Комплексное обследование коррозионного состояния действующих магистральных газонефтепроводов и систем их электрохимической защиты проведено с целью определения зависимости наличия коррозионных и стресс-коррозионных повреждений на внешней КЗП от режимов работы средств ЭХЗ, выявления и устранения причин возникновения и роста коррозионных и стресс-коррозионных повреждений. Действительно, магистральные газонефтепроводы по мерс их эксплуатации практически не подвергаются моральному износу. Надежность их эксплуатации определяется в основном степенью коррозионного и стресс- коррозионного износа. Если рассмотреть динамику аварийности газопроводов за период с 1995 по 2003 гг., то становится очевидным, что идет процесс нарастания аварийности во времени по причине образования на КЗП коррозионных и стресс-коррозионных дефектов .
Рис. 5.1.
При рассмотрении динамики устранения особо опасных дефектов на действующих магистральных газопроводах становится очевидно, что в процессе эксплуатации идет нарастание особо опасных дефектов, требующих первоочередного ремонта, вызванных наружной коррозией и стресс-коррозионными трещинами (рис. 5.1). Из представленного на рис. 5.1 графика видно, что практически все устраненные особо опасные дефекты имеют коррозионную либо стрссс-коррозионную природу. Все эти дефекты выявлены на наружной катодно-защищаемой поверхности.
Результаты комплексных обследований противокоррозионной защиты газонефтепроводов (наличие коррозионных язв и стресс- коррозионных трещин, адгезия и сплошность изоляционного покрытия, степень электрохимической защиты) свидетельствуют о том, что решение проблемы противокоррозионной защиты магистральных газонефтепроводов с помощью изоляционных покрытий и катодной поляризации до настоящего времени остается актуальным. Прямым подтверждением сказанного являются результаты внутритрубной диагностики. По данным внутритрубной диагностики, на отдельных участках магистральных нефтегазопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет доля дефектов наружная коррозия (в том числе стресс-коррозия) достигает 80 % от общего количества выявленных дефектов.
Качество изоляции магистральных газонефтепроводов характеризуется величиной переходного сопротивления, определяемого на основе параметров электрохимической защиты. Одним из основных параметров электрохимической защиты трубопроводов, характеризующим качество изоляционного покрытия, является величина тока катодной защиты. Данные по эксплуатации средств ЭХЗ свидетельствуют о том, что величина защитного тока СКЗ на линейной части Д у 1220 мм за 30 лет эксплуатации вследствие старения изоляции возросла практически в 5 раз. Расход тока для обеспечения электрохимической защиты 1 км нефтепровода в области защитных потенциалов 1,2...2,1 В по м. с. э. возрос с 1,2 до 5,2 А/км, что свидетельствует о пропорциональном уменьшении переходного сопротивления нефтепровода. Переходное сопротивление изоляции по истечении 30 лет эксплуатации газонефтепроводов имеет один и тот же порядок (2,6-10 3 Ом - м 2) по всей длине, кроме участков, где выполнен капремонт газонефтепроводов с заменой изоляции, в то время как количество коррозионных и стрссс- коррозионных повреждений на внешней катодно-защищаемой поверхности изменяется в значительных пределах - от 0 до 80 % от общего числа выявленных с помощью внутритрубной дефектоскопии дефектов, которые локализуются как на стыках защитных зон, гак и вблизи точек дренажа СКЗ в низинах и на заболоченных участках трассы. Грунтовые воды заболоченных территорий центральной части Западной Сибири отличаются слабой минерализацией (0,04 % по массе) и, как следствие, высоким омическим сопротивлением (60... 100 Ом м). Кроме этого, болотные грунты отличаются кислой реакцией. Величина pH болотных вод достигает 4. Высокое омическое сопротивление и кислотность болотного электролита являются важнейшими факторами, влияющими на скорость коррозии газонсфтспроводов и эффективность их электрохимической защиты. Обращает на себя внимание тот факт, что в поровых растворах болотных грунтов содержание сероводорода достигает 0,16 мг/л, что на порядок выше, чем в обычных грунтах и проточных водоемах. Сероводород, как показывают данные обследований, также оказывает влияние на коррозионное состояние газонефтепроводов. На протекание сероводородной коррозии за счет деятельности сульфатвоссга- навливающих бактерий (СВБ) указывает, например, тот факт, что при прочих одинаковых условиях максимальная глубина проникновения внешней коррозии в сквозных дефектах изоляции газонефтепроводов в застойных болотах больше таковой в проточных водоемах в среднем на 70 %, с одной стороны, и практически повсеместно стрссс- коррозиопные трещины на внешней КЗП обнаруживаются также в застойных болотах с повышенным содержанием H 2 S - с другой. Согласно современным представлениям, молекулярный сероводород стимулирует наводороживание сталей. Электровосстановление H 2 S на КЗП трубопровода протекает но реакциям H,S + 2-»2Н алс + S a ~ c и H,S + в -^ Н адс + HS” ac , что повышает степень заполнения хемосорбири- ванного слоя атомарным водородом в ц , диффундирующим в структуру трубной стали. Эффективным стимулятором наводороживания является и углекислый газ: НС0 3 +е-> 2Н адс +С0 3 ". Проблема коррозионного и
стрссс-коррозионного разрушения нефтегазороводов на заболоченных участках трассы до настоящего времени не имеет исчерпывающего объяснения и остается актуальной. Результаты коррозионного обследования магистральных газонефтепроводов па заболоченных участках показали, что практически вся наружная поверхность как на нефтепроводах, гак и на газопроводах в дефектах изоляции и под отслоившейся изоляцией покрыта бурыми (напоминающими алюминиевую пудру) отложениями. Коррозионные язвы с максимальной глубиной локализованы в сквозных повреждениях изоляции. Геометрические параметры коррозионных повреждений практически точно соответствуют геометрии сквозных повреждений изоляции. Под отслоившейся изоляцией, в зоне контакта стенки трубы с почвенной влагой, обнаруживаются следы коррозии без видимых коррозионных язв со следами стресс-коррозионных трещин.
Экспериментально на образцах из трубной стали, установленных у стенки магистрального нефтепровода Д у 1220 мм (у верхней, боковой и нижней его образующей), определено, что в грунтах таежно-болотного региона центральной части Западной Сибири скорость коррозии образцов без катодной защиты в сквозных дефектах изоляции достигает 0,084 мм/год. Под защитным потенциалом (с омической составляющей) минус 1,2 В по м. с. э., когда плотность тока катодной защиты превышает плотность предельного тока кислорода в 8... 12 раз, остаточная скорость коррозии нс превышает 0,007 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию весьма стойкое и для магистральных газонефтепроводов допустима. Степень электрохимической защиты при этом составляет:
При комплексном обследовании коррозионного состояния внешней катодно-защищасмой поверхности газонефтепроводов в шурфах в сквозных дефектах изоляции обнаруживаются коррозионные язвы глубиной 0,5... 1,5 мм. Нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита не обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений, соответствующих весьма стойкому коррозионному состоянию газонефтепроводов:
при глубине проникновения коррозии 0,5 мм при глубине проникновения коррозии 1,5 мм
Это за 36 лет эксплуатации. Причина снижения эффективности электрохимической защиты газонефтепроводов от коррозии связана с уменьшением переходного сопротивления изоляции, появлением в изоляции сквозных дефектов и, как результат, снижением плотности тока катодной защиты на стыках защитных зон СКЗ до значений, не достигающих значений плотности предельного тока по кислороду, не обеспечивающих подавления почвенной коррозии до допустимых значений, хотя величины защитных потенциалов, измеренных с омической составляющей, соответствуют нормативу. Важным резервом, позволяющим снизить скорость коррозионного разрушения газонефтепроводов, является своевременное выявление участков недозащигы, когда Л 1 1 Лр
Корреляция дефектов внешней коррозии нефтепровода с длительностью отключений на вдольтрассовых ВЛ свидетельствуют о том, что именно при отключениях вдольтрассовых В Л и простоях СКЗ протекает язвенная коррозия в сквозных дефектах изоляции, скорость которой достигает 0,084 мм/год.
Рис. 5.2.
В ходе проведения комплексного обследования систем электрохимической защиты магистральных газонефтепроводов было установлено, что в области потенциалов катодной защиты 1,5...3,5 В по м. с. э. (с омической составляющей) плотность тока катодной защиты j a превышает плотность предельного тока кислорода j в 20... 100 раз и более. Причем при одних и тех же потенциалах катодной защиты плотность тока в зависимости от типа грунта (песок, торф, глина) существенно различается, практически в 3...7 раз. В полевых условиях в зависимости от типа грунта и глубины укладки трубопровода (глубины погружения коррозионно-индикаторного зонда) плотность предельного тока по кислороду, измеренная на рабочем электроде из стали 17ГС диаметром 3,0 мм, изменялась в пределах 0,08...0,43 А/м", а плотность тока катодной защиты при потенциалах с омической составляющей от
1,5...3,5 В по м. с. э., измеренная на этом же электроде, достигала значений 8... 12 А/м 2 , что вызывает интенсивное выделение водорода на внешней поверхности трубопровода. Часть адатомов водорода при этих режимах катодной защиты переходит в приповерхностные слои стенки трубопровода, наводороживая ее. На повышенное содержание водорода в образцах, вырезанных из трубопроводов, подверженных стресс- коррозионному разрушению указывается в работах отечественных и зарубежных авторов . Растворенный в стали водород оказывает разупрочняющее действие, что в итоге приводит к водородной усталости и появлению стресс-корозионных трещин на КЗП подземных стальных трубопроводов. Проблема водородной усталости трубных сталей (класс прочности Х42-Х70) в последние годы привлекает особое внимание исследователей в связи с участившимися авариями на магистральных газопроводах. Водородная усталость при циклически изменяющемся рабочем давлении в трубопроводе наблюдается практически в чистом виде при катодной перезащите, когда j KZ /j >10.
Когда плотность тока катодной защиты достигает значений плотности предельного тока по кислороду (или незначительно, не более чем в 3...5 раз, превышает се), остаточная скорость коррозии нс превышает 0,003...0,007 мм/год. Существенное превышение (более чем в 10 раз) j K t над j к дальнейшему подавлению коррозионного процесса практически не приводит, но приводит к наводороживаиию стенки трубопровода, что вызывает появление стресс-коррозионных трещин на КЗП. Появление водородной хрупкости при циклическом изменении рабочего давления в трубопроводе и является водородной усталостью. Водородная усталость трубопроводов проявляется при условии, когда концентрация катодного водорода в стенке трубопровода не уменьшается ниже некоторого минимального уровня. Если же десорбция водорода из стенки трубы происходит быстрее, чем развитие усталостного процесса, когда у кз превышает / пр не более чем в 3...5 раз, водородная усталость
не наблюдается. На рис. 5.3 приведены результаты измерения плотности тока водородных датчиков при включенной (1) и отключенной (2) СКЗ на трубопроводе «Грязовец» .
Рис. 5.3.
и отключенной (2) СКЗ на КП I; 3 - потенциал катодной защиты при включенной СКЗ - (а) и зависимость токов водородных датчиков от потенциала трубы при включенной и выкзюченной СКЗ на КП 1 - (б)
Потенциал катодной защиты в период измерений находился в интервале минус 1,6... 1,9 В по м. с. э. Ход результатов трассовых электроизмерений, представленных на рис. 5.3, а, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы при включенной СКЗ составляла 6... 10 мкА/см 2 . На рис. 5.3, б представлены области изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты при включенных и выключенных СКЗ.
Авторы работы отмечают, что потенциал трубопровода при выключенной СКЗ не снижался ниже минус 0,9... 1,0 В по м. с. э., что обусловлено влиянием смежных СКЗ. При этом плотности токов водородных датчиков при включенной и выключенной СКЗ различаются в
2...3 раза. На рис. 5.4 представлены кривые изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты на КП 08 Краснотуринского узла.
Ход экспериментальных исследований, предсгвавленных на рис. 5.4, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы не превышала 12... 13 мкА/см 2 . Измеряемые потенциалы катодной защиты лежали в интервале от минус 2,5...3,5 В по м. с. э. Выше было показано, что объем выделяющегося на КЗП водорода зависит от величины безразмерного критерия j K з / у пр. В связи с этим интерес представляет сопоставление результатов внутритрубной диагностики действующих магистральных нефтегазопроводов с режимами катодной защиты.
Рис. 5.4.
В табл. 5.1 представлено сопоставление результатов внутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем ЭХЗ действующих нефтегазопроводов центральной части Западной Сибири. Результаты электрохимических измерений на линейной части действующих нефтегазопроводов свидетельствуют о том, что в различных грунтах при одних и тех же значениях измеренного потенциала плотности токов катодной защиты изменяются в широких пределах, что вызывает необходимость при выборе и регулировке защитных потенциалов подземных трубопроводов дополнительно контролировать плотность тока катодной защиты в сопоставлении с плотностью предельного тока кислорода. Дополнительные электрохимические измерения на трассе действующих магистральных газонефтепроводов позволят предотвратить или свести к минимуму образование высоких локальных напряжений в стенке трубопроводов, вызванных молизацией водорода (с высокой фигутивноегью). Повышение уровня локальных напряжений в стенке трубопровода связано с изменением трехосности напряженного состояния в локальных областях, обогащенных катодным водородом, где формируются микротрещины, предвестники стресс-коррозионных трещин на внешней КЗП.
Сопоставление результатов впутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем
электрохимической защиты действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири
|
Дистанция, |
Распределение защитного потенциала (0WB) (Лиц.А/м 2) |
Значение критерия j к.з ^ Jxvp |
эксплуатации, мм |
Плотность дефектов потеря метана, |
Плотность дефектов расслоение, | |||
|
Лилейная часть магистрального нефтепровода Д у 1220 мм |
||||||||
|
Дистанция, |
Плотность предельного тока по кислороду (ЛрХА/м 2 |
Распределение защитного потенциала и плотности тока катодной защиты (Лащ>А/м 2) |
Значение критерия Ук.з ^ Упр |
Максимальная глубина проникновения коррозии за весь период эксплуатации, мм |
Плотность дефектов потеря металла, |
Плотность дефектов расслоение , шт/км |
Суммарная длительность простоя СКЗ за весь период эксплуатации (по данным эксплуатирующей организации), сут |
|
Анализ результатов, представленных в табл. 5.1, с учетом длительности простоя СКЗ свидетельствует об обратной пропорциональной зависимости между плотностью коррозионных дефектов и величиной безразмерного критерия j K з / j , в том числе, когда это отношение было равно
нулю. Действительно, максимальная плотность дефектов наружная коррозия наблюдается на участках, где длительность простоя средств электрохимической защиты (по данным эксплуатирующих организаций) превышала нормативные значения. С другой стороны, максимальная плотность дефектов типа расслоение наблюдается на болотистых пойменных участках трассы, где длительность простоя средств ЭХЗ не превышала нормативных значений. Анализ режимов работы СКЗ на участках с минимальной длительностью их простоя на фоне большого разброса данных свидетельствует о практически пропорциональной зависимости между плотностью дефектов типа расслоение и критерием j K 3 / / , когда плотность тока катодной защиты превышала плотность предельного тока по кислороду в десять и более раз в течение длительного периода эксплуатации (при минимальной длительности простоя СКЗ). Проведенный анализ режимов катодной защиты в сопоставлении с коррозионными и стресс- коррозионными дефектами на КЗП подтверждает ранее сделанные выводы о том, что отношение j K 3 / j np может служить безразмерным критерием для контроля остаточной скорости коррозии трубопровода при различных потенциалах катодной защиты, с одной стороны, с целью недопущения образования на КЗП дефектов наружная коррозия и для определения интенсивности электролитического наводороживания стенки трубопровода - с другой, с целью исключения образования и роста дефектов типа расслоение вблизи катодно-защищаемой поверхности.
Данные табл. 5.1 свидетельствуют о том, что максимальная длительность простоя практически всех СКЗ за весь период эксплуатации магистральных нефтегазопроводов, за 36 лет, составила в среднем 536 суток (практически 1,5 года). По данным эксплуатирующих организаций за год простой СКЗ в среднем составил 16,7 суток, за квартал - 4,18 суток. Эта длительность простоя СКЗ на линейной части обследуемых нефтегазопроводов практически соответствует требованиям нормативнотехнических документов (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).
В табл. 6.2 представлены результаты измерения отношения плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду у верхней образующей магистрального нефтепровода Д у 1220 мм. Расчет остаточной скорости коррозии трубопровода при заданных потенциалах катодной защиты определен по формуле 4.2. Приведенные в табл. 5.1 и 5.2 данные свидетельствуют о том, что за весь период эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом простоя средств элсктрохимзащиты
(по данным эксплуатирующей организации) максимальная глубина проникновения коррозии на внешней КЗП не должна превышать 0,12...0,945 мм. Действительно, плотность предельного тока по кислороду на уровне укладки обследуемых участков нефтегазопроводов изменялась в пределах от 0,08 А/м 2 до 0,315 А/м 2 . Даже с максимальным значением плотности предельного тока по кислороду 0,315 А/м 2 максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации при плановом простое СКЗ 1,15 лет не превысит 0,3623 мм. Это 3,022 % от номинальной толщины стенки трубопровода. Однако на практике мы видим другую картину. В табл. 5.1 представлены результаты внут- ритрубной диагностики участка магистрального нефтепровода Д у 1220 мм по истечении его эксплуатации в течение 36 лет. Результаты внут- ритрубной диагностики свидетельствуют о том, что максимальный коррозионный износ стенки трубопровода превысил 15% от номинальной толщины стенки трубы. Максимальная глубина проникновения коррозии достигала 2,0 мм. Это означает, что длительность простоя средств ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.
Проведенные электрометрические измерения, представленные в табл. 5.2, свидетельствуют о том, что при заданном режиме катодной защиты остаточная скорость коррозии не превышала 0,006...0,008 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию коррозионно-стойкое и для магистральных нефтегазопроводов допустима. Эго означает, что за 36 лет эксплуатации трубопровода с учетом сведений о простое средств ЭХЗ по данным эксплуатирующей организации глубина проникновения коррозии не превысила бы 0,6411 мм. Действительно, за период плановых простоев средств ЭХЗ (1,15 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,3623 мм. За период работы средств ЭХЗ (34,85 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,2788 мм. Суммарная глубина проникновения коррозии на КЗП составила бы 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результаты внутритрубной диагностики свидетельствуют о том, что реальная максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации на обследуемом участке магистрального нефтепровода Д у 1220 мм составила 1,97 мм. На основе имеющихся данных нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита нс обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений : Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 лет. Длительность простоя средств ЭХЗ на проходящем в одном техническом коридоре магистральном газопроводе Д у 1020 мм, на котором в пойме р. Оби были обнаружены стресс-коррозионные трещины , совпадает с длительностью простоя СКЗ на магистральном нефтепроводе, так как СКЗ газопровода и нефтепровода запитаны от одной вдольтрассовой ВЛ.
В табл. 5.3 представлены результаты определения реального времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных нефтегазопроводов на основе электрометрических измерений.
Таблица 5.2
Распределение остаточной скорости коррозии па участках действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири
Таблица 5.3
Результаты определения истинного времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных газонефтепроводов на основе электрометрических измерений
|
Дистанция, |
Максимально возможная скорость коррозии трубопровода без КЗ, мм/год |
Остаточная скорость коррозии трубопровода при заданном режиме КЗ, мм/год |
Максимальная глубина прониновения коррозии на катодно-защищаемой поверхности, мм |
Реальное |
|
Линейная часть магистрального нефтепровода Д у 1220 мм |
||||
|
Линейная часть магистрального газопровода Д у 1020 мм |
||||
Анализ результатов, представленных в табл. 5.3, свидетльствует о том, что реальное время простоя средств электрохимзащиты существенно превышает нормативное значение, что является причиной интенсивного коррозионного износа стенки трубопровода с внешней, ка- тодно-защищасмой строны.
Оценка коррозионного состояния трубопровода, находящегося в электрическом поле ЛЭП ПТ, производится по разности потенциалов труба - земля и величине тока в трубопроводе.
Ьлок-схема комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ. Оценка коррозионного состояния ЛЧ МГ в перспективе должна стать составной частью комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ.
Схема возникновения и распространения блуждающих. При оценке коррозионного состояния газопровода важж знать как средние, так и максимальные значения разности по тенциалов.
Приборы для оценки коррозионного состояния должны включать в себя датчики, систему регистрации и соответствующие источники энергии. При использовании магнитных и электромагнитных методов возможно применение различных намагничивающих систем. Проблему сканирования решают либо небольшим числом датчиков, движущихся внутри трубы по винтовой линии, либо большим числом датчиков, движущихся поступательно вместе с намагничивающей системой и расположенных по периметру прибора. В этом случае наиболее целесообразно использование двухкольцевой шахматной системы расположения датчиков для устранения возможных пропусков дефектов на трубе. Выпускаемые в США приборы типа Лайналог состоят из трех секций, соединенных шарнирами. В первой секции находятся источники питания и уплотнительные манжеты, во второй - электромагнит с системой кассет для датчиков, в третьей - электронные узлы и записывающее устройство, Их используют для проведения обследований трубопроводов.
Шурфование для оценки коррозионного состояния трубопровода необходимо проводить с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должно быть не менее трех ее диметров.
Эффективным способом оценки коррозионного состояния оборудования (на стадиях его проектирования, эксплуатации, реновации) является коррозионный мониторинг - система наблюдений и прогнозирования коррозионного состояния объекта с целью получения своевременной информации о его возможных коррозионных отказах.
В табл. 6 дается оценка фактического коррозионного состояния систем горячего водоснабжения из черных труб в ряде городов. Кроме того, для сравнения приведены расчетные индексы насыщения воды при 60 С, данные по содержанию в воде растворенного кислорода, свободной углекислоты и оценка коррозионной активности.
Распределение областей скорости движения водогазонефтяного потока для трубопро-водов различных диаметров. Коррозионные обследования обсадных колонн проводят для оценки коррозионного состояния их (как по глубине, так и по площади месторождения), определения параметров электрохимической защиты, выявления причин негерметичности обсадных колонн в процессе эксплуатации и контроля защищенности.
На основе анализа изложенных выше данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД), разработана методика диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений.
В нашей стране и за рубежом разрабатывают методы и приборы для оценки коррозионного состояния трубопровода без его вскрытия. Наиболее перспективны методы, основанные на пропускании по трубопроводу специально оборудованного прибора, фиксирующего очаги коррозионного поражения стенки трубы с внутренней и наружной сторон. В литературе приводят данные по методам контроля состояния трубопроводов. Основное внимание уделяют магнитным и электромагнитным методам, При этом предпочтение отдают последним. Здесь же кратко описываются ультразвуковые и радиографические методы.
Модели, не описываемые какими-либо математическими уравнениями и представимые в виде набора табличных коэффициентов или номограмм, рекомендованных для оценки коррозионного состояния металлов.
Для оценки состояния покрытия на трубопроводе при эксплуатации целесообразно использовать переходное сопротивление изолированного трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и число антиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в покрытии. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы следует использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположение коррозионных поражений на стенке трубы. Ко второй - местная коррозия (каверны, питтинги, пятна), одиночные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений более 15 см), групповые (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений от 15 до 0 5 см) и протяженные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений менее 0 5 см) поражения. Одиночные коррозионные поражения не приводят к возникновению отказов на трубопроводах.
Для оценки состояния изоляционного покрытия на трубопроводе в процессе эксплуатации необходимо использовать значения переходного сопротивления трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и количество актиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в изоляции. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы необходимо использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположения коррозионных поражений на стенке трубы.
При оценке коррозионного состояния трубопровода определяют виды коррозии, степень поврежденности коррозией наружной стенки труб с обобщенной характеристикой участков, оценивают максимальную и среднюю скорость коррозии, прогнозируют коррозионное состояние участка на 3 - 5 лет.
В табл. 9.12 приведена оценка коррозионного состояния трубопровода при полном наборе влияющих факторов и соответствующие рекомендации.
На практике для количественной оценки коррозионной стойкости металлов можно использовать любое свойство или характеристику металла, которые существенно и закономерно изменяются при коррозии. Так, в системах водоснабжения оценку коррозионного состояния труб можно дать по изменению во времени гидравлического сопротивления системы или ее участков.
Для изыскания возможности уменьшения потерь металла в результате коррозии и снижения значительных прямых и косвенных потерь от коррозии необходима оценка коррозионного состояния аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем. При этом следует провести как оценку коррозионного состояния химико-технологической системы, так и прогнозирование возможного развития коррозии и влияния этого процесса на работоспособность аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем.
Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимых для оценки коррозионного состояния сооружения, предусмотрены ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Сложность и своеобразие протекания процесса коррозии подземных металлических и железобетонных конструкций обусловлены особыми условиями подземной среды, где взаимодействуют атмосфера, биосфера и гидросфера. В связи с этим особое внимание уделяется разработке и созданию аппаратуры и систем для оценки коррозионного состояния объектов, находящихся под землей. Такая оценка может проводиться на основе измерения усредненного по времени потенциала металлической конструкции относительно земли. Для определения среднего значения потенциала разработаны приборы - интеграторы блуждающих токов. Они просты в изготовлении, не требуют специальных источников электропитания и надежны в эксплуатации. Использование этих приборов дает информацию о характере пространственного распределения анодных, катодных и знакопеременных зон для выбора места подключения средств электрохимической защиты и интегрального учета эффективности ее работы. Эта информация может быть использована как в процессе проектирования, строительства и монтажа нового оборудования, так и в процессе эксплуатации. Появляется возможность осуществления плановых мероприятий по обеспечению высокой надежности металлических и железобетонных конструкций в условиях длительной эксплуатации.
Оценку опасности коррозии стальных подземных трубопроводов, вызываемой влиянием электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, следует производить на основании результатов замеров разности потенциалов между трубопроводом и окружающей средой. Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимые для оценки коррозионного состояния трубопровода, определяются ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Контроль режима ведут на основании результатов анализов проб вод и пара, показаний рН - метров питательной и котловой воды, периодических определений количественного и качественного состава отложений, а также оценки состояния металла котла в коррозионном отношении. Оперативный персонал особо контролирует два основных показателя режима: дозу комплесона (по убыли уровня в мернике рабочего раствора 7 с пересчетом на расход питательной воды) и рН котловой воды чистого отсека. Вырезка представительных образцов труб поверхности нагрева, качественный и количественный анализ отложений, оценка коррозионного состояния металла в сравнении с его исходным состоянием в первые 1 - 2 года отработки режима выполняются через каждые 5 - 7 тыс. ч работы.
Поэтому имеют место случаи, когда из-за неточного определения расположения коррозионных дефектов на поверхности и внутри трубопровода вследствие перестраховки допускается неоправданная замена трубопровода на значительных участках, что приводит к большому перерасходу государственных средств. Следовательно, требуется надежная оценка коррозионного состояния трубопроводов и своевременное и правильное проведение их ремонта на основании полученных данных. С этой целью в нашей стране разработаны, сконструированы и проходят испытания дефектоскопы для оценки коррозионного состояния трубопроводов без их вскрытия из траншеи.
Cтраница 2
Обследование коррозионного состояния действующих трубопроводов и кабелей, находящихся в зоне влияния блуждающих токов, производится путем измерения разности потенциалов труба - земля с помощью высокоомных вольтметров. Анодные зоны подземного сооружения весьма опасны и требуют срочных мер защиты. Оценка степени опасности коррозии в знакопеременных зонах производится по значению коэффициента несимметричности (табл. И.
Анализ коррозионного состояния сборных водоводов показал, что срок их службы на Западно-Сургутском и Солкинском месторождениях не превышает 3 - 6 лет. За время эксплуатации только в системе поддержания пластового давления Западно-Сургутского месторождения заменено полностью 14 км трубопроводов. За 1978 г. на трубопроводах зарегистрировано 30 порывов и свищей на Солкинском месторождении и 60 порывов на Западно-Сургутском.
Анализ коррозионного состояния металлоконструкций ОНГКМ свидетельствует о том, что ступенчатые расслоения, пронизывающие материал стенок оборудования оболочкового типа более чем на 50 %, являются недопустимыми.
Анализ коррозионного состояния оборудования УКПГ на Оренбургском месторождении показал, что внутренняя поверхность оборудования покрыта равномерным слоем толщиной около 0 1 мм, представляющим собой пирофорные отложения.
Обследование коррозионного состояния оборудования производства ПЭНД показывает, что основной причиной коррозии аппаратуры является воздействие на нее агрессивной среды, которая содержит хлороводород, образующийся при разложении катализатора. Процесс коррозии оборудования приводит к уменьшению его срока службы, частым ремонтам аппаратуры и загрязнению полиэтилена продуктами коррозии. Соединения железа, попадающие в полимер, отрицательно влияют на его физико-химические и механические свойства. Они вызывают преждевременное старение (деструкцию) полимера, нежелательную окрашиваемость изделий в темно-серый цвет, увеличивают хрупкость, снижают диэлектрические свойства полимера. Кроме того, при коррозии аппаратуры, покрытой лаками, бывает, что частицы лака попадают в полиэтилен, что проводит к его вспучиванию или к образованию пор внутри полимера.
Под коррозионным состоянием ЛЧ МГ понимается количественное выражение эксплуатационных показателей участка ЛЧ МГ, содержащего дефекты коррозионного и (или) стресс-коррозионного происхождения.
Для определения коррозионного состояния (диагностики) и своевременного выявления возможных коррозионных отказов находящиеся в эксплуатации машины периодически проверяют.
Дистанционное определение коррозионного состояния в перспективе дает возможность проводить ускоренные испытания с постановкой управляемого эксперимента и моделирования отдельных стадий процесса коррозии.
Для определения коррозионного состояния и выбора метода защиты вновь построенных газопроводов перед сдачей их в эксплуатацию (до присоединения к действующей сети) производятся электрические измерения. Предварительно вновь проложенные трубопроводы шунтируют эксплуатируемым, чтобы получить истинную картину электрического состояния газопроводов, которая возникает после подключения их к действующей сети. Если при измерениях будет установлено, что потенциалы не превышают 0 1 в, то обычно присоединение производится без всяких условий. При потенциалах свыше ОД в (до 0 6 в) включать под газ новый газопровод можно при условии, что з течение 3 - 5 месяцев будет осуществлена защита. При больших потенциалах до устройства защиты включать под газ вновь построенные газопроводы нельзя, так как через короткий промежуток времени газопровод может быть разрушен током, что в свою очередь может привести к тяжелым последствиям. Из практики известны многочисленные случаи, когда незащищенные газопроводы разрушались блуждающими токами через 1 - 2 месяца после ввода их в эксплуатацию, а также до сдачи их в эксплуатацию, особенно в районах тяговых подстанций железных дорог.
Долгосрочный прогноз коррозионного состояния участков газопроводов необходимо использовать для выбора характерных точек наблюдения за динамикой коррозии в системах стационарного и мобильного коррозионного мониторинга и коррекции регламента контроля параметров коррозии и защиты газопроводов от различных видов коррозии.
Для контроля коррозионного состояния применяют методы перазрушаю-щего контроля, которые могут быть использованы как постоянно, так и периодически (или при необходимости как дополнительные) и на любой стадии эксплуатации объектов независимо от их состояния. К таким методам относятся ультразвуковой, радиографический, акустической эмиссии метод цветной дефектоскопии.
Для определения коррозионного состояния системы используются термодинамические и экспериментальные параметры данной системы, а также эмпирические зависимости. Программа включает прогнозирование потенциала металла системы, силы тока коррозии, хода поляризационных кривых, области иммунности (активную и пассивную), она позволяет находить наиболее неблагоприятные сочетания условий, обеспечивающие развитие коррозии. Авторы наметили пути усовершенствования программы прогнозирования коррозии, что должно повысить точность и достоверность прогноза для величин, характеризующих корродирующую систему.
Диагностика - это часто встречающееся слово в современном мире. Оно так крепко вжилось в наш ежедневный словарный круговорот, что мы и не обращаем на него никакого особого внимания. Сломалась стиральная машина - диагностика, обслуживание в сервисе любимого авто - диагностика, поход к врачу - диагностика. Эрудированный человек скажет: диагностика с греческого - «способность распознавать». Так что же нам, собственно, необходимо распознать в техническом состоянии металлического объекта, подвергающегося коррозии и в системах электрохимической (в основном катодной) защиты при их наличии на объекте? Об этом мы кратко и расскажем в данном обзоре.
В первую очередь договоримся о терминах. Когда употребляется термин коррозионная диагностика (обследование) в 90 % случаев идет речь о наружной поверхности рассматриваемого объекта. Диагностика выполняется, например, на наружной поверхности подземных трубопроводов, резервуаров, других металлоконструкций, подверженных почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами, наружной поверхности причальных сооружений, корродирующих под влиянием соленой и пресной воды и т.д. Если мы говорим об анализе коррозионных процессов на внутренней поверхности тех же трубопроводов или резервуаров, то вместо терминов «диагностика» или «обследование» обычно применяется термин «мониторинг». Разные термины подразумевают разные принципы обеспечения коррозионной безопасности - исследование коррозионного состояния наружной поверхности обычно проводится дискретно, 1 раз в 3-5 лет, а мониторинг коррозионных процессов внутри исследуемого объекта осуществляется или непрерывно, или с небольшим интервалом (1 раз в месяц).
Так с чего же начать при диагностике коррозионного состояния рассматриваемого объекта? С оценки потенциальной опасности и текущего положения вещей. Если объект, например, подводный, то на первом этапе потенциально возможно провести визуальный контроль наличия коррозионных дефектов и следов коррозии, и при их наличии оценить текущую и прогнозируемую опасность. В местах, где визуальный контроль невозможен, оценка потенциальной опасности проводится по косвенным признакам. Рассмотрим ниже основные диагностируемые параметры потенциальной коррозионной опасности и их влияние на процесс коррозионного разрушения:
Помимо указанных выше основных факторов, при проведении диагностики коррозионного состояния, в зависимости от характеристик объекта, изучают большое количество дополнительных параметров, таких как: водородный показатель (pH) грунта или воды (особенно при потенциальной опасности коррозионного растрескивания под напряжением), наличие коррозионно-опасных микроорганизмов, содержание солей в грунте или воде, возможность аэрации и увлажнения объекта и т.д. Все эти факторы могут при определенных условиях резко увеличивать скорость коррозионного разрушения объекта обследования.
После изучения параметров потенциальной коррозионной опасности часто проводят прямые измерения глубины коррозионных повреждений на объекте. Для этих целей используется весь спектр методов неразрушающего контроля - визуальный и измерительный контроль, ультразвуковые методы, магнитометрический контроль и т.д. Места контроля выбираются исходя из их потенциальной опасности по результатам выполненной оценки на первом этапе. Для подземных объектов для обеспечения доступа непосредственно к объекту выполняют шурфование.
На финальном этапе могут быть выполнены лабораторные исследования, например оценка скорости коррозии в лабораторных условиях или металлографические исследования состава и структуры металла в местах коррозионных дефектов.
Если диагностика выполняется на объекте, который уже оснащен системами противокоррозионной электрохимической защиты, то помимо исследования коррозионного состояния самого объекта выполняется диагностика исправности и качества работы существующей системы ЭХЗ, т.е. ее работоспособность в целом и значения выходных и контролируемых параметров в частности. Опишем наиболее важные параметры системы ЭХЗ, которые необходимо контролировать при проведении комплексного обследования систем ЭХЗ.
- Катодный потенциал . Главный параметр работоспособности систем катодной и протекторной защиты. Определяет степень защищённости объекта от коррозии средствами ЭХЗ. Нормативные значения задаются основополагающими нормативными документами по противокоррозионной защите: ГОСТ 9.602-2005 и ГОСТ Р 51164-98. Измеряется как на стационарных пунктах (КИП и КДП), так и по трассе методом выносного электрода.
- Состояние средств ЭХЗ: станций катодной, протекторной и дренажной защиты, анодных заземлений, КИП, изолирующих фланцев, кабельных линий и т.д. Все характеристики обследуемого оборудования должны быть в рамках значений, заданных в проекте. Дополнительно следует выполнить прогноз работоспособности оборудования на период до следующего обследования. Например, станции катодной защиты должны иметь запас по току для возможности регулирования защитного потенциала объекта при неминуемом старении изоляционного покрытия. Если запаса по току нет, следует запланировать замену станции катодной защиты на более мощную и/или ремонт анодного заземления.
- Влияние системы ЭХЗ на сторонние объекты . В случае ошибок проектирования систем ЭХЗ возможно их вредное влияние на сторонние металлические сооружения. Особенно часто это бывает на трубопроводах месторождений нефти и газа, промышленных площадках, объектах внутри плотной городской застройки. Механизм такого влияния подробно описан . Оценка такого влияния обязательно должна проводиться в рамках диагностики систем ЭХЗ.
По результатам обследования должен быть подготовлен технический отчет, который должен содержать все числовые данные произведенных замеров, графики защитных потенциалов и так называемые трассовки, описание выявленных недостатков и дефектов, подробные фотоматериалы и т.д. Также в отчете должен быть сделан вывод по коррозионной опасности объекта с локализацией мест повышенного риска и разработаны технические решения по противокоррозионной защите.
Итак, по выполнении всех этапов диагностики заказчик получает отчет, в котором содержится подробная информация по коррозионному состоянию объекта и состоянию системы ЭХЗ. Но добытая диагностическими бригадами (порой с большим трудом, учитывая особенности местности и климата) информация просто пропадет, станет неактуальной, если в течение определенного времени ее не отработать, т.е. своевременно не устранить дефекты, которые были выявлены в ходе обследования, или не оборудовать объект обследования дополнительными средствами противокоррозионной защиты. Коррозионная ситуация на объекте постоянно меняется и если сразу не отработать полученную диагностическую информацию она может сильно устареть. Поэтому если владелец заботится о коррозионной безопасности своих объектов, то их система противокоррозионной защиты регулярно модернизируется по результатам так же регулярно выполняемых диагностических обследований, и риск коррозионного отказа на таких объектах минимален.
Тэги: блуждающие токи, диагностика коррозии, диагностика коррозионного состояния, изоляционное покрытие, индукционное влияние, источники переменного тока, коррозионная опасность, коррозионно-опасные микроорганизмы, коррозионное обследование, коррозионное растрескивание под напряжением, коррозионное состояние, сопротивление электролита, состояние изоляционного покрытия, электрохимическая защита, электрохимический потенциал, ЭХЗ
Коррозионное состояние трубопроводов является одним из основных факторов, характеризующих работоспособность ЛЧ МГ, надежность и безопасность ее эксплуатации. Защита трубопроводов определяется состоянием изоляционного покрытия и систем ЭХЗ.
Для установок электрохимзащиты (ЭХЗ) контроль технического состояния отдельных осуществляют путем периодических осмотров. При этом производят проверку показаний электроизмерительных приборов контрольными приборами, измерение потенциалов в точках дренажа, измерение электрического сопротивления цепи постоянного тока, оценку непрерывности работы установки катодной защиты по специальному счетчику или счетчику электрической энергии, контроль контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков установок.
Осмотры производят не реже: 4-х раз в месяц для установок дренажной защиты, 2-х раз в месяц - для установок катодной защиты.
Постоянный контроль по работе установок катодной защиты обеспечивается телеметрическими устройствами. Это позволяет снизить затраты и время на объезды установок, сократить время перерывов в их работе от момента обнаружения отказа до замены или ремонта установки, повышает точность настройки и стабильность параметров средств ЭХЗ.
При проверке состояния электрохимзащиты участка МГ определяют:
Уровень катодной защиты трубопровода;
Величину поляризационных потенциалов методом отключения источника поляризации (СКЗ) или экстраполяционными методами с использованием этих же измерительных систем;
Токи поляризации, протекающие по трубопроводу, по методике, рекомендуемой ГОСТ;
Величину удельного электрического сопротивления грунта;
Состав проб межслойного электролита, содержащегося в местах вздутий, мешков и других дефектах изоляционного покрытия.
Контроль защищенности трубопроводов заключается в периодических измерениях потенциалов "сооружение-земля" на всем протяжении трубопровода и сравнении полученных значений с нормативным значением, а также в определении суммарного времени, в течение которого трубопровод на всем протяжении имеет защитное значение потенциалов.
Измерение потенциалов на всем протяжении трубопровода производят выносным электродом сравнения с шагом измерения 10-20 м не реже одного раза в пять лет. При этом первое измерение должно быть произведено по истечении не менее 10 месяцев после засыпки трубопровода.
Измерения потенциалов в контрольно-измерительных колонках (КИК) и выносным электродом в точках на трассе, имеющих минимальные значения потенциала, производят не менее двух раз в год. Дополнительно измерения выполняются при работах, связанных с развитием систем ЭХЗ, изменениями в режиме работы установок катодной защиты, при работах связанных с ликвидацией источников блуждающих токов.
По результатам измерений потенциалов должны быть построены графики и определена защищенность по протяженности, а на основании данных телеконтроля по работе установок катодной защиты или их технических осмотров - защищенность трубопроводов во времени.
Контроль технического состояния изоляционных покрытий в процессе строительства осуществляется на участках законченного строительства. Контроль сплошности выполняется способом катодной поляризации. Данные о результатах заносятся в исполнительную документацию.
Контроль изоляционных покрытий при эксплуатации проводят в процессе комплексного обследования МГ. Сопоставление данных полученных при обследовании МГ с данными исполнительной документации позволяет оценить изменение защитных свойств покрытий во времени и по протяженности.
Определение состояния покрытия на обследуемом участке оценивается в два этапа как прямым, так и косвенным методами.
Косвенно на основании анализа данных по изменению защитной плотности тока по протяженности и во времени, результатов измерений потенциала "трубопровод-земля" и коррозионного электрометрического обследования;
Прямым методом при выборочном шурфовании.
Косвенные методы определения состояния изоляции и системы ЭХЗ предполагают интегральные и локальные измерения.
Интегральными методами определяют характеристики обследуемого участка газопровода в целом. Эти методы позволяют оценивать состояние покрытия на всей длине участка и определять места отслоений и сквозных повреждений изоляции. При этом выявляются отдельные специфические зоны, в которых нужно применить локальные методы контроля покрытий и средств ЭХЗ.
Основными критериями определения периодичности контроля изоляции без вскрытия траншеи являются защитная плотность тока на трубопроводе и переходное сопротивление "трубопровод-земля", позволяющие интегрально оценить качество изоляционного покрытия. На основе этих данных с помощью искателей производят поиск мест повреждений изоляционного покрытия и осуществляют выборочное шурфование.
Прямой метод или выборочное шурфование предполагает вскрытие газопровода, очистку его поверхности от грунта, визуальное обследование изоляционного покрытия и измерение переходного сопротивления, например, методом "полотенца". При этом следует проводить измерения сплошности, адгезии, толщины и переходного электросопротивления покрытия. Отбор проб изоляции и лабораторные испытания покрытий выполняют через каждые 3 года эксплуатации. Одновременно производится отбор проб грунта и грунтового электролита для контроля системы ЭХЗ.
После обследования производится вскрытие изоляции, прежде всего на участках с механическими повреждениями и другими дефектами. При обнаружении на освобожденных местах коррозионных и других повреждений зона осмотра расширяется для определения границ поврежденного участка трубы. В обязательный осмотр входит участок кольцевого сварного стыка.
Контроль состояния изоляционных покрытий выборочным шурфованием производят через 3 года с начала эксплуатации покрытий, а при достижении критических значений ЭХЗ и снижения локального переходного сопротивления до 10 ом·м - один раз в год.
Как интегральные, так и локальные методы являются электрометрическими. Они используют приборы постоянного и переменного тока и подразделяются на контактные и бесконтактные.
Оценку коррозионного состояния осуществляют путем осмотра и инструментальных измерений в контрольных шурфах. Определения выполняют в первую очередь:
На участках с неудовлетворительным состоянием защитных покрытий;
На участках, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины;
На коррозионно-опасных участках трассы, к которым относятся горячие участки с температурой транспортируемой продукции выше 40° С, участки трубопроводов, эксплуатирующиеся южнее 50-й параллели северной широты, в засоленных почвах (солончаках, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.), на поливных почвах;
На участках блуждающих токов;
На участках выхода трубопроводов из грунта;
На пересечениях трубопроводов;
На склоновых участках оврагов, балок и рек;
На участках промышленных и бытовых стоков;
На участках с периодическим обводнением грунта.
При визуальном осмотре и индивидуальном измерении коррозионного состояния трубопровода в шурфе определяют:
Наличие и характер продуктов коррозии;
Максимальную глубину каверн;
Площадь поверхности, поврежденной коррозией.