Оценка влияния нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра аскаров герман робертович. Правила диагностики коррозионного состояния металлических объектов и систем электрохимической защиты

Оценка коррозионного состояния трубопровода, находящегося в электрическом поле ЛЭП ПТ, производится по разности потенциалов труба - земля и величине тока в трубопроводе.
Ьлок-схема комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ. Оценка коррозионного состояния ЛЧ МГ в перспективе должна стать составной частью комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ.
Схема возникновения и распространения блуждающих. При оценке коррозионного состояния газопровода важж знать как средние, так и максимальные значения разности по тенциалов.
Приборы для оценки коррозионного состояния должны включать в себя датчики, систему регистрации и соответствующие источники энергии. При использовании магнитных и электромагнитных методов возможно применение различных намагничивающих систем. Проблему сканирования решают либо небольшим числом датчиков, движущихся внутри трубы по винтовой линии, либо большим числом датчиков, движущихся поступательно вместе с намагничивающей системой и расположенных по периметру прибора. В этом случае наиболее целесообразно использование двухкольцевой шахматной системы расположения датчиков для устранения возможных пропусков дефектов на трубе. Выпускаемые в США приборы типа Лайналог состоят из трех секций, соединенных шарнирами. В первой секции находятся источники питания и уплотнительные манжеты, во второй - электромагнит с системой кассет для датчиков, в третьей - электронные узлы и записывающее устройство, Их используют для проведения обследований трубопроводов.
Шурфование для оценки коррозионного состояния трубопровода необходимо проводить с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должно быть не менее трех ее диметров.
Эффективным способом оценки коррозионного состояния оборудования (на стадиях его проектирования, эксплуатации, реновации) является коррозионный мониторинг - система наблюдений и прогнозирования коррозионного состояния объекта с целью получения своевременной информации о его возможных коррозионных отказах.
В табл. 6 дается оценка фактического коррозионного состояния систем горячего водоснабжения из черных труб в ряде городов. Кроме того, для сравнения приведены расчетные индексы насыщения воды при 60 С, данные по содержанию в воде растворенного кислорода, свободной углекислоты и оценка коррозионной активности.
Распределение областей скорости движения водогазонефтяного потока для трубопро-водов различных диаметров. Коррозионные обследования обсадных колонн проводят для оценки коррозионного состояния их (как по глубине, так и по площади месторождения), определения параметров электрохимической защиты, выявления причин негерметичности обсадных колонн в процессе эксплуатации и контроля защищенности.
На основе анализа изложенных выше данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД), разработана методика диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений.
В нашей стране и за рубежом разрабатывают методы и приборы для оценки коррозионного состояния трубопровода без его вскрытия. Наиболее перспективны методы, основанные на пропускании по трубопроводу специально оборудованного прибора, фиксирующего очаги коррозионного поражения стенки трубы с внутренней и наружной сторон. В литературе приводят данные по методам контроля состояния трубопроводов. Основное внимание уделяют магнитным и электромагнитным методам, При этом предпочтение отдают последним. Здесь же кратко описываются ультразвуковые и радиографические методы.
Модели, не описываемые какими-либо математическими уравнениями и представимые в виде набора табличных коэффициентов или номограмм, рекомендованных для оценки коррозионного состояния металлов.

Для оценки состояния покрытия на трубопроводе при эксплуатации целесообразно использовать переходное сопротивление изолированного трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и число антиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в покрытии. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы следует использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположение коррозионных поражений на стенке трубы. Ко второй - местная коррозия (каверны, питтинги, пятна), одиночные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений более 15 см), групповые (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений от 15 до 0 5 см) и протяженные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений менее 0 5 см) поражения. Одиночные коррозионные поражения не приводят к возникновению отказов на трубопроводах.
Для оценки состояния изоляционного покрытия на трубопроводе в процессе эксплуатации необходимо использовать значения переходного сопротивления трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и количество актиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в изоляции. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы необходимо использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположения коррозионных поражений на стенке трубы.
При оценке коррозионного состояния трубопровода определяют виды коррозии, степень поврежденности коррозией наружной стенки труб с обобщенной характеристикой участков, оценивают максимальную и среднюю скорость коррозии, прогнозируют коррозионное состояние участка на 3 - 5 лет.
В табл. 9.12 приведена оценка коррозионного состояния трубопровода при полном наборе влияющих факторов и соответствующие рекомендации.
На практике для количественной оценки коррозионной стойкости металлов можно использовать любое свойство или характеристику металла, которые существенно и закономерно изменяются при коррозии. Так, в системах водоснабжения оценку коррозионного состояния труб можно дать по изменению во времени гидравлического сопротивления системы или ее участков.
Для изыскания возможности уменьшения потерь металла в результате коррозии и снижения значительных прямых и косвенных потерь от коррозии необходима оценка коррозионного состояния аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем. При этом следует провести как оценку коррозионного состояния химико-технологической системы, так и прогнозирование возможного развития коррозии и влияния этого процесса на работоспособность аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем.
Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимых для оценки коррозионного состояния сооружения, предусмотрены ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Сложность и своеобразие протекания процесса коррозии подземных металлических и железобетонных конструкций обусловлены особыми условиями подземной среды, где взаимодействуют атмосфера, биосфера и гидросфера. В связи с этим особое внимание уделяется разработке и созданию аппаратуры и систем для оценки коррозионного состояния объектов, находящихся под землей. Такая оценка может проводиться на основе измерения усредненного по времени потенциала металлической конструкции относительно земли. Для определения среднего значения потенциала разработаны приборы - интеграторы блуждающих токов. Они просты в изготовлении, не требуют специальных источников электропитания и надежны в эксплуатации. Использование этих приборов дает информацию о характере пространственного распределения анодных, катодных и знакопеременных зон для выбора места подключения средств электрохимической защиты и интегрального учета эффективности ее работы. Эта информация может быть использована как в процессе проектирования, строительства и монтажа нового оборудования, так и в процессе эксплуатации. Появляется возможность осуществления плановых мероприятий по обеспечению высокой надежности металлических и железобетонных конструкций в условиях длительной эксплуатации.
Оценку опасности коррозии стальных подземных трубопроводов, вызываемой влиянием электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, следует производить на основании результатов замеров разности потенциалов между трубопроводом и окружающей средой. Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимые для оценки коррозионного состояния трубопровода, определяются ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Контроль режима ведут на основании результатов анализов проб вод и пара, показаний рН - метров питательной и котловой воды, периодических определений количественного и качественного состава отложений, а также оценки состояния металла котла в коррозионном отношении. Оперативный персонал особо контролирует два основных показателя режима: дозу комплесона (по убыли уровня в мернике рабочего раствора 7 с пересчетом на расход питательной воды) и рН котловой воды чистого отсека. Вырезка представительных образцов труб поверхности нагрева, качественный и количественный анализ отложений, оценка коррозионного состояния металла в сравнении с его исходным состоянием в первые 1 - 2 года отработки режима выполняются через каждые 5 - 7 тыс. ч работы.
Поэтому имеют место случаи, когда из-за неточного определения расположения коррозионных дефектов на поверхности и внутри трубопровода вследствие перестраховки допускается неоправданная замена трубопровода на значительных участках, что приводит к большому перерасходу государственных средств. Следовательно, требуется надежная оценка коррозионного состояния трубопроводов и своевременное и правильное проведение их ремонта на основании полученных данных. С этой целью в нашей стране разработаны, сконструированы и проходят испытания дефектоскопы для оценки коррозионного состояния трубопроводов без их вскрытия из траншеи.

Cтраница 1

Коррозионное состояние и защищенность обсадной колонны могут быть оценены по плотности тока, стекающего с обсадной колонны, или по падению напряжения. Если плотность тока отрицательна, на данном участке колонны имеется анодная зона, в которой происходит коррозионное разрушение металла.  

Коррозионное состояние определяют осмотром на переходах и пересечениях с трубопроводами с неудовлетворительным состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины.  

Коррозионное состояние оборудования необходимо контролировать несколькими методами, взаимно дополняющими друг друга. Весьма важный способ - визуальный, который позволяет определить характер разрушения оборудования, возможность дальнейшей эксплуатации и прокорректировать методы защиты от коррозии. Однако внутренний осмотр может быть проведен лишь после остановки оборудования на ремонт. Наряду с визуальным методом используют приборные методы. Иногда используют метод рассверловки стенки оборудования на глубину, равную расчетной толщине стенки, и устанавливают момент, когда прокорродирует оставшаяся толщина стенки, соответствующая припуску на коррозию. При наличии в рабочей среде сероводорода пользуются водородными зондами для определения степени наводороживания металла оборудования.  

Коррозионное состояние среды характеризуется величиной рН, концентрацией кислорода и углекислого газа. Поскольку кислород и углекислый газ коррозионно-активны, удаление их из воды является одной из важнейших задач при подготовке воды. В отличие от кислорода углекислый газ частично взаимодействует с водой с образованием угольной кислоты.  

Коррозионное состояние сооружения определяют по протяженности коррозионноопасных зон путем электрических измерений. Результаты определения анодных и катодных зон на действующем сооружении представляются в виде графика распределения разности потенциалов.  

Коррозионное состояние подземного сооружения устанавливают электрическими измерениями и тщательным его осмотром.  

Коррозионное состояние подземных газопроводов и опасности их разрушения определяют а основе ряда электрических изме рений.  

Коррозионное состояние пятиколесного ротора может быть объяснено следующим образом. На первое колесо попадает большее количество капель серной кислоты, но температура среды здесь ниже, вследствие чего и агрессивность ниже.  

Коррозионное состояние подземных металлических сооружений города может быть точно охарактеризовано только после ряда электрических измерений.  

Обследование коррозионного состояния разнотипных МСП, эксплуатирующихся в морских условиях в течение более 10 лет без применения противокоррозиионных мероприятий, показало следующее.  

Контроль коррозионного состояния проводится методами магнитной дефектоскопии, радиографическим, с помощью ультразвукового прослушивания или телевизионных камер, пропускаемых внутри трубы. Исследование напряжений и деформаций проводятся механическими устройствами, запускаемыми по трубопроводу по окончании строительства, тензометрическим методом и др. Для обнаружения утечек пользуются визуальным контролем при обходах или облетах трассы, газоаналитическим, акустико-эмиссионным и другими методами.  

Гончаров, Александр Алексеевич

Ученая cтепень:

Кандидат технических наук

Место защиты диссертации:

Оренбург

Код cпециальности ВАК:

Специальность:

Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии

Количество cтраниц:

Глава 1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ.

1.1 Условия работы металлических конструкций.

1.2. Обеспечение эксплуатационных свойств объектов ОГКМ.

1.3. Коррозионное состояние ТП и оборудования ОГКМ.

1.3.1. Коррозия НКТ и ТП.

1.3.2 Коррозия коммуникаций и оборудования УКПГ.

1.3.3 Коррозионное состояние оборудования ОГПЗ.

1.4. Методы определения остаточного ресурса.

Глава 2. Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ.

2.1. Промысловое оборудование и трубопроводы.

2.2. Соединительные трубопроводы.

2.3. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ.

2.4. Трубопроводы очищенного газа.

Выводы к главе 2.

Глава 3. Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ.

3.1 Анализ отказов оборудования и ТП.

3.2 Определение характеристик надежности металлоконструкций.

3.3 Моделирование коррозионных повреждений ТП по результатам внутритрубной УЗД.

3.4 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

Выводы к главе 3.

Глава 4. Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

4.1. Оценка ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей СР.

4.2. Особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения.

4.3 Определение остаточного ресурса оборудования и

ТП с поврежденной поверхностью.

4.3.1 Параметры распределения"глубин коррозионных повреждений.

4.3.2 Критерии предельных состояний конструкций с повреждениями поверхности.

4.3.3. Прогнозирование остаточного ресурса ТП.

4.4 Методика диагностирования оборудования и трубопроводов.

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Коррозионное состояние и долговечность оборудования и трубопроводов сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений"

Наличие в нефти и газе сероводорода обусловливает необходимость применения определенных марок сталей и специальной технологии сварочно-монтажных работ (СМР ) при обустройстве данных месторождений, а при эксплуатации оборудования и трубопроводов (ТП) необходим комплекс диагностических и противокоррозионных мероприятий. Помимо общей и язвенной коррозии сварных конструкций сероводород вызывает сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) оборудования и трубопроводов.

Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведением большого количества ремонтных работ: ликвидацией аварийных ситуаций; подключением новых скважин и трубопроводов к действующим; заменой аппаратов,запорной арматуры,дефектных участков трубопроводов и т.п.

Трубопроводы и оборудование Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в настоящее время выработали проектный нормативный ресурс. Следует ожидать снижения надежности этих металлических конструкций в процессе эксплуатации вследствие накопления внутренних и внешних повреждений. Вопросы диагностирования ТП и оборудования ОНГКМ и оценки потенциальной опасности повреждений на данный период времени изучены недостаточно.

В связи с вышеизложенным являются актуальными исследования, связанные с выявлением основных причин повреждений металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений, разработкой методик диагностирования трубопроводов и оборудования и оценки их остаточного ресурса.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) "Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов" и постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. N 1369 по проведению в 1997-2000 г.г. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОГКМ

Заключение диссертации по теме "Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии", Гончаров, Александр Алексеевич

Основные выводы

1. Определены основные причины повреждений ТП и оборудования в процессе 20 лет эксплуатации ОНГКМ: НКТ и муфты НКТ подвержены язвенной коррозии и СР, фонтанная арматура - СР; в аппаратах УКПГ после 10-летней эксплуатации возникают ВР; детали аппаратов выходят из строя из-за язвенной коррозии; дефектные сварные соединения ТП подвергаются СР, в металле ТП после 15 лет эксплуатации возникают ВР; запорно-регулирующая арматура теряет герметичность вследствие охрупчивания уплотнительных элементов; аппараты ОГПЗ подвержены язвенной коррозии, имеются отказы аппаратов вследствие ВР и СР; теплообменное оборудование выходит из строя из-за забивки межтрубного пространства солевыми отложениями и сквозной язвенной коррозии металла; отказы насосов обусловлены разрушением подшипников, а поршневых компрессоров - разрушением штоков поршня и шпилек; большинство отказов ТП очищенного газа происходит из-за дефектов сварных соединений.

2. Создана автоматизированная база данных, содержащая более 1450 отказов ТП и оборудования и позволившая выявить закономерности распределения во времени отказов конструкций, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и ВР возрастает с увеличением срока эксплуатации; а количество отказов из-за СР максимально в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снижается и остается практически на одном уровне.

3.Установлено, что среднее время безотказной работы, вышедших из строя аппаратов УКПГ и ОГПЗ, превышает в 1,Зч-1,4 раза запланированное проектом, составляющее 10-И 2 лет. Средняя интенсивность отказов ТП ОНГКМ

3 1 составляющая 1,3-10" год" находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность

3 1 отказов НКТ составляет 1,8-10" год" . Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10"4 год"1, что близко к этому показателю для энергетических установок АЭС (4 Т0"4год""). Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ

168 равна 13-10"4 год"1 и в 2,6 раза превышает данную характеристику для аппаратов ОГПЗ, что, в основном, объясняется заменой аппаратов УКПГ, имеющих несквозные водородные расслоения.

4.Установлена зависимость количества дефектов от режима работы ТП и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на внутренней поверхности ТП. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной дефектоскопии, позволяет определять наиболее экономичные и безопасные режимы эксплуатации ТП.

5. Разработаны методики оценки:

Остаточного ресурса оборудования и ТП по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

Работоспособности конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

Критериев предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

Остаточного ресурса оборудования и ТП с коррозионными повреждениями поверхности.

Методики позволили обосновать сокращение количества демонтируемых аппаратов и на порядок уменьшить планируемое количество вырезок дефектных участков ТП.

6. Разработана методика диагностирования оборудования и ТП, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и ТП, признаки оценки вида дефектов и их потенциальной опасности, условие дальнейшей эксплуатации или ремонта конструкций. Основные положения методики вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденные РАО «ГАЗПРОМ » и Госгортехнадзором России.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гончаров, Александр Алексеевич, 1999 год

1. Акимов Г.В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М. Изд. АН СССР 1945 г. 414 с.

2. Андрейкив А.Е. Панасюк В.В. Механика водородного охрупчивания металлов и расчет элементов конструкций на прочность /АН УССР . Физ.-мех. Ин-т- Львов, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. JL: Химия, 1990. 400 с.

4. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.:Стройиздат, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазстрой. М., 1989. - 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования// Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. -№ 2. - С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Экспресс-. оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра.- 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. 1997. -№ 12. - С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики/Международный конгресс «Защита-98». М. 1998. - С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинников П.А. Анализ диагностических работ за 19998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром » и перспективы их совершенствования в плане реализации в 1999 г «Положения о диагностировании.»

12. Гончаров А.А, Нургалиев Д.М.,Митрофанов A.B. И др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов//Газовая промышленность.-1998.-№ 7. С. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

24. ГОСТ 25221-82. Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

25. ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

26. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования

28. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

29. ГОСТ 6202-84. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

30. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991.

32. Дубовой В.Я., Романов В.А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 с.

34. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирования. М.: Недра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Влияние напряжений на пластичность стали в растворе сероводорода. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Иино И. Водородное вспучивание и растрескивание.-перевод ВЦП N В-27457, 1980, Босеку гидзюцу, t.27,N8, 1978, с.312-424.

37. Инструкция по вихретоковому контролю линейной части магистральных газопроводов.-М.: РАО «Газпром », ВНИИГАЗ. 1997 г.- 13 с.

38. Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении. М.: ВНИИГАЗ. 1995. - 56 с.

39. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М. ВНИИгаз, 1991г. -12 с.

40. Исходные данные обосновывающие материалы и технологии ингибиторной защиты внутри промысловых трубопроводов. Отчет о НИР // Донецк. ЮЖНИИГИПРОГАЗ. 1991. - 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крипякевич Р.И. Влияние водорода на свойства стали.- М.: Металлургиздат, 1962. 198 с.

42. КостецкийБ.И., Носовский И.Г. и др., Надежность и долговечность машин. -"Техника". 1975. -408 с.

43. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТИ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Гринцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаимодействия металла с рабочей средой ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 с.

45. Лившиц Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. и др. Сульфидное растрескивание низкоуглеродистых легированных сталей // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. 1977. - N 5. - С. 23 - 30.

46. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промысловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез.семинара.,23-24 мая 1996г. М. Центральный Российский дом знаний, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оценки и прогнозирование коррозии для изменившихся условий на ОГКМ. Отчет о НИР // ВНИИ природных газов.-М.: 1994.28 с.

49. Методика оценки остаточного ресурса работоспособности сосудов /пылеуловителей, фильтр-сепараторов и др./, работающих под давлением на КС и ДКС РАО «ГАЗПРОМ ».// АО ЦКБН РАО «ГАЗПРОМ » 1995 г. 48 с.

50. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод », 1995 г. (Согласовано Госгортехнадзором России 11.01.1996г.)

51. Методика диагностирования технического состояния оборудования и аппаратов, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах. (Утверждена Минтопэнерго России 30.11.1993 г. Согласована Госгортехнадзором России 30.11.1993 г.)

52. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств г. Волгоград, ВНИКТИ нефтехимоборудование, 1992 г.

53. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: недра, 1990. - 264 с.

54. Механика разрушений / Под ред. Д.Темплина М.: Мир, 1979.- 240с.173

55. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. -1993.- 88 с.

56. Методика оценки сроков службы газопроводов. М.ИРЦ Газпром, 1997 г.- 84с.

57. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защите подземных трубопроводов от коррозии. -М.: СОЮЗЭНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

59. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Митенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Городов Г.Ф. и др. Определение и обоснование остаточного ресурса машиностроительных конструкций при долговременной эксплуатации. //Проблемы машиностроения и надежности машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01 -85. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания.- М.: ВНИИНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стал Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

63. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973. - 408 с.

64. Нургалиев Д.М., Гафаров Н.А.,Ахметов В.Н.,Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Аптикеев Т.А. К оценке дефектности трубопроводов при внутритрубной дефектоскопии. Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96".-Ялта 1996 г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 54-59.m

67. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. -1989. Вып. 3. -С. 30-31

68. Павловский Б.Р. и др. Экспертиза по проблеме ресурса соединительных трубопроводов, транспортирующих влажный сероводород содержащий газ: Отчет о НИР // АООТ . ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 с

69. ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. М.: НПО ОБТ, 1997 - 292 с. (Утверждены Госгортехнадзором России 02.03.1995 г.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. М. : Информнефтегазстрой. 1982. Вып. 11. - 45 с.

71. Петров H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1986 г.

73. ПНАЭ Г-7-014-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть 1. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1990 г.

74. ПНАЭ Г-7-019-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Контроль герметичности. Газовые и жидкостные методы. ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, г. Москва, 1990 г

75. Пол Мосс. British Gas. Старые проблемы новые решения. "Нефтегаз" на выставке "НЕФТЕГАЗ-96".М.:- 1996.- С. 125-132.

76. Половко A.M. Основы теории надежности.-М.: «Наука », 1964.-446 с.

77. Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей на предприятии «Оренбурггазпром ». Утверждено «Оренбурггазпром » 26.11.96г. Согласовано Оренбургским округом Госгортехнадзора России 20.11.1996 г.175

78. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливноэнергетического комплекса. (Утверждено Минтопэнерго России 24.01.1993 г. Согласовано Госгортехнадзором России 25.12.1992 г.)

79. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. -М.: НГП "ДИЭКС"1993. 36с.

80. Положение о системе технического обслуживания и плановопредупре-дительных ремонтов промыслового оборудования для газодобывающих предприятий.- Краснодар:ПО Союзоргэнергогаз.- 1989.- 165 с.

81. Положение об экспертном техническом диагностировании трубопроводов, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроду-ктопроводов. // М. Газовая промышленность №6, 1998 г.

83. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. (ПБ 10-115-96).- М.: ПИО ОБТ.- 1996.- 232с.

84. Р 50-54-45-88. Расчеты и испытания на прочность. Экспериментальные методы определения напряженно-деформированного состояния элементов машин и конструкций-М.: ВНИИНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения сопротивления материалов воздействию сероводородсодержащих сред М.: ГОССТАНДАРТ РОССИИ, ВНИИНМАШ, ОрПИ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. -М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Расчёт на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах. М.: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 г.

88. РД 26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений. М.: НИИХИММАШ, УкрНИИ-ХИММАШ, ВНИИНЕФТЕМАШ. - 1990 г. - 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. (Утверждена Минтопэнерго РФ 15.08.96 г.)

90. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. М.: НПО ОБТ - 1994- 272 с.

92. РД-03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов, технологических трубопроводов. (Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.11.96 г. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды М.: НПО ОБТ, 1994 г.

94. РД26-10-87 Методические указания. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. М. ОКСТУ 1987 г. 30с.

95. РД-51-2-97. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. М.: ИРЦ Газпром, 1997 48 с.

100. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии.-М.: Химия, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.И. Водородная хрупкость и структурное состояние стали //МИТОМ. 1982. - N 5. - С. 11 - 17.

102. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. -М.: Высшая школа. 1989.- 432 с.

103. СНиП Ш-42-80.Магистральные трубопроводы. М.:Стройиздат, 1981.- 68 с.

104. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы М.: Минстрой России. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. Утверждены Миннефтехимпромом СССР 01.01.1984 г.

106. Сталь магистральных труб для транспортировки высокосернистого нефтяного газа. Проспект фирмы Ниппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЭК . Техника анализа надежности систем. Метод анализа вида и последствий отказов. Публикация 812 (1985). М.: 1987.

108. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах.- М.:-Металлургия.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М. Изд. АН СССР 1960 г. 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин. "Диагностика-94".-Ялта 1994г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надежность сварных соединений труб котлов и паропроводов. М.: Энергоиздат, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер И.С., Арчаков Ю.И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование.- М.: Машиностроение, 1979.- 144 с.

113. Швед М.М. Изменение эксплуатационных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

114. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. ВНИИЭгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. The Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. - P. 19 - 34.

118. Marvin C.W. Determining the strength of Corroded Pipe. // Materials protection and Performance. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Metallic Materials for Oil field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H.,Matsuda H. Development of new dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Pressure calculation for corroded pipe developed//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities of Various Kinds of Commerc.Rolled Steels under Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O"Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Metod Evaluation of Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Комплексное обследование коррозионного состояния действующих магистральных газонефтепроводов и систем их электрохимической защиты проведено с целью определения зависимости наличия коррозионных и стресс-коррозионных повреждений на внешней КЗП от режимов работы средств ЭХЗ, выявления и устранения причин возникновения и роста коррозионных и стресс-коррозионных повреждений. Действительно, магистральные газонефтепроводы по мерс их эксплуатации практически не подвергаются моральному износу. Надежность их эксплуатации определяется в основном степенью коррозионного и стресс- коррозионного износа. Если рассмотреть динамику аварийности газопроводов за период с 1995 по 2003 гг., то становится очевидным, что идет процесс нарастания аварийности во времени по причине образования на КЗП коррозионных и стресс-коррозионных дефектов .

Рис. 5.1.

При рассмотрении динамики устранения особо опасных дефектов на действующих магистральных газопроводах становится очевидно, что в процессе эксплуатации идет нарастание особо опасных дефектов, требующих первоочередного ремонта, вызванных наружной коррозией и стресс-коррозионными трещинами (рис. 5.1). Из представленного на рис. 5.1 графика видно, что практически все устраненные особо опасные дефекты имеют коррозионную либо стрссс-коррозионную природу. Все эти дефекты выявлены на наружной катодно-защищаемой поверхности.

Результаты комплексных обследований противокоррозионной защиты газонефтепроводов (наличие коррозионных язв и стресс- коррозионных трещин, адгезия и сплошность изоляционного покрытия, степень электрохимической защиты) свидетельствуют о том, что решение проблемы противокоррозионной защиты магистральных газонефтепроводов с помощью изоляционных покрытий и катодной поляризации до настоящего времени остается актуальным. Прямым подтверждением сказанного являются результаты внутритрубной диагностики. По данным внутритрубной диагностики, на отдельных участках магистральных нефтегазопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет доля дефектов наружная коррозия (в том числе стресс-коррозия) достигает 80 % от общего количества выявленных дефектов.

Качество изоляции магистральных газонефтепроводов характеризуется величиной переходного сопротивления, определяемого на основе параметров электрохимической защиты. Одним из основных параметров электрохимической защиты трубопроводов, характеризующим качество изоляционного покрытия, является величина тока катодной защиты. Данные по эксплуатации средств ЭХЗ свидетельствуют о том, что величина защитного тока СКЗ на линейной части Д у 1220 мм за 30 лет эксплуатации вследствие старения изоляции возросла практически в 5 раз. Расход тока для обеспечения электрохимической защиты 1 км нефтепровода в области защитных потенциалов 1,2...2,1 В по м. с. э. возрос с 1,2 до 5,2 А/км, что свидетельствует о пропорциональном уменьшении переходного сопротивления нефтепровода. Переходное сопротивление изоляции по истечении 30 лет эксплуатации газонефтепроводов имеет один и тот же порядок (2,6-10 3 Ом - м 2) по всей длине, кроме участков, где выполнен капремонт газонефтепроводов с заменой изоляции, в то время как количество коррозионных и стрссс- коррозионных повреждений на внешней катодно-защищаемой поверхности изменяется в значительных пределах - от 0 до 80 % от общего числа выявленных с помощью внутритрубной дефектоскопии дефектов, которые локализуются как на стыках защитных зон, гак и вблизи точек дренажа СКЗ в низинах и на заболоченных участках трассы. Грунтовые воды заболоченных территорий центральной части Западной Сибири отличаются слабой минерализацией (0,04 % по массе) и, как следствие, высоким омическим сопротивлением (60... 100 Ом м). Кроме этого, болотные грунты отличаются кислой реакцией. Величина pH болотных вод достигает 4. Высокое омическое сопротивление и кислотность болотного электролита являются важнейшими факторами, влияющими на скорость коррозии газонсфтспроводов и эффективность их электрохимической защиты. Обращает на себя внимание тот факт, что в поровых растворах болотных грунтов содержание сероводорода достигает 0,16 мг/л, что на порядок выше, чем в обычных грунтах и проточных водоемах. Сероводород, как показывают данные обследований, также оказывает влияние на коррозионное состояние газонефтепроводов. На протекание сероводородной коррозии за счет деятельности сульфатвоссга- навливающих бактерий (СВБ) указывает, например, тот факт, что при прочих одинаковых условиях максимальная глубина проникновения внешней коррозии в сквозных дефектах изоляции газонефтепроводов в застойных болотах больше таковой в проточных водоемах в среднем на 70 %, с одной стороны, и практически повсеместно стрссс- коррозиопные трещины на внешней КЗП обнаруживаются также в застойных болотах с повышенным содержанием H 2 S - с другой. Согласно современным представлениям, молекулярный сероводород стимулирует наводороживание сталей. Электровосстановление H 2 S на КЗП трубопровода протекает но реакциям H,S + 2-»2Н алс + S a ~ c и H,S + в -^ Н адс + HS” ac , что повышает степень заполнения хемосорбири- ванного слоя атомарным водородом в ц , диффундирующим в структуру трубной стали. Эффективным стимулятором наводороживания является и углекислый газ: НС0 3 +е-> 2Н адс +С0 3 ". Проблема коррозионного и

стрссс-коррозионного разрушения нефтегазороводов на заболоченных участках трассы до настоящего времени не имеет исчерпывающего объяснения и остается актуальной. Результаты коррозионного обследования магистральных газонефтепроводов па заболоченных участках показали, что практически вся наружная поверхность как на нефтепроводах, гак и на газопроводах в дефектах изоляции и под отслоившейся изоляцией покрыта бурыми (напоминающими алюминиевую пудру) отложениями. Коррозионные язвы с максимальной глубиной локализованы в сквозных повреждениях изоляции. Геометрические параметры коррозионных повреждений практически точно соответствуют геометрии сквозных повреждений изоляции. Под отслоившейся изоляцией, в зоне контакта стенки трубы с почвенной влагой, обнаруживаются следы коррозии без видимых коррозионных язв со следами стресс-коррозионных трещин.

Экспериментально на образцах из трубной стали, установленных у стенки магистрального нефтепровода Д у 1220 мм (у верхней, боковой и нижней его образующей), определено, что в грунтах таежно-болотного региона центральной части Западной Сибири скорость коррозии образцов без катодной защиты в сквозных дефектах изоляции достигает 0,084 мм/год. Под защитным потенциалом (с омической составляющей) минус 1,2 В по м. с. э., когда плотность тока катодной защиты превышает плотность предельного тока кислорода в 8... 12 раз, остаточная скорость коррозии нс превышает 0,007 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию весьма стойкое и для магистральных газонефтепроводов допустима. Степень электрохимической защиты при этом составляет:

При комплексном обследовании коррозионного состояния внешней катодно-защищасмой поверхности газонефтепроводов в шурфах в сквозных дефектах изоляции обнаруживаются коррозионные язвы глубиной 0,5... 1,5 мм. Нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита не обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений, соответствующих весьма стойкому коррозионному состоянию газонефтепроводов:

при глубине проникновения коррозии 0,5 мм при глубине проникновения коррозии 1,5 мм

Это за 36 лет эксплуатации. Причина снижения эффективности электрохимической защиты газонефтепроводов от коррозии связана с уменьшением переходного сопротивления изоляции, появлением в изоляции сквозных дефектов и, как результат, снижением плотности тока катодной защиты на стыках защитных зон СКЗ до значений, не достигающих значений плотности предельного тока по кислороду, не обеспечивающих подавления почвенной коррозии до допустимых значений, хотя величины защитных потенциалов, измеренных с омической составляющей, соответствуют нормативу. Важным резервом, позволяющим снизить скорость коррозионного разрушения газонефтепроводов, является своевременное выявление участков недозащигы, когда Л 1 1 Лр

Корреляция дефектов внешней коррозии нефтепровода с длительностью отключений на вдольтрассовых ВЛ свидетельствуют о том, что именно при отключениях вдольтрассовых В Л и простоях СКЗ протекает язвенная коррозия в сквозных дефектах изоляции, скорость которой достигает 0,084 мм/год.

Рис. 5.2.

В ходе проведения комплексного обследования систем электрохимической защиты магистральных газонефтепроводов было установлено, что в области потенциалов катодной защиты 1,5...3,5 В по м. с. э. (с омической составляющей) плотность тока катодной защиты j a превышает плотность предельного тока кислорода j в 20... 100 раз и более. Причем при одних и тех же потенциалах катодной защиты плотность тока в зависимости от типа грунта (песок, торф, глина) существенно различается, практически в 3...7 раз. В полевых условиях в зависимости от типа грунта и глубины укладки трубопровода (глубины погружения коррозионно-индикаторного зонда) плотность предельного тока по кислороду, измеренная на рабочем электроде из стали 17ГС диаметром 3,0 мм, изменялась в пределах 0,08...0,43 А/м", а плотность тока катодной защиты при потенциалах с омической составляющей от

1,5...3,5 В по м. с. э., измеренная на этом же электроде, достигала значений 8... 12 А/м 2 , что вызывает интенсивное выделение водорода на внешней поверхности трубопровода. Часть адатомов водорода при этих режимах катодной защиты переходит в приповерхностные слои стенки трубопровода, наводороживая ее. На повышенное содержание водорода в образцах, вырезанных из трубопроводов, подверженных стресс- коррозионному разрушению указывается в работах отечественных и зарубежных авторов . Растворенный в стали водород оказывает разупрочняющее действие, что в итоге приводит к водородной усталости и появлению стресс-корозионных трещин на КЗП подземных стальных трубопроводов. Проблема водородной усталости трубных сталей (класс прочности Х42-Х70) в последние годы привлекает особое внимание исследователей в связи с участившимися авариями на магистральных газопроводах. Водородная усталость при циклически изменяющемся рабочем давлении в трубопроводе наблюдается практически в чистом виде при катодной перезащите, когда j KZ /j >10.

Когда плотность тока катодной защиты достигает значений плотности предельного тока по кислороду (или незначительно, не более чем в 3...5 раз, превышает се), остаточная скорость коррозии нс превышает 0,003...0,007 мм/год. Существенное превышение (более чем в 10 раз) j K t над j к дальнейшему подавлению коррозионного процесса практически не приводит, но приводит к наводороживаиию стенки трубопровода, что вызывает появление стресс-коррозионных трещин на КЗП. Появление водородной хрупкости при циклическом изменении рабочего давления в трубопроводе и является водородной усталостью. Водородная усталость трубопроводов проявляется при условии, когда концентрация катодного водорода в стенке трубопровода не уменьшается ниже некоторого минимального уровня. Если же десорбция водорода из стенки трубы происходит быстрее, чем развитие усталостного процесса, когда у кз превышает / пр не более чем в 3...5 раз, водородная усталость

не наблюдается. На рис. 5.3 приведены результаты измерения плотности тока водородных датчиков при включенной (1) и отключенной (2) СКЗ на трубопроводе «Грязовец» .

Рис. 5.3.

и отключенной (2) СКЗ на КП I; 3 - потенциал катодной защиты при включенной СКЗ - (а) и зависимость токов водородных датчиков от потенциала трубы при включенной и выкзюченной СКЗ на КП 1 - (б)

Потенциал катодной защиты в период измерений находился в интервале минус 1,6... 1,9 В по м. с. э. Ход результатов трассовых электроизмерений, представленных на рис. 5.3, а, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы при включенной СКЗ составляла 6... 10 мкА/см 2 . На рис. 5.3, б представлены области изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты при включенных и выключенных СКЗ.

Авторы работы отмечают, что потенциал трубопровода при выключенной СКЗ не снижался ниже минус 0,9... 1,0 В по м. с. э., что обусловлено влиянием смежных СКЗ. При этом плотности токов водородных датчиков при включенной и выключенной СКЗ различаются в

2...3 раза. На рис. 5.4 представлены кривые изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты на КП 08 Краснотуринского узла.

Ход экспериментальных исследований, предсгвавленных на рис. 5.4, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы не превышала 12... 13 мкА/см 2 . Измеряемые потенциалы катодной защиты лежали в интервале от минус 2,5...3,5 В по м. с. э. Выше было показано, что объем выделяющегося на КЗП водорода зависит от величины безразмерного критерия j K з / у пр. В связи с этим интерес представляет сопоставление результатов внутритрубной диагностики действующих магистральных нефтегазопроводов с режимами катодной защиты.

Рис. 5.4.

В табл. 5.1 представлено сопоставление результатов внутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем ЭХЗ действующих нефтегазопроводов центральной части Западной Сибири. Результаты электрохимических измерений на линейной части действующих нефтегазопроводов свидетельствуют о том, что в различных грунтах при одних и тех же значениях измеренного потенциала плотности токов катодной защиты изменяются в широких пределах, что вызывает необходимость при выборе и регулировке защитных потенциалов подземных трубопроводов дополнительно контролировать плотность тока катодной защиты в сопоставлении с плотностью предельного тока кислорода. Дополнительные электрохимические измерения на трассе действующих магистральных газонефтепроводов позволят предотвратить или свести к минимуму образование высоких локальных напряжений в стенке трубопроводов, вызванных молизацией водорода (с высокой фигутивноегью). Повышение уровня локальных напряжений в стенке трубопровода связано с изменением трехосности напряженного состояния в локальных областях, обогащенных катодным водородом, где формируются микротрещины, предвестники стресс-коррозионных трещин на внешней КЗП.

Сопоставление результатов впутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем

электрохимической защиты действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Анализ результатов, представленных в табл. 5.1, с учетом длительности простоя СКЗ свидетельствует об обратной пропорциональной зависимости между плотностью коррозионных дефектов и величиной безразмерного критерия j K з / j , в том числе, когда это отношение было равно

нулю. Действительно, максимальная плотность дефектов наружная коррозия наблюдается на участках, где длительность простоя средств электрохимической защиты (по данным эксплуатирующих организаций) превышала нормативные значения. С другой стороны, максимальная плотность дефектов типа расслоение наблюдается на болотистых пойменных участках трассы, где длительность простоя средств ЭХЗ не превышала нормативных значений. Анализ режимов работы СКЗ на участках с минимальной длительностью их простоя на фоне большого разброса данных свидетельствует о практически пропорциональной зависимости между плотностью дефектов типа расслоение и критерием j K 3 / / , когда плотность тока катодной защиты превышала плотность предельного тока по кислороду в десять и более раз в течение длительного периода эксплуатации (при минимальной длительности простоя СКЗ). Проведенный анализ режимов катодной защиты в сопоставлении с коррозионными и стресс- коррозионными дефектами на КЗП подтверждает ранее сделанные выводы о том, что отношение j K 3 / j np может служить безразмерным критерием для контроля остаточной скорости коррозии трубопровода при различных потенциалах катодной защиты, с одной стороны, с целью недопущения образования на КЗП дефектов наружная коррозия и для определения интенсивности электролитического наводороживания стенки трубопровода - с другой, с целью исключения образования и роста дефектов типа расслоение вблизи катодно-защищаемой поверхности.

Данные табл. 5.1 свидетельствуют о том, что максимальная длительность простоя практически всех СКЗ за весь период эксплуатации магистральных нефтегазопроводов, за 36 лет, составила в среднем 536 суток (практически 1,5 года). По данным эксплуатирующих организаций за год простой СКЗ в среднем составил 16,7 суток, за квартал - 4,18 суток. Эта длительность простоя СКЗ на линейной части обследуемых нефтегазопроводов практически соответствует требованиям нормативнотехнических документов (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).

В табл. 6.2 представлены результаты измерения отношения плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду у верхней образующей магистрального нефтепровода Д у 1220 мм. Расчет остаточной скорости коррозии трубопровода при заданных потенциалах катодной защиты определен по формуле 4.2. Приведенные в табл. 5.1 и 5.2 данные свидетельствуют о том, что за весь период эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом простоя средств элсктрохимзащиты

(по данным эксплуатирующей организации) максимальная глубина проникновения коррозии на внешней КЗП не должна превышать 0,12...0,945 мм. Действительно, плотность предельного тока по кислороду на уровне укладки обследуемых участков нефтегазопроводов изменялась в пределах от 0,08 А/м 2 до 0,315 А/м 2 . Даже с максимальным значением плотности предельного тока по кислороду 0,315 А/м 2 максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации при плановом простое СКЗ 1,15 лет не превысит 0,3623 мм. Это 3,022 % от номинальной толщины стенки трубопровода. Однако на практике мы видим другую картину. В табл. 5.1 представлены результаты внут- ритрубной диагностики участка магистрального нефтепровода Д у 1220 мм по истечении его эксплуатации в течение 36 лет. Результаты внут- ритрубной диагностики свидетельствуют о том, что максимальный коррозионный износ стенки трубопровода превысил 15% от номинальной толщины стенки трубы. Максимальная глубина проникновения коррозии достигала 2,0 мм. Это означает, что длительность простоя средств ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.

Проведенные электрометрические измерения, представленные в табл. 5.2, свидетельствуют о том, что при заданном режиме катодной защиты остаточная скорость коррозии не превышала 0,006...0,008 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию коррозионно-стойкое и для магистральных нефтегазопроводов допустима. Эго означает, что за 36 лет эксплуатации трубопровода с учетом сведений о простое средств ЭХЗ по данным эксплуатирующей организации глубина проникновения коррозии не превысила бы 0,6411 мм. Действительно, за период плановых простоев средств ЭХЗ (1,15 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,3623 мм. За период работы средств ЭХЗ (34,85 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,2788 мм. Суммарная глубина проникновения коррозии на КЗП составила бы 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результаты внутритрубной диагностики свидетельствуют о том, что реальная максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации на обследуемом участке магистрального нефтепровода Д у 1220 мм составила 1,97 мм. На основе имеющихся данных нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита нс обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений : Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 лет. Длительность простоя средств ЭХЗ на проходящем в одном техническом коридоре магистральном газопроводе Д у 1020 мм, на котором в пойме р. Оби были обнаружены стресс-коррозионные трещины , совпадает с длительностью простоя СКЗ на магистральном нефтепроводе, так как СКЗ газопровода и нефтепровода запитаны от одной вдольтрассовой ВЛ.

В табл. 5.3 представлены результаты определения реального времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных нефтегазопроводов на основе электрометрических измерений.

Таблица 5.2

Распределение остаточной скорости коррозии па участках действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Таблица 5.3

Результаты определения истинного времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных газонефтепроводов на основе электрометрических измерений

Анализ результатов, представленных в табл. 5.3, свидетльствует о том, что реальное время простоя средств электрохимзащиты существенно превышает нормативное значение, что является причиной интенсивного коррозионного износа стенки трубопровода с внешней, ка- тодно-защищасмой строны.

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.691.4.620.193/.197

На правах рукописи

Аскаров Герман Робертович

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НЕСТАБИЛЬНОГО

ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА НА КОРРОЗИОННОЕ

СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА

Специальность 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Гаррис Нина Александровна Уфа

коррозионную активность грунтов, окружающих газопровод………………… 2.1 Физическое моделирование и выбор управляющих параметров…………... 2.2 Краткое описание экспериментальной установки…………………………... 2.3 Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии………………………… 2.4 Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов……………………………… Зависимость скорости коррозии от средней температуры при 2.

Нестабильном теплообмене………………………………………………………. Выводы к главе 2…………………………………………………………………. 3. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии…………………………………………………… 3.1 Критерии оценки коррозионной опасности…………………………………. 3.2 Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии…………………………………………………… 3.2.1 Характеристика участка газопровода……………………………………… 3.2.2 Анализ результатов ВТД……………………………………………………. 3.3 Образование и скорость развития коррозионных очагов на трубопроводах с пленочной изоляцией…………………………………………. 3.4 Коррозионный прогноз дефектности труб большого диаметра……………. Выводы к главе.3…………………………………………………………………. 4. Разработка метода ранжирования участков газопроводов по степени опасности для вывода в ремонт………………………………………………….. 4.1. Методика ранжирования участков газопроводов по степени опасности… 4.1.1 ВТД газопроводов при ранжировании по степени опасности…………… 4.1.2 Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов……………………………………………………. 4.2 Комплексная диагностика изоляционного покрытия и средств ЭХЗ……… 4.2.1 Факторы опасности коррозионного повреждения трубопроводов………. 4.2.2 Пример расчета комплексного показателя коррозионной активности….. 4.3 Учет колебаний температуры на газопроводах больших диаметров…..….. 4.4 Суммарный интегральный показатель………………………………………. 4.4.1 Пример расчета суммарного интегрального показателя…………………. 4.5 Эффективность разработки……………………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

подземных магистральных газопроводов составляет около 164,7 тыс. км.

Основным конструкционным материалом для сооружения газопроводов в настоящее время является сталь, которая обладает хорошими прочностными свойствами, но низкой коррозионной стойкостью в условиях окружающей среды – грунта, который при наличии влаги в поровом пространстве является коррозионно-активной средой.

После 30-ти и более лет эксплуатации магистральных газопроводов изоляционное покрытие стареет и перестает выполнять защитные функции, вследствие чего коррозионное состояние подземных газопроводов существенно ухудшается.

Для определения коррозионного состояния магистральных газопроводов в настоящее время используется внутритрубная дефектоскопия (ВТД), которая с достаточной точностью определяет местоположение и характер коррозионных повреждений, что позволяет отслеживать и прогнозировать их образование и развитие.

Значительную роль в развитии коррозионных процессов играет наличие грунтовых вод (почвенного электролита), причем следует отметить, что скорость коррозии в большей степени возрастает не в постоянно обводненном или сухом грунте, а в грунте с периодическим увлажнением.

импульсным изменением температуры газопровода и колебанием влажности в коррозионно-активном слое грунта. Однако не были определены количественные параметры импульсного температурного воздействия на активизацию коррозионных процессов.

пролегания магистральных газопроводов при импульсном тепловом воздействии и прогноз коррозионного состояния трубопроводов являются актуальными для газотранспортной отрасли.

Разработка и совершенствование методов определения коррозионного состояния участков магистральных газопроводов для своевременного вывода их в ремонт.

Основные задачи :

1 Определение изменения удельного электрического сопротивления грунта вокруг магистрального газопровода и анализ особенностей коррозионных процессов в трубопроводном транспорте.

2 Исследование в лабораторных условиях влияния импульсного теплового воздействия перекачиваемого газа и влажности на коррозионную активность грунта, окружающего подземный газопровод.

3 Исследование образования и развития коррозионных дефектов на магистральном газопроводе и прогноз его коррозионного состояния по данным внутритрубной дефектоскопии.

Разработка методики ранжирования участков магистральных газопроводов на основе прогноза их коррозионного состояния для вывода в ремонт.

Научная новизна 1 Определено изменение и построены эпюры удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру подземного газопровода большого диаметра.

2 Экспериментально доказан факт активизации коррозионных процессов при импульсном изменении температуры перекачиваемого газа по сравнению со стабильным температурным воздействием, а также определен диапазон температур, в котором при нестабильном (импульсном) температурном воздействии развивается максимальная скорость коррозии.

3 Определена функциональная зависимость для прогноза образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах.

Практическая ценность работы На основании проведенных исследований разработан стандарт предприятия РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжирования газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» по результатам внутритрубной дефектоскопии для вывода их в ремонт», согласно которому проводится ранжирование участков магистральных газопроводов между крановыми узлами с целью определения последовательности вывода их в ремонт.

Методы исследований Поставленные в работе задачи решались с использованием теории подобия путем моделирования условий теполомассообмена подземного газопровода с окружающим грунтом.

Результаты диагностических работ обрабатывались по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа. Расчеты проводились с использованием пакета прикладных программ «StatGrapfics Plus 5.1».

На защиту выносятся :

результаты исследований изменения удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру магистрального газопровода;

результаты лабораторных исследований импульсного теплового воздействия на активизацию коррозионных процессов на стальном трубопроводе;

- метод ранжирования участков магистральных газопроводов для вывода их в ремонт.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 30 научных трудах, из них четыре статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, приложений, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование, изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков и 28 таблиц.

Апробация работы Основные материалы диссертации докладывались на:

Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», Ухта, 2003;

- научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Газпром»

«Новые технологии в развитии газовой промышленности», Самара, 2003;

Научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья», ГУП ИПТЭР, Уфа, 2004;

международной научно-технической конференции синергетика II», УГНТУ, Уфа, 2004;

2-ой международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ, Уфа, 2004;

Научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов промышленности в современных условиях», Самара, 2005;

Трубопроводный транспорт», УГНТУ, Уфа, 2005, 2006, 2012;

Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» «Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром», Москва, 2006;

Конференции на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК–2006», Москва, 2006;

- конференции Международной топливно-энергетической ассоциации (МТЭА), Москва, 2006.

международной научно-практической конференции проблемы нефтегазового комплекса Казахстана», Актау, 2011.

коррозионное состояние газопровода трубопроводов получили развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых, непосредственно занимающихся проблемами трубопроводного транспорта: А.Б. Айнбиндера, М.З. Асадуллина, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, А.Г. Гареева, Н.А. Гаррис, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, И.Г.

Исмагилова, Р.М. Зарипова С.В. Карпова, М.И. Королева, Г.Е. Коробкова, В.В.

Кузнецова, Ф.М. Мустафина, Н.Х. Халлыева, В.В. Харионовского и др. .

Таким образом, подземная коррозия металлов относится к наиболее сложному виду электрохимической и биологической коррозии.

Согласно нормативным документам существуют различные показатели оценки коррозии металлов (потеря массы металла за определенное время, уменьшение толщины стенки трубы, скорость роста раковин и др.) . Эти величины являются показателями устойчивости металлов к коррозии в определенных типах грунтов.

1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе В работе рассматриваются коррозионные дефекты, выявленные ВТД и особенности их проявления, связанные с состоянием изоляционного покрытия.

Опыт эксплуатации показывает, что повреждения в виде обширных смыкающихся язв (общая коррозия) развиваются в зонах отслоения пленочной изоляции, находящихся в режиме периодического смачивания грунтовыми водами.

Катодная защита зон отслоения пленочной изоляции затруднена, с одной стороны, диэлектрическим экраном в виде полиэтиленовой пленки, а с другой, нестабильными параметрами электролита, затрудняющими прохождение катодного поляризующего тока через щель в зону зарождения и развития колоний язв или трещин. В результате довольно часто наблюдается развитие подпленочной коррозии в виде цепочки смыкающихся каверн, геометрия которых повторяет пути продвижения электролита под изоляцией.

Широко известен факт, что битумно-резиновая изоляция после 10-15 лет эксплуатации в обводненных грунтах теряет адгезию к поверхности металла.

Однако коррозия под битумной изоляцией во многих случаях не развивается. Она развивается только в тех случаях, когда плохо работает или отсутствует катодная защита. Эффект защиты достигается благодаря формированию в процессе длительной эксплуатации газопровода ионной поперечной проводимости битумной изоляции. Прямым доказательством этого является смещение рН почвенного электролита под слоем битумного покрытия до 10-12 единиц в результате протекания реакции с кислородной деполяризацией .

Значительное место по количеству повреждений занимает язвенная локальная коррозия в виде отдельных каверн, которая достигает 23-40 % от общего числа повреждений. Можно утверждать, что, при прочих равных условиях, глубина локальных коррозионных повреждений интегрально оценивает эффективность действия катодной защиты в сквозных дефектах изоляции.

1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия Главным требованием, предъявляемым к защитным покрытиям, является надёжность защиты трубопроводов от коррозии в течение всего срока службы .

Широко применяемые изоляционные материалы условно можно разделить на две большие группы:

Полимерные, включающие в себя изоляционные ленты, экструдированный и напылённый полиэтилен, эпоксидные и полиуретановые материалы;

-битумные мастики с оберточными материалами, комбинированные мастичные покрытия.

Полимерные изоляционные ленты широко применялись для изоляции трубопроводов при их строительстве и ремонте, начиная с 60-ых годов прошлого столетия. Согласно , 74% всех построенных трубопроводов изолировано полимерными лентами. Покрытия из полимерных изоляционных лент представляют собой многослойные системы, состоящие из плёнки – основы, подклеивающего слоя и слоя адгезионного праймера (грунтовки). Эти защитные материалы являются только диффузионным барьером, препятствующим проникновению коррозионно-активной среды к металлической поверхности трубопровода, и поэтому срок их службы ограничен .

Кроме того, недостатками плёночных покрытий являются:

- нестабильность адгезии;

- недолговечность покрытия;

- относительно высокая стоимость.

Нестабильность адгезии и, как следствие, недолговечность покрытия связана с незначительной толщиной клеевого слоя.

Клеевая основа липких плёночных материалов представляет собой раствор бутилкаучука в органических растворителях с определёнными добавками. В связи с этим, старение клеевого слоя происходит значительно быстрее полимерной основы.

При снижении эксплуатационных характеристик изоляции до 50% от начальных значений эффективность покрытия как противокоррозионного барьера резко уменьшается.

Результаты исследований показывают , что 73% всех отказов на магистральных газопроводах Канады обусловлены стресс-коррозией, протекающей под полиэтиленовыми плёночными покрытиями. Установлено, что под однослойными полиэтиленовыми покрытиями образуется в пять раз больше стресс-коррозионных трещин, чем под битумными покрытиями. Под двухслойными плёночными покрытиями количество колоний стресскоррозионных трещин на метр трубы в девять раз больше чем с покрытиями на основе битума.

Срок службы полимерных изоляционных лент составляет 7-15 лет .

Ограничение, а в ряде случаев исключение применения полимерных изоляционных лент согласно ГОСТ Р 51164 связано с непродолжительным сроком их службы.

По опыту переизоляции магистральных газопроводов установлено, что на участках с заводским изоляционным покрытиям дефектов КРН и коррозии не выявлено.

Рассмотрение эксплуатационных характеристик наиболее широко используемых антикоррозионных покрытий позволяет сделать вывод, что они не обладают свойствами, которые бы полностью удовлетворяли требованиям, предъявляемым к изоляционным материалам, защищающим трубопровод от почвенной коррозии:

- адгезией к металлам;

- механической прочностью;

Химической стойкостью по отношению к коррозионным агентам – кислороду, водным растворам солей, кислот и оснований и т. п.

Отмеченные параметры определяют возможность антикоррозионного материала противостоять коррозии и стресс-коррозии газопроводов.

Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия на газопроводах, с пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения происходит по множеству причин, которые осуществляют воздействие на качество защитных свойств как независимо друг от друга, так и в комплексе. Рассмотрим причины воздействия на пленочное изоляционное покрытие.

Вертикальное давление грунта на газопровод.

Вследствие того, что давление грунта распределяется неравномерно по периметру трубы, наиболее проблемные зоны возникновения отслоения и формирования гофр изоляционного покрытия приходятся на позиции 3-5 часов и 7-9 часов по ходу газа, с условным разбитием периметра трубопровода на секторов (верхняя образующая 0 часов, нижняя 6 часов). Это происходит по причине того, что на изоляционное покрытие верхней половины трубы приходится наибольшее и относительно равномерное давление грунта, которое растягивает пленочное покрытие и препятствует образованию гофр и отслоений на этом участке. В нижней половине трубы картина отличается: на позиции около 6 часов труба опирается на дно траншеи, из-за чего вероятность образования гофр незначительна. На позиции 3-5 часов давление грунта минимально, так как труба в этом месте соприкасается с грунтом, засыпанным с края траншеи (см. рисунок 1.1). Таким образом, в районе 3-5 часов по периметру трубопровода происходит сдвиг-смещение пленочного покрытия с образованием гофр. Эту область можно рассматривать как наиболее предрасположенную к возникновению и развитию коррозионных процессов.

Линейное расширение сопрягаемых материалов.

Одной из причин образования гофр на пленочном изоляционном покрытии является различный коэффициент линейного расширения материалов, пленочной ленты и металла трубы.

Проанализируем, как различается воздействие температуры на металл трубы и пленочную ленту на «горячих» участках газопровода большого диаметра (выход газопровода с компрессорной станции).

Рисунок 1.1 – Схема возникновения гофр на пленочном изоляционном покрытии 1 – газопровод; 2 – место вероятного образования гофр; 3 – зона опирания трубопровода Значения температур у металла трубы и пленочной изоляции во время нанесения можно принять равным температуре окружающей среды, а во время эксплуатации – равным температуре газа в газопроводе.

По данным увеличение длины стального листа и пленочной изоляции по периметру трубы диаметром 1420 мм при изменении температуры с 20 до С (температура газа), соответственно составит 1,6 мм и 25,1 мм .

Такой образом на «горячих» участках пленочная изоляция может удлиняться на десятки миллиметров больше чем стальной лист, создавая реальные условия для образования отслоений с образованием гофр, особенно в направлениях наименьшего сопротивления на позиции 3-5 и 7-9 часов периметра газопровода большого диаметра.

Некачественное нанесение грунтовки на трубопровод.

Качество адгезии изоляционного покрытия определяет срок его службы.

Недостаточное размешивание битума в растворителе в процессе приготовления грунтовки или хранение в загрязненной таре приводит к загустеванию грунтовки, в связи с чем, ее наносят на трубопровод неравномерно или с подтеками.

В трассовых условиях при нанесении различных видов грунтовок на влажную поверхность труб и в ветреную погоду в грунтовочном слое могут образоваться воздушные пузыри, которые снижают прилипаемость грунтовки к металлу.

При недостаточном или неравномерном нанесении грунтовки на трубу, перекосе брезентового полотенца, сильном его загрязнении и износе могут образовываться пропуски в грунтовочном слое.

Кроме того, в технологии нанесения рулонных изоляционных покрытий имеется существенный недостаток. При изоляционных работах промежуток времени между нанесением грунтовки на трубу и намоткой полиэтиленовой ленты недостаточен для испарения растворителя, имеющийся в грунтовке.

Малопроницаемая полиэтиленовая пленка препятствует испарению растворителя, под ней возникают многочисленные вздутия, нарушающие адгезионное соединение между слоями покрытия.

В целом, перечисленные факторы в значительной степени снижают качество изоляционного покрытия и приводят к сокращению срока его службы.

1.3. Коррозионная агрессивность грунтов При утере изоляционным покрытием защитных свойств, одной из главных причин возникновения и развития коррозии и стресс-коррозии является коррозионная агрессивность грунтов .

На коррозию металлов в грунтах прямо или косвенно влияет множество факторов: химико-минералогический состав, гранулометрический состав, влажность, воздухопроницаемость, содержание газов, химический состав поровых растворов, рН и еН среды, количество органического вещества, микробиологический состав, электропроводность грунтов, температура, мерзлое или талое состояние. Все перечисленные факторы могут действовать как раздельно, так и одновременно в конкретном месте. Один и тот же фактор при различных сочетаниях с другими может в одних случаях ускорять, а в других случаях замедлять скорость коррозии металла. Следовательно, оценка коррозионной активности среды по какому-либо одному фактору невозможна.

Существует много методов оценки агрессивности грунта. В совокупность определяемых характеристических параметров в общую оценку агрессивности грунта входит такая его характеристика , как электрическое сопротивление (см. таблицу 1.1).

Таблица 1.1 – Коррозионные свойства грунтов оцениваются по величине удельного электрического сопротивления грунта в Ом·м По удельному грунта, Ом·м сопротивление почвы не как показатель ее коррозионной активности, а как признак, отмечающий участки в которых может иметь место интенсивная коррозия» . Низкое омическое сопротивление указывает только на возможность коррозии. Высокое омическое сопротивление грунтов является признаком слабой коррозионной агрессивности грунтов только в нейтральных и щелочных средах. В кислых почвах с низкой величиной рН возможна активная коррозия, но кислых соединений часто бывает недостаточно для понижения омического сопротивления. В качестве дополнения к приведенным методам исследования коррозионности почв авторы предлагают химический анализ водных вытяжек, который достаточно точно определяет степень засоленности почв .

Наиболее важными факторами коррозионной активности почвы являются ее структура (см. таблицу 1.2) и способность пропускать воду и воздух, влажность, рН и кислотность, окислительно-восстановительный потенциал (еН), состав и концентрация присутствующих в почве солей. При этом важная роль отводится не только анионам (Сl- ; SO 2 ; NO 3 и др.), но и катионам, которые способствуют возникновению защитных пленок и электропроводности почвы .

В отличие от жидких электролитов грунты имеют гетерогенное строение как на микромасштабном (микроструктура грунтов), так и на макромасштабном уровне (чередование линз и слоев пород с различными литологическими и Таблица 1.2 – Коррозионная активность грунтов в зависимости от их вида физико-химическими свойствами). Жидкости и газы в грунтах имеют ограниченные возможности перемещения, что усложняет механизм подвода кислорода к поверхности металла и влияет на скорость процесса коррозии, а кислород, как известно, является главным стимулятором коррозии металлов.

В таблице 1.3 приводятся данные по коррозионной активности грунтов в зависимости от рН и содержания химических элементов .

В СеверНИПИгаз проведены исследования , связывающие аварийные Проанализированы данные по авариям за 1995-2004 г.г. (39 аварий), исследованы химический состав грунта и грунтового электролита. Распределение аварий по причине КРН по укрупненным типам грунтов приводятся на рисунке 1.2.

Таблица 1.3 – Коррозионная активность грунтов в зависимости от рН и содержания химических элементов Как видно из рисунка 1.2 большинство аварий (61,5%) произошло на участках с тяжелым тугопластичным грунтом, значительно меньше их количество (30%) – в более легких грунтах и только единичные аварии случаются в песках и болотистых почвах. Следовательно, для уменьшения количества аварий по причине КРН, необходимо контролировать состав грунта, что можно сделать на этапе проектирования новой ветки газопровода. Это также показывает необходимость исследования грунта при анализе и выборе участков под строительство и реконструкцию.

Рисунок 1.2 – Распределение аварий по причине КРН за 1995 – 2004 гг по Влажность грунта играет большую роль в протекании коррозионных процессов. При малой влажности велико электрическое сопротивление грунта, что обуславливает уменьшение значения протекающего коррозионного тока. При большой влажности электрическое сопротивление грунта уменьшается, но сильно затрудняется диффузия кислорода к поверхности металла, в результате чего коррозионный процесс замедляется. Существует мнение, что максимальная коррозия наблюдается при влажности 15-20% , 10-30% .

1.4 Причины формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода.

1.4.1 Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода Коррозионные разрушения металла происходят на наружной поверхности газопровода в местах нарушения изоляционного покрытия, несмотря на наличие катодной защиты газопровода. Часто эти явления наблюдаются на начальных участках газопроводов (10-20 км после выхода с компрессорной станции), с пересеченной местностью, приуроченых к оврагам, балкам, местам с периодическим увлажнением.

Анализ и обобщение многочисленных материалов показывает, что на активацию коррозионных процессов влияет поведение грунтовых вод под тепловым воздействием газопровода, которое усиливается по мере совместного влияния (или совпадения) как минимум трех факторов:

- импульсного изменения температуры газопровода;

- нарушения изоляционного покрытия газопровода;

- большой диаметр трубопровода.

1. Принципиальное отличие начального участка от конечного (при отсутствии или стабильности отборов газа по трассе) в том, что именно на начальном участке газопровода максимально ощущаются колебания или импульсное изменение температуры газа. Эти колебания происходят как из-за неравномерности газопотребления, так и по причине несовершенства системы воздушного охлаждения газа, подаваемого в газопровод. При использовании аппаратов воздушного охлаждения погодные колебания температуры воздуха вызывают аналогичные колебания температуры газа и как по волноводу передаются непосредственно на начальный участок газопровода (особенно это явление проявляется на первых 20…30 км газопровода).

В опытах Исмагилова И.Г. было зарегистрировано, что температурная волна в 5 0С, искусственно созданная отключением АВО газа на КС Полянская, прошла до следующей станции КС Москово со снижением амплитуды до 2 0С. На нефтепроводах, где скорости движения потоков на порядок меньше, в силу инерционности продукта перекачки, такого явления не наблюдается.

2. При нарушении изоляционного покрытие происходит формирование макрокоррозионных элементов на наружной поверхности трубопровода. Как правило, это происходит на участках с резким изменением параметров окружающей среды: омического сопротивления грунтов и коррозионных сред (рисунок 1.3 и рисунок 1.4).

Рисунок 1.3 – Модель микрокоррозионного элемента 3. Эффект «большого диаметра». Геометрические параметры горячего трубопровода таковы, что и температура, и влажность грунта, а следовательно и прочие характеристики: омическое сопротивление грунта, свойства грунтовых электролитов, поляризационные потенциалы и т. д. – меняются по периметру.

Влажность по периметру меняется в пределах от 0,3 % до 40 % и до полного насыщения. Удельное сопротивление грунта при этом изменяется в …100 раз.

Рисунок 1.4 – Модель макрокоррозионных элементов Исследования показали, что температура перекачиваемого газа влияет на катодную поляризацию трубной стали в карбонатных растворах. Зависимость потенциалов максимума анодного тока от температуры линейна. Увеличение температуры ведет к возрастанию тока растворения и смещает интервал потенциалов анодного тока в отрицательную область. Увеличение температуры приводит не только к изменению скорости электрохимических процессов, но и изменяет значения рН раствора.

С ростом температуры карбонатного раствора потенциал максимума анодного тока, связанного с образованием оксида, при возрастании температуры на 10 °С смещается в сторону отрицательных значений потенциала на 25 мВ .

Вследствие неоднородности грунта, изменения его влажности и аэрации, неравномерного уплотнения, оглеения и др. эффектов, а также дефектов самого металла, возникает большое количество макрокоррозионных элементов. При этом коррозионному разрушению в большей степени подвергаются анодные участки, имеющие более положительный потенциал, по сравнению с катодными, чему способствует импульсное тепловое воздействие газопровода на миграционные процессы в грунтовом электролите.

Колебательные процессы температуры и влажности в грунте провоцирует общую коррозию. Макрокоррозионные элементы, локализованные на поверхности, развиваются по сценарию КРН или очагами язвенной коррозии. На общность электрохимического процесса, приводящего к образованию коррозионных язв и трещин, указывается в .

Именно неравновесные термодинамические процессы происходят более интенсивно и с максимальным эффектом проявления основных признаков. При импульсном температурном воздействии на грунт, почти синхронно, меняются параметры, определяющие его коррозионную активность. Так как этот процесс происходит на протяжении всего времени эксплуатации газопровода под сильным воздействием доминирующих параметров, то место локализации макроэлемента становится вполне определенным, зафиксированным по отношению к геометрическим отметкам.

Как показано в непрерывное колебательное движение грунтовой влаги, которое можно объяснить с позиций термокапиллярно-пленочного механизма движения происходит на протяжении всего времени эксплуатации газопровода.

Таким образом, даже при наличии катодной защиты газопровода, в местах повреждения изоляционного покрытия газопровода большого диаметра вследствие неравномерности распределения влажности грунта по периметру трубы неизбежно возникают макрокоррозионные элементы, провоцирующие почвенную коррозию металла трубы.

Одним из важных условий протекания коррозионных процессов является наличие в почвенном электролите диссоциированных ионов.

Ранее не принимаемый к рассмотрению фактор, определяющий протекание неравновесных процессов, импульсное температурное воздействие газа на стенку трубопровода и импульсное изменение влажности грунта, прилегающего к трубопроводу.

1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта обеспечивают дискретное увеличение дефекта. Как показано в , этому процессу способствует импульсное тепловое воздействие газопровода на миграционные процессы в грунтовом электролите.

В результате решения обратной задачи теплопроводности для условий участка Уренгойского коридора газопроводов на перегоне Поляна – Москово была определена картина распределения влажности W грунта по периметру трубопровода во времени.

Исследования показали, что при импульсном увеличении температуры происходит отток влаги от трубы, а при последующем уменьшении температуры стенки трубопровода влажность прилежащего активного слоя грунта увеличивается.

По периметру сечения трубы влажность также меняется (рисунок 1.5). Чаще наибольшая влажность наблюдается вдоль нижней образующей трубы, на позиции 6 часов. Наибольшие колебания влажности фиксируются на боковых поверхностях трубы, где миграционные процессы выражены максимально.

В продолжении этой работы (при участии соискателя) были выполнены исследования и определено электрического сопротивления эл коррозионноактивного слоя грунта вокруг трубопровода и построены эпюры эл.

электрического сопротивления грунта по периметру газопровода Ду 1400. Они построены на различные моменты времени на основании результатов проведенного промышленного эксперимента на участке газопровода «ПолянаМосково" Уренгойского коридора, который показал, что при эксплуатационных температурах 30…40 ОС грунт под трубой всегда остается влажным, в то время, как над верхней частью трубы влажность грунта значительно уменьшается.

24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 – квазистационарный режим 7.04.00 – после отключения одного компрессорного цеха Рисунок 1.5 – Перераспределение влажности W и удельногосопротивления грунта на контуре газопровода по результатам промышленного эксперимента.

Таблица 1.4 – Изменение влажности и удельного сопротивления грунта по периметру трубы Дата tr, гр tв, гр Q,Вт/м.гр Диапазон изменения влажности слоя грунта, контактирующего с трубопроводом, меняется от полного насыщения до практически обезвоживания, см. таблицу 1.4.

На представленном рисунке 1.5 видно, что наиболее благоприятные условия для возникновения дефектов общей коррозии и КРН возникают в нижней четверти трубы на позициях 5…7 часов, где эл минимально, а W максимальна, режим изменения пульсирующий, аэрация незначительна.

При построении эпюры удельного сопротивления грунта эл по контуру трубы использован график зависимости удельного сопротивления грунта от влажности (рисунок 1.6).

В показано, что в зимний период на начальном участке газопровода, где температуры поддерживаются на уровне 25…30 °С и выше, происходит подтаивание снега и длительное время над трубопроводом поддерживается зона переувлажненного грунта, что дает подпитку и также усиливает коррозионную активность грунтов.

Время действия или прохождения теплового импульса измеряется колебания). Этого времени вполне достаточно, чтобы на малом промежутке прошли микроуравнительные токи. Приведенные на рисунках 1.5, 1.6 и в таблице 1.4 данные, полученные в промышленных условиях для газопровода диаметром 1420 мм показывают, что вследствие изменения влажности по периметру трубы изменяется локальная коррозионная активность грунтов, которая зависит от омического сопротивления, см. таблицу 1.5.

Таблица – 1.5 Коррозионная активность грунтов по отношению к углеродистой стали в зависимости от их удельного электрического сопротивления Удельное сопротивление, Ом.м Рисунок 1.6 – Зависимость удельного электрического сопротивления глинистого грунта от влажности Эпюры построены по данным замерного пункта № 2 на 1850 км трассы газопровода Уренгой - Новопсков, который расположен в достаточно сухом месте, в наивысшем пункте над оврагом. Изоляция трубопровода на данном участке находилась в удовлетворительном состоянии.

В оврагах и балках, где изменение влажности более значительно, названные эффекты должны быть выражены более ярко. Такая картина характерна для случая однородного грунта по периметру трубы. При разнородных комковатых грунтах обратной засыпки омическое сопротивление компонентов будет сильно отличаться. На рисунке 1.7 представлены графики зависимости удельного сопротивления различных грунтов от влажности.

Поэтому при смене грунтов на эпюре удельных сопротивлений эл будут разрывы и макрокоррозионные элементы будут четко обозначены.

Таким образом, изменение температуры микроэлемента приводит к изменению потенциалов влаги и электрического сопротивления. Эти явления аналогичны тем, что происходят при изменении режима установки катодной защиты. Смещение потенциала или переход через «мертвую» точку эквивалентен отключению катодной защиты и вызывает микроуравнительные токи.

Развитие коррозионных процессов в импульсном температурном режиме приводит к эрозии или коррозионному растрескиванию металла труб.

Создается ситуация, когда сопротивление передвижению ионов в почвенном электролите переменное по периметру трубы. Чем выше расположен рассматриваемый участок на поверхности трубы, тем с меньшей скоростью протекает анодная реакция, так как влажность прилегающего грунта уменьшается, омическое сопротивление увеличивается и затрудняется отвод положительных ионов металла от анодного участка. С понижением или приближением к позиции на контуре трубопровода, соответствующей 5... часам, скорость анодной реакции возрастает.

На позиции 6 час грунт уплотнен, часто имеется оглеение, доступ кислорода к трубопроводу затруднен, вследствие чего реакция присоединения электрона Рисунок 1.7 – Зависимость удельного сопротивления грунтов от их влажности:

1– болотистые; 2 – песчаные; 3 – глинистые.

(водородная или кислородная деполяризация) протекает с меньшей скоростью. На участке с затрудненным доступом кислорода потенциал коррозионного элемента менее положителен, а сам участок будет анодом.

В таких условиях коррозионный процесс протекает с катодным контролем, который характерен для большинства плотных увлажненных почв (овраги, балки).

Здесь можно высказать предположение, что характер микроуравнительных и уравнительных токов идентичен. Но микроуравнительные токи быстротечны и малоинерционны и потому более разрушительны.

Грунт является капиллярно – пористым телом. При изотермическом режиме движение влаги в грунте происходит под действием электроосмоса и гидромеханической фильтрации . При протекании значительного анодного тока происходит электроосмотический отгон влаги от анода к катоду. При определенных условиях может наступить равновесие между электроосмотической и гидромеханической фильтрацией.

Гораздо сложнее процессы движения грунтовой влаги (электролитов) на неизотермических участках, особенно в нестационарных режимах. Здесь, вблизи трубы, при наличии температурного градиента возникает термокапиллярное или термокапиллярно пленочное движение. Направление движения воды (электролита) практически совпадает с направлением тока тепла, и наблюдается, преимущественно, в радиальном направлении, от трубы. Конвективные токи при температурах порядка 30…40 °С незначительны, но пренебрегать ими нельзя, так как они влияют на распределение влаги по контуру трубы, а следовательно и на условия формирования гальванических пар.

При импульсном температурном воздействии изменяются температурные градиенты, что приводит к перераспределению миграционных потоков. В зоне, где происходит почвенная коррозия, движение влаги происходит в колебательном режиме под действием следующих сил:

- термодвижущих, - капиллярных, - электроосмотических, - фильтрационных, - конвективных и др.

При отсутствии фильтрации на позиции 6 час образуется «застойная зона».

Как правило, это область минимальных градиентов, откуда эвакуация влаги затруднена. Грунт, взятый под нижней образующей, с позиции 6 час, имеет характерные признаки оглеения, что свидетельствует о низкой активности коррозионных процессов без доступа кислорода.

Таким образом, причинно – следственная связь устанавливает, что потенциальное поле вокруг газопровода формирует поляризационный потенциал, переменный не только по длине трубопровода, но и по сечению, и во времени.

Считается, с точки зрения традиционной карбонатной теории, что коррозионный процесс может быть предотвращен с помощью точного контроля величины поляризационного потенциала на всем протяжении трубопровода, что представляется недостаточным. Потенциал должен быть постоянным и в сечении трубы. Но на практике подобные мероприятия трудно осуществимы.

1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода Температурные условия значительно изменяются при эксплуатации системы магистрального газопровода. За годовой период эксплуатации температура грунта на глубине заложения Н=1,72 м оси трубопровода (Ду 1400) в ненарушенном тепловом состоянии в районе прохождения трассы газопроводов Башкортостана изменяется в пределах +0,6…+14,4оС . В течение года особенно сильно меняется температура воздуха :

- среднемесячная от –14,6…= +19,3 оС;

- абсолютный максимум +38 оС;

- абсолютный минимум – 44 оС.

Практически синхронно с температурой воздуха изменяются и температура газа после прохождения аппаратов воздушного охлаждения (АВО). По многолетним наблюдениям, изменение температуры газа после аппарата технологическим причинам и зафиксированное диспетчерской службой колеблется в пределах +23…+39 ОС .

определяет не только характер теплообмена газопровода с грунтом. Колебания температур вызывают перераспределение влаги в грунте и влияют на коррозионные процессы трубных сталей.

Есть все основания предполагать, что активность коррозионных процессов напрямую зависит не столько от температуры, сколько от её колебаний, так как неравномерность термодинамических процессов – это одна из причин, активизирующих коррозионные процессы .

В отличие от хрупкого разрушения трубопровода под действием высоких давлений или вибрационного воздействия, которые происходят быстротечно, коррозионные разрушительные процессы - инерционные. Они связаны не только с электрохимическим или другим реагированием, но также определяются тепломассопереносом и движением грунтовых электролитов. Поэтому, изменение температуры активной среды, растянутое по времени на несколько дней (или часов), можно рассматривать как импульс для коррозионного микро - или макроэлемента.

Разрушения газопроводов по причине КРН, как правило, происходят на начальных участках трассы газопровода, за КС, с потенциально опасными перемещениями трубопровода, т.е. там, где температура газа и ее колебания максимальны. Для условий газопроводов Общества Уренгой - Петровск и Уренгой - Новопсков на участке перегона Поляна - Москово – это, преимущественно, переходы через овраги и балки с временными водотоками. Под действием значительных температурных перепадов, особенно при несоответствии положения оси трубопровода проектному и недостаточном сцеплении трубы с грунтом, происходят подвижки трубопроводов.

Повторяющиеся подвижки трубопроводов приводят к нарушению целостности изоляционного покрытия и открывают доступ грунтовых вод к металлу трубы. Так, в результате переменного температурного воздействия создаются условия для развития коррозионных процессов.

Таким образом, на основании ранее проведённых исследований, можно утверждать, что изменение температуры стенки трубы влечёт за собой изменение влажности и электрического сопротивления грунта вокруг нее. Однако данные по количественным параметрам этих процессов в научно-технической литературе отсутствуют.

1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов.

В системе диагностических работ на газопроводах ключевая роль отводится внутритрубной диагностике, которая является наиболее эффективным и информативным методом диагностического обследования. В ООО «Газпром трансгаз Уфа», в настоящее время, диагностику технического состояния линейной части газопроводов осуществляет НПО «Спецнефтегаз», имеющее в своём арсенале оборудование для обследования газопроводов с условным диаметром 500 – 1400 мм - комплекс ДМТП (5 снарядов), который включает :

- очистной снаряд (СО);

- магнитно-очистной (МОП);

- электронный профилемер (ПРТ);

поперечного (ДМТП) намагничивания.

Применение ВТД позволяет выявлять самую опасную категорию дефектов – стресс – коррозионные трещины (КРН), глубиной 20% от толщины стенки и более. Особую значимость диагностическое обследование ВТД имеет для газопроводов больших диаметров, где высока вероятность возникновения и развития дефектов КРН.

Среди всех выявляемых дефектов наибольшее количество приходится на дефекты потери металла, такие как общая коррозия, каверна, язва, продольная канавка, продольная трещина, зона продольных трещин, поперечная канавка, поперечная трещина, механические повреждения и т. п.

дефектоскопом с 95% вероятностью, определяются относительно толщины стенки трубы «t» в трехмерных координатах (длина х ширина х глубина) и имеют следующие параметры:

- питтинговая коррозия 0,5t х 0,5t х 0,2t;

- продольные трещины 3t х 0,1t х 0,2t;

- поперечные трещины 0t х 3t х 0,2t;

- продольные канавки 3t х 1t х 0,1t;

- поперечные канавки 1t х 3t х 0,1t.

Оценка опасности выявленных дефектов может производиться по ВРД 39Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирование по степени опасности и определению остаточного ресурса, ОАО «Газпром», .

Для дефектов коррозионного типа определяются следующие параметры оценки опасности:

- уровень безопасного давления в газопроводе;

- ресурс безопасной работы трубопровода с дефектами.

возможности. Пропуск снарядов ВТД позволяет достоверно определять количественные параметры дефектов стенки трубы, повторные пропуски – динамику их развития, что создает возможность прогноза развития коррозионных дефектов.

1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов.

существовали попытки моделирования этого процесса. Согласно линейная модель процесса принадлежат М. Фарадею и имеет вид:

где: А-const (постоянная величина);

Большая группа исследователей выдвинула степенную модель:

где: A=13, а=0,25; 0,5; 1,0.. В таблице 1.6 приводятся обобщенные результаты ранее проведенных исследований кинетики электрохимической коррозии металлов - классификация математических моделей по общему виду функций. Всего приводится 26 моделей, которые включают: линейные; степенные; экспоненциальные; логарифмические;

гиперболические; натуральные логарифмы; ряды; интегральные; синусоидальные;

комбинированные и др.

В качестве сравнительных критериев рассматривались: потеря массы металла, утонение стенки образца, глубина каверны, площадь коррозии, ускорение (замедление) коррозионного процесса и т.п.

На коррозионные процессы влияет много факторов, в зависимости от которых процессы могут:

- развиваться с постоянной скоростью;

- ускоряться или замедляться;

- останавливаться в своем развитии.

Рассмотрим кинетическую кривую, представленную в координатах глубины коррозионных дефектов – время (рисунок 1.8).

Участок кривой 0-1 позволяет установить, что разрушение данного металла в агрессивной среде (электролите) за период t1 практически не наблюдается.

Участок кривой 1-2 показывает, что интенсивное разрушение металла начинается в интервале t = t2 - t1. Другими словами, происходит наиболее интенсивный переходный процесс коррозии металла, характеризуемый предельно возможной (для данного частного случая) потерей металла, а также максимальными скоростями и ускорениями электролиза.

Точка 2, обладающая особыми свойствами, по существу является точкой перегиба кинетической кривой коррозии. В точке 2 скорость коррозии стабилизируется, производная скорости коррозии становится равной нулю v2=dk2/dt=0, т.к. теоретически глубина коррозионной каверны в этой точке является постоянной величиной k2= const. Участок кривой 2-3 позволяет сделать вывод, что за время t = t3 - t2 переходный процесс коррозии начинает затухать. В интервале 3-4 процесс затухания продолжается, за кривой 4 коррозия останавливается в своем развитии, пока новый импульс не запустит этот механизм.

Проведенный анализ показывает, что при естественном протекании процесса электрохимической коррозии происходит пассивация металла, что практически останавливает коррозионное разрушение металла.

На участках магистрального газопровода, подверженных коррозионному разрушению, в результате импульсного температурного воздействия (при изменении температуры газа) происходит чередование процессов пассивации и активации коррозионных процессов.

Именно поэтому не одна из рассмотренных моделей не может быть использована для прогнозирования скорости коррозии на магистральных газопроводах.

В случае дефицита информации, что обычно и составляет основную проблему при попытке прогнозировать развитие коррозионных процессов, можно Таблица 1.6 - Классификация математических моделей кинетики электрохимической коррозии металлов по общему виду функций (потери массы металла или глубина каверны, скорости и ускорения коррозионного процесса).

И. Денисон, Е. Мартин, Г.

Торнес, Е. Велнер, В.Джонсон, И. Упхам, Е. Мор, А. Биккарис Ф.Чемпион, П.Азиз, Ж.

Л.Я. Цикерман у= у0 у0, А1=t1/(t1-t2) Ю.В. Демин 12 Г.К.Шрейбер, Л.С.Саакиян, у= а0+ а1х1+а2х2+…+а7х7 а1, а2,…..а7 х1, х2,…х7 y=f(x1, 14 Л.Я. Цикерман, Я.П.Штурман, А.В.Турковская, Ю.М.Жук И.В. Горман И.В. Горман. Г.Б. Кларк, Л.А. Шувахина, В.В.

Агафонов,Н.П. Журавлев Рисунок 1.8 – График кинетической кривой активности коррозионных основываясь на физических представлениях процесса (рисунок 1.9) и используя эксплуатации максимальным и средним дефектам. Но это вряд ли позволит прогнозировать динамику количественного роста коррозионных дефектов.

Представленные модели, описывают коррозионные процессы в рамках конкретных ситуаций, при соблюдении определенных условий, химической среды, температуры, сталей различных марок, давления и т.п. Особый интерес представляют модели, описывающие коррозионные процессы аналогичных систем (магистральных трубопроводов) с изоляционным покрытием, работающих в схожих условиях с газопроводами и регистрация результатов также на базе внутритрубной диагностики. Например, в методике проведения факторного анализа на магистральных нефтепроводах, независимо от диаметра и вида изоляционного покрытия авторами предлагается модель:

где L-коэффициент затухания коррозионного процесса;

Н – глубина коррозионного повреждения, мм;

Из приведенной формулы 1.6 видно, что авторами принято утверждение, что в начале эксплуатации трубопроводов коррозия имеет наиболее интенсивный рост, а затем носит затухающий характер вследствие пассивации. Вывод и обоснование формулы (1.6) приводятся в работе .

эксплуатации трубопровода, является довольно спорным, т.к. новое изоляционное покрытие обеспечивает защиту значительно надежней, чем со временем, когда изоляция стареет и теряет свои защитные свойства.

Несмотря на обилие исследований, ни одна из моделей, предложенных для прогнозирования коррозионных процессов, не позволяет в полной мере учитывать влияние температуры на скорость коррозии, т.к. не учитывают ее импульсное изменение в процессе эксплуатации.

Это утверждение позволяет сформулировать цель исследований:

экспериментально доказать, что нестабильный температурный режим газопровода является первопричиной активации коррозионных процессов на наружной поверхности газопровода.

1. Проведен анализ литературных источников с целью раскрытия влияния температуры газа на коррозионное состояние газопровода:

1.1. Рассмотрены особенности коррозионных процессов в трубопроводном транспорте;

1.2.Определена роль коррозионной активности грунтов при утере изоляционным покрытием защитных свойств.

1.3. Изучена техническая возможность внутритрубной дефектоскопии по оценке дефектности трубопроводов.

1.4. Рассмотрены модели других исследователей по прогнозированию коррозионных процессов.

2. Исследованы причины формирования макрокоррозионных элементов на наружной поверхности трубопровода.

3. Доказано, что при движении влаги в коррозионно- активном слое грунта происходит изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу.

2. ОЦЕНКА ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ВЛАЖНОСТИ И

ТЕМПЕРАТУРЫ НА КОРРОЗИОННУЮ АКТИВНОСТЬ ГРУНТОВ,

ОКРУЖАЮЩИХ ГАЗОПРОВОД

Изучая это явление, Исмагилов И.Г. доказал, что магистральный газопровод большого диаметра является мощным источником тепла, оказывающим импульсное температурное воздействие на грунт и вызывающий колебательные движения влаги в коррозионно – активном слое грунта .

Однако, высказанное им предположение, что импульсное температурное воздействие усиливает коррозионную активность слоя грунта, прилегающего к трубопроводу, нуждается в экспериментальном подтверждении.

Поэтому целью исследования является постановка эксперимента для изучения и оценки коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии.

Задачи исследования коррозионных процессов обычно решаются экспериментальным путем. Существуют различные методы оценки влияния коррозии, в т. ч. и ускоренных коррозионных испытаний .

Таким образом, необходимо смоделировать условия тепломассообмена с окружающим грунтом, характерные для участка газопровода, пересекающего овраг, по дну которого протекает ручей и определить в какой степени изменяется коррозионная активность грунта при импульсном воздействии температуры и влажности.

Наиболее точно исследовать воздействие каждого фактора (импульсной температуры и влажности) возможно в лабораторных условиях, где фиксировано и с высокой точностью регулируется параметры процесса коррозии.

Импульсный температурный режим газопровода при квазистационарном теплообмене моделировался для газопроводов, проходящих по территории Башкортостана и сходных с ним регионов. Согласно теории подобия, при равенстве чисел подобия, характеризующих процесс теплообмена, с соблюдением геометрического подобия, процессы теплообмена можно считать подобными .

Грунт, использованный в эксперименте, взят с трассы газопровода «Уренгой – Петровск» участка Поляна – Москово с позиций 3 часа, 12 часов и часов по периметру газопровода. Теплофизические свойства грунта, использованного в лабораторных исследованиях, одинаковые с натурными, т.к.

образцы грунтов отобраны с коррозионно-активного участка действующего газопровода. Для одинаковых грунтов автоматически выполнилось равенство чисел Лыкова Lu и Ковнера Кв для натуры и модели:

При соблюдении равенства температурных напоров, идентичности грунтов и одинаковом уровне их влажности выполнялось равенство чисел Коссовича Ко и Постнова Pn.

Таким образом, задача моделирования условий тепломассообмена, в данном случае, сводилась к такому подбору параметров установки, чтобы обеспечивалось равенство чисел Фурье Fo и Кирпичева Ki для натуры и модели.

эксплуатации трубопровода диаметром 1,42 м, при равенстве коэффициентов температуропроводности a = a", на основании (2.5) получаем для модели:

(2.7) Так, при диаметре опытной трубы 20 мм годовой период на установке должен «проходить» за 1,7 ч.

Условия теплообмена моделировались критерием Кирпичева Учитывая, приближенно, тепловой поток по (2.9) При глубине заложения газопровода до оси трубы Н0 = 1,7 м и Н0/Rтр = 2, (относительная глубина заложения газопровода на участке Поляна – Москово), на основании равенства (2.6), получаем для модели:

Для моделирования «ручья» необходимо выдержать равенство чисел Рейнольдса для натуры и модели:

Так как жидкость одна и та же, вода - то на основании (2.12) и с учетом геометрического подобия, получаем равенство:

Соответствующие расчеты с учетом (2.13) показывают, что подача воды, имитирующей ручей на данной установке, должна быть капельной.

Так как в процессе эксперимента необходимо менять температуру стенки трубы в пределах реального ее изменения 30…40°С , и регулировать, поддерживая импульсный режим, то в качестве управляющего параметра была выбрана температура tтр наружной поверхности стальной трубки – образца Ст. 3.

Для определения относительной коррозионной активности грунта при импульсном температурном воздействии, по сравнению со стабильным температурным воздействием, был выбран ускоренный метод испытания , на основании которого коррозионная активность грунтов определяется по потере массы стальных образцов.

2.2. Краткое описание экспериментальной установки Опытная установка, схема которой изображена на рисунке 2.1, состоит из жестяной коробки 1, размерами 90х80х128 мм. В коробку насыпается специально подготовленный грунт 11 до высоты Н, рассчитанной из условия, что объем грунта должен равняться :

В грунт помещается стальная трубка, предварительно взвешенная на аналитических весах с точностью до 0,001 г. Параметры стальных трубок:

диаметр, длина, масса и площадь поверхности трубок приведены в таблица 2.1.

Рисунок 2.1 – Схема экспериментальной установки для изучения импульсного температурного влияния на коррозионную активность грунтов Таблица 2.1 – Параметры стальных трубок – образцов, Ст. 3.

№ Диаметр, Длина, Поверхность, Масса, Примечание Трубка изолировалась от жестяной коробки с помощью резиновых пробок.

Образцы грунта, в исходном состоянии находящихся в контакте с магистральным газопроводом, подготавливались следующим образом.

Каждая из проб высушивалась в сушильном шкафу. Так как пробы грунта содержали органические соединения и, возможно, сульфатвосстанавливающие бактерии, то температура сушки не превышала 70 °С. Сухой грунт измельчался и просеивался через сито с отверстиями 1 мм. Подготовленная таким образом проба грунта насыпалась в коробку с установленной трубкой и увлажнялась до влажности W = 20…25 %, которая соответствует естественной влажности грунта в районах прохождения трассы газопровода. В экспериментах использовалась водопроводная вода с естественной температурой.

Ускорение коррозионного процесса достигалось за счет подключения к корпусу отрицательного полюса, а к металлическому образцу – положительного полюса источника постоянного тока напряжением 6 В.

Импульсный температурный режим создавался за счет периодического включения и выключения тепло-электрического нагревателя (ТЭН), установленного внутри трубки – образца. Длительность цикла устанавливалась опытным путем. Например, для условий 1 – го опыта, в ходе контроля температурного режима, длительность цикла была определена равной ц = 22 мин (время нагрева н = 7 мин; время охлаждения о = 15 мин). Контроль температуры проводился с помощью ХК – термопары, установленной над верхней образующей трубки, без нарушения поверхности образца.

В процессе эксперимента обеспечивалась капельная подача воды через воронку в грунт на уровне оси трубки. Создавался барражный эффект, характерный для поперечных водостоков. Слив воды осуществлялся через перфорированные отверстия на боковой стенке коробки (5 симметричных отверстий, находящихся на одном уровне).

После отключения тока через 24 часа после начала эксперимента, образец фотографировался, тщательно очищался от продуктов коррозии сухой тканью, и резиновым ластиком. Затем он промывался дистиллированной водой, высушивался и взвешивался на аналитических весах с точностью до 0,001 г.

активности грунтов при импульсном температурном воздействии Необходимым условием коррозионных испытаний является ускорение контролирующей ступени процесса. В нейтральных электролитах процесс коррозии лимитируется скоростью кислородной деполяризации, поэтому для ускорения коррозионного процесса необходимо увеличивать скорость катодного процесса.

Испытание образцов следует осуществлять таким образом, чтобы при периодическом изменении влажности металл подвергался возможно более длительному воздействию тонких слоев электролита.

Важно подобрать режимы, когда грунт полностью не обезвоживается из – за подсушки грунта, и влага остается в пленочном состоянии.

При температуре окружающей среды tгр = 20 °С и температуре стенки трубки tтр = 30…40 °С на установке создается температурный напор Такой напор соответствует t в натурных условиях осенне – весеннего и летнего режимов эксплуатации газопровода, когда температура грунта на глубине заложения трубопровода поднимается до уровня 18 °С.

В зимний период температурный напор t увеличивается до 30 °С. Однако, зимний режим на установке не моделируется, так как условия теплообмена и почвенной коррозии в зимний период качественно отличаются: «ручьи»

замерзают, а над трубопроводом снежный покров частично подтаивает, увлажняя почву, проявляется эффект «термоса» . Тем не менее, в силу достаточного увлажнения почвы, есть все основания полагать, что в зимние периоды процессы коррозии, в том числе КРН, протекают также активно.

Температуры порядка 30°С – это тот пороговый уровень температур для летнего периода, ниже которого влага не удаляется от трубы и как показали исследования на замерных пунктах № 1 и № 2 газопровода на перегоне КС Поляна – КС Москово , скапливается на некотором малом расстоянии от трубы, находясь в неравновесном состоянии (малое – это расстояние примерно 0,2..0,3 м от стенки трубопровода диаметром 1,42 м). Поэтому любое незначительное понижение температуры приводит к возврату влаги.

При обезвоживании грунта, контактирующего с трубой, в очень тонких слоях, наряду с облегчением катодной реакции, может наступить торможение анодной реакции, что в результате замедлит коррозионный процесс.

Подобные процессы происходят на верхней образующей газопровода, на которой коррозионное растрескивание практически не наблюдается.

В таблице 2.2 приведены результаты коррозионных исследований, выполненные на стальных трубках–образцах № 1-4. Опыты проводились последовательно, в очередности, указанной в этой таблице.

Пробы грунта повторно не использовались. Температура окружающей среды не выходила за пределы 18…20 °С. Регистрация температурных режимов велась в журнале наблюдений. Эти данные представлены в приложении 1.

Образец № 1 Подвергался импульсному воздействию температуры.

Фактический режим определялся температурой стального образца, которая менялась в пределах: tнi…tоi, (приложение 1). Температура нагрева tн – это температура, до которой повышалась температура стенки образца за время нагрева н. Температура остывания tо – это температура, до которой снижалась температура образца за время о. Время i – го цикла i = нi +оi ; число циклов за время опыта n = 66.

Таблица 2.2 Условия и результаты опытов № 1-4 по определению коррозионной активности грунтов Средние температуры определялись по формулам:

В процессе опыта, длительностью 24 час. 30 мин, были выдержаны средние значения параметров:

За время испытания, 24 час 30 мин, моделировался процесс, протекающий в натурных условиях за 24,5/1,7 14 лет. В течение года в среднем 1,760/22,3 = 4, раз менялся температурный режим от 30 до 40 °С.

Характер коррозионного разрушения показан на фотографиях (рисунок 2.2).

Отмечается проявление общей коррозии по всей поверхности образца, но не значительное. Преобладают весьма обширные, сосредоточенные и глубокие очаги Рисунок 2.2 – Коррозионные разрушения образца №1 при импульсном язвенной коррозии. Максимальная глубина язвенного поражения отмечается в непрекращающейся капельной подачей воды через воронку, см. схему установки на рисунке 2.1. Вода подавалась к центральной части образца на уровне оси трубки. Протекая через грунт, «ручей» уклонялся влево. Сток воды осуществлялся, в основном, через 2 – е отверстие слева (при наличии равномерно перфорированных 5 –ти отверстий). Максимальному коррозионному поражению подверглась именно эта часть образца.

Вследствие барражного эффекта и повышенной влажности, с набегающей стороны эрозия более глубокая и обширная. На образце также просматривается «застойная» зона, где эрозия практически отсутствует. Это можно объяснить следующим образом.

Так как в условиях эксперимента моделировался ручей, стекающий по оврагу, и вода подавалась безнапорно, то в стороне от русла, при плотном прилегании грунта к поверхности образца, в силу большого гидравлического сопротивления, вода не омывала поверхность трубки в зоне плотного контакта и интенсивность коррозионных процессов была значительно меньше. Подобные явления наблюдаются и в промышленных условиях на трассе газопровода.

Вследствие испарения и восходящих потоков влаги от «ручья»

коррозионные процессы интенсифицировались и в верхней левой части образца.

Это явление можно объяснить масштабным фактором, который обусловлен малыми размерами трубки, капиллярным поднятием влаги и барражным эффектом.

При импульсном температурном воздействии и неравномерности температуры, влажности, омического сопротивления и других параметров по периметру трубки, создавшиеся условия предрасполагают к образованию микро – и макрокоррозионных элементов.

Следует отметить, что в процессе всего эксперимента выделялось большое количество водорода. Соответствующие замеры не проводились, но отмечался постоянный звуковой эффект, который хорошо прослушивался.

Образец № 2 Материал второго образца тот же самый. Грунт одинаковый:

проба отобрана с позиции 3 час. Влажность грунта W = 22 %. Условия опыта отличались температурным режимом и отсутствием «ручья». На протяжении всего опыта, длительность которого составила 24 час. 30 мин., температура поддерживалась постоянная:

Коррозионные повреждения здесь значительно меньше (рисунок 2.3).

Потери массы образца в 7 раз меньше (в относительных единицах). Преобладает общая коррозия. Поверхность образца поражена равномерно. В нижней части образца отмечается одно небольшое очаговое поражение.

Отметим принципиальное отличие характера коррозионного поражения образцов №1 и №2.

Рисунок 2.3 – Коррозионные поражения образца №2 при постоянной температуре tтр=33 ОС При импульсном температурном воздействии на процесс и наличии проточной воды развивается обширная ярко выраженная язвенная коррозия стальной поверхности с максимальным поражением по ходу «ручья».

При стабильной температуре и отсутствии водостока, но при одинаковой первоначальной влажности, наблюдается подсушивание грунта и развитие общей коррозии с минимальным язвенным поражением. Скорость коррозионных процессов и потери металла в 7 раз меньше.

Образец № 3 Материал образцов № 3 и № 4 тот же самый: Ст. 3, но образцы выполнены из другого куска трубы. Влажность грунта находилась в естественных пределах W = 20…25 %. Длительность опыта составила 24 часа.

Температура в процессе эксперимента поддерживалась равной tтр = 33,12 33 °С.

Проба грунта взята с позиции 6 час. Грунт имел существенное отличие, заключающееся в характерном для труб подверженных КРН, оглеении. (Оглеение – это процесс химического восстановления минеральной части почвы или горных пород более глубоких горизонтов, пересыщенных водой, когда окисные соединения железа переходят в закисные и выносятся водой, а горизонты, обедненные железом, окрашиваются в зеленоватые, черные и сероватые тона.).

Вода, с небольшой капельной подачей (6 капель в минуту), практически не просачивалась под трубой – образцом, вызывая переувлажнение в зоне контакта грунта с металлом, временами поднимаясь в воронке и создавая статический напор. Вода подавалась несимметрично, со смещением к правой стороне образца.

Для образца № 3 (рисунок 2.4), подвергшегося коррозии, при стабильных условиях теплообмена, когда температура образца поддерживалась постоянной на уровне tтр = 33 °С, отмечаются следующие признаки:

1) Характерна общая коррозия, практически, по всей поверхности;

2) Характерные признаки язвенной коррозии при общем осмотре не выявлены;

3) В области нанесенных царапин:

2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм не обнаружено признаков язвенного поражения.

4) максимальное коррозионное поражение, определенное по толщине коррозионной корки, наблюдалось со стороны подпруживания, т. е. с правой стороны образца, и по нижней образующей трубки, где влажность была максимальной;

5) хорошо видно, что цвет коррозионной корки на позиции 6 час вдоль всей нижней образующей трубки и в области подпруживания более темный, скорее всего, темно – бурого цвета;

6) наличие 3–х царапин в переувлажненной зоне (справа) и 3–х таких же царапин в менее влажном грунте (слева) никак не повлияло на характер развития коррозионного процесса;

7) следует отметить, что после обработки трубки – образца на токарном станке на правой его части просматривались следы пластической деформации от места зажима (в виде легкого наклепа), которые не повлияли на характер коррозионного поражения.

Образец № 4 Образец выточен из того же куска трубы, что и образец № 3, Ст. 3. Грунт, условия проведения опыта те же, что и в опыте № 3. Единственное отличие: температурный режим импульсный, по сценарию: 30/40 °С. В процессе опыта, длительностью 24 часа, были выдержаны средние значения параметров, определенные по формулам (2.14 – 2.16):

Протекание «ручья в овраге» моделировалось капельной подачей воды через воронку, несимметрично, к правой части образца. Число циклов n = 63.

На образце нанесены царапины, такие же, как и на образце № 3:

2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм 2 царапины по 30 мм Характер коррозионного разрушения показан на рисунке 2.5.

Сопоставляя результаты опытов № 3 и № 4, которые проведены также в идентичных условиях, но с отличием в температурных режимах, отметим, что и в грунте, имеющем признаки оглеения, импульсное температурное воздействие также интенсифицирует процесс. По относительной потере массы, отличие в 11, раз! (таблица 2.2).

Рисунок 2.4 – Характер коррозионного поражения образца №3 при постоянной температуре tтр=33 ОС Рисунок 2.5 – Характер разрушения образца №4 при импульсном изменении температуры в режиме 31/42 ОС Как видно, в данном случае эффект коррозионных потерь металла значительно превосходит полученный в опытах №1 и №2.

В опыте № 4 отмечается особое явление, которое позволяет объяснить физические процессы, происходящие в грунте при импульсном температурном воздействии.

Факт активизации коррозионного процесса свидетельствует о том, что «раскачивание» влаги, которое происходит в импульсном режиме, под действием термодвижущих сил, со временем приводит к изменению структуры грунта, сглаживанию бугорков и подвижке частиц пылеватой фракции в капиллярах, т. е.

фактически образуются улучшенные протоки, по которым беспрепятственно движется грунтовый электролит. В процессе опыта, в момент, когда вода начала протекать через перфорированные отверстия, отмечалось также движение пузырьков Н2 по капиллярам и вынос их вместе с водой (визуально).

В опыте № 3 (t = const) вода, подаваемая через воронку, практически не просачивалась через перфорированные отверстия, вызывая временами даже поднятие уровня воды в воронке с созданием статического напора. Через перфорированные отверстия вода так и не протекла. Почвенный электролит отличается от жидкого электролита большим сопротивлением передвижению ионов.

В опыте № 4 (t = 31/42 °С) грунт использовался тот же с оглеением, с поз час. Единственное отличие: импульсный температурный режим. Двигаясь в безнапорном режиме, вода преодолела сопротивления грунта примерно через 8- часов с начала эксперимента. Еще через час установился баланс: приток воды стал равен оттоку. На ночь установка была отключена. Утром, после включения установки, вода закапала через дренажные отверстия через 50 минут.

Этот факт свидетельствует об уменьшении гидравлического сопротивления капилляров за счет формирования улучшенных протоков. В такой среде ионы электролита более подвижны, что несомненно способствует коррозии металла, так как обеспечивает обновление почвенного электролита проточной водой.

При этом каждый импульс обеспечивает смену 1-го и 2-го этапов формирования, как бы усиливая, подгоняя дискретное подрастание коррозионных процессов.

Естественно, что при этом усиливается не только развитие коррозионных процессов, но интенсифицируется очаговая коррозия, точечная и поверхностная, так как они характеризуются общими электрохимическими процессами.

Таким образом, проведенные опыты показывают, что при прочих равных условиях импульсное температурное воздействие и переменная влажность повышает коррозионную активность грунта в 6,9 раз (опыты №1 и №2), а при ухудшении физических характеристик грунта в 11,2 раза (опыт №3 и №4).

2.4. Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов (вторая серия опытов) Для эксплутационных режимов магистральных газопроводов характерны частые колебания температуры. В течение месяца только число включений вентиляторов АВО на площадках охлаждения природного газа достигает 30…40.

В течение года, с учетом технологических операций (остановка компрессорного цеха, ГПА и т.п.) и климатических факторов (дожди, паводки, изменения температуры воздушной среды и т.д.), это сотни колебаний, а в течение всего срока эксплуатации - тысячи и десятки тысяч.

С целью изучения влияния частоты температурных импульсов и увеличения средней температуры на коррозионную активность грунтов была проведена вторая серия опытов (№ 5 – № 8) на стальных образцах, в грунтовом электролите . Регистрация температурных режимов велась в журнале наблюдений. Эти данные представлены в приложении 2.

Опыты проводились на той же экспериментальной установке.

Моделировались продолжительные во времени термодинамические процессы, происходящие в сечении магистрального газопровода с поврежденной изоляцией и периодическим увлажнением (рисунок 2.1).

подверженных импульсному температурному (влажностному) воздействию показал, что при обтекании образца проточной водой развивается обширная, ярко выраженная язвенная коррозия стальной поверхности с максимальным поражением по ходу прохождения влаги.

Этот факт свидетельствует об эффекте суммирования или наложения эффектов воздействия температуры и влажности на коррозионные процессы с резким увеличением коррозионной активности среды.

При стабильной температуре и отсутствии водостока, при одинаковой первоначальной влажности грунта язвенные поражения поверхности минимальны или отсутствуют, а потери металла вследствие коррозии на порядок меньше.

Результаты первой серии опытов также дали основание предположить, что увеличение числа температурных импульсов приводит к увеличению потери массы опытных образцов. Основанием для такого утверждения явилось также и то обстоятельство, что грунтовые электролиты в коррозионно - активном слое грунта вокруг газопровода большого диаметра ведут себя совершенно особым образом, а именно:

1. Они работают в пористой грунтовой среде, что препятствует передвижению ионов в скелетных формах грунта.

2. Находятся в колебательном движении под действием термодвижущих сил, так как температурные градиенты непрерывно меняются. При этом влага "пробивает" себе оптимальный путь в пористой среде, сглаживает неровности и бугорки в капиллярном протоке, что со временем значительно уменьшает гидравлическое сопротивление капилляров.

3. Увеличение подвижности грунтовой влаги и ее колебательное движение активизируют коррозионные процессы. При наличии водостоков (овраги, балки и т.п.) происходит активная эвакуация продуктов коррозии из активного слоя грунта к периферии и обновление электролита.

В таком режиме коррозионные дефекты развиваются стремительно, сливаются, образуя обширную площадь поражения, что приводит к ослаблению несущей способности стенки газопровода, из этого можно предположить, что увеличение числа температурных циклов способствует этому процессу.

Опыты № 5-№8 проводились на смеси глинистых и суглинистых грунтов на образцах идентичных образцам первой серии опытов (таблица 2.3).

Таблица 2.3 – Параметры образцов второй серии опытов, с циклическим режимом нагрева Грунты для экспериментов взяты из шурфов при идентификации дефектов КРН на газопроводе Уренгой – Петровск Ду 1400 ПК 3402+80. Пробы грунта, взятые с позиции 6 часов, имеют следы оглеения. Участок газопровода в шурфе ПК 3402+80 подвергался коррозионным и стресс-коррозионным воздействиям и в процессе ремонтных работ были заменен.

Температурный режим устанавливался импульсный, по отработанной схеме 45/35ОС. Вода на все образцы подавалась в одинаковом режиме. Средняя температура на поверхности образца и удельный тепловой поток приведены в таблице 2.4.

Образцы второй серии опытов испытывались на той же экспериментальной установке, но в отличие от первой в идентичных условиях. Т.е. грунты брались одинаковые, обеспечивалась одинаковая подача воды через воронку, обеспечивались одинаковые температуры воды и воздуха.

В этих опытах температурный диапазон воздействия поддерживается на более высоком уровне: 35..40 ОС (в первой серии опытов температура изменялась в диапазоне 30...35 ОС).

Таблица 2.4 – Режимы нагрева образцов №5-№ Напряжение Сила Мощность Удельный Средняя Переменным было только число циклов n за время проведения каждого опыта.

выдерживалось в пределах 24±0,5 часа, что соответствовало примерно 14 годам эксплуатации газопровода в натурных условиях (см. п.2.1).

Вариация циклов в данной серии опытов достигалась изменением напряжения на ТЭНе, а следовательно изменением удельного теплового потока, подводимого к образцам. Параметры нагрева образцов приводятся в таблице 2.7.

При одинаковой длительности сопоставляемых опытов число циклов нагрева образцов различно: n=14 (опыт №6) и n=76 (опыт №8). Поэтому темп нагрева образца в опыте №8 очень высокий, а остывания замедленны. В опыте №6 наоборот, охлаждение происходит стремительно, а тепло аккумулируется грунтом постепенно. Из-за качественно отличающегося теплообмена средние температуры tср в этих опытах различны.

Таблица 2.5 – Параметры нагрева образцов в циклическом режиме 35/45°С № образца Из таблицы 2.5 видно, что соотношения времени нагрева н и времени остывания о меняется с изменением числа циклов. А это отражается на характере изменения температуры tтр, определяет различие средних температур tср, электролитов и, в конечном итоге на скорости коррозии образцов.

Характер изменения температуры tтр показан на рисунке 2.6. Анализ графиков показывает, что с увеличением числа циклов меняется соотношение длительности нагрева и остывания. На рисунке 2.7 показан фрагмент опыта № при малой мощности источника нагрева, а на рисунке 2.8 фрагмент опыта №8 с большой мощностью источника нагрева. В опыте №5 (82 цикла) и №8 (76 циклов) время нагрева меньше времени остывания, а в опытах №6 и№7 наоборот.

Результаты проведенных опытов №№5-8 показывают, что коррозионные потери массы образцов отличаются см.таблицу 2. Таблица 2.6 – Потери массы образцов №5-№8 с циклическим режимом нагрева по схеме 45/35 °С Это происходит вследствие различной интенсивности электро-химических процессов. Биохимическая природа ускорения или активизации коррозионных процессов в такой постановке эксперимента практически исключается.

Рисунок 2.6 - Характер импульсных температурных режимов нагрева образцов в опытах №№ 5 – Рисунок 2.7 – Фрагмент опыта № 6, иллюстрирующий темпы нагрева и охлаждения при малой мощности источника (q = 46,96 Вт/м) Рисунок 2.8 – Фрагмент опыта № 8, иллюстрирующий темпы нагрева и охлаждения при большой мощности источника (q = 239,29 Вт/м) На рисунке 2.9 приведена графическая зависимость потерь массы образцов от числа тепловых импульсов в опытах.

Потери массы обр аз цов, г/см2 0, Рисунок 2.9 – Зависимость потерь массы образцов от числа тепловых импульсов Потери массы образцов, г/см Рисунок 2.10 – Зависимость потерь массы образцов от тепловой мощности Потери массы образцов, г/см Из рисунка 2.9 видно, что с увеличением числа циклов за один и тот же период времени активность коррозионных процессов возрастает, о чем свидетельствует рост относительных потерь массы образцов. Эта зависимость нелинейная и носит прогрессирующий характер.

Следует отметить, несмотря на то, что в опыте № 8 использовался образец с меньшей массой и меньшей площадью поверхности по сравнению с остальными образцами, удельная потеря массы у него составила большую величину. Это можно объяснить тем обстоятельством, что образец № 8 подвергался воздействию большего удельного теплового потока см. рисунок 2.10. По сравнению с образцом № 6, который был подвержен наименьшему удельному тепловому потоку, образец № 8 имеет удельную потерю массы на 6 % больше.

Скорость коррозии, выраженная в потерях массы металла, зависит от средней температуры tср наружной поверхности образцов (рисунок 2.11, рисунок 2.12). При увеличении температуры до значений 43..44 ОС скорость коррозии снижается. Это можно объяснить снижением влажности грунта вокруг трубы и его «подсушивание» при более высоких температурах. С уменьшением влажности активность коррозионных электрохимических процессов снижается.

импульсного температурного воздействия (n), но и от тепловой мощности источника (q) и его средней температуры tср.

2.5 Зависимость скорости коррозии от средней температуры при нестабильном теплообмене.

Выполненный анализ результатов опытов, включающий рассмотрение качественных характеристик и количественных соотношений, позволил осуществить отбор факторных признаков, влияющих на результативный признак модели.

оказалось недостаточным для выполнения множественного корреляционнорегрессионного анализа результатов. Тем не менее, анализ матрицы парных коэффициентов корреляции, полученных на первой стадии отбора, выявил факторы, тесно связанные между собой, таблица 2.7.

Таблица 2.7 – Соотношение параметров х1 (n) и х2 (tср), применительно к у (G/s) Наиболее тесная связь выявлена между средней температурой образца tср и потерей его массы G/s. Парный коэффициент корреляции rух2=-0,96431.

Появились факторы, тесно связанные между собой, которые были отброшены.

В результате было принято решение рассматривать зависимость вида:

классифицируя параметр х1(n), как выражающий нестабильность процесса тепломассообмена.

Это позволило рассматривать в совокупности обе серии опытов. К четырем опытам второй серии №№5..8 добавилось еще два опыта №1 и №4 первой серии.

Полученная графическая зависимость представлена на рисунке 2.13.

Графики на рисунке 2.13 наглядно иллюстрируют процесс коррозионных потерь металла.

нестабильный тепломассообмен трубы с грунтом (а в натурных условиях газопровода с грунтом), увеличивает коррозионные потери массы металла трубы на порядок по сравнению со стабильными режимами, когда температура трубы поддерживается постоянной.

Во-вторых, с увеличением температуры в области, превышающей температуру 33ОС, скорость коррозии замедляется. Это объясняется тем, что при высоких температурах, достигающих 40 ОС и больше, наблюдается отток влаги, её миграция к периферии, что вызывает подсушивание грунта. При обезвоживании грунта, прилегающего к трубопроводу, активность коррозионных процессов снижается.

В третьих, можно полагать, что максимум коррозионной активности приходится на диапазон температур в области 30…33ОС. Так как известно , что с понижением температуры от 30ОС до 10ОС скорость коррозии замедляется, а при 0ОС практически останавливается.

При понижении температуры от +20 ОС до -10 ОС коррозионная активность снижается примерно в 10 раз .

Т.о. наиболее опасными, с точки зрения коррозии, можно считать эксплуатационные температуры порядка +30…+33 ОС. Именно в этом диапазоне эксплуатируются магистральные газопроводы больших диаметров.