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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Выпускная квалификационная работа

по направлению подготовки 130500.62 «Нефтегазовое дело»

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

Уфа 2015

Реферат

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

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

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

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

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

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

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

Содержание

• Введение
• 1. Понятие коррозии трубопроводов
• 1.1 Виды коррозии трубопроводов
• 1.1.1 Химическая коррозия
• 1.1.2 Электрохимическая коррозия
• 1.1.3 Биологическая коррозия
• 1.2 Причины и механизм коррозии трубопроводов с другими коммуникациями (ЛЭП, Г.П, В.В.)
• 1.3 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода
• 1.3.1 Методы магнитного и электромагнитного контроля
• 1.3.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию
• 2. Защита трубопроводов от электрохимической коррозии
• 2.1 Защита трубопроводов от блуждающих токов
• 2.2 Способы защиты трубопроводов от коррозии
• 2.2.1 Защитные покрытия
• 2.2.2 Защита «индуцированным током»
• 2.2.3 Расходуемый анод
• 2.2.4 Катодная защита «индуцированным током»
• 2.3 Способы электрохимической защиты
• 2.3.1 Катодная защита
• 2.3.2 Протекторная защита
• 2.3.3 Электродренажная защита
• 2.4 Порядок проведения ремонта дефектов
• 2.5 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода
• 2.5.1 Конструкция сварной ремонтной муфты. Технология изготовления ремонтной конструкции
• 2.6 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе
• 2.7 Защитные покрытия для трубопроводов
• 2.8 Изоляция
• 3. Исследование факторов агрессивности грентов
• 3.1 Обзор факторов коррозионной агрессивности грунтов
• 3.2 Скорость коррозии в грунтах
• 3.3 Данные пробы грунтов после наложения смещения
• 3.4 Определение содержания железа в промысловой сточной воде
• 4. Проведение экспериментов
• 4.1 Описание экспериментов
• 4.2 Исследование поведения образца трубной стали в реальном грунте
• 4.3 Эксперимент имитации химической коррозии
• 4.3.1 Выбор раствора электролита
• 4.4 Моделирование коррозионных процессов
• 4.5 Определение концентрации ионов трехвалентного железа в электролите
• 4.5.1 Сопоставление результатов экспериментов
• 5. Можернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери
• 5.1 Шлифовка образцов трубной стали
• 5.2 Эксперимент по обнаружению концентраторов напряжений при помощи термографического метода
• 5.3 Эксперимент по определению развития микротрещин в зоне обычной шлифовки под напряжением
• 5.4 Обоснование изменения скорости ультразвуковой волны в зонах концентрации напряжений
• 6. Предлогаемая стратегия кпитального ремонта (совмещенная)
• 6.1 Анализ существующих стратегий ремонтных мероприятий
• 6.2 Первый вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта
• 6.3 Второй вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта
• 6.4 Третий вариант предлагаемой стратегии капитального ремонта
• 6.5 Экономическое сравнение стратегий ремонта
• 6.6 Разработанная стратегия ремонта (совмещенная) и предлагаемый комплекс мер по повышению надежности трубопровода
• 7. Математическое моделирование коррозионных процессов образца трубной ствали под воздействием свободных токов
• 7.1 Подготовка математического моделирования при помощи пакета компьютерных программ
• 7.2 Процесс моделирования
• 7.3 Результаты моделирования
• 7.4 Математическое моделирование движения и силы взаимодействия электронов в трубной стали при воздействии свободных токов
• 7.4.1 Моделирования процесса отдачи электронов
• 7.4.2 Результаты моделирования
• 7.4.3 Выводы из моделирования процесса отдачи электронов
• 7.5 Моделирование процесса коррозии трубопровода при наличии внутренних и внешних радиально-плоскостных напряжений
• 7.5.1 Построение модели нагрузок на трубопровод
• 7.5.2 Моделированное коррозионных процессов при наличии нагрузок
• 7.5.3 Обработка результатов моделирования
• Заключение
• Список использованных источников
• Приложение А
• Приложение Б
• Приложение В
• Приложение Г
• Введение
• Актуальность темы диссертационного исследования. В связи с истечением срока эксплуатации технологических трубопроводов проблема научно обоснованного продления их ресурса исходит из практических потребностей отрасли. Остаточный ресурс зависит от технического состояния самого трубопровода. Ее решение позволит снизить затраты на ремонт и реконструкцию трубопроводов при одновременном обеспечении безопасной эксплуатации на «новый предельный срок». Критерием допуска к дальнейшей «работе трубопровода» является наличие в нем дефектов недопустимых к эксплуатации. Одним из таких дефектов, самым распространенным и частым, является коррозия - то есть «потеря металла».
• Обслуживание магистрального нефтепровода предусматривает выполнение комплекса организационно-технических мероприятий по диагностике и экспертной оценке технического состояния обследуемых участков трубопроводов, для последующего капитального ремонта МН с целью продления ресурса эксплуатируемого трубопровода.
• Развитием теории и решением проблем коррозии нефтепромысловых трубопроводов и повышения безопасности их эксплуатации на протяжении многих лет занимались такие ученые как Абдуллин И.Г., Бугай Д.Е., Васильев Г.Г., Веселов Д.Н., Гареев А.Г., Гоник A.A., Гумеров А.Г., Ефремов А.П., Кулаков В.В., Лаптев А.Б., Прохоров А.Д., Саакиян Л.С., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Благодаря их усилиям удалось значительно снизить аварийность на многих промысловых и магистральных трубопроводах.
• В связи с этим для повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов в условиях использования футерованных труб требуется создание новых высокоэффективных методов снижения их аварийности.
• Объектом диссертационного исследования является коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (ЛЭП, ГП, ВВ).
• Предмет исследования: модернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери.
• Цель диссертационной работы: Установление причины коррозионного разрушения металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями, изучение механизма данного явления и разработка метода его предотвращения, позволяющего существенно снизить аварийность на нефтесборных трубопроводах.
• Задачи диссертационного исследования:
• 1. Раскрыть понятие коррозии трубопроводов;
• 2. Исследовать защиту трубопроводов от электрохимической коррозии;
• 3. Провести исследование факторов агрессивности грентов;
• 4. Провести эксперименты;
• 5. Провести модернизацию метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери;
• 6. Предложить стратегию капитального ремонта (совмещенная);
• 7. Произвести математическое моделирование коррозионных процессов образца трубной стали под воздействием свободных токов.
• Методы решения поставленных задач. При решении задач использовались современные методы и принципы теории упругости, механики грунтов и математической статистики. Разработанные методы расчета на прочность и устойчивость трубопроводов, обеспечения их безопасности за счет эффективного использования запорной арматуры базируются на достижениях в области проектирования, строительства и технической эксплуатации трубопроводных систем.
• Научная новизна:
• - на основании исследования процесса перетока электростатического заряда с катодно-защищенной поверхности футерованной трубы на незащищенную полиэтиленом поверхность трубы показано, что через минерализованную пластовую воду происходит катодная поляризация металла на этом участке;
• - установлено, что скорость разрушения металла трубы зависит от его длины, электропроводности пластовой воды и разности защитного катодного потенциала и потенциала коррозии стали;
• - разработан метод уменьшения аварийности на нефтесборных трубопроводах, позволяющий снижать влияние защитного потенциала от станции катодной защиты на склонность к коррозии металла внутренней поверхности труб.
• Апробация работы и публикация результатов. Основные результаты работы доложены и обсуждались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2014), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2014), учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт -2007» (Уфа, 2014), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (Уфа, 2014). По результатам работы опубликовано 9 научных трудов.

1. Понятие коррозии трубопроводов

1.1 Виды коррозии трубопроводов

1.1.1 Химическая коррозия

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

Металл + Окислительный компонент среды = Продукт реакции

При этом термодинамический потенциал системы уменьшается.

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

Д GТ> 0, то процесс химической коррозии невозможен;

Д GТ = 0, то система находится в равновесии.

К химической коррозии относятся:

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

- коррозия в жидкостях-не электролитах.

Газовая коррозия

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

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

Ме + 1/2О₂ - МеО

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

Эта химическая реакция может протекать тремя путями:

1) pО2 = рМеО, реакция равновесная;

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

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

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

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

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

- металл взаимодействует с газом с образованием химического соединения.

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

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

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

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

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

- тонкие (невидимые невооруженным глазом);

- средние (дают цвета побежалости);

- толстые (хорошо видны).

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

1.1.2 Электрохимическая коррозия

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

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

Механизм электрохимической коррозии может протекать по двум вариантам:

1) Гомогенный механизм электрохимической коррозии[7]:

- поверхностный слой мет. рассматривается как гомогенный и однородный;

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

- К и А участки мигрируют по поверхности во времени;

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

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

2) Гетерогенный механизм электрохимической коррозии:

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

- гетерогенность наблюдается при наличии в сплаве инородных включений.

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

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

1) неоднородность сплава;

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

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

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

2) неоднородность среды;

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

3) неоднородность физических условий;

- облучение (облученный участок - анод);

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

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

Рисунок 1 - Схема электрохимической коррозии

1.1.3 Биологическая коррозия

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.3 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

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

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

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

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

1.3.1 Методы магнитного и электромагнитного контроля

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

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

1.3.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

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

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

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

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

- поперечных трещин и трещин подобных дефектов в кольцевых сварных швах;

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

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

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

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

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

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

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

коррозия сталь ток ремонт

2. Защита трубопроводов от электрохимической коррозии

2.1 Защита трубопроводов от блуждающих токов

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

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

2.2 Способы защиты трубопроводов от коррозии

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

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

.

Рисунок 2 - Принцип химической обработки воды

2.2.1 Защитные покрытия

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

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

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

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

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

2.2.2 Защита «индуцированным током»

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

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

2.2.3 Расходуемый анод

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

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

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

Рисунок 3 - Схема расходуемого анода

2.2.4 Катодная защита «индуцированным током»

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

Рисунок 4 - Катодная защита «индуцированным током

2.3 Способы электрохимической защиты

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

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

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

2.3.1 Катодная защита

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

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

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

2.3.2 Протекторная защита

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

Рисунок 6 - Принципиальная схема протекторной защиты

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

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

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

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

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

2.3.3 Электродренажная защита

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

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

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

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

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

2.4 Порядок проведения ремонта дефектов

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

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

технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;

плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;

плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;

состояния изоляционного покрытия;

конкретных условий пролегания нефтепровода;

фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.

Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:

В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:

ограничивающие пропускную способность нефтепровода;

расположенные на переходах через естественные и искусственные водные препятствия;

расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;