Разработка комплексного подхода к оценке безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

А.Г. Гареев, д.т.н., профессор кафедры «Материаловедение и защита от коррозии» Уфимского государственного нефтяного технического университета И.Г. Блинов, директор ООО НПВП «Электрохимзащита» (г. Уфа) А.В. Валюшок, заведующий сектором технической диагностики трубопроводов ООО НПВП «Электрохимзащита» (г. Уфа)

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Статистика отказов магистральных нефтегазопроводов показывает, что причиной каждой третьей аварии на проложенном в грунте трубопроводе является электрохимическая коррозия, степень влияния которой недостаточно учитывается при оценке потенциальной опасности сооружения. Поэтому авторами предпринимается попытка создания комплексного подхода к оценке потенциальной опасности подземного сооружения с учетом степени влияния каждого из коррозионных факторов в отдельности.

Для реализации этого выделены основные коррозионные факторы, снижающие безопасность эксплуатации трубопроводных систем в условиях подземной (электрохимической) коррозии:

• наличие на внешней поверхности трубопровода коррозионных язв по результатам внутритрубной диагностики (ВТД);

• коррозионная активность грунта;

• состояние изоляционного покрытия трубопровода;

• уровень катодной поляризации защищаемого сооружения;

• влияние на защищаемое сооружение блуждающих токов.

Далее предложены математические зависимости соответствующих каждому коррозионному фактору коэффициентов, зависящих от критериев опасности. Зависимость опасности какого-либо фактора от численного значения соответствующих критериев не всегда носит линейный характер. Поэтому предложенные модели выбирались исходя из физических соображений. Критические и пограничные значения приняты из существующей нормативно-технической документации и многолетнего опыта проведения комплексных обследований. 1. Для оценки потенциальной опасно-

сти 1-того локального участка трубопровода по результатам ВТД предложена зависимость, которая в общем виде

выглядит следующим образом: &

¡гВТД _

где

j=i

j=i

ЗРРЩ

3PV

lV кр

3Pm

(1)

i=I

i=I

кГд, [0;1] — коэффициент, характеризующий коррозионную опасность 1-того локального участка трубопровода по результатам ВТД; Н — глубина единичного обнаруженного дефекта, мм;

Vj.¡ — скорость коррозии в месте обнаружения единичного дефекта, мм/год; Р( — плотность (количество) обнаруженных дефектов на 1-том локальном участке трубопровода; Нкр — критическое значение потери металла, принято равным 50 %; Vкр — критическое значение скорости коррозии, принято равным 0,5 мм/год; Ркр — критическое значение плотности дефектов, принято равным 100 шт/км. Если на обследуемом участке частичная замена трубопровода за период эксплуатации не производилась, то глубина дефекта и скорость потери металла величины пропорциональные (рис. 1). В этом случае:

(2)

Тогда зависимость общей потенциальной опасности локального участка трубопровода можно представить следующим образом:

Ф Р

квтд = ^>=1-(3)

ЗР Дщ, ЗРф В графическом виде зависимость 3 представлена на рис. 2. В случае если за период эксплуатации трубопровода производился ремонт или замена выборочных участков, устранение ДПР, оценку потенциальной опасности следует производить по общей зависимости 1. 2. Для оценки потенциальной опасности 1-того локального участка трубопровода по результатам обследования коррозионной активности грунтов предложена следующая зависимость:

п

+

-0,005

kiKAr = 0,5е п

0,25 Igy р min j,

(4)

где

kiKAr, [0;1] — коэффициент, характеризующий коррозионную опасность

ГРУППА КОМПАНИИ

АНТИКОРРКОМПЛЕКС -ХИМСЕРВИС

откор озии

ПРЕДЛАГАЕТ

КОМПАНИЙ

4Hffl«S«0МППЕЧ

Анодные заземлители «Менделеевец»

Электрометрическое оборудование

Услуги по диагностике трубопроводов

ГРУППА КОМПАНИИ

ХПМ СЕРВИС

АНТИКОР КОМПЛЕКС

г. Москва

г. Новомосковск (48762) 3-44-77

(495) 938-22-21

e-mail: antikorrk@mtu-net.ru

e-mail: adm@ch-s.ru

ЗАЩИТА

Москва,

споцентпр

i0Ü Пресне

иДъонН^,

U^OOO «МИНАДАГС»

Цпмпяишп лппяпяр.т пвдмн итЬуппниимщ пинриними пятйитэми пин пртр петлями та тпмпмшр. эшяни

МИНАДАГС

Компании обладает всеми нбойкодиыымн лицензиями, патентами, свндбтельствзин на товарные энэк1 и методикой применения н использования ЭР и ПАР. имеет надежных napniepon б России нэа ру

Ведущая россий екая пар пт-гришорелвепиая комп ш шя предлагает к использованию протяженные гп&кне ааэемпнтепи но алсщюпрмюдной резины -современные средств злоктршмичееной защиты от подземной коррозии: i íjион pGLMjjjüu. нефтепроводов теплотрасс, продртггалрдоодов, pejcpoyapMi долгосрочного кипении ГШ, любых НИЫХ МСТИНЛНМССКИХ СООДОЖС1ШЙ JÜQO0 Я формы и моталлсешостн

Для вас мы готовы провести:

* диагностику текущего состояния металлических конструкций;

* подбор необходимых средств ЭХЗ:

* расчет и проектирование системы ЭХЗ;

* поставка электродов анодного заземления и шеф-монтаж;

* консультации по всем вопросам производства

и применения протяженных гибких электродов ПАР и ЭР.

1 1943d, г Москва, ул. Малая Пироговская, дом. 1 {МИТХТ). Тел./факс: +7 {495) 246 2741

www. rninadELcjs.ru е-maiI: tramsoc@df.ru

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Нср — средняя глубина дефектов на участке, мм; Уср — средняя скорость коррозии на участке мм/год.

Рис. 1. Зависимость потенциальной опасности локального участка трубопровода от глубины обнаруженных язв и скорости их образования

1-того локального участка трубопровода по результатам обследования коррозионной активности грунтов; ру — элементарное значение измеренного удельного электрического сопротивления (УЭС) грунта, Ом^м; п — количество измеренных значений УЭС грунта на 1-том локальном участке трубопровода;

р.тах — максимальное значение УЭС грунта на 1-том локальном участке трубопровода;

р.т1п — минимальное значение УЭС грунта на 1-том локальном участке трубопровода.

На рис. 3 представлена зависимость 4 в графическом виде. 3. Для оценки потенциальной опасности 1-того локального участка трубопровода по результатам обследования состояния изоляции в предложена следующая зависимость: = 1 - е-°^,пр, (5)

где

К;пр — приведенное количество дефектов изоляции на 1-том локальном участке трубопровода. к™, [0;1] — коэффициент, характеризующий коррозионную опасность 1-того локального участка трубопровода по результатам обследования состояния изоляции;

Ы1пр = + + 3Ыкр, (6) где

— количество мелких дефектов изоляции на 1-том локальном участке трубопровода;

Нср — средняя глубина дефектов на участке, мм;

Р — плотность дефектов на участке, шт.

Рис. 2. Оценка потенциальной опасности локального участка трубопровода по результатам ВТД (в случае отсутствия капитального ремонта трубопровода за период эксплуатации на обследуемом участке)

изоляции на 1-том локальном участке трубопровода;

К;кр — количество крупных дефектов изоляции на 1-том локальном участке трубопровода.

В графическом виде зависимость 5 приведена на рисунке 4.

4. Для оценки потенциальной опасности 1-того локального участка трубопровода по степени защищенности катодной поляризацией предложена следующая зависимость:

к?п = 1-е5(7) где

к™ [0;1] — коэффициент, характеризующий коррозионную опасность 1-того локального участка трубопровода по степени защищенности катодной поляризацией;

цнп — протяженность участков с недостаточной катодной поляризацией на 1-том локальном участке трубопровода, м; ц — общая протяженность 1-того локального участка трубопровода, м. В графическом виде зависимость 7 приведена на рисунке 5.

5. Для оценки потенциальной опасности 1-того локального участка трубопровода при влиянии блуждающих токов предложена следующая зависимость:

(8)

Кср — среднее значение УЭС грунта на участке, Ом^м;

рг~

SH — степень неоднородности грунтов 5Н = ^ .

Рис. 3. Оценка степени влияния коррозионной активности грунтов на потенциальную опасность локального участка трубопровода

ющий зависимость коррозионной опасности 1-того локального участка трубопровода от влияния блуждающих токов; Цтах, Цтш — максимальное и минимальное мгновенные значения потенциала, обнаруженные на 1-том локальном участке трубопровода; 1]3ащ — время, в течение которого на обследуемом участке наблюдался защитный потенциал;

— общее время обследования.

При

Атах = 1Цтах - Цтш1 < 0,04 к;БТ = 0 (9)

В графическом виде зависимость 8 представлена на рис. 6. Суммарный коэффициент, характеризующий общее коррозионное состояние (ОКС) локального участка трубопровода и снижающий безопасность эксплуатации трубопроводной системы, определяется как среднее значение полученных показателей:

кпкг —

кВТд + кКАГ + кш + кКП+ кБТ

.(Ю)

Нср

количество средних дефектов

где

к|БТ, [0;1] — коэффициент, характеризу-

Для окончательного ранжирования локального участка трубопровода с точки зрения промышленной безопасности необходимо, помимо общего коррозионного состояния конкретного объекта, учесть такие факторы, как тип транспортируемого вещества, рабочее давление, удаленность от ближайшего населенного пункта и т. п. Для этого достаточно учитывать существующую классификацию магистральных трубопроводов на классы и категории.

Краски ИОТУН - непревзойденная защита от коррозии !

родажа краски со склада в Санкт-Петербурге.

Приглашаем к сотрудничеству региональных дилеров а В Имеетсян*»улътиколорная машина.

Самые передовые системы окраски

РЕЗЕРВУАРОВ И МЕТ

. ЛКМ для окраски резервуаров, мостов и эстакад, причалов, оффшорных конструкций оборудования грунт эмали, покрытия за один слой холодное цинкование ЛКМ по оцинковке и алюминию . термостойкие эмали , огнезащитные краски

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПО ВСЕЙ РОССИИ ВСЕ ОТРАСЛЕВЫЕ ЗАКЛЮЧЕНИЯ КОНСУЛЬТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКИЙ НАДЗОР \| СРОК СЛУЖБЫ НЕ МЕНЕЕ 1 5 ЛЕТ

Продукция на складе в г. Москве

ГРУППА КОМПАНИЙ

(095) 241-4307,241-2264,241-7106,241-7022,241-2302,241-3548 www.krascom.ru

шшяш

ООО «Копейский завод изоляции труб>

Россия, 456656, Челябинская обл., г. Копейск, пос. Железнодорожный, ул.Мечникова, 1 тел.(3512) 70-93-59 тел./факс: (3512) 62-39-16 www.kzit.ru e-mail: kzit@chel.surnet.ru

■1Щ\ л ; Я«г А ~ и^..—Щ if %

1ж 1 - г|И 1 w

Шзоляция

Имеющееся на заводе оборудование позволяет наносить следующие виды антикоррозионных покрытий: эпоксидное, двух и трёхслойное экструдированное. Диаметр изолируемых труб с 273 по 1420 мм. Проектная мощность 300 км усреднённого диаметра (1020мм) в год. В 2004 году получены положительные результаты испытаний заводского покрытия на соответствие Техническим требованиям ОАО«АК» Транснефть. Трубы завода с наружным защитным покрытием используются при капитальном ремонте и строительстве газопроводов ОАО«Газпром».

П.Изготовление гнутых отводов

Создан и успешно функционирует цех по изготовлению гнутых отводов как из изолированных так и из чёрных труб диаметром от219мм до1420ммвключительно. Гнутые отводы соответствуют требованиям ГОСТ 24950-81 и ТУ 1468-013-00154341-03.

III.Восстановление труб бывших в эксплуатации

Введён в строй цех по восстановлению труб бывших в эксплуатации диаметром от 530 мм до 1420мм, мощность цеха 100 км в год усреднённого диаметра (1020мм).

Рис. 4. Оценка потенциальной опасности локального участка трубопровода по результатам обследования состояния изоляции

Атах — максимальная амплитуда блуждающих токов на участке; В; Т — время, в течение которого наблюдался защитный потенциал, %.

Рис. 6. Оценка потенциальной опасности локального участка трубопровода при влиянии блуждающих токов

Атах

Рис. 5. Оценка потенциальной опасности локального участка трубопровода по степени защищенности катодной поляризацией

Общая потенциальная опасность участка трубопровода по 10-балльной системе рассчитывается по формуле: В = Вн х коКс, (11)

где Б — потенциальная опасность участка трубопровода по 10-балльной системе;

БН - максимальное значение опасности участка трубопровода в зависимости от класса объекта и категории участка без учета коррозионного состояния, определяется из табл. 1.

Таблица 1. Зависимость максимального Предложенная значения опасности участка трубопровода от класса объекта и категории участка

классификация участков подземных нефтегазопроводов по потенциальной опасности, учитывающая основные коррозионные факторы, позволит увеличить эффективность планирования ремонтных и диагностических работ, выявить и устранить участки трубопроводов, где возможны аварии с тяжелыми последствиями.

^^^^Категория В I II III IV

Класс ^^^^

I 10 9 8 7 6

II 9 8 7 6 5

\\ № 5 \\ м ай \ 200В

ООО ПКФ

€«Тра н с газ дета л ь»

Цель нашей деятельности — удовлетворение спроса потребителей на высококачественные соединительные детали трубопроводов в максимально короткие сроки

fe^is^^ji

.Ш шА

шшщ^шш

454048, г. Челябинск, ул. Худякова, д. 12а, 3 подъезд, 4 этаж Тел./факс: 260-95-14, 260-88-83, 260-95-70 e-mail: tgdetal@chel.com.ru http://www.tgdetal.ru

-ММ-

ООО ПКФ «Трансгаздеталь» с 1997 г. специализируется на поставке и комплектации любых объектов магистральных нефтегазопроводов, а также объектов химической промышленности высококачественными соединительными деталями трубопроводов и трубной продукции различных типоразмеров от 0 57 до 1420 мм из марок стали: 20, 17Г1С, 09Г2С, 10Г2ФБЮ, 12Х18Н10Т. Готовы поставить в сжатые сроки, в любых объемах следующую продукцию:

• Отводы гнутые 0 219, 273, 325, 426, 530 ,720, 820, 1020, 1220, 1420мм из электросварной трубы по ТУ 102-488-95, радиус гибки 5Ду,10Ду, угол гибки от 3-90 гр, давление до 10МПа, в том числе с наружным изоляционным покрытием.

• Кривые вставки 0 219, 273,325, 426, 530 ,720, 820, 1020, 1220, 1420мм из низколегированной трубы и труб с наружным полиэтиленовым покрытием по ГОСТу 24950-81 с радиусом гибки 15Д-60Д, угол гибки от 3-18 гр.

• Узлы трубопроводов 0 530-1420мм, давление до 10Мпа, в том числе с изоляцией (позволяют ускорить монтаж насосных и компрессорных станций в два раза).

• Трубы бесшовные, электросварные для газонефтепроводов:

- 0 530-1220мм ТУ 14-3-1698-00, ТУ 14-3-1270-00, ТУ 14-3-1573-96, ГОСТ 20295-85.

- 0 273-426мм ГОСТ 8732-78, ТУ 14-3-1128-00. Возможно нанесение 2- и 3-слойной изоляции, диаметр трубы от 0 273-1420мм.

А также со склада и на заказ широкий спектр соединительных деталей трубопроводов по номенклатуре различных производителей, в т. ч. с изоляцией (по желанию потребителя):

• Отводы ГОСТ 17375-2001, ГОСТ 30573-2001, ТУ 102-488-95

• Переходы ГОСТ 17375-2001, ТУ 102-488-95

• Тройники ГОСТ 17375-2001, ТУ 102-488-95

• Днища, заглушки, ГОСТ 17375-2001, ТУ 102488-95

Кроме соединительных деталей трубопроводов, готовы осуществлять поставки трубной продукции различных типоразмеров, металлопроката, сортового, листового проката. ООО ПКФ «Трансгаздеталь» располагает собственной производственно-складской базой, а также автомобильным транспортом (лицензия на автомобильные перевозки ВА № 185292, МГ № 027479). Отгрузка продукции осуществляется как через собственный склад, так и непосредственно со склада завода-производителя до склада грузополучателя. Длительные договорные отношения с ведущими заводами-производителями нефтегазовой и металлургической отраслей России и Украины гарантируют нашим потребителям выполнение взятых на себя обязательств по срокам и объемам поставок.

Компания предоставляет гибкую систему скидок, а также удобные схемы финансирования, в т. ч. аккредитив. Разветвленная инфраструктура позволяет получать информацию о состоянии выполнения заказа в любой момент. Мы предлагаем воспользоваться возможностями ООО ПКФ «Трансгаздеталь» и готовы рассмотреть любые предложения к сотрудничеству. Гарантируем высокое качество продукции, минимальные сроки поставки, достав^ продукции грузополучателям, конкурентоспособные цены, использование различных форм оплаты.