биологическая коррозия

Биологическая коррозия - это процесс разрушения металлов под воздействием живых организмов (водорослей, бактерий, дрожжей, грибов). Микроорганизмы, находящиеся в водной среде и грунте в состоянии спровоцировать серьезные коррозионные разрушения.

Особенности протекания биологической коррозии. Так биологическая коррозия может существовать как отдельный независимый от внешних условий тип. Но чаще всего процесс разрушения проистекает параллельно с почвенной, морской, атмосферной и иными типами коррозии в водных растворах и не электролитах. Наиболее подвержены биологической коррозии трубопроводы, метро, резервуары, сваи и иные подземные трубопроводы и конструкции. В морской воде от биологической коррозии страдают газопроводы и трубопроводы нефтяной промышленности[6].

Биокоррозионные процессы начинаются с появления на поверхности металла маленькихуглублений и неровностей, которые часто заполнены микроорганизмами и продуктами их жизнедеятельности. Чаще всего бактерии провоцируют формирование язвенной или питтинговой коррозии.

По механизму действия биологические разрушения классифицируют на несколько типов:электрохимические процессы разрушений;химические коррозионные разрушение; прямые разрушения под действием микроорганизмов.

1.2 Причины и механизм коррозии трубопроводов с другими коммуникациями (ЛЭП, Г.П, В.В.)

Блуждающий ток - это электрический ток, появляющийся в некоторых грунтах от дисперсии электрифицированных, например, железнодорожных (трамвайных) путей, где рельсы выполняют роль возвратных проводников питающих подстанций.иным источникомтока может быть заземление электрического промышленного оборудования. Как правило, это ток большой силы, ивлияетон в первую очередь на трубопровод, отличающийся хорошей проводимостью (в частности, со сварными соединениями). Такой ток поступает в трубу в определенной точке, играющей роль катода, и, преодолев более или менее продолжительный отрезок трубопровода, уходит в иной точке, выступающей в качестве анодапроисходящий при этом электролиз и дает коррозию металла[11].

Прохождение тока на участке от катода до анода вызывает переход железосодержащих частиц в раствор и со временем может привести к истончению и в конечном итоге перфорации трубы. Повреждение тем существенней, чем выше сила проходящего тока. Коррозийное действие блуждающего тока, безусловно, более разрушительно, чем действие коррозийных батарей, образующихся вследствие агрессивности почвы.

Против него действенным оказываются мерки «электрического дренажа». Сущность способа последующая: в конкретной точке трубопровод средством Особенного кабеля, имеющего низкое электрическое сопротивление тока, подключается конкретно к источнику тока. Включение необходимо подходящим образом поляризовать (при поддержки однонаправленных переходников) таковым образом, чтоб ток постоянно перемещался в направленности от трубопровода источнику дисперсии. Гальванический мелкие камешки требует кропотливого соблюдения сроков регламентных осмотров, кропотливой наладки постоянной проверки. Чаще только данная способ смешивается с другими методами и способами защиты. Согласно электрохимической теории подземный трубопровод представляет собой многоэлектродную систему, состоящую из распределенных по поверхности трубопровода макро и микропор. Качественное новое изоляционное покрытие трубопровода существенно сокращает число коррозионных элементов, размыкая цепь связи через окружающий грунт - проводник второго рода[4].

Некачественное покрытие с большим количеством дефектов вносит лишний, в ряде случаев фактор в работу коррозионной системы за счет гетерогенности, окружающей трубопровод среды. При этом следует отметить тот факт, что наличие дефектов и отслаивание изоляции является нужным, но не достаточным фактором для совершенствования коррозии. В то же время и, собственно, гетерогенность грунта не во всех случаях приводит к образованию нежелательных коррозионных элементов. Только неблагоприятное для конкретного участка подземного сооружения сочетания коррозионных свойств грунта с типами распределением дефектов в изоляционном покрытии приводит к увеличению числа каверн, трещин коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) или язв под плёночной коррозии, снижающих остаточный ресурс трубопровода. При соприкосновении двух электропроводящих фаз (например, мет. - среда), когда одна из них заряжена положительно, а другая отрицательно, между ними возникает разность потенциала. Это явление связано с возникновением двойного электрического слоя (ДЭС). Заряженные частицы располагаются несимметрично на границе раздела фаз[7].

Скачек потенциалов в процессе электрохимической коррозии может происходить из-за двух причин[2]:

При достаточно существенной энергии гидратации ионы сплава имеют все шансы отрываться, и перебегать в раствор, оставляя на плоскости эквивалентное численности электронов, которые характеризуют ее отрицательный заряд. Негативно заряженная плоскость притягивает к себе катионы мет. из раствора. Этак на границе и раздела фаз возникает двоякий гальванический слой. На плоскости сплава разряжаются катионы электролита. Это самое приводит к тому, что наружный слой мет. получает положительный заряд, который с анионами раствора сформирует двойной гальванический слой. Иногда возникает ситуация, когда поверхность не заряжена и, соответственно, отсутствует ДЭС. Потенциал, при котором это явление наблюдается называется потенциалом нулевого заряда (φN). У каждого металла потенциал нулевого заряда свой. Величина электродных потенциалов оказывает очень большое влияние на характер коррозионного процесса.

.3 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния.

Способ основывается на это контролирование, регистрации и следующей обработки характеристик нефтепровода и перекачиваемой нефти. Данный способ получил заглавие параметрической диагностики. Базу способа сочиняет расчет гидравлических характеристик нефтепровода сообразно приведенным значениям конкретных измеримых характеристик и следующего сравнения итогов расчета начальными характеристиками нефтепровода, явными после его постройки либо починки. Аномалия выходных характеристик от номинальных говорит о изменении тех. состояния частей нефтепровода, создающих этот параметр[8].

Отдача способа параметрической диагностики находится в зависимости от верности выбора начальных данных, от совершенства диагностической логики, используемой при отделке.

К недочетам способа надлежит отнести надобность учета воздействия режима работы нефтепровода и наружных критерий воздействия среды на нефтепровод.

1.3.1 Методы магнитного и электромагнитного контроля

Электромагнитный способ дозволяет найти эти недостатки (дефекты), как трещины, отслоения, задиры, царапинки. Разрешающая дееспособность и пунктуальность контролирования при применении электромагнитного способа находятся, в зависимости от чувствительности устройств, компоновки измерителей, свойства намагничивания материала, который был использован, системы преображения сигналов[10].

Электромагнитный способ, сообразно сопоставлению с иными способами дефектоскопии, дозволяет обнаружить очень много маленьких недостатков, в частности эти, которые попадают в толщу стенки трубы на 10-15%.

1.3.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция ведется после окончания подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, организацией которая отвечает за эксплуатацию обследуемого участка нефтепровода направленности предприятию, исполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту подготовленность. Ответственными за проведение работ по определению наличия дефектов, на участке магистрального нефтепровода считаются основные инженеры компаний, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Подготовленность к диагностированию гарантируется проверкой исправности камеры запуска-приема и запорной арматуры, проведением очищения внутренней полости трубопровода, созданием нужных запасов нефти для снабжения размеров перекачки в согласовании с режимами[12].

Нужная полнота контролирования участка магистрального нефтепровода достигается на базе реализации 4-х уровневой встроенной системы диагностирования, предусматривающая определение характеристик последующих недостатков и особенностей трубопровода, выходящих из-за пределы возможных значений, оговоренных в руководящих документах определения угрозы недостатков (дефектов)[14]:

дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

поперечных трещин и трещин подобных дефектов в кольцевых сварных швах;

продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещин подобных дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

На главном уровне диагностирования (для участков, обследуемых в первый раз), приобретаем информацию о отличительных особенностях и недостатках геометрии трубопровода, вызывающих убавление его проходного сечения. Для получения данных применяем комплекс технических средств: скребка-калибра, снаряда профиле мера. Прочерчивание исследовательских работ наступает с пуска скребка калибра, снабженного и калибровочными дисками, укомплектованными деликатными мерными пластинами. Калибр калибровочных дисков обязан быть70% и 85% от внешнего диаметра трубопровода[9].

Сообразно состоянию пластинок после прогона (наличию либо неимения их изгиба) делается подготовительное определение малого проходного иссечения участка нефтепровода. Малое проходное сечение линейной части нефтепровода, неопасное для пробела обычного профиле мера, имеет 70% от внешнего поперечника (значения диаметра) трубопровода.

Для получения совершенной инфы о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после удачного прохода внутри полости МН скребка-калибра (т.е. доказательства нужного для не опасного пропуска профиле мера проходного сечения трубопровода) исполняется двойной пропуск снаряда-профиле мера, характеризующего недостатки геометрии: помятости, гофры, а еще присутствие отличий: сварных швов, подкладных колец и остальных выступающих вовнутрь частей арматуры трубопровода. При первом пропуске профиле мера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5 - 7 км. При втором и последующих пропусках профиле мера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профиле мера. По результатам профиле метрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода[6].

На другом уровне диагностирования делается обнаружение недостатков вида утрат металла, вызывающих убавление толщины стены трубопровода, а еще расслоений и подключений в стенке трубы с внедрением комплекса технических средств, в состав которого вступают: у/з звуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профиле мер; скребок-калибр; обычные и особые (щеточные) очистные скребки. На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещин подобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещин подобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профиле мера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

коррозия сталь ток ремонт

2. Защита трубопроводов от электрохимической коррозии

2.1 Защита трубопроводов от блуждающих токов

Блуждающий ток - это электрический ток, появляющийся в некоторых грунтах от дисперсии электрифицированных, например, железнодорожных (трамвайных) путей, где рельсы выполняют роль возвратных проводников питающих подстанций. Другим источником блуждающего тока может быть заземление электрического промышленного оборудования. Как правило, это ток большой силы, и воздействует он в первую очередь на трубопровод, отличающийся хорошей проводимостью (в частности, со сварными соединениями). Такой ток поступает в трубу в определенной точке, играющей роль катода, и, преодолев более или менее продолжительный отрезок трубопровода, выходит в другой точке, выступающей в качестве анода. Происходящий при этом электролиз и дает коррозию металла. Прохождение тока на участке от катода до анода вызывает переход железосодержащих частиц в раствор и со временем может привести к истончению и в конечном итоге перфорации трубы. Повреждение тем существенней, чем выше сила проходящего тока. Коррозийное действие блуждающего тока, безусловно, более разрушительно, чем действие коррозийных батарей, образующихся вследствие агрессивности почвы[13].

Против него эффективным оказываются меры «электрического дренажа». Суть методики следующая: в определенной точке трубопровод посредством специального кабеля, имеющего низкое электрическое сопротивление, подключается непосредственно к источнику блуждающего тока (например, к подстанции или железнодорожному пути). Подключение необходимо соответствующим образом поляризовать (при помощи однонаправленных переходников) таким образом, чтобы ток всегда шел в направлении от трубопровода к источнику дисперсии. Электрический дренаж требует строгого соблюдения сроков регламентных осмотров, тщательной наладки и регулярной проверки. Чаще всего эта методика сочетается с другими способами защиты.

2.2 Способы защиты трубопроводов от коррозии

Химическая обработка агрессивной воды или обводненного грунта, в котором залегает нефтепровод. Вода, протекающая по трубопроводу (подтоварная вода, которая находится в составе нефти, в допустимом по РД значении), может иметь агрессивные свойства. Зачастую это обусловлено обработкой такой воды хлором или процессами коагуляции и флокуляции, происходящими в воде непосредственно на станции водоподготовки. Агрессивность может быть обусловлена содержанием в воде кислорода, хлора, карбонатов и бикарбонатов. Агрессивность уменьшается при возрастании уровня кислотности и жесткости и возрастает при повышении температуры и содержании растворенных воздуха и углекислого газа[8].

Главная отрицательная черта химического воздействия воды на металл трубы- (Рисунок 2) изменить потенциально агрессивную и содержащую множество каталитических веществ коррозии) воду в слабокальцирующую. Небольшая жесткость, на самом деле, допустима, так как содействует образованию на внутренней плоскости трубы отложений солей кальция, которые и оберегают сплав, из которого состоят трубы МН. Прибавлением выводу соответственных ингибирующих препаратов разрешено замедлить процесс коррозии, редуцируя ее по наименее небезопасных проявлений (равномерная коррозия за место глубочайшей локальной), а еще способствовать - при поддержки химической реакции - воспитанию известковых отложений, которые, густо прилипая к сплаву, образуют покрытие, оберегающее его от коррозийного действия. В водопроводных сетях всеобщего использования переработка воды объединяется, основным образом, к прибавлению кальция [Ca(OH)2], либо соды (NaOH), либо карбоната натрия (Na2CO3). Базирующаяся задача присадок такового семейства - исправление лишней жесткости воды, которая в неприятном случае имеет возможность привести к образованию ненужных источников известковых отложений. В железных покрытых цинком трубопроводах при прибавлении в воду и полифосфатов, и фосфатов либо силикатов на внутренней плоскости трубопровода появляется плёночка полифосфата, фосфата либо силиката цинка, либо железа, оберегающая сплав от ржавчины. Но добавляя в нефть вещества, уменьшающие коррозионную агрессивность металла, нужно учитывать изменение хим. состава нефти. Вещество, подавляющее агрессивность воды на металл трубопровода и не изменяющее состав нефти является [Са(ОН)3][6].

.

Рисунок 2 - Принцип химической обработки воды

2.2.1 Защитные покрытия

Покрытия разрешено наносить, как и на внутренние, так и на наружные плоскости трубопровода. Защитное покрытие сформирует защиту трубопровода от потери металла и (коррозии), которая бывает активного либо пассивного вида. В неких вариантах имеют все шансы совмещаться оба вида защиты. В случае функциональной защиты покрытие создает условия, мешающие распространению ржавчины сплава. Плоскость железных труб покрывается наиболее либо наименее крепким слоем электрохимическим наименее благородного сплава (традиционно цинка), кой, оберегая главной металл, берет и на себя действие коррозии. Функциональная защита в большей ступени оберегает внутреннюю плоскость трубы от коррозийного действия протекающей воды. С наружной стороны таковая защита сформирует базисное покрытие, усиленное пассивной защитой трубы от потери металла.

Задача пассивной защиты - предохранить металлические трубы от разрушающего воздействия окружающей среды. На заглубленных участках водопроводов очень важно бывает надежно защитить металл от непосредственного контакта с грунтом. Аналогичная защита используется для достижения - при помощи внутреннего покрытия - в трубопроводах, предназначенных для доставки воды особо агрессивного типа. Нанесение защитных слоев, выполняемых из лаков, красок или эмалей, создает непрерывный непроницаемый барьер, который защищает находящийся под ним металл от коррозийного воздействия среды[11].

Для этой цели чаще всего используются битумные продукты, получаемые от перегонки угля или нефти, или из синтетических смол, термопластичных (полиэтилен, полипропилен, полиамиды) и термоотверждающихся (эпоксидные, полиуретановые, сложные полиэфиры).

Перед покрытием нужно выполнить необходимую, для этих работ, подготовку обрабатываемой плоскости трубы или кропотливо очистить ее от всего, что имеет возможность может оказаться вредоносным в процессе коррозионного процесса, и как следствие потери металла (влага, останки лака, пятнышка жира либо масла, грязь либо пыль, коррозия очаговая).

Для наружной защиты поверхности трубопроводов открытого заложения разрешено использовать лакокрасочные покрытия либо порошковым пластическим материалами, которые были использованы в заводских условиях или при строительстве МН. Построение или нанесение покрытия исполняется разными методами в зависимости от того, использованного материала трубопровода. Водянистые составы наносятся кисточкой, погружением в раствор либо опрыскиванием из оружия. Порошковые препараты (в большей степени пластические использованные материалы) наносятся на трубу, подогретую до температуры, превышающей температуру плавления порошка. Порошок наносится на плоскость трубы электростатическим методом либо легким напылением[9].

.2.2 Защита «индуцированным током»

Еще один способ, предохраняющий металл от агрессивности почвы, - это защита «индуцированным током». Для этого используется внешний источник постоянного тока, который идет от питающего устройства, состоящего из трансформатора и выпрямителя. Положительный полюс питающего устройства подключен к анодному рассеивателю (заземление, состоящее из графитового или железосодержащего анода), отрицательный - к трубопроводу, представляющему объект защиты. Передаваемый защитный ток определяется параметрами трубопровода (длина, диаметр, имеющаяся степень изоляции) и степенью агрессивности почвы. Ток, рассеиваемый заземлением, создает электрическое поле, обволакивающее трубу и понижающее его потенциал, что и дает защитный эффект[3].

Надежность и эффективность катодной защиты обеспечиваются, в том числе, периодическим осмотром сети, проверкой работоспособности используемого оборудования и своевременным устранением неисправностей.

2.2.3 Расходуемый анод

Заглубленный магниевый блок в мощь позиции, занимаемой магнием на шкале химического потенциала условно железа, водит себя как анод в коррозионной батарее, возникающей меж ним и железным трубопроводом. Ток, генерируемый электродвижущей мощью коррозионной батареи, перемещается в направленности «анод - грунт - трубка -монтажный кабель». Медлительное деление магния оберегает трубопровод от ржавчины. Данная система применяется в основном для защиты стальных резервуаров и трубопроводов ограниченной протяженности (от нескольких сот метров до нескольких километров)[5].

Обычно анод помещается в хлопковый (или джутовый) мешок в глинистую смесь (рисунок 3), задача которой - обеспечить равномерность расхода анода и требуемый уровень влажности, а также предотвратить образование пленки, затрудняющей его разложение.

Доступ к электрическому кабелю и проверка состояния защитного покрытия путем замера силы тока батареи обеспечивается через специальный колодец.

Рисунок 3 - Схема расходуемого анода

2.2.4 Катодная защита «индуцированным током»

Для организации таковой защищенности магистрального нефтепровода от коррозии потребуется генератор неизменного тока, к отрицательному полюсу которого подключается оберегаемый от коррозионной агрессии трубопровод. "полюс" соединяется с системой анодных рассеивателей, заглублённых грунт, согласно РД, на этом же участке земли. Монтажный кабель обязан иметь невысокий показатель электрического противодействие(сопротивления) и неплохую изоляцию. Гальванический ток, рождаемый генератором, средством анодов передается в основу(грунт) и поступает на трубопровод. Трубопровод исполняет роль катода и таковым образом защищается от ржавчины (рисунок 4). Ток идет сообразно последующему маршруту: электрогенератор - монтажный кабель - электрод-рассеиватель - почва - оберегаемая железная конструкция - монтажный кабель - электрогенератор. Применяемые аноды мало расходуемого вида (как правило, графитовые либо железосодержащие) - заглубляются на 1,5 м на расстоянии 50-100 м от трубопровода. Генератор неизменного тока (125-500 Вт) традиционно состоит из выпрямителя тока, кормящегося от электросети чрез трансформатор[6].

Рисунок 4 - Катодная защита «индуцированным током

2.3 Способы электрохимической защиты

Для защиты нефтепроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита.

Электрохимическая защита призвана защищать металл трубы только в местах незначительных повреждений изоляции[18].

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

2.3.1 Катодная защита

Принципиальная методика катодной защиты магистрального, складского трубопровода показананаирисунке5. Генератором неизменного тока считается станция катодной охраны 3, в каком месте с поддержкою выпрямителей неустойчивый ток, прибывающий от вдоль трассовой ЛЭП 1 чрез трансформаторный пункт 2, преобразуется в неизменный. Отрицательным полюсом генератор напряжения тока с поддержкою кабеля 6 включен к оберегаемому трубопроводу 4, а положительным - к анодному заземлению 5. При подключении генератора*источника) тока электрическая цепь замыкается чрез Агро почвенный электролит[17].

Рисунок 5 - Принципиальная схема катодной защиты: 1 - ЛЭП; 2 - трансформаторный пункт; 3 - станция катодной защиты; 4 - защищаемый трубопровод; 5 - анодное заземление; 6 - кабель

Принцип работы катодной защиты трубопровода от электрохимической коррозии подобен процессу электролиза. Перед действием приложенного электрического поля генератора напряжения наступает перемещение полусвободных валентных электронов в направленности «анодное заземление - генератор тока -оберегаемое изделие (труба)». Утрачивая электроны, атомы сплава анодного заземления переходят в облике ион-атомов в раствор почвенного электролита, т. е. анодное заземление сносится. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищенного трубопровода вследствие работы генератора неизменного тока имеется излишек вольных электронов, т. е. формируются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, отличительных для катода. Для защиты от коррозии подземных металлических трубопроводов необходимо, чтобы их потенциал был не более минус 0,85 В. Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зон действия смежных станций катодной защиты (СКЗ).

2.3.2 Протекторная защита

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента (рисунок 6).

Рисунок 6 - Принципиальная схема протекторной защиты

Два электрода (трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) опущены в почвенный электролит и соединены проводником 3. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику 3. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки 4[14].

Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но не трубопровода, а протектора. Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее от железа, т.к. они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготавливаются только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям[11]:

разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;

отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

2.3.3 Электродренажная защита

Дренажная система, электродренажная защита от коррозионной активности - это электрическая защита железных подземных построек на железных дорогах (кабельных рядов, трубопроводов, оснований опор контактной козни и др.) от потери металла, вызываемой блуждающими токами (рисунок 7); базирована на изменении распределения потенциалов на рельсах оберегаемом объекте[7].

Дифференциальная защита исполняется прямым железным соединением постройки с поддержкою проводника (электродренажа) с рельсами у обратного фидера либо с шиной тяговой подстанции. Данный проводник фактически шунтирует синхронный путь тока с постройки к обратному фидеру чрез территорию, в итоге что токи с постройки вворачиваются в попятный фидер никак не чрез территорию, а по электродренажу. Возврат блуждающих токов по электродренажу ликвидирует электрокоррозионные разрушения постройки в бывшей анодной зоне[12].

Рисунок 7 - Принципиальная схема дренажной защиты: 1 - тяговая рельсовая сеть; 2 - электродренажное устройство; 3 - элемент защиты от перегрузок; 4 - элемент регулирования тока электродренажа; 5 - поляризованный элемент; 6 - защищаемое подземное сооружение.

При дифференциальной системе ток из находящейся вокруг трубопровода территории, владеющей наиболее высочайшим, нежели снаряжение, потенциалом, затекают на него. Данный результат, наз. катодной поляризацией, гарантирует существенное уменьшение почвенной коррозии. Дифференциальная защита используется лишь на Ж. д., электрифицированных на неизменном токе. Распознают последующие виды электродренажа: непосредственный, поляризованный, реверсионный и интенсивный. Непосредственный электродренаж владеет двусторонней проводимостью (см. рисунок 7 с пояснениями элементов системы), в его цепи есть регулирующий резистер и механизм защиты от перегрузок. Поляризованный электродренаж используется на участках, в каком месте исполняется рекуперативное подтормаживание ЭПС[17].

А еще при значимой разности напряжений работающих синхронно на тяговую сеть подстанций, т. е. в вариантах, как скоро анодная зона существенно сдвигается в том числе и при принятой на российские железные дороги положительной полярности контактной сети. В цепь особо вводится поляризованное изделие - выпрямитель, дозволяющий создавать ток лишь в направленности от постройки к рельсам, т. е. электродренаж действует лишь в вариантах, когда он располагаться в анодной зоне. Реверсионный электродренаж изменяет полярность дренажной цепи в зависимости от необходимого спектра защитного потенциала на постройке. Интенсивный электродренаж, как правило, - поляризованный электродренаж, пополненный генератором неизменный тока, дает тип дренажно-катодной защиты от коррозии.

2.4 Порядок проведения ремонта дефектов

Устранение дефектов, подлежащих ремонту, может производиться как выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим РД, так и капитальным ремонтом с заменой трубы и с заменой изоляции на протяженных участках нефтепровода. При капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.

Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от[8]:

• технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;
• плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;
• плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;
• состояния изоляционного покрытия;
• конкретных условий пролегания нефтепровода;
• фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.
• Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:
• В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:
• ограничивающие пропускную способность нефтепровода;
• расположенные на переходах через естественные и искусственные водные препятствия;
• расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;
• расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов;
• расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты;
• расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные участки и др.).

В зависимости от значимости нефтепровода первоочередному ремонту и устранению подлежат дефекты, расположенные на[11]:

• межрегиональных магистральных нефтепроводах, по которым транспортируется нефть многих грузоотправителей и осуществляются поставки на НПЗ России;
• магистральных нефтепроводах экспортного направления;
• магистральных нефтепроводах, задействованных в перспективных проектах развития системы;
• магистральных нефтепроводах или участках, не имеющих дублирующего направления;
• магистральных нефтепроводах регионального значения от мест добычи и загруженных свыше 70% от проектной производительности.

2.5 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта[9]:

• шлифовка;
• заварка;
• вырезка дефекта (замена катушки или замена участка);
• установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта.

К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок с эллиптическим днищем.

Системы временного ремонта используется на ограниченный период времени, монтаж их в плановом распорядке воспрещается. К системам для временного ремонта участка МН относятся не обжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты данных типов позволяется использовать для аварийной починки с следующей заменой в течение 1-го календарного месяца и для починки гофр на срок никак не наиболее 1-го года с неотъемлемой следующей подменой на неизменные способы починки[17].

Возможный срок эксплуатации ранее поставленных муфт с коническими переходами, не обжимных приварных муфт и заплаториентируется в зависимости от отношения наибольшего рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода. Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

2.5.1 Конструкция сварной ремонтной муфты. Технология изготовления ремонтной конструкции

Ремонтная муфта, включая и ее элементы, состоит из двух половин (верхней и нижней), которые после установки на трубопровод свариваются между собой продольными стыковыми швами и двух разгрузочных колец, которые устанавливаются по краям муфты и провариваются совместно с муфтой и телом трубы поперечными швами.

Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты представлена на рисунке 9[5].

Изготовление муфт из терм упрочнённых и спирально шовных труб не допускается.

Центральная часть длиной L> D и разгрузочные кольца длиной К =0,2D изготавливаются из двух половин каждая, вырезанных из трубы диаметром D с припуском по периметру. Горизонтальные кромки нижних половин выполняются без скоса или со скосом 10°, а верхних со скосом кромок под углом 30¸35° и притуплением 1,5¸2 мм. Поперечные кромки подрезаются без скоса. Вдоль предполагаемых продольных стыков деталей приваривают технологические скобы для сборки муфты. Технологические скобы устанавливаются с шагом не более 400мм[14].

Рисунок 9 - Ремонтная муфта: 1- труба; 2- метки посадки отводов и механической обработки поверхности трубы; 3- отвод; 4- закладной нагреватель; 5- полухомут; 6- винты крепления; F- усилие прижатия отвода при сборке и сварке

Изготовление муфты из участка трубы с кольцевым сварным швом не допускается. Производятся ультразвуковой контроль сегментов на предмет отсутствия расслоения по толщине трубы. Вырезку заготовки для изготовления муфты производят на расстоянии не менее 50 мм от кольцевого сварного шва.

Сборка и подгонка муфты и ее элементов производятся на шаблоне, размеры которого должны соответствовать размерам ремонтируемой трубы.

Допускается разгибание заготовок муфты до соответствия их внутренних радиусов кривизны кривизне шаблона. Усиление продольных сварных швов с внутренней стороны снимают шлиф машинкой до величины 0,7-1,0 мм для обеспечения лучшего прилегания муфты к ремонтируемой трубе[11].

После изготовления полумуфт или полуколец производят контроль кривизны внутренней поверхности. Допускается подгонка до соответствия размеров. Полумуфты должны стыковаться между собой и разгрузочными кольцами на действующем нефтепроводе без дополнительной подгонки.

2.6 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе

По общим вопросам сборки и сварки продольных стыковых соединений муфт следует руководствоваться СНиП Ш-42-80, ВСН 006-89.

При установке на трубу муфта должна перекрывать дефект на расстоянии не менее 100 мм с каждой стороны.

При установке продольные швы муфты и ее элементов должны быть смещены друг относительно друга, а также от продольных швов труб нефтепровода на расстоянии не менее 100 мм.

Расстояние между началом (или концом) муфты и кольцевым стыком на трубопроводе должно быть не менее 100 мм.

Расстояние между муфтами при установке на трубу двух или более муфт должно быть не менее 150 мм.

Все сварочные работы выполняют методом дуговой сварки.

Детали муфты монтируют с помощью шпилек диаметром от 24 до 32 мм, пропущенными в отверстия технологических скоб с обеспечением зазоров между кромками полумуфт, приведенными в таблице 1[2]. При этом должен обеспечиваться прижим полумуфт затяжкой шпилек.

Во избежание приварки муфты к основной трубе нефтепровода сварку продольных стыков проводят на металлической подкладке толщиной от 1,0 до 2,0 мм и шириной 35-40 мм. В качестве материала подкладки использует спокойную малоуглеродистую сталь.

Подкладку устанавливают по всей длине шва перед сборкой двух половин муфты на трубе. Подкладка должна выступать с каждой стороны продольного стыка на величину не более 30-40 мм. Перекос подкладки от оси шва не допускается. После сварки свободные концы подкладки удаляют с помощью шлиф машинки.

Таблица 1 - Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты

Толщина стенки муфты, ммВеличина зазора, ммот 8 до 10от 2,5 до 3,010 и болееот 3,0 до 3,5

При установке муфты на трубу запрещается наносить удары кувалдой или другими предметами с целью получения необходимых монтажных зазоров.

После сборки муфты на трубе проводят проверку зазора и смещения стыкуемых кромок. Одновременно проводят контроль величины зазора между стенками муфты (или ее элементов) и основной трубой нефтепровода по всему периметру.

К сварке муфт предъявляются следующие требования[16]:

1. при сварке продольных стыков муфт необходимо обеспечить гарантированное проплавление кромок по всей длине шва;
2. полностью исключить приварку муфты к трубе нефтепровода в продольном направлении;
3. обеспечить прочное сварное соединение элементов поперечного стыка (муфта - тело трубы - разгрузочные кольца).

Непосредственно перед прихваткой и сваркой корневого слоя шва собранного продольного стыка необходимо просушить кромки муфты (нагрев до 40÷600С). Ширина зоны нагрева по оси стыка должна быть не менее 100 мм.

Прихватку продольных стыков проводят равномерно по длине стыка между сборочными приспособлениями. Длина прихваток должна составлять не менее 30 мм и не более 100 мм в зависимости от длины свариваемых деталей (муфты или ее элементов). Количество прихваток не менее четырех, расстояние между прихватками не менее 400мм.

Для уменьшения вероятности образования дефектов начало каждой прихватки или шва зачищают шлиф машинкой. Прихватки должны обеспечить гарантированное проплавление кромок. Видимые дефекты на прихватках (поры, шлаки, свищи и др.) устраняют шлиф машинкой. Прихватки с недопустимыми дефектами (трещинами, надрывами) полностью удаляют (срезают) шлиф машинкой и заваривают вновь.

После выполнения прихваток проводят сварку продольных стыков муфты. Во избежание температурных деформаций сварку продольных стыков муфты (длиной более 300 мм) первого (корневого) и заполняющих слоев выполняют в направлении от центра муфты к ее краям обратноступенчатым способом. Первые заполняющие слои (один-два) сваривают по центру шва, последующие - выполняют параллельными с перекрытием проходами (валиками). Облицовку выполняют методом непрерывной сварки в направлении от центра муфты к ее краям путем наложения трех параллельных проходов (валиков). Первоначально накладывают нижний валик, далее средний, а затем верхний.

Сварка муфты с трубой нефтепровода проводится кольцевыми угловыми швами.

Прихваткаимуфтылибоеечастейкглавнойтрубеинефтепроводаобязанапроводитьсяумереннопопериметру трубы.Посадкаприхваток в месте пересечения продольных швов муфтыникак непозволяется. Сварка кольцевыхшвовимуфтыикитрубеобязанапроделыватьсяобратноступенчатымметодомна корневом инаполняющихслоях испособомпостояннойсварки на облицовке.

Кольцевые швы обязаны свариваться в других квадрантах окружности трубы сразу 2-мя сварщиками. При сварке поперечных швов муфты к трубе перерывы в труде никак не допускаются. Сварные угловые соединения муфт бросать незаконченными никак не позволяется. В случае принужденных перерывов нужно вести вторичный нагрев кромок муфты и главной трубы в месте сварки. Никак не позволяется заканчивать сварку по совершенного исполнения шва[2].

В процессе сварки швов исполняется пооперационный наружный осмотр качества исполнения каждого слоя шва на наличие недостатков. Видимые недостатки швов устраняются. Промежуток меж муфтой и трубой заполняется некорродирующей жидкостью (дизельным топливом, бензином, машинным маслом, нефтью). Делается опрессовка муфты давлением 2 МПа (20кгс\см2) в течении 1 часа. Проверка считается удачно выполненной, ежели не наблюдались снижение давления в муфте и подтеков в ремонтные системы.

2.7 Защитные покрытия для трубопроводов

Отдельно следует остановиться на защитных покрытиях, используемых прина магистральных трубопроводах. При проведении работ по переизоляции магистральных нефтепроводов без остановки процесса перекачки нефти используются, как правило, комбинированные покрытия на основе модифицированных битумных мастик типа «ТРАНСКОР», «БИОМ», «БИТЭП», «ИЗОБИТ», полимерных, полимерно-битумных, термоусаживающихся лент и защитных оберточных материалов. При этом типы, конструкции и толщины данных покрытий должны соответствовать «Перечню конструкций комбинированных покрытий на основе битумно-полимерных мастик и битумно-полимерных лент, разрешенных к применению в системе ОАО «АК «Транснефть». В заключении об условиях внедрения и практического применения тех или иных антикоррозионных покрытий в системе ОАО «АК «Транснефть». Все предлагаемые материалы и системы защитных покрытий должны пройти аттестационные испытания на соответствие общим техническим требованиям Компании. Испытания проводятся на образцах, вырезанных из изолированных труб или на образцах-свидетелях с покрытием, нанесенным в условиях конкретного завода-изготовителя по принятой технологии, с использованием установленного промышленного оборудования.

Если подытожить вышесказанное, то можно сделать следующие выводы:

. При строительстве магистральных нефтепроводов в настоящее время применяются трубы с заводскими покрытиями. Выбор типа заводского покрытия зависит от диаметров строящихся трубопроводов, от температуры эксплуатации и условий прокладки трубопроводов;

. Для антикоррозионной защиты фасонных элементов и задвижек нефтепроводов должны применяться покрытия,по своимхарактеристикам сопоставимые с заводским покрытиями труб. С этой целью рекомендуется применять модифицированные полиуретановые и эпоксидно-полиуретановые покрытия;

. Изоляция сварных стыков трубопроводов в трассовых условиях должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент. Данный тип покрытиянаиболее близок к заводским полиэтиленовым покрытиям труб;

. До начала практического применения все защитные покрытия и изоляционные материалы должны проходить аттестационные испытания на соответствиетребованиям ОАО «АК «Транснефть» и разработанным на их основе Техническим условиям на защитные покрытия. Покрытия, материалы иТехнические условия заводов-изготовителей должны быть включены в «Реестр ТУ и ТТ» ОАО «АК «Транснефть».

2.8 Изоляция

До начала работ по нанесению изоляции на трубопровод необходимо[7]:

провести испытание на прочность и герметичность;

выполнить планировку монтажной площадки;

проверить наличие и качество изоляционных материалов;

подготовить к работе машины, и механизмы, другое оборудование;

получить разрешение на изоляцию трубопровода.

Работы по изоляции выполняются в следующей последовательности:

со склада к месту работы вывозятся изоляционные материалы;

на плеть трубопровода при помощи трубоукладчика насаживается комбайн;

комбайн заполняется клеевой грунтовкой, на шпули устанавливаются рулоны и регулируются по диаметру изолируемого трубопровода и величине нахлеста;

производится машинная очистка и изоляция плети трубопровода;

проверяется качество изоляционного покрытия, при необходимости выполняется ремонт.

Перед насадкой комбайна на торец трубопровода надевается конус для предохранения от повреждений рабочих органов машины и кромки трубопровода. Трубопровод поддерживается на весу трубоукладчиком при помощи троллейных подвесок. Изоляционную ленту и соответствующую ей грунтовку следует наносить на очищенную от продуктов коррозии, окалины, грязи, масляных пятен, пыли наружную поверхность трубопроводов. Поверхность трубопровода при нанесении грунтовки и ленты должна быть сухой. Для обеспечения равномерного покрытия очищенный поверхности трубопровода грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать. Слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь подтеков, сгустков, пузырей. грунтовку в случае необходимости перед нанесением допускается разбавить растворителем, вводя его не более 10% от разбавляемого объёма.

Изоляционную полимерную ленту следует наносить на трубопровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке при температуре не ниже минус 400С. При температуре воздуха ниже 100С рулоны ленты и обертки перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре 150С, но не выше 450С. При температуре окружающего воздуха ниже 30С поверхность изолируемого трубопровода необходимо подогревать до температуры не ниже 150С, но не выше 500С[4].

При установке на шпулю нового рулона ленты, конец нанесенного полотнища поднимают на 10...15 см и под него подкладывают начало разматываемого рулона. Эти концы разглаживают на изолируемой поверхности и за тем прижимают рукой до нахлеста их последующим витком ленты.

Поверхность трубопровода необходимо предохранять от попадания на нее смазочного масла из трансмиссии и воды из систем охлаждения машин.

Все дефектные участки изоляции следует исправлять сразу после их обнаружения. Поврежденный участок необходимо освободить от обертки и изоляционной ленты. Ветошью, смоченной растворителем, с поверхности поврежденного участка тщательно удаляется пыль, грязь, влагу. Далее на ремонтируемый участок тонким слоем 0.1 ... 0.2 мм следует нанести соответствующую клеевую грунтовку и заплатку из липкой ленты, заплата должна перекрывать дефект не менее чем на 15 см по периметру. Крупные повреждения изоляции следует ремонтировать, нанося липкую ленту спирально по клеевой грунтовке. При этом ее наносят, захватывая на 5..10 см имеющуюся изоляцию на смежных участках с нахлестом 50 % ширины рулона плюс 3 см.

Сплошность отремонтированного изоляционного покрытия следует проверять дефектоскопом до нанесения защитной обертки. Во время дождя и сильного ветра изоляционные работы не производятся.

В качестве контроля необходимо проверять сплошность изоляционного покрытия всего ремонтируемого участка с использованием холидей-детектера ISOTEST 4S (рисунок 10). Принцип работы прибора основан на электрическом пробое воздушных промежутков между электродом, подключенным к одному из полюсов источника высокого напряжения, и самим трубопроводом, подключенным к другому полюсу, в местах дефектов изоляции. При проверке на сплошность напряжение на электроде устанавливается из условия: на 1 мм сплошности изоляционного покрытия 10кВ напряжения на электроде. Результаты проверки оформляются виде Акта о контроле спошности изоляционного покрытия. При отсутствии дефектов и удовлетворительной сплошности разрешается засыпка трубопровода[10].

Рисунок 10 - Холидей-детектер ISOTEST 4S топких мест, грунтовых дорог

3. Исследование факторов агрессивности грентов

.1 Обзор факторов коррозионной агрессивности грунтов

Согласно ГОСТ 9.602 - 89 критериями опасности коррозии подземных металлических сооружений являются[6]:

а) коррозионная агрессивность среды (грунтов, грунтовых и др. вод) по отношению к металлу сооружения;

б) опасное действие постоянного и переменного блуждающих токов.

Остановимся подробней, исходя из тематики статьи, на аспекте коррозионной агрессивности среды (в данном случае грунта), которая определяется следующими факторами:

. Пористостью (аэрацией);

. Электропроводностью;

. Наличием растворенных солей;

. Кислотностью или щелочностью;

. Влажностью;

. Температурой электролита (грунта), прилегающего к стенкам трубопровода;

Каждый из этих факторов может повлиять на характеристики анодной и катодной поляризации металла в грунте, причем не всегда однозначно, с точки зрения усиления или ослабления коррозионного растворения.

Например, пористый грунт более аэрированный и лучше сохраняет влагу, что приводит к увеличению начальной скорости коррозии. Однако, защитные свойства образующихся при этом продуктов коррозии лучше, чем у пленок, образующихся в неаэрированных почвах. В то же время в большинстве грунтов, если нет хорошей аэрации, коррозия идет с образованием глубоких язв. Очевидно, что точечная коррозия опаснее, чем равномерная, протекающая с большей скоростью.

В свою очередь, без аэрации плохо окислённые продукты коррозии диффундируют в глубь почвы и, практически, не защищают металл от дальнейшего разрушения.

Следует отметить и тот факт, что азрация снижает активность сульфато восстанавливающих бактерий, содержащихся в грунте и поражающих металл. Воздействие анаэробных бактерий в бедных растворенным кислородом почвах наблюдается в интервале рН 5,5 - 8,5. При этом одни разновидности бактерий размножаются в пресной воде и почве, содержащих сульфаты, другие - в солоноватых и морских водах, а некоторые живут глубоко в земле, при температурах до 60-80ºС. Сульфатвосстанавливающие бактерии легко восстанавливают неорганические сульфаты до сульфидов в присутствии водорода и органических веществ. На поверхности железа этот процесс интенсифицируется, так как железо в этом случае является источником водорода, который обычно адсорбирован на поверхности металла и который бактерии используют для восстановления SO4²Î. С каждым эквивалентом водорода, потребленным бактериями, в раствор переходит один эквивалент FeО, образуя ржавчину Fe(OH)2 и сульфид железа FeS. Можно сказать, что бактерии здесь играют роль деполяризатора. Анализ продукта коррозии, образовавшегося в результате действия бактерий, дает соотношение количества оксида и сульфида 3/1. В случае, когда коррозия обусловлена не действием бактерий, а присутствием растворенного сероводорода или растворенных сульфидов, подобное соотношение оксид: сульфид вряд ли будет обнаружено, при этом скорость коррозии будет ниже. Особенно серьезные повреждения сульфатвосстанавливающие бактерии наносят нефтяным отстойникам, подземным трубопроводам и обсадным колонам глубоких скважин[2].

Далее, грунт с низкой электропроводностью чаще всего менее агрессивен, чем высоко электропроводный из-за малого количества влаги или наличия растворимых солей или того и другого одновременно. Однако электропроводность сама по себе не является показателем агрессивности, существенную роль здесь играет характеристика анодной или катодной поляризации металла в данном грунте. Кроме того, необходимо отметить тот факт, что при увеличении влажности грунта электросопротивление его уменьшается, но при этом сильно затрудняется диффузия кислорода к поверхности металла, в результате чего коррозионный процесс замедляется.

Кроме того, среднегодовая температура грунта региона в котором проложен трубопровод, а также температура транспортируемого продукта, обуславливающая температуру стенок трубопровода и, соответственно, прилегающего к стенкам почвенного электролита существенно влияет на коррозию (рисунок 11) Так с повышением температуры электролита до 75-80°С скорость коррозии значительно возрастает, при дальнейшем же повышении температуры скорость коррозии уменьшается из-за высыхания грунта, прилегающего к стенкам трубопровода.

Кроме того, если скорость коррозии контролируется диффузией кислорода, то для данной концентрации О2 в электролите (грунте) скорость приблизительно удваивается при повышении температуры на каждые 300°С этот процесс сохраняется, так же примерно до 800°С, а затем падает. Такое снижение связано с заметным уменьшением растворимости кислорода в воде, и этот эффект в конце концов подавляет ускоряющее влияние собственно температуры. Такая зависимость скорости коррозии от температуры характерна для открытой системы, в которой растворенный кислород может улетучиваться, при этом, если коррозия сопровождается и выделением водорода, скорость ее возрастает более чем вдвое с увеличением температуры на 300°С. Для закрытой системы, где кислород не имеет возможности улетучиваться, скорость коррозии продолжает расти с повышением температуры до тех пор, пока кислород не будет израсходован[15].

Что касается растворенных солей, влияние концентрации хлорида натрия на коррозию железа в аэрируемой воде при комнатной температуре показано на рисунке 12.

С возрастанием концентрации соли скорость коррозии вначале увеличивается, а затем снижается и в насыщенном растворе (26% NaCl) становится меньше, чем в дистиллированной воде.

Рисунок 11- Влияние температуры на коррозию железа в воде, содержащей растворенный кислород

Во всем диапазоне концентраций NaCl скорость коррозии лимитируется кислородной деполяризацией, поэтому повышение концентрации NaCl уменьшает растворимость кислорода в воде, снижая скорость коррозии. Первоначальное возрастание скорости коррозии связано с изменением защитных свойств диффузионно-барьерной пленки ржавчины, образующейся на корродирующем железе[7].

В дистиллированной воде, имеющей низкую электропроводимость, анодные и катодные участки должны быть в связи с этим расположены очень близко друг к другу. Следовательно, ионы ОНÎ, образующиеся на катодах согласно уравнению:

½О2 + Н2 → 2ОНÎ - 2е;

Всегда находятся рядом с ионами Fe2+, которые образуются на близлежащих анодах. Таким образом формируется пленка Fe(OH)2, плотно прилегающая к поверхности металла, что создает эффективный диффузионный барьер.

Поэтому в разбавленных растворах NaCl железо корродирует быстрее. С увеличением содержания NaCl выше 3% снижение растворимости кислорода становится определяющим фактором по сравнению с любыми изменениями диффузионно-барьерного слоя, это ведет к снижению скорости коррозии[3].

Рисунок 12 - Влияние концентрации хлорида натрия на коррозию железа в аэрированных растворах

Кислотность и щелочность грунта. Влияние рН аэрированной чистой воды на коррозию железа показано на рис.3. В пределах рН = 4 - 10 скорость коррозии определяется только скоростью диффузии кислорода к поверхности металла, при этом основной диффузионный барьер - пленка оксида железа постоянно обновляется в ходе коррозионного процесса. В кислой среде (рН <4) пленка оксида железа растворяется, значение рН на поверхности железа снижается, и металл находится в более или менее непосредственном контакте с водной средой. При этом увеличение скорости коррозии - результат значительной скорости выделения водорода и сильной кислородной деполяризации. При дальнейшем увеличении рН скорость выделения водорода так велика, что затрудняется доступ к поверхности металла. Поэтому деполяризация в концентрированных кислотах в меньшей степени способствует увеличению скорости коррозии, чем в разбавленных, где диффузия кислорода идет с большей легкостью.

Увеличение щелочности среды (рН> 10) вызывает возрастание рН на поверхности железа. Скорость коррозии при этом уменьшается, так как железо больше и больше пассивируется в присутствии щелочей и растворенного кислорода, избыток которого согласно оксидно-пленочной теории, приводит к окислению пленки FeO, при этом образуется другая пленка, имеющая лучшие защитные свойства в качестве диффузионного барьера.

Таким образом, соли щелочного характера, дающие при гидролизе растворы с рН> 10, действуют как ингибиторы коррозии. Исходя из вышеизложенного (рисунок 13), при рН = 4 - 10 коррозия ограничена скоростью диффузии кислорода через слой оксида. Это важно, так как рН почти всех природных вод находится в пределах 4 - 10. Значит, любое железо, погруженное в пресную или морскую воду, будь то низко- или высокоуглеродистая сталь, низколегированная сталь, холоднокатаная и т.д. будет иметь практически одинаковую скорость коррозии.

Кроме тог, учитывая взаимозависимость пунктов 3 и 4, следует сказать, что в природных пресных водах содержатся растворимые соли кальция и магния, концентрация которых зависит от происхождения и расположения водоема. Вода с высокой концентрацией этих солей называется жесткой, с низкой - мягкой, соответственно, жесткая вода менее коррозионно-активная, чем мягкая. В жесткой воде на поверхности металла естественным путем откладывается тонкий диффузионно-барьерный слой, состоящий в основном из карбоната кальция СаСО3.

Эта пленка дополняет обычный коррозионный барьер из Fe(OH)2 и затрудняет диффузию растворенного кислорода к катодным участкам. В мягкой воде защитная пленка из СаСО3 не образуется. Однако, жесткость воды не единственное условие возможности образования защитной пленки. Способность СаСО3 осаждаться на поверхность металла зависит также от общей кислотности или щелочности среды, о чем шла речь выше.

Рисунок 13 - Влияние рН на коррозию железа в аэрированной мягкой воде при комнатной температуре

Наконец, грунты, содержащие 20% воды, считаются наиболее агрессивными, при этом исходя из вышеизложенного по факторам агрессивности, очевидна, непосредственная связь перечисленных факторов с влажностью. Причем, увеличение влажности или ее уменьшение, исходя из того или иного сочетания факторов в реальных почвенно-климатических условиях, приведут к соответствующим изменениям анодной или катодной поляризации металла в данном грунте и, соответственно, скорости коррозии.

3.2 Скорость коррозии в грунтах

Проведенный обзор взаимосвязи факторов агрессивности грунта по отношению к металлическим подземным коммуникациям, в частности, к трубопроводам приводит к выводу, что для измерения скоростей подземной коррозии и определения агрессивности грунта наряду с традиционным гравиметрическим методом ( весьма трудоемким и длительным по времени), применим метод линейной поляризации с измерением средней плотности катодного тока (Ik) см. ГОСТ 9.602-89., так как именно величина плотности Ik, сочетая все неоднозначности взаимовлияния факторов агрессивности, для данной проблемы будет являться обобщенным критерием опасности коррозии (таблица 2).

Таблица 2 - Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

Коррозионная агрессивность грунтаУдельное электрическое сопротивление грунта, Ом×мНизкаяСв. 50СредняяОт 20 до 50ВысокаяДо 20

Во-первых, величины удельного электросопротивления грунта, соответствующие указанным значениям, на практике, как правило, имеют с характеристику «кажущиеся». То есть получаются с помощью косвенных измерений показаний на глубине прокладки подземной коммуникации, за счет выдерживания расстояния между измерительными электродами равным соответствующей глубине прокладки. При этом естественная неоднородность грунта и, соответственно, его проводимость будет объективно вносить определенную погрешность. Чем больше глубина залегания, например, трубопровода тем существенней методологическая погрешность измерения.

Во-вторых, как указывалось выше, функция скорости коррозии совсем не обязательно пропорциональна или обратно пропорциональна величине удельного сопротивления грунта, а также другим значениям величин, характеризующих перечисленные факторы коррозионной активности. Безусловно, с нашей точки зрения, с чем мы можем, согласиться, в определении коррозионной агрессивности грунта по значению ρгр., так это с тем, что если значение измеренного удельного электрического сопротивления грунта выше 130 Ом*м, то опасность почвенной коррозии - низкая. В то же время, как показывает опыт полевых электроизмерительных диагностических работ на подземных трубопроводах лабораторией неразрушающего контроля ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика», для грунтов с ρгр менее 100 Ом*м, коррозионная агрессивность и проводимость грунта имеют гораздо меньшую зависимость, чем агрессивность и пористость, а также кислотность или количество растворенных солей. Соответствующие результаты были получены методом линейной поляризации и измерением средней плотности катодного тока (Ik) по ГОСТ 9.602-89. с помощью разработанного и изготовленного в ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» малогабаритного устройства для проведения катодной поляризации образцов трубной стали в пробах грунта, взятого непосредственно в шурфах в полевых условиях. Устройство состоит из двух блоков: блока контрольно-измерительного (БКИ) (см.фото) и блока-ячейки для послойной укладки пробы грунта, изготовленной из листовой стали с внутренним изоляционным покрытием пленкой типа: «поликен», а также медно-сульфатного неполяризующегося электрода сравнения и двух электродов катодной поляризации из трубной стали, с площадью рабочей поверхности каждого электрода 10 см2; габариты блока-ячейки: 160мм×120мм×110мм.

Габариты БКИ: 115мм×75мм×75мм, напряжение питания: 3 В (два элемента типа - АА); индикация силы тока поляризации по 3 диапазонам: 0 - 50 мкА; 0 - 250 мкА; 0 - 500 мкА. Масса устройства: 280 г[3].

На рисунке 14. отображены графики двух поляризационных кривых, характеризующих изменение естественных потенциалов поляризации, одинаковых металлических пластин электродов (размер - 10 см2, масса, материал, отшлифованная рабочая поверхность), установленных в пробе указанного грунта на расстоянии - 2 см друг от друга, углубленных на 1 - 1,5 см от поверхности, без наложения катодного тока.

Рисунок 14 - Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного э-дов, без наложения Ik. (Грунт аэрированный, влажность 20%, содержащий 3% раствор NaCl, температура: 250оС, удельное электросопротивление: ρгр. = 22 Ом*м)

Из рисунка видно, что уже в начальный момент времени различие в поляризации пластин относительно электрода сравнения составило около 0,045 В, то есть образовался гальванический элемент и междуэлектродная разность потенциалов, практически, не менялась в течение 15 часов, при этом потенциалы катода- кривая 2 и анода-1 в отдельности становились более отрицательными в течении 2 часов, до установления равновесного процесса образования диффузионно-барьерного слоя. При этом ток протекающий по цепи, через измерительную головку составлял примерно 10 мкА. Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного электродов изображены на рисунке 15.

Рисунок 15 - Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного э-дов, без наложения Ik. (Грунт аэрированный, влажность 12%, не содержащий раствор NaCl, температура 250С, удельное электросопротивление: ρгр. = 90 Ом*м)

На рисунке 15 отображены графики поляризации тех же пластин, в таком же грунте, но проба грунта менее влажная и не содержит раствора NaCl, при этом удельное сопротивление составляло - 90 Ом*м. Из графиков видно, что величина начальной поляризации пластин существенно меньше, а разность потенциалов между анодом, кривая-1, и катодом, кривая-2, составляет тысячные доли вольта. Как и в предыдущем случае, процесс поляризации продолжался в течение 2 часов, без изменения смещения разности электродных потенциалов, до установления равновесного процесса образования диффузионно-барьерного слоя. При этом ток, протекающий по цепи, через измерительную головку в начале процесса составлял 2,5 мкА, а в конце, практически, был равен нулю.

Приведенные диаграммы подтверждают термодинамическую возможность коррозии металла за счет взаимодействия с окружающей средой и образования электродных потенциалов. Причем, чем выше разность междуэлектродных потенциалов (т.е. э.д.с. гальванических элементов), тем больше возможность его суммарной реакции.

Следует отметить, что термодинамическая возможность коррозии не является мерой скорости коррозионного процесса. Высокому значению э.д.с. не всегда соответствует высокая скорость коррозии, то есть указанное условие является необходимым, однако не является достаточным. Этот существенно важный момент, зависящий от совокупности факторов коррозионной активности, рассмотренных выше, наглядно, отображается на графиках поляризационных кривых (рисунок 16).

Из графиков видно, что поляризация электродов сохраняет ту же закономерность, как и в предыдущих двух рассмотренных случаях, то есть длится около 2 часов, переходя из экспоненциальной зависимости в линейную. Но при этом, особенность процесса состоит в том, что начальная э.д.с. пары анод-катод, (канал 1 и канал 2), в данном грунте также велика, как и в случае (рисунок 14), однако, в течение последующих 5 часов процесса поляризации, электродная э.д.с. уменьшается до нуля, коррозионный гальванический ток пары также стремится к нулю. В то время как в аэрированном грунте, температурой 250С, влажностью 20%, содержащем 3% раствор NaCl и с удельным сопротивлением ρгр. = 22 Ом*м, коррозионный ток со временем не падал и электродная э.д.с., по сравнению с начальной, не уменьшалась.

Рисунок 16 - Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного э-дов, без наложения Ik. (Грунт неаэрированный-глинистый, влажность 30%, содержащий раствор 20% NaCl, температура:250С, удельное электросопротивление: ρгр. = 2,8 Ом*м)

Иными словами, коррозионная агрессивность грунта рис.4. значительно выше агрессивности грунта рис.6., хотя проводимость грунта существенно больше во втором случае, чем в первом, при этом проба грунта (рисунке 15), наименее агрессивна.

То есть для грунта (рисунок 15), скорость коррозионного процесса может характеризоваться величиной удельного сопротивления грунта.

Однако, в общем случае, наиболее объективным критерием коррозионной агрессивности грунта, согласно изложенного выше, может являться только величина средней плотности катодного тока Ik, А/м2 значения которого для различных почвенных образцов приведены в ГОСТ 9.602-89, см. таблицу 3.

Таблица 3 - Коррозионная агрессивность грунта

Коррозионная агрессивность грунтаУдельное электрическое сопротивление грунта, Ом×мСредняя плотность катодного тока, iк, А/м2НизкаяСвыше 50До 0,05СредняяОт 20 до 50От 0,05 до 0,2ВысокаяДо 20Свыше 0,2

С помощью методики анализа коррозионной активности грунта, согласно требованиям, ГОСТ 9.602-89 и устройства для проведения катодной поляризации металлических образцов с площадью рабочей поверхности 10 см2, разработанного и изготовленного в ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» были получены следующие значения силы тока Ik характеризующих низкую, среднюю и высокую коррозионную агрессивность: до 50мкА - низкая; От 50мкА до 200мкА - средняя; От. 200мкА до 500мкА - высокая; Св. 500мкА - очень высокая.

3.3 Данные пробы грунтов после наложения смещения

Описанные выше пробы грунтов после наложения смещения 100 мВ между рабочим и вспомогательным электродами показали, следующие значения величины катодного тока:

)по рисунку 14. - 1000 мкА; (500мкА);

)по рис.5. - 320 мкА; (300мкА);

)по рис.6. - 730 мкА. (700мкА), то есть все грунты коррозионноопасные и очень коррозионноопасные.

Причем, необходимо отметить, что металлургический фактор, определяемый даже незначительным различием состава стали электродов, приводит, как было показано, к различной естественной поляризации образцов с образованием э.д.с. гальванических элементов. Поэтому наложение смещения 100 млВ может быть, как суммарно последовательным, так и встречным, относительно естественного потенциала, собственно, электрода, при этом контролируемый катодный ток может существенно меняться до 100%.

Учитывая тот факт, что измеряемый суммарный гальванический ток смещения Ik, в случае произвольной поляризации рабочего и вспомогательного электродов с помощью наложения 100млВ от БКИ устройства, может дать одинаковые результаты для различных по агрессивности грунтов, рекомендуем дополнить методику ГОСТ 9.602-89. предварительным определением катодно-анодной поляризации электродов в пробе грунта. Смещение потенциала относительно установившегося потенциала коррозии проводить по правилу: естественный анод к положительному полюсу источника поляризации естественный катод к отрицательному.

Вывод:

Учитывая простоту выполнения вышеописанных операций и анализа данных, коррозионная оценка агрессивности грунта может быть с успехом определена по приведенной методике, а данные использованы в дальнейшем при расчетах коррозионной активности грунта и особенностях его взаимодействия с металлом трубы.

3.4 Определение содержания железа в промысловой сточной воде

Эти данные будут необходимы в последующих экспериментах

Определение ионов железа

Оборудование и реактивы: 50% раствор KNCS, HCl-24%

Приближенное определение ионов Fe3+.

Окрашивание, видимое при рассмотрении пробирки сверху вниз на белом фоне

Примерное содержание ионов железа Fe+3

Определение

К 10мл исследуемой воды прибавляют 1-2 капли HCl и 0, 2 мл (4 капли) 50%-го раствора KNCS. Перемешивают и наблюдают за развитием окраски. Примерное содержание железа находят по таблице. Метод чувствителен, можно определить до 0, 02 мг/л.

Fe3+ + 3NCS- = Fe(NCS)

Таблица 4

Окрашивание, видимое при рассмотрение пробирки сверху вниз на белом фонеПримерное содержание ионов железа Fe+3Отсутствиеменее 0, 05Едва заметное желтовато-розовоеот 0, 05 до 0, 1Слабое желтовато-розовоеот 0, 1 до 0, 5Желтовато-розовоеот 0, 5 до 1, 0Желтовато-красноеот 1, 0 до 2, 5Ярко-красноеболее 2, 5

4. Проведение экспериментов

4.1 Описание экспериментов

Одной из особенностей нефтепроводов является факт различия развития коррозионных процессов в зависимости от наличия дополнительных напряжений. Иными словами, в случае наличия дополнительных напряжений, вызванных, например, наличием криволинейного участка, коррозия будет развиваться быстрее. Это обусловлено тем, что НДС «растягивает» зерна металла, способствуя появлению и развитию микротрещин, то есть происходит ослабление связей между кристаллическими решетками отдельных частиц металла. Кроме того, стоит принять во внимание, что изменение связей происходит не только в результате механического воздействия (изгиб, напряжение), но и в результате термического воздействия (сварки), которое разрушает и меняет связи как между зернами, так и между атомами в самих зернах. Проведенный нами эксперимент полностью подтверждает это.

Были рассмотрены фрагменты трубопровода D=1020мм, толщиной стенки 12мм, изготовленные из стали 17Г1С, что полностью соответствует характеристикам трубных сталей МН «Дружба» на технологическом участке НПС «Верховье» - НПС «Аксенино». Кроме того, из обрезков той же стали были изготовлены опытные образцы, описание которых приведено ниже. По хим. составу металл образцов (масс. доля компонентов, %: С-0,11, Si-0,94, Мn-1,5, S-0,012, Р-0,01, Сг-0,1, Ni-0,07, Сu-0,07, V-0,08) удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89* к стали марки 17Г1С.

4.2 Исследование поведения образца трубной стали в реальном грунте

Образец из стали 17Г1С плотностью 7850 кг/м3 с линейными размерами 0,073*0,012*0,001 м (73*12*1 мм) массой 6,876 г (измерения массы в данном случае и в дальнейшем проведены на лабораторных электронных весах) был помещен в суглинок, привезенный из Верховского района Орловской области, на 50 суток при постоянной температуре 15о С. Фотографии образца до и после помещения в реальный грунт представлены на рисунках 16 и 17:

Рисунок 16 - Образец после помещения в реальный грунт

Рисунок 17 - Фотография образца, помещённого в грунт, через 50 сток после начала опыта

После нахождения в суглинке и очистки от оксидов железа металлической щеткой была измерена масса образца. Весы показали значение 6,495 г, то есть потери металла составили 5,54%.

4.3 Эксперимент имитации химической коррозии

Зная это значение (массу образца), был проведен следующий эксперимент

4.3.1 Выбор раствора электролита

Из стали 17Г1С на заводе ЦСКБ «Прогресс» были изготовлены 4 образца длиной 73 мм и диаметром 3,5 мм. Масса образцов 5,51 г (+/- 0,2%, разницей пренебрегаем).

Эти образцы были помещены в растворы электролитов (рисунок 18,19,20,21), с PH 4,4; 4,6; 4,8 и 5,0. Данные о кислотности растворов были взяты из результатов исследований суглинков РФ. Каждый из цилиндрических образцов был помещен в раствор и оставлен в нем на 50 суток при постоянной температуре 15 градусов по Цельсию.

Первый образец помещенный в раствор с кислотностью РН 4,4 потерял 12,08% массы.

Рисунок 18 - Образец 1 Второй, при 4,6 РН, - 10,09%

Рисунок 19 - Образец 2 Третий образец потерял 7,49%своей массы

Рисунок 20 - Образец 3 Четвертый - 5,61%

Рисунок 21 - Образец 4

В результате эксперимента мы выяснили, что раствор, в котором находился Образец 4 (рисунок 21), по уровню кислотности сопоставим с реальным суглинком из Верховского района Орловской области. Следовательно, в нем можно смоделировать коррозионный процесс реального трубопровода.

4.4 Моделирование коррозионных процессов

Целью данного эксперимента, являющегося основополагающим в данном эксперименте, является обоснование целесообразности проведения глубокой шлифовки коррозионных дефектов.

Один из образцов трубопровода был помещен в аквариум с электролитом из вышеприведенного эксперимента на 100 суток (рисунок 22).

Рисунок 22 - Образец трубопровода, помещенный в электролит

Помимо этого, в целях моделирования наиболее экстремального сценария развития коррозии на реальный трубопровод, вокруг аквариума было создано магнитное поле при помощи двух стальных стержней (рисунок 23), обмотанных стальной проволокой, и автомобильного аккумулятора (U=24B, I=12А). Поле создано для имитации электрохимической коррозии (рисунок 24).

Рисунок 23 - Созданное магнитное поле вокруг образца

Рисунок 24 - Искусственно созданная электрохимическая коррозия

Система находилась в устойчивом состоянии - контролировалась температура процесса, электролит не перемешивался механически, аккумуляторы своевременно менялись.

Визуальный осмотр емкости с образцом проводился каждые пять дней течения эксперимента, данные заносились в дневник наблюдений:

день 1: образец погружен в электролит, создано магнитное поле;

день 11: ничего не изменилось;

день 21: ничего не изменилось;

день 31: раствор приобрел легкий желтоватый окрас (рисунок 25).

Рисунок 25 - 31-й день опыта

день 41: насыщенность раствора продуктами окисления железа увеличилась (рисунок 26).

Рисунок 26 - 41-й день опыта

день 51: образуется налет на теле фрагмента трубопровода

день 61: коррозия прогрессирует

день 71: коррозия прогрессирует

день 81: раствор приобрел насыщенный оранжевый окрас

день 91: налет на металле покрыл всю поверхность (рисунок 27).

Рисунок 27 - 91-2 день опыта

День 101: конец моделирования коррозии, отключение стержней, утилизация электролита.

Вывод: в лабораторных условиях была смоделирована электрохимическая коррозия в суглинке.

4.5 Определение концентрации ионов трехвалентного железа в электролите

Согласно описанной выше методе определяем содержание ионов железа в растворе электролита.

день 1 - раствор абсолютно прозрачен (рисунок 27)

Рисунок 27 - 1-й день опыта

день 51 - раствор имеет соломенный цвет (рисунок 28)

Рисунок 28 - 51-й день опыта

день 101 - раствор имеет желтовато-красный цвет

4.5.1 Сопоставление результатов экспериментов

Таблица 5 - Результаты экспериментов

Окрашивание, видимое при рассмотрении пробирки сверху вниз на белом фонеПримерное содержание ионов железа Fe+3Отсутствиеменее 0, 05Едва заметное желтовато-розовоеот 0, 05 до 0, 1Слабое желтовато-розовоеот 0, 1 до 0, 5Желтовато-розовоеот 0, 5 до 1, 0Желтовато-красноеот 1, 0 до 2, 5Ярко-красноеболее 2, 5

Сопоставив результаты наблюдений с таблицей 5Делаем вывод о том, что примерная концентрация ионов Fe3+ в растворе электролита составляет:

день 1 - менее 0,05 мг/л (содержание ионов железа в водопроводной воде);

день 51 - от 0,1 до 0,5 мг/л;

день 101 - от 1,0 до 2,5 мг/л.

Вывод: увеличение насыщенности окраски изначально прозрачного раствора электролита дополнительно свидетельствует о переходе ионов железа из стального образца в раствор, что свидетельствует о наличии электрохимической коррозии на нем.

5. Можернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери

5.1 Шлифовка образцов трубной стали

Полученный прокорродировавший образец №1 (рисунок 29) был подвергнут шлифовке в около шовной зоне, притом слева была создана глубокая шлифовка, а справа - шлифовка, приводящаяся согласно существующему РД ОАО «АК «Транснефть»:

Рисунок 29 - Образец №1

Подобным образом был отшлифован аналогичный образец, искусственная коррозия на котором не создавалась образец №2(рисунок 30).

Рисунок 30 - Образец №2

Вывод: главным преимущество глубокой шлифовки перед традиционной является устранение концентраторов напряжений в силу удаления микротрещин. Глубина шлифовки согласно нашей методике увеличивается на 0,2-0,3 мм, что позволяет избежать развития коррозии на вновь отшлифованном участке и в то же время практически не влияет на механические свойства трубопровода.

5.2 Эксперимент по обнаружению концентраторов напряжений при помощи термографического метода

В качестве одного доказательства устранений микротрещин вышеописанные отшлифованные образцы были подвергнуты термическому воздействию.

Одним из способов обнаружения концентраторов напряжений в отшлифованной зоне является нагрев фрагментов трубопровода, последующее охлаждение и наблюдение за этим процессом при помощи теплокамеры.

Теплокамера это устройство для создания теплографических фотоснимков.

Возможность обнаружения концентраторов напряжения при помощи теплографии объясняется тем, что напряжение меняет взаимное расположение зерен и форму кристаллической решетки каждого зерна, находящегося в зоне напряжения. Подобные изменения влияют на теплопроводность отдельных участков металла.

Для равномерного нагрева была собрана электрическая цепь, изображенная на схеме (рисунок 31).

Модуль управления температурой TZN4(рисунок 32).

Рисунок 31 - Собранная электрическая цепь: 1 - источник переменного тока (220 В, 50 Гц); 2 - механический ключ; 3 - модуль управления температурой (терморгулятор); 4 - подключенный фрагмент трубопровода; 5 - термодатчик

Рисунок 32 - Модуль управления температурой

Терморегулятор - это устройство, контролирующее температуру образца. Терморегулятор обладает выносным термодатчиком, который устанавливается в свободной от прямого воздействия отопительных приборов зоне и снабжает терморегулятор информацией о температуре образца. На основе этих данных терморегулятор управляет напряжением, подаваемым на образец, то есть температурой, за счет изменения внутреннего напряжения терморегулятора.

Образец трубопроводной стали был сфотографирован термокамерой (рисунок 33).

Рисунок 33 - Образец трубопроводной стали. Фото термокамерой

Как видно, металл до нагрева охлажден и имеет равномерную температуру по всей поверхности (рисунок 34).

Рисунок 34 - Равномерная температура поверхности образца, меньшая температуры человеческого тела.

На рисунке 35 металл изображен на фоне рук одного из разработчиков проекта, и очевидно, что его температура меньше температуры человеческого тела.

Далее при помощи выше представленной схемы образец был равномерно нагрет до температуры в 80оС. Съемка термокамерой была произведена при нагреве образца до 40 и 80 градусов (Рисунок 35 и 36).

Рисунок 35 - Нагрев образца до 40 градусов Цельсия

Рисунок 36 -Нагрев образца до 80 градусов Цельсия

Видно, что стык и околошовная зона нагреваются неравномерно, что свидетельствует о концентрации напряжений в этих областях.

После этого металл постепенно охлаждался, что изображено на рисунках 37 и 38.

Рисунок 37 - Постепенное охлаждение образца до 50 градусов

Рисунок 38 - Постепенное охлаждение образца до 30 градусов

Рисунок 37 соответствует охлаждению до 50 градусов, рисунок 38 - до 30, притом слева изображена зона, подвергнутая глубокой шлифовке, а справа - зона, подвергнутая шлифовке согласно текущему РД.

При 50 градусах околошовная зона с глубокой шлифовкой являет собой равномерный очаг распространения повышенной относительно средней температуры металла трубы поверхностью, в то время как зона с обычной шлифовкой по периметру горячее тела образца, а в центре - прохладней, что свидетельствует о наличии двух зон аномальной кристаллической решетки, в то время как в зоне глубокой шлифовки аномалия лишь одна.

При 30 градусах картина та же с учетом понижения средней температуры образца.

Как только термодатчик показал комнатную температуру (20 градусов по Цельсию), был сделан снимок участка обычной шлифовки (рисунок 39).

Рисунок 39 - Снимок образца с обычной шлифовкой коррозии при 20 градусах

Как видно, напряжения не исчезли даже при охлаждении до комнатной температуры.

Вывод: зона шлифовки является концентратором напряжений, притом глубокая шлифовка обеспечивает более равномерное распределение напряжений, которые можно снять, в то время как обычная шлифовка концентрирует напряжения значительно менее равномерно.

5.3 Эксперимент по определению развития микротрещин в зоне обычной шлифовки под напряжением

Местом зарождения трещин является сварные швы, околошовная зона, а также участки трубопровода, находящиеся под напряжением.

На оборудовании ЦСКБ «Прогресс» из вышеописанных нами фрагментов трубопровода согласно ГОСТ 7564-73 были изготовлены образцы квадратного сечения (12*12 мм), сопоставимые по размерам с СОП, применяемыми при испытаниях на изгиб. Образцы были вырезаны из металла околошовной зоны так, чтобы отшлифованная поверхность находилась посередине образца.

Был проведен металлографический анализ боковой поверхности образца на уровне отшлифованной зоны до и после нагрузки. Нагрузка придана универсальной испытательной машиной УИМ (рисунок 40).

Рисунок 40 - Динамомашина УИМ

Смоделированная в лабораторных условиях коррозия дала не устранённую обычной шлифовкой трещину, изображенную на рисунке 41 (увеличение в 70 раз):

Рисунок 41 - Трещинна в металле, не устраняемая традиционной шлифовкой

После этого на УИМ на выточенный образец было подано изгибающее усилие, эквивалентное давлению в 5 МПа (что соответствует рабочему давлению в МН «Дружба»). Напряжение подавалось непрерывно и равномерно в течении 144 часов, после чего трещина на рис. 41 развилась, что показано на рисунке 42.

Рисунок 42 - Результат изгибающего усилия на трещину в металле

В то же время образец, вырезанный из металла околошовной зоны, подвергнутому глубокой шлифовке, был проведен через те же процедуры нагружения. Под микроскопом мы увидели, что в результате проведения глубокой шлифовки трещины были удалены и не образовывались в результате нагружения (Рисунок 43 - до нагружения, Рисунок 44 - после).

Рисунок 43 - Результат нагружения металла с трещиной, устраненной глубокой шлифовкой. До нагрузки

Рисунок 44 - Результат нагружения металла с трещиной, устраненной глубокой шлифовкой. После нагрузки

Вывод: зона обычной шлифовки характеризуется не устранёнными микротрещинами, которые увеличиваются при нагрузке, а в зоне глубокой шлифовки трещины полностью удаляются и не появляются при приложении нагрузки.

5.4 Обоснование изменения скорости ультразвуковой волны в зонах концентрации напряжений

Ультразвук хорошо распространяется в некоторых материалах, что позволяет использовать его для ультразвуковой дефектоскопии изделий из этих материалов. В последнее время получает развитие направление ультразвуковой микроскопии, позволяющее исследовать подповерхностный слой материала с хорошей разрешающей способностью.

Рассеяние ультразвуковых волн возникает в тех случаях, когда волны распространяются в акустически неоднородных средах. При этом часть энергии падающей волны пере излучается в виде рассеянных волн, которые отличаются от исходной волны либо задержкой по времени, либо изменением направления распространения. Как было описано выше, концентрация напряжений вокруг дефектов металла вызывает неоднородность зерновой и кристаллической структур стали. Следовательно, в этих зонах будет наблюдаться рассеяние ультразвуковых волн.

Для обоснования рассеивания ультразвуковой волны был использован УИУ «Скаруч» (рисунок 45).

Рисунок 45 - Ултразвуковой дефектоскоп «Скаруч»

Ультразвуковая измерительная установка УИУ «Скаруч» позволяет решать широкий спектр задач при выполнении неразрушающего контроля. Установка используется для ручного УЗК и механизированного контроля трубопроводов (диаметр от 57 мм), любых металлоконструкций с толщиной стенки от 4 до 60 мм, контроля сварных швов со скоростью распространения ультразвуковых продольных волн 5300÷6300 м/с.

Сначала были проведены измерения толщины стенки фрагмента трубопровода. Толщина стенки до проведения эксперимента по моделированию коррозии в суглинке составила 12мм. После проведения эксперимента стенки утонилась до 10,7-11,5 мм, притом в околошовной зоне толщина стенки составила 10,7 мм в зоне, которая впоследствии была зашлифована обычной шлифовкой, и также 10,7 в зоне глубокой шлифовки.

Рассмотрим схематическую схему коррозионной трещины (рис. 46).

Рисунок 46 - Схема коррозионной трещины: 1 - коррозионная микротрещина; 2 - основной металл; 3 - корень трещины; 4 - очаг напряжения; 5 - зона границ несплошности (очага напряжения)

Корень трещины является ее первообразованием, представляя собой несплошность на уровне кристаллической решетки. Зона границ несплошности это зона, в пределах которой в несплошности корня сохраняется взаимодействие между частицами кристаллической решетки. По достижению границ этой зоны связи между ионами решетки рвутся и несплошность переходит в микротрещину, которая, развиваясь, достигает поверхности металла.

Для предотвращения подобных процессов необходимо проводить глубокую шлифовку. Существующие нормативы подразумевают удаление лишь участков коррозионных потерь металла (1 мм на схеме), не затрагивая при этом следующий слой, в котором сохраняются условия для дальнейшего образования микротрещин.

В свою очередь, глубокая шлифовка подразумевает собой удаление зоны границ несплошности (1+0,6 мм толщины на схеме), то есть избежание возникновения трещин и несплошностей, что, несмотря на небольшое уменьшение механических характеристик зашлифованного участка, улучшает противокоррозионные свойства зашлифованной поверхности.

Следовательно, после шлифовки обычная шлифовка удалила 1,3 мм толщины корродировавшей трубы, удалив коррозионный участок, но оставив концентраторы напряжений. Толщина стенки в этой зоне составит:

- 1,3 = 10,7 мм

Глубокая шлифовка подразумевает удаление концентраторов напряжений, то есть сошлифовку дополнительных 0,5-0,7 мм толщины металла. Мы выбрали среднее значение, поэтому толщина стенки в зоне глубокой шлифовки составит:

- 1,3 - 0,6 = 10,1 мм

Вернемся к «Скаручу». Скорость распространения ультразвуковой волны в стали 17Г1С составляет 5900 м/с (5,9*106 мм/с), причем погрешность прибора составляет 1% (+/- 59 м/с или 0,059*106 мм/с).

Было проведено 5 измерений скорости прохождения звуковой волной металла сошлифованной зоны и высчитано среднее арифметическое (таб. 6).

Результаты измерений показали, что в зоне глубокой шлифовки значение скорости распространения ультразвуковой волны практически не изменилось, в то время как в зоне обычной шлифовки скорость уменьшилась на 1,6%, что находится за пределами погрешности прибора.

Таблица 6 - Скорости прохождения УЗ металла сошлифованной зоны

Номер измеренияОбычная шлиф. (δ=10,7 мм)Глубокая шлиф. (δ=10,1 мм)15,81*106 мм/с5,91*106 мм/с25,81*106 мм/с5,9*106 мм/с35,80*106 мм/с5,9*106 мм/с45,79*106 мм/с5,88*106 мм/с55,83*106 мм/с5,89*106 мм/ссреднее5,808*106 мм/с5,896*106 мм/с

Вывод: было доказано наличие непогашенных очагов концентрации напряжений вокруг не устраненных обычной шлифовкой микротрещин.

6. Предлагаемая стратегия капитального ремонта (совмещенная)

6.1 Анализ существующих стратегий ремонтных мероприятий

Выберем в качестве параметра технического состояния предельное разрушающее давление. Статистические данные могут использоваться при выборе предельных допускаемых значений, достижение которых означает необходимость повторного проведения «поддерживающих» мероприятий.

Различные стратегии поддерживающих мероприятий приводят к различным уровням отказов. Ниже приведен список трех возможных стратегий ремонта

Ремонт по отказу;

Ремонт недопустимых дефектов;

Ремонт дефектов, не удовлетворяющих условиям прочности.

Если считать, что цель ремонтной стратегии - поддерживать частоту отказов по крайней мере не выше, чем 0,23 отказа/ (год х1000 км), то предельный уровень (рисунок 47) горизонтальной пунктирной линией.

Рисунок 47 - Влияние стратегий ремонтных мероприятий на частоту отказов

6.2 Первый вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта

Стратегия 1 - минимум ремонтов по критерию «частоты отказов» (красная линия). После проведения инспекции были отремонтированы участки, у которых на момент проведения инспекции разрушающее давление ниже рабочего нормативного. После проведения инспекции частота отказов составляет 0.11 отказов/(год х1000км), через пять лет - это значение достигнет 0,6 отказов/(год х 1000км). Для того, чтобы не превышать уровень в 0,23 отказа/(год х 1000км), необходимо провести ремонты примерно через 2,3 и 3,6 года.

6.3 Второй вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта

Стратегия 2 - ремонт по критерию «годности к эксплуатации» (синяя линяя). После проведения инспекции отремонтированы все секции с «недопустимыми» дефектами, у которых на момент проведения инспекции расчетное разрушающее давление меньше максимального проектного давления гидроиспытаний. Начальная частота отказов упала на порядок с 0,11 до 0,011 отказов/ (год х 1000 км). Через пять лет частота отказов составит 0,23 отказов/ (год х 1000 км). Если в этот момент снова отремонтировать все участки с «недопустимыми» дефектами, ставшие таковыми за эти пять лет, то частота снизится до уровня 0,057 отказов/(год х 1000 км). Однако это значение будет превышать аналогичное значение после ремонтов на начало пятилетнего периода. Таким образом, стратегия, основанная на ремонте только участков с «недопустимыми» дефектами, в долгосрочной перспективе должна привести к росту частоты отказов.

6.4 Третий вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта

Стратегия 3 - ремонт по критерию «проектной прочности» (зеленая линия). После проведения инспекции «сразу» отремонтированы все участки, снижающие прочность трубы, у которых разрушающее давление меньше. Начальная частота отказов - 1,2х10-3 отказов/ (год х 1000 км). Через пять лет эксплуатации вероятность отказа составит 1,0x10 отказов/ (год х1000 км).

Данный пример показывает, что в зависимости от выбранной стратегии через пять лет эксплуатации средняя интенсивность отказов может составлять от 0,6 до 0,01 отказов/ (год х 1000 км); различна также частота ремонтов, поддерживающих заданный уровень надежности.

Так, ремонт по критерию частоты отказов обеспечивает минимальный объем начальных ремонтных работ, но значительно уменьшает надежность линейной части, ремонт по годности эксплуатации обеспечивает высокую надежность в краткосрочной перспективе (до 3 лет), но требует частого ремонта после 8-10 лет эксплуатации, а ремонт участков, не соответствующих проектной прочности требует проведения больших объемов ремонтных работ на начальном этапе, но гарантирует высокую надежность трубопровода на долгий период эксплуатации.

6.5 Экономическое сравнение стратегий ремонта

С истечением ресурса эксплуатируемого нефтепровода, а также высокими расходами для поддержания их эксплуатационных свойств, необходимо введение методики, которая позволяет при наименьших экономических затратах максимально повысить остаточный ресурс уже эксплуатируемых трубопроводов, а также увеличить срок вновь строящихся объектов перекачки нефти и нефтепродуктов. С другой стороны, более 85% эксплуатируемых трубопроводов нуждается в капитальном ремонте с заменой изоляционного покрытия, труб, отводов и прочих элементов системы ТТ.

В связи с этим актуальной задачей является выбор наиболее альтернативного метода капитального ремонта. Таким методом является капитальный ремонт по критерию проектной прочности. Данный метод выбран из соотношения надежности и капитальных затрат.

К ее неоспоримым преимуществам методики ремонта по критерию проектной прочности относятся:

отмеченное выше повышение надежности системы в целом;

снижение эксплуатационных затрат;

увеличение срока службы МН;

очевидная возможность снижения затрат на остановку участка МН (в силу отсутствия необходимости проведения аварийных ремонтных работ);

возможность безаварийной работы, что повысит экологическую безопасность и позволит прокладывать трубопровод там, где ранее этого старались избежать (территории населенных пунктов, пашни).

Сравним экономический эффект от ремонта по различным стратегиям трубопровода длиной 100 км с рабочим давлением в 7,5 МПа, общим сроком эксплуатации 35 лет, где ремонт проводится через 10 лет после введения в эксплуатацию. Среднюю стоимость ремонта одного из дефектов примем равной 180 тыс. руб., ставку дисконтирования 13,5%.

Рассмотрим таблицу дефектов, где показано увеличение числа и роста дефектов трубопровода со временем, подходящих под каждый из трех критериев. Так как линейные размеры, и, следовательно, степень опасности дефекта, растут в геометрической прогрессии, можно условно предположить, что количество недопустимых дефектов также будет возрастать в геометрической прогрессии (таблица 7).

Таблица 7 - Степень опасности дефекта

время023456Nотказ10204080160-Nгодность50--100-200Nпрочность200-----

По формуле:

Эn = Эn-1 + Nn Э0 αn,

где Эn - эксплуатационные затраты на нынешнем этапе ремонта;

Эn-1 - эксплуатационные затраты на предыдущем этапе ремонта;- количество дефектов, которые необходимо устранить путем ремонта на нынешнем этапе;

Э0 - стоимость ремонта одного дефекта (принято 180 тыс. руб);

αn - коэффициент дисконта, учитывающий ставку дисконтирования была получена таблица эксплуатационных затрат в тыс. руб. (таблица 8):

Таблица 8 - Эксплуатационные затраты

023456Эотказ18006444169564086095004-Эгодность9600--38880-115920Эпрочность36000-----

По данным расчетных данных были построены графики зависимости эксплуатационных затрат от времени эксплуатации ТП (рисунок 48). Красной линией обозначен рост эксплуатационных затрат при выборе стратегии ремонта по отказу, синей - по годности к эксплуатации и зеленой - по проектной прочности.

Из графика видно, что стратегия ремонта по проектной прочности становится экономически выгодней остальных стратегий уже через 14 лет после введения МН в эксплуатацию (в случае проведения капитального ремонта на 10-м году эксплуатации). Так как время эксплуатации трубопровода не бесконечно, мы можем принять затраты на ремонт по проектной прочности однократными и не требующими дальнейших вложений, то есть условной константой. Но эксплуатационные затраты включают не только ремонт дефектов. Необходимо учесть замену изоляционного покрытия, замену кожухов на переходах, затраты на пуск-прием диагностического оборудования. Эти затраты одинаковы для всех стратегий и не учитывались при подсчете (так как в случае их учета зависимость затрат от времени существенно не изменится).

Рисунок 48 - График зависимости эксплуатационных затрат от времени эксплуатации ТП

Возникает логичный вопрос: не появится ли после 30 лет эксплуатации трубопровода, отремонтированного по проектной прочности, дефектов, не удовлетворяющих условиям этой стратегии, и не потребует ли это дополнительных затрат? Безусловно, вероятность появления этих дефектов имеется, но эти дефекты не будут недопустимыми, потому что в этом случае по результатам диагностики, полученной на 30-м работы трубопровода, составляется план выборочного ремонта по годности к эксплуатации, который осуществляется во время одной из плановых остановок трубопровода и не требует существенных вложений. Эти возможные вложения обозначены на графике желтой линией (рисунок 49).

В случае выявления ВТД на 30-м году эксплуатации недопустимых дефектов, необходимо оценить опасность каждого из них. В случае наличия дефектов, ремонт которых можно отложить до 35-го года эксплуатации, плановая остановка и ремонт дефектных участков по критерию годности к эксплуатации. Если же ремонт неизбежен, его проводят на 30-м году, притом ремонтируются также потенциально опасные участки в целях предотвращения необходимости проведения ремонта на 35-м и 40-м годах эксплуатации. Эти ремонты должны планироваться так, чтобы сохранить необходимый уровень надежности в 0,23 отказа и избежать больших затрат.

Также заметить, что в случае правильного проведения капитального ремонта по проектной прочности на 10-м или 15-м году эксплуатации, вероятность необходимости проведения дополнительных ремонтных работ в конце срока эксплуатации весьма мала.

Рисунок 49 - Возможные вложения в ремонт трубопровода

Любая компания закладывает в план определенное значение расходов на капитальный ремонт, которое нельзя превышать. Методика ремонта по проектной прочности удовлетворяет этому требованию, в то время как ремонты по отказу и годности к эксплуатации в долгосрочной перспективе превышают допустимое значение.

Так как затраты на капремонт закладываются в цену сырья, использование предложенной методики увеличивает прибыль транспортирующей компании и дает дополнительные возможности при подписании договоров с добывающими и перерабатывающими компаниями.

.6 Разработанная стратегия ремонта (совмещенная) и предлагаемый комплекс мер по повышению надежности трубопровода

Но стратегии ремонта по критерию отказа и по годности к эксплуатации имеют и свои преимущества: значительно меньший объем работ и отсутствие необходимости больших вложений в ремонтные работы. Исходя из этого факта, мы предлагаем объединить все стратегии в одну совмещенную по следующему принципу.

В случае жесткого соблюдения всех требований на стадии ввода в эксплуатацию и капитального ремонта мы получаем трубопровод с очень высоким показателем надежности. Это требует полного НК всех сварных соединений, так как в силу изменения кристаллической решетки металла именно переходные зоны являются самыми опасными зонами трубопровода, и 100%-ного пооперационного контроля проведения строительных работ, то есть недопустимости появления внешних дефектов на теле трубы, смещения кромок и т.д. и недопущения отклонения положения трубопровода от нивелировочных отметок. Допуск дефектов на этапе строительства должен вестись по критерию проектной прочности.

Следовательно, начальный период (до появления первого недопустимого дефекта) нет никакой необходимости проводить на участке плановые ремонтные работы, поэтому лучшей стратегией в данном случае будет являться ремонт по критерию отказа. Помимо первого недопустимого дефекта, на трубопроводе появляется некоторый объем коррозионных зон, растущих в геометрической прогрессии. Данные об этих дефектах и скорости их роста мы получаем по результатам ВТД, проводимой раз в 5 лет, а также расчетным путем.

Последнее означает, что благодаря разрабатываемой нами методике мы можем от геометрических размеров того или иного коррозионного повреждения прийти к аналитическому выражению степени опасности коррозионного дефекта как в текущее время, так и в перспективе с учетом геометрического роста дефектов, рабочего давления, марки стали, коррозионной активности грунтов, наличия внешних воздействий и непогашенных блуждающих токов.

Исходя из полученной полной картины дефектных зон трубопровода, мы получаем три примерных сценария образования дефектов (рисунок 50).

Рисунок 50 - Сценарий образования дефектов

Первая говорит о том, на пока еще «чистом» с точки зрения коррозии участке трубопровода, на котором через некоторое время может образоваться незначительный дефектный участок, не представляющий опасности в эксплуатации. На подобных участках рационально применять ремонт по отказу.

Вторая картина роста дефектов говорит о том, что имеющаяся на участке коррозия со временем начнет увеличивать свои линейные размеры в геометрической прогрессии и являться все более и более опасным концентратором напряжений. Несмотря на то, что на данный период этот участок не является потенциально аварийным, его необходимо отремонтировать по критерию проектной прочности во избежание снижения надежности системы.

Третий вариант развития дефекта - скорое развитие серьезного дефекта в дефект, недопустимый к эксплуатации. Выход - ремонт подобных участков по критерию годности к эксплуатации.

Подобная стратегия совмещает в себе все три существующих, - она обеспечивает наивысшую надежность трубопровода в силу недопущения появления опасных дефектов, являющихся концентраторами напряжений, и небольшие затраты в силу адекватного определения степени опасности того или иного участка, то есть устранения необходимости проводить дорогостоящий ремонт по проектной прочности там, где в нем нет реальной нужды. Кроме того, еще на стадии строительства мы можем оценить опасность каждого участка трубопровода и применить разработанный нами комплекс мер, повышающих его надежность и не меняющих стоимость проекта, в котором на основе полученной классификации коррозионной опасности участков трубопровода:

увеличение на 1 мм толщина стенки трубопровода (дополнительный мм появляется по критерию коррозионной активности на наиболее потенциально коррозионных участках);

более глубокая шлифовка (глубина шлифовки позволяет устранить микротрещины в металле трубы, и, как следствие, избежать развития дефектных зон);

строительство резервных ниток на самых опасных участках (подводных переходах, прохождении вблизи НП и по ценным землям).

Вывод: Представленная методика расчета вероятности безотказной работы трубопровода после выборочного ремонта позволяет учесть различные стратегии реализации восстановительных работ с учетом срока эксплуатации, а также предыдущих ремонтов. Применение совмещенной стратегии ремонта и комплекса мер по повышению надежности для трубопроводов системы «АК «Транснефть» позволит значительно снизить количество отказов линейной части, повысить эффективность проведения ремонтных работ, увеличить срок службы трубопровода на 5-7 лет при неизменности итоговой стоимости проекта и минимальных эксплуатационных затратах. Кроме того, появляются дополнительные возможности при эксплуатации, такие как повышенная экологическая безопасность, возможность экономии на проведении диагностических работ и внепланового простоя трубопровода.

Данную стратегию ремонта возможно применять не только в случае первичного капитального ремонта, но и для трубопроводов, в которых при предыдущих ремонтах были допущены технологические неточности, а также не устранены дефекты и концентраторы напряжений.

Так как размер дефекта, являющегося концентратором напряжений, растет в геометрической прогрессии s(t), данная методика позволяет не только устранить существующие дефекты, но и предотвратить образование новых.

Преимуществами данного метода являются:

универсальность применения в отношении МН и МНП;

экономия средств трубопроводной компании;

повышение надежности линейной части;

увеличение срока службы трубопровода;

предотвращение образования дефектов, что характеризует крайнюю актуальность работы.

7. Математическое моделирование коррозионных процессов образца трубной стали под воздействием свободных токов

7.1 Подготовка математического моделирования при помощи пакета компьютерных программ

Для компьютерного моделирования был взят образец, который использовался в предыдущем эксперименте с электролитами. Целью математического моделирования является подтверждение того, что при воздействии на трубную сталь блуждающих токов коррозионная повреждения (потеря металла) наступает намного интенсивнее. также после того. После того, как данный факт будет доказан будет проведено 3D моделирование потери метала (отдачи электронов металлом во внешнюю среду) на основе перехода частиц из среды метал в окружающую среду (объёмная 3D модель отдачи поверхности металла электронов) при воздействии свободных токов и без воздействия.

Изначально, при помощи пакета программ математического моделирования SALOME необходимо сформировать интегральную платформу для выполнения численных расчетов, моделирующих коррозионные процессы. После чего формируется база CAE-решателей.решатели будут необходимы для ввода данных интегральной платформы и их компоновки с параметрами образца, используемого в качестве тела для моделирования. Среда (отсутствие или присутствие свободных токов) программируется через модели Dynamic Modeling Laboratory. Результаты, полученные в процессе подготовки к моделированию процесса коррозии вносятся в реестр пакета программ Experimental Data Analyst. После чего полученную модель размещают в реестре исходных данных программного обеспечения Fluent 6.3.26.После ввода динамики изменения параметров образца в предыдущем эксперименте программное обеспечение Fluent 6.3.26. выдаст возможность ввода параметров, позволяющих за несколько стадий получить результат моделирования процесса коррозии в виде S-скана.

7.2 Процесс моделирования

На первой стадии моделирования сделаем модель распределения плотностей частиц, в зависимости от нахождения их в металле (образце) относительно внешней (наружной) поверхности.

Как видно из получившийся модели (рисунок 51) распределение плотности расположения частиц (электронов металла) прямо самое низкое на поверхности (наружной части образца). Это связанно с тем, что в качестве образца взят элемент сварного стыка трубопровода, находившийся в электролите более 100 дней, и подвергшийся коррозионной потери металла.

Рисунок 51 - Распределение плотности расположения частиц

Смоделируем процесс коррозии под воздействие электрического тока (свободные токи в реальных условиях) и коррозию без воздействия свободных токов (почвенную коррозию) математически при помощи программного обеспечения. Для этого внесем в программу моделирования результаты предыдущих испытаний потери металла одним из образцов в электролите, без воздействия свободных токов. Полученные результаты визуализируем в формате S-сканов для удобства восприятия.

7.3 Результаты моделирования

Как видно из результатов моделирования в случае отсутствия воздействия свободных токов потери металла не произошло (рисунок 52). Но взаимодействие частиц вблизи наружного слоя существенно ослабло, что однозначно приведет к последующей отдачи металлом электронов среде (потери металла). Это связанно с ослаблением межмолекулярных связей по причине потери какого-то количества электронов металлом (незначительная коррозия).

Рисунок 52 - Результаты моделирования с отсутствием потери металла

В случае воздействия на образец из трубной стали свободных токов (имитация электрохимической коррозии) результаты компьютерного моделирования показали потерю металла (рисунок 53). Компьютерное моделирование показало, что отдача электронов при электрохимической коррозии происходит по математическим законам (геометрическая прогрессия).

Иначе говоря, метал, изначально имеющий коррозионные повреждения более подвержен коррозии, чем метал не имеющий коррозионных повреждений. Результат процесса потери металла электронов (коррозия) обозначен обведен в красный кружек на S-скане результата моделирования.

Рисунок 53 - Результат моделирования с потерей металла (коррозией)

Вывод: Математическое моделирование при пакета компьютерных програм ОАО «Гипротрубопровод» показало и доказало ,что при воздействии свободных токоав на трубопровод коррозионные процессы происходят намного бысрее,чем без воздействия свободных токов. Доказательством является потеря металла (коррозия) в случае электрохимической коррозии относительно отсутвсвия коррозии при химической коррозии одним и тем же образцом за равный промежуток времени.В качестве результатов математического моделирования коррозионных процессов предствленны 2 томограммы образца трубной стали в формате визуализации S-скан.

7.4 Математическое моделирование движения и силы взаимодействия электронов в трубной стали при воздействии свободных токов

.4.1 Моделирования процесса отдачи электронов

Для моделирования процесса отдачи электронов поверхностью металла (коррозии) воспользуемся «программой движение частиц в твердом теле».Эта программа является разработкой и собственностью Проектного института ОАО «Гипротрубопровод».Результатом программы будут изображения движения электронов в поверхности образца при наличии ( рисунок 54) и отсутствии (рисунок 55) свободных токов.

Рисунок 54 - Изображения движения электронов в поверхности образца при наличии свободных токов

7.4.2 Результаты моделирования

Результаты данного математического моделирования коррозионного процесса, как и предыдущее моделирование доказывают пагубное воздействие свободных токов на трубную сталь( рисунок 54) .Свободные токи токизначительно ускоряют процесс коррозии трубопровода и коррозия. Согласно результатам моделирования коррозия при наличии свободных токов протекает быстрее чем чем при остсутствии токов (рисунок 55). Скорость коррозии имеют геометрическую прогрессию и прямопропорцианальна силе воздействия свободного тока на трубную сталь.

Рисунок 55 - Изображения движения электронов в поверхности образца при отсутствии свободных токов

7.4.3 Выводы из моделирования процесса отдачи электронов

Из результата программы видно, что при наличии свободных токов, и как их следствие намагниченности образца, движение электронов на поверхности образца происходит намного динамичнее. В связи с ослабление молекулярной связи на поверхности металла электроны покидают метал в случае электрохимической коррозии в 2,74 раза быстрее, чем при химической коррозии.

7.5 Моделирование процесса коррозии трубопровода при наличии внутренних и внешних радиально-плоскостных напряжений

7.5.1 Построение модели нагрузок на трубопровод

Данный образец был взят как элемент действующего трубопровода. Все данные нагрузок смоделированы в программе ПК «ЭСПРИ» (рис. 56).

Рисунок 56 - Данные нагрузок в программе ПК «ЭСПРИ»

Воздействие нагрузок на трубопровод рассчитаны при помощи программного обеспечения «СтаДиУс», раздел (Статика-Динамика-Устойчивость). результаты расчета представлены на рисунке 57.

Рисунок 57 - Воздействие нагрузок ПО «СтаДиУс»

.5.2 Моделированное коррозионных процессов при наличии нагрузок

Скомпоновав полученные результаты и обработав их в программе «Шпунт» (программа предназначена для расчета ограждающих конструкций и воздействий на предмет в котловане и траншее) вносим результат в программу Экстраверсия 6.0.Прграмма предназначена для расчёта и моделирования электрохимической коррозии трубопровода при наличии нагрузки и при ее отсутствии.

7.5.3 Обработка результатов моделирования

При анализе результата, полученного математическим моделированием событий на программном обеспечении, стало видно, что при химической коррозии (рисунок 58а) коррозия незначительна (рисунок 58б). В случае наличия блуждающих токов, то есть электрохимической коррозии (рисунок 58в) потеря металла трубопроводом при нагрузках (рисунок 58 г) значительно выше, чем при отсутствие свободных токов.

Рисунок 58 - Результат моделирования электрохимической коррозии

Вывод: Результаты моделирования процесса коррозии при наличии нагрузок на трубопровод так же доказали пагубное воздействие свободных токов на тело трубопровода.

Заключение

В данной работе было дано понятие коррозии. Коррозия неизбежный процесс, связанный с термодинамической неустойчивостью металла. Коррозия выражена потерей металла, а именно отдачей ионов металлов во внешнюю среду. Такие факторы, как влажность, коррозионная активность среды, механическая нагрузка на трубопроводы, а также давление в трубопроводе, вызывающее и радиальную нагрузку увеличивают как скорость коррозии, так и время ее появления.

В работе так же описаны методы защиты трубопроводов от коррозионных повреждений, а также описана технология и последовательность работ, вызванных коррозией нефтепровода.

Эксперименты, выполненные в работе, показали степень коррозии металла при воздействии различных факторов. Выполненное математическое моделирование, при помощи пакетов компьютерных программ не только подтвердило результаты экспериментов потери металла образцами трубной стали, но и доказало потерю электронов образцами как на математическом, так и на молекулярном уровнях. Так при при химической коррозии (рисунок 58а) коррозия незначительна (рисунок 58б). В случае наличия блуждающих токов, то есть электрохимической коррозии (рисунок 58в) потеря металла трубопроводом при нагрузках (рисунок 58 г) значительно выше, чем при отсутствие свободных токов.

Результаты моделирования процесса коррозии при наличии нагрузок на трубопровод так же доказали пагубное воздействие свободных токов на тело трубопровода.

Было доказано математически, что при наличии нагрузок на трубопровод, как внешних, так и внутренних электрохимическая коррозия протекает быстрее.

В работе предложены методы предотвращения коррозионного воздействия на трубопровод при его капитальном ремонте.

Список использованных источников

Зарубежная литература:

1. Annand R.R., Hurd R.М., Hakerman N.J. Electrochem. Soc 1999. v. 112. № 2, p. 138; 2005, v. 112, № 2, p. 144.

2. Riggs O.L., Every R.L. «Corrosion», 1962, v. 18, № 7. p. 262t.

3. Trabanelly C, Carassiti V. «Advances in Corrosion Science аnd Technology.*. Plenum Press, 2011, v. 1.

. Banerjec S.N.. Guha B.R. - J. Indian Chem. Soc, 2009, v. 56, № 9, p. 880-884.

5. Desai М.N.,Shah G.V., Pandya М.М. - In: 5th Eur. Symp. Corros. Inhibit., Ferrara, 2008, v. 2, p. 397-403.

Литература на русском языке:

.Антропов Л.Я., Погребова И.С. - В кн.: Коррозия и защита от коррозии. Итоги науки и техники. М.: ВИНИТИ, 2010, т. 2,с. 27-112

.Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия, 2007. 352 с.

. Дамаскин Б.Б., Петрий О.А., Батраков В.В. Адсорбция органических соединений на электродах. М.: Наука, 2008. 333 с.

Руководящие документы:

. СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

. ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция: ВНИИСТ Миннефтегазстрой, 1989. - 55с.;

. Регламент «АК Транснефть» по замене коррозионных участков,секций на объектах МН

. РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

.СТО 2.2-137-2008 Правила эксплуатации магистральных газопроводов

. Кривоносов С.А., Шабуро И.С. Технологический расчёт коррозии трубопроводов. Учебное пособие. Самара, 2010.

. РД 153-30.4R-130-02 Регламент по вырезке и врезке коррозионных «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и одклюючению участков МН.

. СНиП 2-05-06-85* Магистральные трубопроводы.

. СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы.

. Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. Москва,2013.

Нормативная система обеспечения качества:

. ВСН 004-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Технология и организация»

. ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация»

. ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка»

. ВСН 007-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка»

. ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция»

. ВСН 010-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы»

. ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приёмка работ. Части I, II»

. ВСН 014-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды»

. ВСН 015-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Линия связи и электропередачи»

Приложение А

Коррозия нефтепровода «Дружба». Тело трубы после снятия старой изоляции

Коррозия нефтепровода «Дружба». Тело трубы до снятия старой изоляции

Приложение Б

Участок магистрального нефтепровода «Дружба» с недопустимой для дальнейшей эксплуатации потерей металла.

Устранение коррозии магистрального нефтепровода «Дружба» методом шлифовки коррозионной зоны

Приложение В

Язвенная коррозия магистрального нефтепровода «Муханово-Самара»

Язвенная коррозия магистрального нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» Дефект годный к эксплуатации, но требующий ремонта. Слево-до ремонта шлифовкой, справаа-после ремонта шлифовкой.

Приложение Г

Данные внутритрубной диагностики. Изображение коррозии стенки трубопровода при компьютерной расшифровке результатов

Принцип действия УЗ дефектоскопа. Визуализация коррозии.