Контроль коррозионного состояния магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной диагностики Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

в.п. Кадакин, «Центр технической диагностики «Диаскан»

Контроль Коррозионного состояния магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной диагностики

Из-за большой протяженности и территориальной удаленности ключевая роль в контроле коррозионного состояния в системе магистральных нефтепроводов (МН) отводится проведению периодического контроля средствами внутритрубной диагностики, обеспечивающей получение информации о наличии коррозионных повреждений на всем протяжении трубопроводов. По сравнению с альтернативными методами контроля внутри-трубная диагностика имеет то преимущество, что дает возможность на основе сравнения данных инспекций, полученных в разные периоды времени, осуществлять мониторинг коррозионного состояния линейной части МН с определением динамики развития дефектов до критических параметров и расчетом долговечности труб, подверженных коррозии.

Современные магистральные нефтепроводы эксплуатируются в условиях повышенных требований к обеспечению экологической безопасности,что вызывает необходимость изыскания средств и внедрения методов, позволяющих поддерживать высокий уровень их надежности при оптимальных затратах на восстановительные работы для обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводного транспорта нефти. Учитывая подземное расположение подавляющего числа МН, защита линейной части (ЛЧ) от почвенной коррозии является одной из главных задач по обеспечению их надежного функционирования. Вследствие этого повышенное внимание уделяется проблемам противокоррозионной защиты (ПКЗ)трубопроводов, поскольку пренебрежение мерами борьбы с коррозионным разрушением или неправильное их применение может привести как к прямым материальным потерям (разлив перекачиваемого продукта и остановка его транспортировки, затраты на проведение ремонтно-восстановительных работ), так и к ущербу, связанному с загрязнением окружающей природной среды.

Несмотря на регулярное профилактическое обслуживание магистральных нефтепроводов и применение активных средств электрохимической защиты (ЭХЗ), невозможно избежать коррозионного воздействия на стальные трубопроводы. Коррозия несет постоянную угрозу целостности трубопроводов, ее воздействие усиливается по мере старения изоляционного покрытия (ИП). Коррозионные дефекты (КД) развиваются во времени с небольшой скоростью, но за продолжительное время эксплуа-

Д Коррозийные повреждения

О Механические повреждения

■ Брак СМР: вмятина, гофры, дефекты поперечных сварных швов

Н Заводские дефекты: расслоения, дефекты продольных сварных швов

Рис. 1. Причины аварий и отказов на магистральных нефтепроводах России в 1990 г.

тации МН они могут достичь критических размеров, при которых возможна потеря механической прочности или герметичности труб из-за коррозионных повреждений.

Предотвращение подобных аварийных ситуаций возможно при помощи активного использования средств внутритрубной диагностики (ВТД). Вследствие скрытого характера образования и развития КД на подземных трубопроводах задача сплошного контроля ЛЧ МН стала практически реализоваться с появлением внутритрубных инспекционных приборов (ВИП).

Дефекты коррозионного происхождения были основной причиной аварий и отказов (см. рис.1) в системе трубопроводного транспорта России к моменту начала работ по внутритрубной диагностике [1].

В числе причин, способствовавших возникновению аварий по коррозионным дефектам, явилось отсутствие до 1976 г. технических требований по обязательному вводу нефтепроводов в эксплуатацию со 100%-ным обеспечением электрохимзащитой, а также отсутствие требований по подготовке нефти к транспортиров-

километров трубопроводов на протяжении 15 лет

Краснодар

<5

гуу Адрес: 3440С4, г, Ростов-на-Дону, пер. Технологическни, 5 Т/Ф: (в&З) 277-44-01. £77-77-93. 27-34-66

ьллгш. де*е г и; е - гп а ¡1: е егчйде (е 51 гоа □; г е а! го^о^ г и;

Рис.2а. Распределение внешних коррозионных повреждений по длине трубопровода с указанием их глубины, по данным первичной инспекции ВИП

ЭыЗ

И

тта

£ ж

£ ?1Г)

■4

* 4*1

I

1 т

Е 1Л

С,

>

«1

31

а

* » .! ! ‘ • ■

* ■ ■ . д ** "г * - * , .т* - £

** *■ 4 . ■ £ - . ! *

- # * 1-! • г

1 1 * * V* ; ; н г.. . - IV* *■ *

* * I *- * и 1 * Й :

. • * ж ■ и ■■■ 1Н1' + ■* я-|

■■ - л. ’ '. - '' (Я Н- | 0:*

* * * . ■ * * * Е * о*

* ■ 1 ■ ... Л * • *

V * * ■ !•*: \ * * т

. . г * ■ ; *. *. * т £ , . 1,. *■ . > * . ....

итп тпт 1пгтл 13ВДВ

Дистанция н*фт*правод ■ и

,адш 1£дац

Рис.2б. Распределение внешних коррозионных повреждений по длине трубопровода с указанием их углового положения, по данным первичной инспекции ВИП

ке с ужесточенными нормами по содержанию сероводорода. Так как КД представляли наибольшую опасность для подземных трубопроводов, то в первую очередь необходимо было произвести диагностический контроль для определения дефектов коррозионного происхождения.

После внедрения внутритрубной дефектоскопии в системе МН наращивание объемов диагностических обследований при помощи внутритрубных приборов типа «Ультраскан WM» и проведение выборочных ремонтов по результатам диагностики позволило за период с 1993-го по 1997 г.уменьшить общее число аварий на магистральных нефтепроводах более чем в 4 раза, причем начиная с 1997 года

не зарегистрировано ни одной аварии по причине коррозии [2]. Одновременно с началом работ по ВТД был взят курс на реализацию концепции, направленной на поддержание и восстановление работоспособности системы магистральных нефтепроводов путем проведения предупреждающих воздействий. Принципиально новым и ключевым моментом разрабатываемой системы безопасной эксплуатации и продления срока службы МН стало применение внутритрубной диагностики, проводившейся без вскрытия трубопровода и прекращения перекачки нефти. Исходные предпосылки этой концепции базируются на том, что в условиях локального развития коррозионных по-

вреждений для обеспечения работоспособности трубопровода необходимо восстановление несущей способности только на тех конкретных участках, где произошла ее потеря или снижение до опасного уровня, а остальные участки необходимо взять под контроль путем проведения мониторинга коррозионного состояния (КС).

Применительно к оценке КС основные положения концепции можно сформулировать следующим образом:

• дефекты коррозионного происхождения выявляются средствами внутритрубной диагностики и устраняются при проведении ремонта до того, как получат опасное развитие;

• по данным ВТД о параметрах КД и на основе расчетов на прочность трубопровода с дефектом выполняется оценка его опасности;

• на основе данных об опасности коррозионных повреждений,характере их распределения по дистанции трубопровода разрабатывается программа ремонта, назначаются безопасные режимы эксплуатации (на период до проведения ремонта);

• ремонт проводится без вывода трубопровода из эксплуатации с использованием эффективных технологий, восстанавливающих прочность и долговечность отремонтированных участков на период не менее 30 лет;

• внутритрубная диагностика выполняется на протяжении всего срока функционирования трубопровода с определенной периодичностью;

• по результатам инспектирования проводится мониторинг коррозионного состояния трубопровода,осуществляемый с использованием современных информационных технологий. Выборочный ремонт, по результатам ВТД, охватывает около 1,5% общего числа обнаруженных дефектов [2]. Таким образом, в трубопроводе остается основная масса дефектов коррозионного происхождения. Наблюдение за их развитием и ростом возлагается на мониторинг КС. После проведения повторной инспекции возникает необходимость уточнения коррозионного состояния и производства новых ремонтных работ.

После устранения опасных коррозионных повреждений дальнейшее протекание коррозионных процессов

обусловлено главным образом старением ИП и возникновением новых коррозионных повреждений в дефектах изоляционного покрытия и местах его разрушения или отслоения. Таким образом, по мере старения системы магистральных нефтепроводов увеличивается вероятность появления новых и развития существующих коррозионных повреждений. Как показали статистические исследования, коррозия остается наиболее частой причиной повреждений МН (коррозионные повреждения составляют свыше 60% от общего числа обнаруженных дефектов).

Мониторинг коррозионного состояния МН осуществляется по результатам периодических инспекций ВИП, что необходимо для контроля параметров КД, выявления развивающихся коррозионных дефектов и определения скорости их роста. По данным повторных обследований ультразвуковыми дефектоскопами типа WM 70% МН и на основе анализа результатов ДДК свыше 800 КД установлено [3]:

• дефекты внешней коррозии неравномерно распределены по длине нефте-

проводов и развиваются во времени с разной скоростью;

• число коррозионных повреждений линейной части, по которым зарегистрирован рост, составляет не более 3% от общего количества обнаруженных КД, при этом средняя скорость роста дефектов равна 0,077 мм/год;

• число растущих дефектов внешней коррозии зависит не столько от возраста нефтепровода, сколько от состояния изоляционного покрытия;

• основная часть развивающихся КД расположена на относительно коротких участках нефтепроводов с плотным скоплением дефектов.

Вместе с тем можно сделать вывод, что одновременно с проведением мониторинга коррозионного состояния ЛЧ МН необходим обоснованный прогнозтен-денций его изменения.

Ввиду неравномерного распределения по длине нефтепровода природноклиматических условий, коррозионной активности грунтов, уровней подготовки нефтей (малосернистые, высокосернистые), использования различных материалов труб и изоляционных покрытий, различий в сроках и режимах

эксплуатации, темпы возникновения и развития коррозионных повреждений для различных участков подземного трубопровода могут существенно отличаться (см. рис.2а,б). Коррозионное состояние одних участков после длительного срока эксплуатации может оказаться вполне удовлетворительным, других - близким к критическому. Все это требует разработки дифференцированного подхода к оценке скорости коррозии для каждого участка МН с целью установления мест повышенной коррозионной активности и определения причин их возникновения.

В условиях неравномерного распределения КД по длине трубопровода, различий в темпах их развития целенаправленные меры по предупреждению аварий могут быть приняты только на основе информации о фактическом КС нефтепроводов - о его коррозионных повреждениях. Неопасные на момент проведения внутритрубной инспекции коррозионные дефекты не требуют срочных мер по проведению ремонта, однако они могут в дальнейшем развиваться и достигать состояния опасных. Таким образом, для более полной оцен-

1 .6 ,7 ,0 ,9 Ь .1 .г .3 .к .5 .й .7 -8 -9 ? .1 .2 ,Э .5 .0 ,7 ,8 .■

■Ч-- 1?Й 15П 7 . ^ ■' “ ■■ , ''71.”-■ ■ -г* . V . - ^ :г£- ~~ !| ■1 "■ 1 ”■•1.7 ■*-,|HІ',■14 ■ ^г" ’ 1 -тТ ■ ' - I^'V-*- *

5 30- 11I ь а _ 3.60

Рис.3а. Изображение коррозионных язв на данных ультразвукового дефектоскопа типа WM

Трехмерное изображение дефекта

Рис.3б. Объемная цифровая модель коррозионного повреждения из совокупности трех язв

ки коррозионного состояния участка трубопровода требуется применение методики, позволяющей прогнозировать динамику развития неопасных коррозионных дефектов, обнаруженных ВИП, и определять моменты перехода дефектов данного типа в категорию критических, что повлияет на остаточный ресурс трубопровода в зонах, где остаются дефекты коррозионного происхождения.

Следует отметить, что знание скорости коррозии важно при использовании

любого подхода к оценке прочности и долговечности трубопровода. Однако до настоящего времени отсутствуют надежные методы априорного определения скорости коррозии ввиду неравномерного, избирательного характера этого процесса, влияния на него значительного числа факторов [4].

При наличии большого числа методик для расчета прочности и долговечности все они исходят из линейного прогноза развития параметров дефектов. Нормированию на уровне простых сезонно-

постоянных или линейных параметрических зависимостей подлежат скорости общего коррозионного износа. Такая методология заложена как в нормы проектирования трубопроводов (увеличение толщины стенки трубопровода с учетом проектного срока службы и средней скорости коррозии в данном регионе), так и в методики прогнозирования ресурса.

В большинстве методик такого рода присутствует один или несколько из нижеперечисленных недостатков [2]:

• кинетическое уравнение постоянного коррозионного износа распространяется без достаточных оснований на все виды коррозионных повреждений;

• не учитываются причины возникновения и виды коррозионных разрушений, дискретность их распределения по длине ЛЧ;

• применение средней скорости коррозии, рассчитываемой при наличии данных двух инспекций ВТД, приводит к затратам на ремонт «спящих» дефектов (не менее 97%) и к занижению опасности вновь возникших быстрорастущих КД.

Как показывает опыт эксплуатации, дефекты в зависимости от природы их возникновения могут приводить к нарушению целостности трубопровода через различные сроки службы. Местные виды коррозии имеют более высокую скорость проникновения в глубь стенки трубопровода. Локальная (питтинговая) коррозия трубных сталей в глинистой почве характеризуется скоростью почти в 10 раз выше (0,25...0,30 мм/год), чем для общей коррозии, которая в этой же почве для трубных сталей сравнительно невелика (0,03...0,05 мм/год) [5]. Группирование дефектов внешней коррозии на поверхности трубопровода, как правило, связано с возможными локальными провалами в распределении защитных потенциалов станций катодной защиты (СКЗ), а также для случаев подпленочной коррозии. Участки трассы с высокой плотностью чередования естественных преград (ручьи, болота) и технологических узлов (камеры запуска-приема, ответвления, пересечения с трубопроводами и авто-

Примечание.

Процедуры по определению скорости роста дефектов коррозии и выполнению расчетов на долговечность труб МН с коррозионными дефектами проводятся в ОАО ЦТД «Диаскан» в соответствии с ОСТ-23-040.00-КТН-574-06 «Стандарт отрасли. Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами».

дорогами) являются потенциальными местами утечки защитного тока, в силу чего возможно уменьшение эффективности электрохимической защиты.

При соблюдении нормативных параметров ИП и системы ЭХЗ магистральные нефтепроводы надежно защищены от коррозии. Например, для болотистых грунтов центральной части Западной Сибири экспериментально определено, что на образцах из трубной стали без катодной защиты скорость коррозии достигает 0,084 мм/год [6]. Под защитным потенциалом в пределах -0,95...-1,2 В (по медносульфатному электроду сравнения) остаточная скорость коррозии на поверхности металла не превышает

0,006 мм/год.

Причина снижения эффективности ПКЗ нефтепроводов связана с уменьшением переходного сопротивления изоляционного покрытия, появлением в ИП сквозных дефектов и как результат снижением защитных потенциалов на

стыках защитных зон СКЗ до значений, не обеспечивающих подавления почвенной коррозии. Для компенсации снижения величины переходного сопротивления изоляции требуется пропорциональное увеличение расхода защитного тока, что сопровождается перезащитой нефтепроводов вблизи СКЗ и вследствие этого отслоением ИП. Поскольку отслоившееся изоляционное покрытие действуют как барьер для защитного тока, возможно быстрое развитие подпленочной коррозии, на которую не влияет ЭХЗ.

Предупреждение аварийных ситуаций на линейной части магистральных нефтепроводов по причине коррозионных повреждений возможно при своевременном выявлении зон интенсивного протекания коррозионных процессов на поверхности трубопроводов, установлении причин их возникновения и обоснованном прогнозе дальнейшего развития КД.

Диагностика коррозионного состояния нефтепроводов включает в себя три основных взаимосвязанных этапа [7]:

1) техническое диагностирование контролируемых объектов на основе периодических обследований, что является базой для осуществления мониторинга коррозионного состояния МН;

2) выбор модели развития накапливающихся коррозионных повреждений подземных металлических трубопроводов;

3) прогнозирование динамики коррозионных процессов на основе выбранной модели с оценкой коррозионного состояния и времени возникновения отказов по причине коррозионных повреждений (или времени достижения предельно допустимой глубины коррозионных повреждений).

Первый этап диагностики КС - это получение информации о наличии КД, ее систематизация и хранение в компьютерном банке данных. Контроль корро-

Примечание.

Внутритрубные дефектоскопы с высокой разрешающей способностью, эксплуатируемые в ОАО ЦТД «Диаскан», позволяют не только установить координаты коррозионных повреждений, но и определять их форму, ориентацию и геометрические размеры. На основании данных ВИП можно получить цифровую модель дефекта (рис.3а,б,в,г), наличие которой позволяет выполнять расчеты на прочность участков трубопровода с коррозионными повреждениями и прогнозировать их остаточный ресурс (время безопасной эксплуатации трубопровода).

Высокое немецкое качество Техническая и сервисная поддержка Склад в Москве и доставка до клиента Надежность и долговечность клапанов

Оп тимал ьн ое с оотн ош ение цен ы и качества „7 Комплексный подход к решению задач Заказчика Универсальность и унифицированность оборудования

■Зг '-'.Л*

www.rnnglitrar-cirmaiuren.ru Москйй: +7 ¿95 925 7735. С.-Петербург: +7 512 740 7В4А Нойоенбирек: +7 353 1 5^ !3. Екатеринбург: *7 343 345 2091

Гп1овр|к'moslttiol.rtf Омск: *7 3512 53 АШ, Самара: *7 841 27? «15. Рос то а-на-До ну: *7 928 155 5495. Нижний Новгород: *7 В31 295 1117

Рис.3в. Плоскостная цифровая модель коррозионного повреждения из совокупности трех язв

зионного состояния МН базируется на активном применении средств внутри-трубной диагностики, что позволяет в любой момент времени эксплуатации подземной магистрали снять информацию и определить степень опасности коррозии стальных труб.

Единичное диагностирование дает не более одного «информационного среза» по параметрам дефектов трубопровода. Поэтому объективную информацию по динамике изменения коррозионного состояния трубопровода может дать лишь анализ результатов периодических обследований за все время наблюдений. Накопление информации, хранящейся в базе данных «Дефект», о каждом конкретном коррозионном дефекте по результатам не менее 2-4 обследований позволяет решать задачи, связанные не только с оценкой текущей опасности выявляемых дефектов, но и прогнозом их развития, планированием срока следующего диагностирования,

до которого КД не успеют получить опасного развития.

Прогноз существенно зависит от кинетики коррозионного процесса (линейный, ускоренный, затухающий). При выборе модели коррозии для подземных металлических сооружений следует учитывать реальный характер протекания коррозии.

Моделирование коррозионного процесса заключается в экспериментальном определении математического выражения для зависимости глубины коррозионной каверны от времени коррозионного процесса - НМ-Экспериментально установлено, что рост глубины КД носит нелинейный характер и затухает с течением времени, поэтому зависимость НМ может быть представлена следующим уравнением [7]:

Нк=На(1-е-^-т>) (1), где X - коэффициент затухания коррозионного процесса, 1/год;

Нк - глубина коррозионной каверны, мм;

* - длительность эксплуатации трубопровода, год;

Т - «время задержки» или интервал времени от укладки трубы в грунт до возникновения коррозионной каверны, год;

Н„ - максимальное значение глубины каверны (при * — оо), мм.

В уравнении (1) НМ - гладкая монотонно возрастающая функция, скорость роста которой со временем снижается. В этой формуле параметр Я„ является константой (асимптотой модифицированной экспоненты). Коэффициент затухания Л характеризует интенсивность протекания коррозионного процесса. Чем меньше X, тем более полого пойдет кривая НМ, т.е. тем медленнее протекает коррозионный процесс. Прогнозирование опасности коррозии подземных металлических трубопроводов представляет собой процесс количе-

Примечание.

Глубина коррозионной каверны (НК) - наиболее достоверный параметр, характеризующий рост КД. Коррозионные дефекты подземных трубопроводов образуются в местах повреждения ИП, что определяет геометрию КД на поверхности трубы и ограничивает развитие дефектов в длину и ширину. При наружных обследованиях МН установлено [6], что коррозионные язвы с максимальной глубиной локализованы в сквозных повреждениях ИП, причем форма коррозионных повреждений практически соответствует «геометрии» сквозных повреждений изоляции.

на правах рекламы

Рис.3г. Поверхностная цифровая модель коррозионного повреждения из совокупности трех язв

ственной оценки глубины коррозионной каверны Н„гг, на заданный интервал времени прогноза ¡лрог. Операция состоит в предсказании (приближенном определении)последующего значения функции НМ в зависимости от предыдущих ее значений, установленных по исходным данным диагностирования. На рис.4 приведена схема трех взаимосвязанных этапов диагностики коррозионного состояния подземных трубопроводов:технического контроля

коррозионного состояния, моделирования накапливающихся коррозионных повреждений и прогнозирования коррозионных отказов.

Из приведенной схемы следует, что для каждой каверны коррозионное состояние по данным, для примера, трех последовательных инспекций характеризуется точками 1, 2, 3 на отрезке кривой НМ с координатами ^-Н1,12-Н2 и - Н3. Прогнозирование опасности коррозии представляет собой процесс

количественной оценки глубины коррозионной каверны НМ по исходным опытным данным на любой момент времени Ьпра^Ь3, где Ь3 - дата проведения последней инспекции ВТД, ^рвг - дата прогноза, которому соответствует оценка глубины каверны Нпрог.

Рис.4. График прогноза глубины коррозионного повреждения по результатам внутритрубной диагностики 1-3 - период технического диагностирования средствами ВТД;

■ I

ПРОИЗВОДСТВО ГЕОТЕКСТИЛЬНЫХ ПОЛОТЕН балластировка трубопроводов укрепление откосов и склонов обустройство месторождений нефти и газа строительство автомобильных дорог |

строительство инверсионных кровель ■ ■НИПРОМТЕКС строительство полигонов бытовых и промышленных отходов и многое другое в промышленном строительстве

307170, России, Курская обл., г. Железногорск, ул. Мира, 67 105066, г. Москва, ул. Н.Красносельская, д.40/12, к. 6 (495) 647-00-37, 627-78-85, 221 -09-1Т

N і р гоїтгіех 3 @ 11И р. о: www.nipromtex.ru

nipromtex-conrtect.ru

£

£

>s

s

x

q>

І

CL

□

О

с

x

л

г

X

о

X

п

о

О.

Q.

О

*

I?

X

£

LD

с;

А s' * *

А А А 0 ♦ *

А — І ♦ * ♦ Q 0

А

5 10 15 20 35 30 35 40

Длительность эксплуатации нефтепровода, годы

Д Данные ВТД (1-я инспекция), используются для прогноза <0 Данные ВТД (2-я инспекция), используются для прогноза О Данные ВТД (3-я инспекция), используются для оценки прогноза ™ Прогноз средних значений - линия тренда м Граница прогноза максимальных значений (р = 0.95)

Рис.5. График прогноза глубины дефектов коррозии по результатам ВТД

0-3 - период контроля зависимости НМ (область интерполяции);

3-4 - период прогноза зависимости НМ (область экстраполяции).

После 15 лет проведения ВТД в системе магистральных нефтепроводов накоплен значительный массив результатов вну-тритрубных инспекций, что позволяет осуществлять на их основе достаточно обоснованный прогноз изменения КС. Проблема прогноза состоит в корректном использовании результатов ВТД с непременным учетом случайного характера коррозионного процесса и погрешностью применяемого типа ВИП.

Для прогноза глубины КД необходимо представить в явном виде функцию нм. Основная трудность описания указанной функции в том, что предназначенный для этого математический аппарат применим к временным рядам с количеством дискретных наблюдений N>2, причем интервал времени между

точками ряда, обычно, величина постоянная: U+1 ~ ti = const. Для подавляющей части МН имеются данные ультразвукового дефектоскопа типа WM не более чем по N=2+4 обследованиям, причем выполненным через различные интервалы времени.

Предлагаемым выходом из данной ситуации является подбор «N» дефектов, которые развиваются при идентичных (или очень близких) термодинамических и кинетических условиях, что в «N» раз увеличивает общее количество точек наблюдений функции НМ.

Для этого необходимо объединить в группы КД, развивающиеся в примерно равных условиях, т.е. на сталях одной марки, трубопроводах одного диаметра, с одинаковым сроком эксплуатации, идентичным типом изоляционного покрытия, находящихся в одинаковых грунтовых и технологических условиях и т.д. Все эти сведения имеются в про-

ектной и эксплуатационной документации МН. Следовательно, информацию, полученную при инспекциях ВТД, необходимо кластеризовать по принципу одинаковости условий. В результате каждый кластер будет содержать пакет «№> реализаций (по 2-4 точки) случайной функции НМ- Значение «№> равно количеству КД, вошедших в кластер. Таким образом, образуется массив статистической информации, необходимый для определения неизвестных значений коэффициентов уравнения (1). Большой объем данных ВТД требует применения статистических методов обработки информации. Информация по коррозионным повреждениям и соответствующим условиям их образования(коррозионной ситуации), объединенная в банк данных с привязкой к трассе, образует исходный материал для анализа опасных повреждений, возникающих в результате сложных коррозионных процессов.

на правах рекламы

Банк данных для конкретного участка МН формируется на основании:

• проектной и эксплуатационной информации, предоставленной ОАО МН;

• результатов инспекций методами ВТД, содержащихся в базе данных «Дефект» ОАО ЦТД «Диаскан».

Количество факторов, непосредственно влияющих на скорость коррозии, составляет, как показывает практика, свыше десяти [8]. Наиболее значимыми факторами являются:

• время эксплуатации трубопровода;

• тип изоляционного покрытия;

• коэффициент старения изоляции;

• средняя температура перекачиваемого продукта;

• наличие блуждающих токов с постоянной и переменной составляющей. Весьма сложно собрать достоверную информацию о коррозионной ситуации, причем она может измениться в любой момент времени эксплуатации трубопровода. Поэтому прогноз на основе зависимости (1) носит вероятностный

характер. Для того чтобы уменьшить ширину интервала предсказания, необходимо свести к минимуму влияние как можно большего числа факторов на скорость коррозии. Для этого и производится кластеризация данных, что в нашем случае предполагает разбивку всего объема данных по длине трубопровода на отдельные блоки (кластеры), соответствующие определенным участкам трубопровода, в пределах которых,на основании проектной и эксплуатационной информации, предоставленной ОАО МН, сохраняется постоянство основных влияющих факторов. Глубина коррозионного повреждения (или скорость коррозии) в пределах кластера будет зависеть только от времени эксплуатации трубопровода и некоторой случайной ошибки измерения глубины КД методами ВТД.

По данным ВТД рассчитываются параметры линии тренда и линии вероятной максимальной глубины коррозионных повреждений для каждого участка

трубопровода (кластера), при этом используется уравнение (1).

Методами численного анализа вычисляются коэффициент затухания коррозионного процесса А,-, «время задержки» Т3 и установившаяся глубина коррозионного повреждения н„,р которые являются постоянными величинами для данного участка (/ - кластера) и действительны при прогнозировании темпов роста любого КД в его пределах. Оценки коэффициентов находят, используя известные процедуры обработки статистической информации: нелинейный МНК,дисперсионный и ковариационный анализ [9].

Для каждого участка (кластера) трубопровода можно построить характеристические кривые, то есть графики линии тренда Нср = Нср($ и верхней границы доверительного интервала для максимальных глубин повреждений Нмакс = НмакМ на интервале времени эксплуатации от нуля до времени проведения последнего внутритрубного

Примечание.

1. При кластеризации часть факторов, а именно: диаметр трубы, дата укладки в грунт трубной секции, тип изоляционного покрытия, интегральное переходное сопротивление ИП, тип грунта, наличие блуждающих токов, должны сохранять постоянные значения, другая часть факторов - удельное электрическое сопротивление грунта, процент простоя ЭХЗ, значение среднегодовой температуры транспортируемого продукта, могут изменяться в пределах заданного диапазона.

2. Каждый подводный переход и прилегающие к нему пойменные участки выделяется в отдельный участок (кластер).

КЭМЗ «СВАРКА»

Производство специализированного сварочного оборудования для строительства и ремонта трубопроводов

тел.:+7 (495)500-75-19,782-86-53 • Тел./факс:+7 (495) 721-18-81/67/97 • +38 (044) 426-7-426 www.svarka.kiev.ua • е-таіі: [email protected]

обследования плюс интервал прогноза величиною “Мпро" лет.

Примечание.

Более подробно суть этого метода прогнозирования изложена в нормативнотехническом документе АК «Транснефть» [10], согласованным с Ростехнадзором.

В нем приведена методика нелинейного прогноза, апробация которой успешно прошла в ОАО МН «Верхне-волжскнефтепровод» на следующих участках нефтепроводов: "Сургут - Полоцк", "Горький - Рязань-2", "Горький - Ярославль".

Общая протяженность обработанных участков составила 520 км.

По линии тренда, заданной в виде уравнения с определенными параметрами, можно рассчитать среднюю скорость коррозии Укярр на заданную дату прогноза Г_рог, а не усредненную за некоторый промежуток времени:

Ж

=нах-

(2)

@ Рыбинский кабельный завод_

{рыбинсннабель )

г. Москва, шоссе Энтузиастов, д. 5, офис 307 Тел.: (495) 937-40-24, 792-51-21 (многоканальные) | [email protected]

WWW.RKZ.RU

КАБЕЛЬ МОНТАЖНЫЙ МНОГОЖИЛЬНЫЙ С ЭКРАНОМ ИЗ МЕДНЫХ ПРОВОЛОК

(КМЭВ, КМЭВнг, КМЭВнг-1_Э)

КАБЕЛЬ МОНТАЖНЫЙ МНОГОЖИЛЬНЫЙ С ЭКРАНОМ ИЗ МЕДНЫХ ПРОВОЛОК С БРОНЕЙ ИЗ СТАЛЬНЫХ ОЦИНКОВАННЫХ ПРОВОЛОК

(КМЭКВ, КМЭКВнг, КМЭКВнг-ЬЭ)

180 9001:2000

ЗОЛОТО

ЗА КАЧЕСТВО 2006

По виду линии тренда можно судить о тенденции развития процесса коррозии. В случае обнаружения активного развития процесса коррозии следует проанализировать режимы работы ЭХЗ и состояние изоляционного покрытия и при необходимости провести мероприятия с целью снижения скорости коррозии и подавления коррозионного процесса. На рис. 5 приведен пример прогноза глубины коррозионных повреждений для участка трубопровода на основе данных двух последовательных инспек-

ций ВТД, а проверка прогноза осуществлена по данным третьей инспекции. Приведенный график показывает, что прогноз с упреждением на &прог = 6.5 лет достаточно точен - наблюдения (данные 3-й инспекции) находятся в предсказанных границах. Видно, что процесс коррозионных разрушений находится в стадии активного развития. Определение характеристических зависимостей для глубины коррозионных повреждений от времени для каждого участка трубопровода (кластера) про-

водится на основе данных о геометрии коррозионных повреждениий и времени их обнаружения, полученных по результатам не менее чем двух инспекций. После получения информации о третьем, четвертом и т.д. временных «срезах», являющихся результатом проведения последующих инспекций, проводится корректировка прогноза.

Опыт применения вну-тритрубной диагностики показал, что инспекционные приборы различных типов не всегда фиксируют одни и те же коррозионные дефекты, а иногда пропускают («не видят») некоторые повреждения. И если точность замеров никак не отражается на основных положениях методики прогноза, то пропуски реально существующих коррозионных дефектов при проведении внутритрубной диагностики искажают прогноз, так как прогнозировать изменение размеров скрытых дефектов невозможно.

Старение и деградация ИП приводит преимущественно к возникновению точечных коррозионных повреждений. На сегодняшнем этапе контроля коррозионного состояния МН актуальной является проблема предотвращения отказов вследствие КД, потенциально опасных с точки зрения возникновения сквозных повреждений.

Примечание.

• Прогноз необходимо уточнять при появлении новых данных о состоянии трубопровода. Достоверность любых прогнозов зависит от сохранения стабильности тенденций коррозионного процесса. Любые экстраординарные возмущения могут привести к значительным искажениям прогноза. В рассматриваемом случае это может быть: появление на участке блуждающих токов, влияние которых не компенсировано средствами ЭХЗ, значительное изменение параметров ЭХЗ, кардинальное изменение окружающих условий, например, затопление участка, а также замена трубы, капитальный ремонт изоляции и т.д.

• Информация о коррозионных повреждениях, находящаяся в банке данных, получена методами внутритрубной диагностики и содержит весь комплекс ошибок, присущих этим методам. Естественно, прогноз, основанный на этих данных, практически является предсказанием результатов будущих измерений методами ВТД.

• Приведенный на рис. 5 пример базируется на данных ВИП типа WM. Но для применения метода тип прибора не имеет принципиального значения, необходимо только, чтобы дефектоскоп мог измерять глубину коррозионных повреждений. Также существенно, что временные зависимости строят по данным наблюдений одного типа прибора (можно параллельно строить зависимости по каждому типу ВИП).

• Дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК), как наиболее объективный метод, может дать точные данные о коррозионных повреждениях в данный момент, но с его помощью невозможно отслеживать поведение дефекта во времени. Следовательно, для целей прогноза ДДК не эффективен. Его назначение - оценивать точность ВИП.

По мере устранения опасных КД возрастает общее число дефектов коррозии, преимущественно точечных, достоверное обнаружение которых возможно с помощью магнитных дефектоскопов типа MFL.

Более достоверные результаты прогноза могут быть получены путем сопоставительного анализа результатов дефектоскопов разного типа при условии одинаковой интерпретации данных внутритрубной диагностики. Это гарантирует получение наиболее полного объема необходимой информации для объективной оценки состояния контролируемого участка нефтепровода. Достигнутый в настоящее время уровень технических решений позволяет совмещать различные методы неразрушающего контроля в конструкции одного дефектоскопа, что дает возможность собрать обширную информацию о дефектности трубопровода за один прогон прибора, вместо того чтобы идти на затраты, связанные с последовательными прогонами нескольких приборов и последующим совмещением (сопоставление) данных.

В ОАО ЦТД «Диаскан» с 2007 года начато производство серии приборов такого рода (тип ДМУ), в конструкции которого совместно используются измерительные модули ультразвукового и магнитного типа (см. рис. 6). Комбинация двух независимых методов неразрушающего контроля (МНК), реализованная в конструкции комбинированного дефектоскопа ДМУ, дает значительные преимущества при оценке коррозионного состояния нефтепроводов, является надежной технологией для обнаружения коррозионных дефектов различных типов.

При комбинировании МНК значительно увеличиваются как вероятность обнаружения, так и достоверность идентификации дефектов по сравнению с технологией диагностирования, основанной на использовании каждого метода по отдельности.

Регулярные обследования МН при помощи внутритрубных дефектоскопов с высокой разрешающей способностью позволяют выявлять места расположения коррозионных повреждений, обнаруживать их на ранней стадии возникновения и производить обоснованный прогноз их дальнейшего развития. Применение методики нелинейного прогноза дает возможность существенно расширить функции системы безопасной эксплуатации трубопроводов: при оценке КС необходимым является установление причин возникновения новых быстрорастущих коррозионных повреждений и проведение профилактических мероприятий, направленных на устранение причин, вызывающих коррозию.

Решение проблем ПКЗ следует проводить путем организации комплексного коррозионного обследования средствами внутритрубной и других видов диагностики для всестороннего и адекватного анализа коррозионного состояния и степени защиты трубопроводов,

планирования и проведения мероприятий по предупреждению коррозионного разрушения МН.

Важное значение имеет информация о распределении дефектов трубопровода в зависимости от удаленности от станции катодной защиты, так как по ней можно судить о распределении защитного тока, профиле изменения потенциала и диапазоне эффективной работы системы катодной защиты. Использование результатов внутритрубной дефектоскопии наряду с результатами электрометрических измерений позволяет в условиях старения магистральных нефтепроводов обеспечить получение достоверной информации для формирования комплекса планов устранения дефектов, капитального ремонта как изоляционных покрытий нефтепровода, так и средств ЭХЗ. Знание условий возникновения и динамики развития коррозионных дефектов позволяет рационально сочетать капитальный и выборочный ремонт нефтепроводов, повышать эффективность ремонтов за счет оптимального планирования не только по объемам, но и по срокам, что в конечном счете направлено на решение главной задачи - полностью исключить аварии по причине коррозии на магистральных нефтепроводах России.

Литература

1. Сощенко А.Е. Сохранение надежности нефтепроводов: Итоги 90-х// Трубопроводный транспорт нефти. 2008. №9. С.45-47.

2. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем // М.: «ЕЛИМА», 2004. - 1104 с.

3. Пекарников Н.Н. Мониторинг и диагностика трубопроводных систем// Трубопроводный транспорт нефти. 2005. №7. С.25-27.

4. Васин Е.С. Методология обеспечения несущей способности стальной оболочки магистральных нефтепроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии. - Дис.... д-ра техн. наук: 25.00.19 - М., 2003. -321 с.

5. Канайкин В.А Диагностика коррозионных повреждений магистральных газопроводов. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. -104 с.

6. Хижняков В.И. Защита нефтепроводов от почвенной коррозии. // Приложение к журналу «Трубопроводный транспорт нефти».

2004. №12. С.10-12.

7. Цикерман Л.Я. Диагностика коррозии трубопроводов с применением ЭВМ. - М.: «Недра», 1977. - 319 с.

8. Глазов Н.П. Подземная коррозия трубопроводов, ее прогнозирование и диагностика. - М.: ИРЦ "Газпром", 1994. - 91 с.

9. Тьюки Дж. Анализ результатов наблюдений, М: «Мир», 1981, - 160 с.

10. РД-17.00-74.30.00-КТН-020-1-05 «Методика проведения факторного анализа коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики и выработки рекомендаций по ее предотвращению» // ОАО «АК «Транснефть»,

2005. - 60 с.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ ДИАГНОСТИКА \ 43