Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 [ 13 ] 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65

Об эффективности применяемых способов запдиты судят по степени снижения скорости коррозии. Для этого используют коэффициент запдипденности или коэффициент запдит-ного действия

Кз = (v, - v,.)-100 %,

где - скорость коррозии без применения запдитных мероприятий; v - скорость коррозии при осуществлении защитных мероприятий. При полной защите, когда v. = О, Кз = 100 %.

Поэтому для обеспечения длительной безаварийной работы нефтепровода должны быть выбраны такие способы защиты, которые бы обеспечивали полную его защиту.

При нанесении покрытий на подводных переходах и в поймах рек переходное сопротивление изоляции нормального типа должно быть не ниже 10 Ом-м, а усиленного - не ниже 10 Ом-м, адгезия должна быть не менее 0,25 МПа при 20 и отсутствии отслаивания изоляции при отрыве, при отсутствии пробоя и напряжении на щупе дефектоскопа не менее 5 кВ на 1 мм толщины изоляции.

Для защиты изоляции от механических повреждений на подводных переходах применяют полимерно-дегте битумные (ПДБ) и полимерно-резинобитумные обертки, которые моро-30-, тепло-, водо- и биостойки.

Опытом установлено, что циклические знакопеременные температуры в северных районах России оказывают больпюе влияние на скорость коррозии трубопроводов. Замечено, что при авариях трубопроводов происходят локальные разруп1е-ния труб вдоль плоскости, к которой приложено растягивающее усилие. Причиной повып1ения опасности разрушения труб из-за их хрупкости являются низкие температуры грунтов, а также продолжительное воздействие низких температур при хранении на открытом воздухе.

Принятый критерий минимального защитного потенциала ( - 0,85 В) в северных условиях не всегда является оптимальным. При наличии сульфатвосстанавливающих бактерий наблюдается недозащита; при температуре эксплуатации, близкой к нулю, - перезащита трубопроводов.

Катодная защита при высоких плотностях тока может протекать по механизму образования в дефектах изоляции атомарного водорода. Скопление водорода приводит к отслаиванию покрытий в водных средах и может создавать опасность растрескивания наиболее твердых околопювных участков стенки трубы [7].

4.2. ДИАГНОСТИКА ДЕФЕКТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ

Диагностика дефектов в подводных трубопроводах является ключевым направлением обпдей стратегии их целостности.

В процессе длительной эксплуатации труб из-за физико-химического воздействия, напряжения и коррозионной среды происходит изменение структурного состояния металла, что оказывает влияние на его конструктивную прочность. Основные факторы, от которых зависит сопротивление разруп1е-нию металла труб, можно условно разделить на две группы: внутренние (структурные) и внеп1ние (эксплуатационные).

К первой группе относятся изменения структурного состояния, связанные с процессами старения металла, деформационного старения, накопления дефектов кристаллического строения типа микротрепдин под влиянием силовых и химических воздействий в ходе длительной эксплуатации.

Коррозионные повреждения, которые могут развиваться в нескольких плоскостях, часто труднее выявить и оценить, чем механические, для которых обычно характерно распространение в одной плоскости.

Коррозия может приводить к утончению стенок трубопровода, образованию локальных питтинговых язв или зон СПЛОП1НОЙ коррозии, одиночных или разветвленных трепдин. По мере старения трубопроводов увеличивается вероятность развития существуюпдих и появление новых коррозионных повреждений. Коррозия остается наиболее частой причиной повреждений и аварий.

Наряду с коррозионными дефектами в стенках труб обнаруживается много дефектов металлургического характера типа расслоений металла, а также дефектов геометрии, возни-каюпдих при строительно-монтажных работах (вмятины, гофры) .

К внеп1ним факторам разрушения металла относятся: уровень рабочего давления, температура перекачки, коррозион-ноактивная среда, подвижки грунта (в том числе вследствие регулярных паводков, оползней, землетрясений и т.п.).

Известные в настояпдее время критерии применимы для ограниченного числа коррозионных повреждений. Не существуют какие-либо правила долговременной стратегии в отношении трубопроводов, в которых выявляются тысячи коррозионных зон, которые не могут быть немедленно подвергнуты обследованию и ремонту.

Очень трудно ответить на вопрос, как будет развиваться коррозия, находясь под слоем защитной изоляции. Следует

также учитывать и тенденцию к разрастанию и слиянию коррозионных пятен. Хотя каждое из пятен не угрожает целостности трубопровода, при их слиянии может возникнуть угроза повреждения.

Имеются несколько моделей определения скорости развития коррозии. Одна из них предусматривает оценку остаю-пдегося срока службы трубопровода по формуле [7]:

т = (t,n - g v„

где tjjjin ~ минимальная фактическая толпдина стенки трубы; 1д - минимальная допустимая толщина стенки, рассчитываемая исходя из допустимых напряжений; - максимально допустимая скорость развития коррозии для данной трубопроводной системы.

Моделирование с использованием приведенного уравнения требует обработки больпюго объема информации, полученной путем проведения неразрушающей инспекции и коррозионного обзора.

Согласно современным представлениям о долговечности магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозионноусталостного нагружения, расчетное число циклов до разрушения должно составить 12000 (при среднестатистической частоте малоциклового нагружения, равной примерно одному циклу в сутки и нормативном сроке эксплуатации, равном 33 годам). При таких условиях повышение долговечности трубопровода может быть достигнуто за счет снижения давления перекачиваемого продукта или замены трубопровода. Давление продукта для обеспечения долговечности должно соответствовать величине кольцевых напряжений в стенке трубы, равной 0,7 о. Близкие значения величин кольцевых напряжений оговорены в стандартах ряда зарубежных стран. Так, в американском стандарте ANSI/ASME B31.G оно составляет 0,72о [28, 29].

Чтобы решать задачи безопасности трубопроводов, потребовалось принципиально пересмотреть отношение к вопросам диагностики. Это было непростой проблемой, так как существующие трубопроводы не были оборудованы для проведения современных методов диагностики, несмотря на то, что в других странах мира они появились много лет тому назад.

Еще в 1979 г. французская компания Elf Aguitaine использовала внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов и повреждений трубопроводов. Тогда с его помощью был обследован подводный трубопровод 0762 мм протяженнос-