Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка влияния нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Оценка влияния нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра"

На правах рукописи

Аскаров Герман Робертович

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НЕСТАБИЛЬНОГО ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА НА КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

7 7 ь^М"! ТЧ < с I- 1 ¡/-.»ч ¿и И

Уфа 2014

005548654

Работа выполнена на кафедре «Гидравлика и гидромашины» в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Гаррис Нина Александровна

Официальные оппоненты

Гумеров Кабир Мухаметович

доктор технических наук, профессор, ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов», заведующий отделом «Техническая диагностика промысловых трубопроводов»

Худяков Александр Михайлович

кандидат технических наук, ООО «ИЭЦ Трубопроводсервис», начальник лаборатории неразрушающего контроля

Ведущая организация

ЗАО «Научно-производственное

объединение СПЕЦНЕФТЕГАЗ» (г. Екатеринбург)

Защита диссертации состоится «5» июня 2014 г. в 1600 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и на сайте http://rusoil.net.

Автореферат диссертации разослан «5» мая 2014 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета / ' Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Общая протяжённость эксплуатируемых в системе ОАО «Газпром» подземных магистральных газопроводов составляет около 164,7 тыс. км. Основным конструкционным материалом для сооружения газопроводов в настоящее время является сталь, которая обладает хорошими прочностными свойствами, но низкой коррозионной стойкостью в условиях окружающей среды - грунта, который при наличии влаги в поровом пространстве является коррозионно-активной средой.

После 30-ти и более лет эксплуатации магистральных газопроводов изоляционное покрытие стареет и перестает выполнять защитные функции, вследствие чего коррозионное состояние подземных газопроводов существенно ухудшается.

Для определения коррозионного состояния магистральных газопроводов в настоящее время используется внутритрубная дефектоскопия (ВТД), которая с достаточной точностью определяет местоположение и характер коррозионных повреждений, что позволяет отслеживать и прогнозировать их образование и развитие.

Значительную роль в развитии коррозионных процессов играет наличие грунтовых вод (почвенного электролита), причем следует отметить, что скорость коррозии в большей степени возрастает не в постоянно обводненном или сухом грунте, а в грунте с периодическим увлажнением.

Предшествующими исследованиями установлена связь между импульсным изменением температуры газопровода и колебанием влажности в коррозионно-активном слое грунта. Однако не были определены количественные параметры импульсного температурного воздействия на активизацию коррозионных процессов.

Исследование коррозионной агрессивности грунтов на участках пролегания магистральных газопроводов при импульсном тепловом

воздействии и прогноз коррозионного состояния трубопроводов являются актуальными для газотранспортной отрасли.

Цель работы

Разработка и совершенствование методов определения коррозионного состояния участков магистральных газопроводов для своевременного вывода их в ремонт.

Основные задачи:

1 Определение изменения удельного электрического сопротивления грунта вокруг магистрального газопровода и анализ особенностей коррозионных процессов в трубопроводном транспорте.

2 Исследование в лабораторных условиях влияния импульсного теплового воздействия перекачиваемого газа и влажности на коррозионную активность грунта, окружающего подземный газопровод.

3 Исследование образования и развития коррозионных дефектов на магистральном газопроводе и прогноз его коррозионного состояния по данным внутритрубной дефектоскопии.

4 Разработка методики ранжирования участков магистральных газопроводов на основе прогноза их коррозионного состояния для вывода в ремонт.

Научная новизна

1 Определено изменение и построены эпюры удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру подземного газопровода большого диаметра.

2 Экспериментально доказан факт активизации коррозионных процессов при импульсном изменении температуры перекачиваемого газа по сравнению со стабильным температурным воздействием, а также определен диапазон температур, в котором при нестабильном (импульсном) температурном воздействии развивается максимальная скорость коррозии.

3 Определена функциональная зависимость для прогноза образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах.

Практическая ценность работы

На основании проведенных исследований разработан стандарт предприятия РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжирования газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» по результатам внутритрубной дефектоскопии для вывода их в ремонт», согласно которому проводится ранжирование участков магистральных газопроводов между крановыми узлами с целью определения последовательности вывода их в ремонт.

Методы исследований

Поставленные в работе задачи решались с использованием теории подобия путем моделирования условий теполомассообмена подземного газопровода с окружающим грунтом.

Результаты диагностических работ обрабатывались по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа. Расчеты проводились с использованием пакета прикладных программ «StatGrapfics Plus 5.1».

На защиту выносятся:

- результаты исследований изменения удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру магистрального газопровода;

- результаты лабораторных исследований импульсного теплового воздействия на активизацию коррозионных процессов на стальном трубопроводе;

- методические рекомендации по прогнозированию образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах по результатам внутритрубной дефектоскопии;

- метод ранжирования участков магистральных газопроводов для вывода их в ремонт.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 30 научных трудах, из них четыре статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, приложений, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование, изложена на 144 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков и 28 таблиц.

Апробация работы

Основные материалы диссертации докладывались на:

- научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», Ухта, 2003;

- научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Газпром» «Новые технологии в развитии газовой промышленности», Самара, 2003;

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья», ГУП ИПТЭР, Уфа, 2004;

- международной научно-технической конференции «Прикладная синергетика И», УГНТУ, Уфа, 2004;

- 2-ой международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ, Уфа, 2004;

научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов ОАО «Газпром» «Актуальные проблемы работы предприятий газовой промышленности в современных условиях», Самара, 2005;

международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт», УГНТУ, Уфа, 2005, 2006, 2012;

- научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» «Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром», Москва, 2006;

- конференции на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2006», Москва, 2006;

- конференции Международной топливно-энергетической ассоциации (МТЭА), Москва, 2006;

- международной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана», Актау, 2011.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность темы, приводится постановка целей и задач исследования, дана оценка научной новизны и практической ценности полученных результатов, сформулированы основные защищаемые положения.

В первой главе на основании анализа механизма образования коррозионных дефектов на стальных трубопроводах, а также результатов промышленного эксперимента формулируются цели и задачи исследования.

Направление диагностики коррозионного состояния и ремонта линейной части магистральных трубопроводов получило развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых: А.Б. Айнбиндера, М.З. Асадуллина, B.J1. Березина, П.П. Бородавкина, А.Г. Гареева, H.A. Гаррис, А.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, И.Г. Исмагилова, P.M. Зарипова C.B. Карпова, М.И. Королева, Г.Е. Коробкова, В.В. Кузнецова, Ф.М. Мустафина, Н.Х. Халлыева, В.В. Харионовского и др.

Коррозионные разрушения металла происходят на наружной поверхности газопровода в местах нарушения изоляционного покрытия. Часто эти явления наблюдаются на начальных участках газопроводов (первые 10-30

км после компрессорных станций), особенно на участках с пересеченной местностью, с обводненными оврагами, балками, на границах смены грунтов.

В развитие работ, выполненных ранее Исмагиловым И.Г. по исследованию теплового взаимодействия магистрального газопровода Ду 1400 с окружающим грунтом, было определено изменение электрического сопротивления коррозионно-активного слоя грунта, прилегающего к трубопроводу, и построены эпюры изменения электросопротивления грунта от влажности по периметру трубопровода. При построении эпюр был использован график зависимости удельного электросопротивления грунта от влажности.

В результате было установлено, что при изменении влажности прилегающего слоя грунта в пределах от 0,3% до 40% и до полного насыщения величина удельного электросопротивления грунта изменяется в 10... 100 раз.

Наиболее благоприятные условия для возникновения дефектов коррозии возникают на нижней четверти трубы, где электрическое сопротивление грунта минимально, режим изменения температуры и влажности пульсирующий, а аэрация незначительная. Все эти факторы, вместе взятые, при нарушении изоляционного покрытия способствуют возникновению условий, располагающих к образованию коррозии, при этом происходит формирование макрокоррозионных элементов на наружной поверхности газопровода.

Несмотря на многочисленные исследования, ни одна из моделей, предложенных для прогнозирования коррозионных процессов другими авторами, не учитывает в полной мере влияние теплового импульса на активизацию коррозии.

Это утверждение позволяет сформулировать одну из целей исследования: экспериментально доказать, что нестабильный температурный режим газопровода является первопричиной активизации коррозионных процессов на наружной поверхности газопровода.

Анализ результатов ВТД показывает, что из выявляемых дефектов наибольшее количество приходится на дефекты потери металла - это общая коррозия, каверны, язвы и т. п. Внутритрубная диагностика позволяет

достоверно определять количественные параметры дефектов стенки трубы, а повторные диагностические пропуски - динамику их развития, что создает возможность прогноза образования и развития коррозионных дефектов.

Во второй главе приведено описание экспериментального исследования импульсного воздействия температуры перекачиваемого газа на скорость коррозионных процессов на наружной поверхности подземного газопровода.

В лабораторных исследованиях смоделированы условия тепломассообмена газопровода с окружающим грунтом, характерные для участка с переменным периодическим увлажнением. Для одинаковых грунтов автоматически выполнялось равенство чисел Лыкова (Ьи) и Ковнера (Кв) для натуры и модели. При соблюдении равенства температурных напоров, идентичности грунтов и одинаковом уровне их влажности выполнялось равенство чисел Коссовича (Ко) и Постнова (Рп). Задача моделирования условий тепломассообмена сводилась к подбору параметров установки, чтобы обеспечивалось равенство чисел Фурье (Ро) и Кирпичева (КО. Для моделирования ручья выдерживалось равенство чисел Рейнольдса (Яе) для натуры и модели. Для ускорения коррозионных процессов стальной образец использовался в качестве анода. Схема лабораторной установки представлена на рисунке 1.

Так как в процессе эксперимента необходимо было регулировать температуру стенки трубы в пределах изменения ее в реальных условиях +30 °С + +40 °С, поддерживая импульсный режим, то в качестве управляющего параметра была выбрана температура наружной поверхности стального образца в указанных пределах.

Для определения относительной коррозионной активности грунта при импульсном температурном воздействии, по сравнению со стабильным температурным воздействием, был выбран ускоренный лабораторно-полевой метод испытания, где коррозионная активность грунтов определялась по потере массы стальных образцов.

а

м

Ш»1_-_.... ////////////"//.у///////,

90мм

128мм

1 - жестяной короб;

2 - стальная трубка;

3 - ТЭН (тепло-электрический нагреватель);

4 - грунт;

5 - резиновые пробки;

6 - блок питания

7 - реостат;

8 - термопара;

9 - трубка для отвода воздуха

10 - воронка;

11 - перфорированные отверстия.

Рисунок 1 - Схема экспериментальной установки для изучения импульсного температурного влияния на коррозионную активность грунта

При планировании экспериментов предусматривались 2 серии опытов (на 8-ми образцах). Целью первого этапа исследования было сопоставление активности коррозионных процессов при импульсном и стабильном температурном режиме с оценкой потери массы контрольными образцами.

Экспериментальные исследования проводились на одинаковых образцах и в одинаковых условиях (состав грунта, влажность).

Разница заключалась в том, что контрольные образцы №2 и №3 испытывались при стабильной температуре, а экспериментальные №1 и №4 при импульсном температурном воздействии. Проведенными исследованиями установлено, что при импульсном температурном воздействии и постоянно поддерживаемой влажности развивается обширная ярко выраженная язвенная коррозия стальной поверхности (рисунок 2).

При стабильной температуре наблюдается в основном развитие равномерной коррозии (рисунок 3).

Результаты опытов (таблица 1) показали, что при прочих равных условиях импульсное температурное воздействие и переменная влажность

Таблица 1 - Условия и результаты опытов № 1-4 по определению коррозионной активности грунтов__

№ п/п Масса образца, г Потеря массы без отмывки образцов Характер поражений

до опыта после опыта г г/см

V 30/40 °С (1ср = 33 °С) с подачей воды

1 96,360 91,650 4,710 0,0702 Обширные язвенные очаги, глубокие язвы

Ц = 33°С; без подачи воды

2 112,105 111,35 0,755 0,0102 Поверхностная коррозия

Ьф = 33°С; с подачей воды

3 112,562 112,250 0,312 0,0045 Поверхностная коррозия

ц: 31/42 °С (Ц = 34 °С) с подачей воды

4 | 95,284 | 91,890 | 3,390 | 0,0494 | Глубокие язвенные очаги

Рисунок 3 - Коррозионные поражения образца №2 при постоянной температуре Ц,=33 °С

повышают активность коррозионных процессов в 7-11 раз, т.к. при этом происходит нарушение пассивации металла и ускоряются коррозионные процессы. Кроме того, под действием и достаточно высоких градиентов давления в поровом пространстве, способных не только продвинуть влагу по капиллярам, но и «сгладить» стенки капилляров, разрушается структура грунта и формируются постоянные протоки. По этим протокам грунтовый электролит при уменьшении температуры движется к трубе, а при увеличении температуры отходит от стенки трубы. Таким образом, эффект «раскачивания» влаги при импульсном воздействии температуры способствует образованию в массиве грунта оптимальных (с гидравлической точки зрения) каналов, по которым отводится отработавший электролит, унося с собой продукты коррозии и уступая место новой порции грунтового электролита.

Вторая серия опытов (образцы №5-№8) проводилась с целью определения активизации коррозионных процессов в импульсном температурном режиме при увеличении теплового потока и повышения средней температуры нагрева образцов в диапазоне +33...+44 °С (таблица 2). Именно в этом диапазоне температур эксплуатируются магистральные газопроводы. Опыты проводились в идентичных с опытами №1 и №4 условиях.

Результаты второй серии опытов показали, что с увеличением средней температуры при импульсном режиме нагрева/остывания происходит снижение коррозионной активности грунта за счет оттока влаги от образцов.

Таблица 2 - Параметры нагрева образцов в циклическом режиме 35/45°С

№ образца Удельный тепловой поток Вт/м Длительное ть опыта, час Число циклов (нагрев-остывание), Время цикла (нагрев-остывание), мин Время нагрева, мин Время остывания, мин

6 46 24 14 102 89 13

7 94 24 60 24 14 10

5 136 24 82 18 6 12

8 239 24 76 19 3 15

Результаты проведенных опытов обобщены и представлены в виде графических зависимостей потерь массы образцов от средней температуры нагрева на рисунке 4, из которого видно:

- импульсное изменение температуры трубы увеличивает коррозионные потери массы металла на порядок по сравнению со стабильным режимом;

0,075

г-| 2

Рисунок 4 - Зависимости коррозионных потерь массы образцов от температуры при импульсном и стабильном режимах

- при температурах выше температуры +33°С скорость коррозии замедляется. Это объясняется тем, что при высоких температурах, достигающих +40°С и больше, наблюдается отток влаги, её миграция к периферии, что вызывает подсушивание грунта. При обезвоживании грунта, прилегающего к трубопроводу, активность коррозионных процессов снижается.

Проведенные исследования позволили установить диапазон максимальной коррозионной активности грунта в интервале температур +30...+33 °С.

Такое утверждение возможно, так как известно, что с понижением температуры от +30°С до +10°С скорость коррозии замедляется, а при 0 °С практически останавливается. По многолетним измерениям температуры газа на выходе с компрессорных станций, фиксируемых диспетчерской службой, колебание температуры происходит в диапазоне + 23...+ 39 °С.

Отсюда следует вывод, что для снижения коррозионной активности грунта, окружающего трубопровод, необходимо не только стабилизировать температурный режим магистрального газопровода (МГ), но и по возможности снижать температуру перекачиваемого газа, чтобы избежать эксплуатации газопроводов в опасном диапазоне температур.

В третьей главе проведено исследование коррозионного состояния газопроводов большого диаметра по данным ВТД и разработаны рекомендации для расчета образования и развития коррозионных дефектов.

С целью анализа коррозионного состояния и исследования динамики возникновения коррозионных дефектов на действующем магистральном газопроводе диаметром 1420 мм рассмотрены результаты многократной внутритрубной диагностики. Обследование линейной части магистральных газопроводов внутритрубной дефектоскопией на сегодняшний день представляет достаточно полную картину коррозионного состояния объекта по количеству, глубине и линейным размерам дефектов.

Для анализа коррозионного состояния был выбран проблемный участок коридора газопроводов Уренгой - Петровск, Уренгой - Новопсков 1843 - 1914

км, на котором зафиксировано наибольшее количество аварий по причине коррозии.

В таблице 4 приводятся данные по дефектам и дефектным трубам на газопроводе Уренгой - Петровск 1843 - 1914 км, выявленных ВТД в 2003 и 2005 годах, из которых видно, что общее количество дефектов за 2 года увеличилось в 7,3 раза, а количество дефектных труб в 4,3 раза.

Динамика развития коррозионных дефектов, по данным ВТД, позволяет отнести участок газопровода (коридор 1843 - 1914 км) к участку с высокой коррозионной активностью грунтов.

Аналогичный анализ проведен и на участке 1876 - 1914 км газопровода «Уренгой - Петровск», где за период 2003 - 2010 гг. было проведено 3 пропуска снарядов ВТД. В таблице 5 приводятся данные о количестве дефектных труб в 2003, 2005 и 2010 годах, в скобках представлен процент от общего количества труб.

Таблица 4 - Данные о дефектах газопровода Уренгой - Петровск 1843 -1914 км, выявленных ВТД в 2003 и 2005 гг

№ Тип дефекта Количество дефектов Количество

п/п дефектных труб

2003 г. 2005 г. 2003 г. 2005 г.

1 Общее количество 131 953 88 377

2 Коррозионные 108 884 67 326

3 Аномальные кольцевые швы 17 20 16 70

4 Вмятины 0 3 0 3

5 Технологические 6 46 6 32

С целью определения общей тенденции развития коррозионных процессов на МГ, рассмотрим развитие этих процессов на примере отдельно взятой трубы №5320 газопровода Уренгой-Новопсков, на которой по результатам пропуска снарядов ВТД обнаружено: в 2003 г.- 1 коррозионный дефект; в 2005 г. - 3; в 2010 г.-10.

Таблица 5 - Дефекты на газопроводе Уренгой - Петровск 1876 - 1914 км

№ Участок, км Количество дефектных труб, шт

п/п 2003 год 2005 год г 2010 год

1 1876- 1900 7 42 296

2 1900- 1914 7 39 157

Всего 1876- 1914 14 (0,4%) 71 (2%) 453 (13,3%)

Согласно нормативным документам, принятым в ОАО «Газпром», развитие коррозионных процессов на трубопроводах считается линейным.

В результате обработки данных ВТД по методу наименьших квадратов установлено, что развитие и образование новых очагов коррозии имеет устойчивый характер как на одной отдельно взятой трубе, так и участках в несколько тысяч труб и в общем виде имеет экспоненциальный характер.

На рисунке 5 представлен график изменения количества коррозионных дефектов во времени. График построен по функциональной зависимости на примере развития коррозионных дефектов на отдельно взятой трубе. Образование и развитие дефектов на отдельно взятой трубе ограничено площадью наружной поверхности трубы.

На рисунке 6 представлен график изменения количества дефектных труб во времени на примере участка газопровода, состоящего из 3300 труб. Применение полученной зависимости ограничено количеством труб на рассматриваемом участке, т.к. прогнозируемое количество дефектных труб не может превысить общего количества труб участка.

На основании предложенной рекомендации расчета количества дефектных труб во времени для участков газопроводов появилась возможность прогноза возникновения и развития коррозионных дефектов на трубах.

В четвертой главе приведены основные положения методики ранжирования участков МГ для определения последовательности вывода их в ремонт по техническому состоянию.

Средний срок службы пленочного изоляционного покрытия трассового нанесения составляет 10 лет, а большинство газопроводов газотранспортной системы эксплуатируется 30 лет и более, поэтому в ОАО «Газпром» была принята программа переизоляции магистральных газопроводов. Учитывая то

Эксплуатация, годы

Рисунок 5 - График изменения количества коррозионных дефектов во времени на трубе № 5320 по результатам трех пропусков снарядов ВТД

Эксплуатация, годы

Рисунок 6 - График изменения количества дефектных труб во времени по результатам 3-х пропусков снарядов ВТД на участке 1876 - 1914 км газопровода Уренгой - Петровск

обстоятельство, что остановка транспорта газа на длительный срок невозможна, было принято решение ремонт проводить отдельными отключаемыми участками. Участок МГ, ограниченный линейными кранами, имеет среднюю протяженность 25 км и состоит примерно из 2200 труб. До разработки данной методики основными критериями выбора участка для вывода его в ремонт являлось количество аварий и обнаруженных по результатам ВТД дефектов на рассматриваемом участке. Указанные критерии не могут в полной мере характеризовать техническое состояние участка, т.к. при этом не учитывается прогноз образования и развития новых дефектов, не оценивается состояние изоляционного покрытия, а также влияние переменной температуры и влажности на коррозионную активность грунта.

Поэтому в разработанной методике рассмотрен комплексный подход к выбору участков для вывода в ремонт, основанный главным образом на прогнозе роста числа дефектных труб, а для более полного определения технического состояния участков использовались уточняющие интегральные показатели (рисунок 7).

Рассмотренная в методике комплексная оценка коррозионной опасности позволяет сравнить состояние изоляционного покрытия, надежности средств электро-химической защиты и степень коррозионной опасности грунтов прохождения газопровода на рассматриваемых участках, т.к. неудовлетворительное состояние перечисленных показателей значительно увеличивает образование коррозионных дефектов.

Влияние импульсных колебаний температуры перекачиваемого газа и влажности грунта вокруг газопровода следует учитывать при прочих равных условиях как потенциально опасный фактор активизации коррозионных процессов.

Данные показатели позволяют более точно и аргументированно подойти к выбору участка МГ для вывода в ремонт. Разработанная методика подкреплена примерами ранжирования параллельных участков газопроводов «Уренгой - Петровск» и «Уренгой - Новопсков» 1844 - 1875 км.

Рисунок 7 -

Блок- схема ранжирования участков газопроводов для вывода в ремонт.

ы о

Экономическая эффективность разработанной методики заключается в минимизации затрат на проведение капитального ремонта на рассматриваемых участках, которая достигается за счет своевременного вывода в ремонт именно тех участков, на которых имеется или прогнозируется наибольшее количество дефектных труб. Как показывает многолетний опыт проводимого в ОАО «Газпром» капитального ремонта магистральных газопроводов, увеличение количества заменяемых на участке труб на 1 % увеличивает сметную стоимость ремонта на 2%. Например, при ремонте газопровода диаметром 1420 мм, замена 10% труб на 1 километре увеличивает стоимость ремонтных работ на 21,7%.

Проведенные исследования явились базой для разработки Стандарта предприятия РД З-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжирования газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа».

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Установлено, что одной из главных причин активизации почвенной коррозии на поверхности магистрального газопровода с нарушенной изоляцией является колебание температуры перекачиваемого газа, которое приводит к изменению удельного электрического сопротивления грунта по периметру трубопровода большого диаметра в 10... 100 раз.

2 Доказано, что в условиях физического эксперимента:

- импульсное температурное воздействие по сравнению со стабильным увеличивает коррозионные потери металла в 7... 11 раз.

- увеличение средней температуры нагрева образцов в импульсном режиме нагрева/остывания снижает коррозионные потери металла;

- максимальная коррозионная активность грунта приходится на диапазон температур +30 °С + +33°С, а при увеличении или уменьшении температуры скорость коррозии снижается.

3 Разработаны рекомендации для расчета количества коррозионных дефектов во времени на газопроводах большого диаметра по данным внутритрубной дефектоскопии. Установленная зависимость характерна как для отдельной трубы, так и для участка газопровода в целом и носит экспоненциальный характер.

4 На основании проведенных исследований разработан руководящий документ ООО «Газпром трансгаз Уфа», РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжирования газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» по результатам внутритрубной дефектоскопии для вывода их в ремонт», согласно которому проводится ранжирование участков газопроводов между крановыми узлами с целью вывода их в ремонт (переизоляцию).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Кудакаев С.М. Исследование условий работы дефектных участков магистральных газопроводов/ Ф.М.Аминев, Г.Р. Аскаров, С.М. Файзуллин.// Науч.-техн. сб. «Транспорт и подземное хранение газа» (приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности»).- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.-№3.-С. 9-15.

2 Гаррис H.A. Новый подход к решению проблемы стресс-коррозии на трубопроводах большого диаметра/ Г.Р. Аскаров// Нефтегазовое дело. Науч.-техн. жур. - 2004. - № 2. - С. 137 - 142.

3 Гаррис H.A. Механизм движения влаги в зоне активных коррозионных процессов вокруг магистрального газопровода / Г.Р. Аскаров // Науч.-техн. сб. «Транспорт и подземное хранение газа» (приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности»).- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - № 3. - С. 23-28.

4 Гаррис H.A. Активизация коррозионных процессов на магистральных газопроводах большого диаметра при импульсном изменении температуры/ Г.Р.Аскаров // Нефтегазовое дело. Науч.-тех. журн. - 2006. - т. 1. - С.292.

5 Гаррис H.A. Формирование микро- и макрокоррозионных элементов на наружной поверхности газопровода / М.З. Асадуллин, Г.Р. Аскаров // Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов. Сб. науч. тр. УГНТУ. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - С. 219-223.

6 Гаррис H.A. Экспериментальная установка для изучения коррозионных процессов на трубопроводах/ Г.Р. Аскаров // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. трудов,- Уфа: Изд-во УГНТУ, -2004. Вып. 2. - С.161 - 167.

7 Гаррис H.A. Причина коррозионной активности грунтов вокруг газопроводов большого диаметра / Г.Р. Аскаров // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. трудов.- Уфа: Изд-во УГНТУ, - 2004. Вып. 2. - С.167 - 172.

8 Кудакаев С.М. Анализ научных и нормативно-технических источников по отбраковке труб линейной части магистральных газопроводов и предложения по их развитию /Аминев Ф.М., Файзуллин С.М., Уаман Ф.Ф., Аскаров P.M., Климов П.В. // Обз.инф.Сер.: Транспорт и подземное хранение газа,- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 76 с.

9 Askarov G., Activation of corrosion process on big diameter gas mains under impulse temperature changes/Gams N. Н Нефтегазовое дело: электрон. журнал./УГНТУ.11ир // www.ogbus.ru/autors/Garris/Garris 6 pdf- Р.13.27.11.09.

10 Аскаров Г.Р. Экспериментальные исследования коррозионной активности грунта / М.В. Чучкалов // Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов. Материалы науч.-прак. конф. молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» - призеров 2006 года. - М.; ООО «ИРЦ Газпром», 2006.- Т.З.-С.65 - 72.

11 Аскаров P.M. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии / Г.Р. Аскаров // Геотехнические и эксплутационные проблемы нефтегазовой отрасли: материалы международной науч.- техн. конф. -Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. - С. 184-190.

12 Аскаров Г.Р. Методика ранжирования газопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии. Проблемы и методы обеспечения надежности и

безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа / И.Г. Бакулин, Р.Х.Юсупов // Материалы Международной научно-практической конференции. -Уфа, 2008.-С. 182-185.

13 Гаррис H.A. Активность коррозионных процессов на магистральных газопроводов можно уменьшить/ И.Г. Исмагилов, Г.Р. Аскаров // Материалы международной научн.-практ. конф. «Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана», 23-25 февраль 2011 г. - Актау: 2011.-Том 2 - С.130 -135.

14 Исмагилов И.Г. О решении проблемы стресс-коррозии на магистральных газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа»/ Г.Р. Аскаров, H.A. Гаррис// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. -2011.-Вып. 3,-С. 8-11.

15 Аскаров Г.Р. Прогноз коррозионного состояния газопровода, основанный на данных внутритрубной дефектоскопии / Материалы 62-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Книга l.-Уфа: УГНТУ, 2011. - С. 78 - 79.

16 Аскаров Г.Р. Зависимость активности процесса подземной коррозии от средней температуры при нестабильном температурном режиме трубопровода/ H.A. Гаррис, О.Н. Миронова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2012. - Вып. 2 - С. 28 - 30.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аскаров, Герман Робертович, Уфа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

04201459257

Аскаров Герман Робертович

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НЕСТАБИЛЬНОГО ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА НА КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель д.т.н., профессор

Гаррис Нина Александровна

Уфа 2014

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.................................................................................... 4

1. Современные представления о температурном влиянии на коррозионное состояние газопровода...................................................................... 8

1.1 Краткая характеристика коррозионных процессов в трубопроводном

транспорте..................................................................................... 8

1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе...................... 10

1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия....................... 11

1.3 Коррозионная агрессивность грунтов................................................ 15

1.4 Причины формирования коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода................................................................... 19

1.4.1 Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода................................................................... 19

1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего

к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта.... 23

1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода...................................................................... 31

1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов.... 32

1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов........................ 34

Выводы к главе 1 40

2. Оценка импульсного воздействия влажности и температуры на коррозионную активность грунтов, окружающих газопровод..................... 42

2.1 Физическое моделирование и выбор управляющих параметров............... 42

2.2 Краткое описание экспериментальной установки................................. 45

2.3 Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности

грунтов при импульсном температурном воздействии.............................. 48

2.4 Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов.................................... 58

2.5 Зависимость скорости коррозии от средней температуры при

нестабильном теплообмене................................................................ 67

Выводы к главе 2............................................................................ 70

3. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии........................................................................................................................71

3.1 Критерии оценки коррозионной опасности................................................................................71

3.2 Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии........................................................................................................................74

3.2.1 Характеристика участка газопровода..........................................................................................74

3.2.2 Анализ результатов ВТД..........................................................................................................................75

3.3 Образование и скорость развития коррозионных очагов на трубопроводах с пленочной изоляцией..................................................................................................80

3.4 Коррозионный прогноз дефектности труб большого диаметра................................85

Выводы к главе.3........................................................................................................................................................100

4. Разработка метода ранжирования участков газопроводов по степени

опасности для вывода в ремонт......................................................................................................................102

4.1. Методика ранжирования участков газопроводов по степени опасности... 101

4.1.1 ВТД газопроводов при ранжировании по степени опасности..............................101

4.1.2 Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов..........................................................................................................................103

4.2 Комплексная диагностика изоляционного покрытия и средств ЭХЗ..................104

4.2.1 Факторы опасности коррозионного повреждения трубопроводов....................105

4.2.2 Пример расчета комплексного показателя коррозионной активности..........106

4.3 Учет колебаний температуры на газопроводах больших диаметров....................107

4.4 Суммарный интегральный показатель............................................................................................109

4.4.1 Пример расчета суммарного интегрального показателя............................................110

4.5 Эффективность разработки........................................................................................................................113

Выводы к главе 4........................................................................................................................................................115

Основные выводы и рекомендации............................................................................................................116

Литература........................................................................................................................................................................117

Приложения....................................................................................................................................................................133

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Общая протяжённость эксплуатируемых в системе ОАО «Газпром» подземных магистральных газопроводов составляет около 164,7 тыс. км. Основным конструкционным материалом для сооружения газопроводов в настоящее время является сталь, которая обладает хорошими прочностными свойствами, но низкой коррозионной стойкостью в условиях окружающей среды - грунта, который при наличии влаги в поровом пространстве является коррозионно-активной средой.

После 30-ти и более лет эксплуатации магистральных газопроводов изоляционное покрытие стареет и перестает выполнять защитные функции, вследствие чего коррозионное состояние подземных газопроводов существенно ухудшается.

Для определения коррозионного состояния магистральных газопроводов в настоящее время используется внутритрубная дефектоскопия (ВТД), которая с достаточной точностью определяет местоположение и характер коррозионных повреждений, что позволяет отслеживать и прогнозировать их образование и развитие.

Значительную роль в развитии коррозионных процессов играет наличие грунтовых вод (почвенного электролита), причем следует отметить, что скорость коррозии в большей степени возрастает не в постоянно обводненном или сухом грунте, а в грунте с периодическим увлажнением.

Предшествующими исследованиями установлена связь между импульсным изменением температуры газопровода и колебанием влажности в коррозионно-активном слое грунта. Однако не были определены количественные параметры импульсного температурного воздействия на активизацию коррозионных процессов.

Исследование коррозионной агрессивности грунтов на участках пролегания магистральных газопроводов при импульсном тепловом воздействии

и прогноз коррозионного состояния трубопроводов являются актуальными для газотранспортной отрасли.

Цель работы

Разработка и совершенствование методов определения коррозионного состояния участков магистральных газопроводов для своевременного вывода их в ремонт.

Основные задачи:

1 Определение изменения удельного электрического сопротивления грунта вокруг магистрального газопровода и анализ особенностей коррозионных процессов в трубопроводном транспорте.

2 Исследование в лабораторных условиях влияния импульсного теплового воздействия перекачиваемого газа и влажности на коррозионную активность грунта, окружающего подземный газопровод.

3 Исследование образования и развития коррозионных дефектов на магистральном газопроводе и прогноз его коррозионного состояния по данным внутритрубной дефектоскопии.

4 Разработка методики ранжирования участков магистральных газопроводов на основе прогноза их коррозионного состояния для вывода в ремонт.

Научная новизна

1 Определено изменение и построены эпюры удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру подземного газопровода большого диаметра.

2 Экспериментально доказан факт активизации коррозионных процессов при импульсном изменении температуры перекачиваемого газа по сравнению со стабильным температурным воздействием, а также определен диапазон температур, в котором при нестабильном (импульсном) температурном воздействии развивается максимальная скорость коррозии.

3 Определена функциональная зависимость для прогноза образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах.

Практическая ценность работы

Поставленные в работе задачи решались с использованием теории подобия путем моделирования условий теполомассообмена подземного газопровода с окружающим грунтом.

Результаты диагностических работ обрабатывались по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа. Расчеты проводились с использованием пакета прикладных программ «StatGrapfics Plus 5.1».

На защиту выносятся:

- результаты исследований изменения удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру магистрального газопровода;

- результаты лабораторных исследований импульсного теплового воздействия на активизацию коррозионных процессов на стальном трубопроводе;

- методические рекомендации по прогнозированию образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах по результатам внутритрубной дефектоскопии;

- метод ранжирования участков магистральных газопроводов для вывода их в ремонт.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, из них четыре статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, приложений, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование, изложена на 144 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков и 28 таблиц.

Апробация работы

Основные материалы диссертации докладывались на:

- научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», Ухта, 2003;

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, приложений, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование, изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков и 28 таблиц.

Апробация работы

Основные материалы диссертации докладывались на:

- научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», Ухта, 2003;

- научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Газпром» «Новые технологии в развитии газовой промышленности», Самара, 2003;

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья», ГУП ИПТЭР, Уфа, 2004;

международной научно-технической конференции «Прикладная синергетика II», УГНТУ, Уфа, 2004;

- 2-ой международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ, Уфа, 2004;

- научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов ОАО «Газпром» «Актуальные проблемы работы предприятий газовой промышленности в современных условиях», Самара, 2005;

международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт», УГНТУ, Уфа, 2005, 2006, 2012;

- научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» «Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром», Москва, 2006;

- конференции на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2006», Москва, 2006;

- конференции Международной топливно-энергетической ассоциации (МТЭА), Москва, 2006.

- международной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана», Актау, 2011.

1. Современные представления о температурном влиянии на коррозионное состояние газопровода

Вопросы диагностики и ремонта линейной части магистральных трубопроводов получили развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых, непосредственно занимающихся проблемами трубопроводного транспорта: А.Б. Айнбиндера, М.З. Асадуллина, B.JI. Березина, П.П. Бородавкина, А.Г. Гареева, НА. Гаррис, А.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, И.Г. Исмагилова, P.M. Зарипова C.B. Карпова, М.И. Королева, Г.Е. Коробкова, В.В. Кузнецова, Ф.М. Мустафина, Н.Х. Халлыева, В.В. Харионовского и др. [2, 4, 917. 29-30, 32, 35-36, 42-43, 44-45, 46-69, 72, 97-100, 110-111, 129-131, 132, 133135, 140] и др.

1.1 Краткая характеристика коррозионных процессов в трубопроводном транспорте

Коррозией называется процесс химического разрушения металлов под действием окружающей среды [70]. Почвенная коррозия трубопроводов находится в зависимости от многих факторов [99]: структуры, пористости, литологической характеристики почвы, ее влажности, воздухопроницаемости, концентрации и состава солей, величины pH и общей кислотности, а также от рельефа и климатических условий местности. Коррозия может также возникать из-за развития микробиологических процессов, наличия блуждающих токов, возникновения гальванических пар на трубопроводе, вследствие резко изменяющегося состава и структуры почвы, содержащихся в ней солей, влажности и пр. Коррозия может зависеть от наличия на трубе окалины проката и слоя продуктов коррозии на старых трубах, соединенных с вновь построенным трубопроводом. Интенсивное развитие коррозии трубной стали происходит при контакте со сточными водами, мусором и другими отбросами населенных пунктов и промышленных предприятий. Именно поэтому очень трудно одним показателем

или одним простым способом оценить коррозионную агрессивность почв и грунтов [101].

При коррозии металлов в атмосфере кислород проникает через тонкую окисную пленку, при коррозии металлов в воде он проходит через объем жидкого электролита, а при почвенной коррозии подводится по капиллярам или через поровое пространство в грунте, так как грунт можно рассматривать как капиллярно-пористое тело.

Первая особенность почвенной коррозии заключается в том, что механизм переноса кислорода к коррозирующему металлу в грунтах более сложный, чем в жидких электролитах. В обычных условиях основным механизмом подачи кислорода в почву является диффузия газов в порах. Скорость диффузии определяется толщиной слоя грунта, его структурой и влажностью. Она сильно уменьшается при повышении влажности или с увеличением содержания в грунтах коллоидных и глинистых частиц. Скорость проникновения кислорода в глинистых почвах, по сравнению с песчаными почвами, может отличаться в десятки тысяч раз [101].

Вторая особенность почвенной коррозии состоит в том, что различная проницаемость кислорода на смежных участках грунта или различный доступ кислорода благоприятствует созданию на поверхности металла пар неоднородной аэрации, в которых увеличивается разность электродных потенциалов и появляются макрокоррозионные токи. Максимальные коррозионные поражения наблюдаются на участках труб, наименее проницаемых для кислорода в нижней части горизонтально уложенных трубопроводов большого диаметра [102].

Третья особенность почвенной коррозии связана с образованием на поверхности металла оксидных пленок, которые образуются под действием кислорода и разрушаются ионами С1~ и Н+. Поэтому по отношению к коррозии влияние кислорода нужно рассматривать с двух различных точек зрения. С одной стороны, кислород усиливает коррозионный процесс, а с другой стороны, тормозит его за счет усиления защитных пленок. Увеличение концентрации кислорода в растворе ускоряет образование защитных пленок. Однако, как считает Г.В. Акимов [5], кислород уменьшает вероятность коррозии, т.е.

вероятность появления большого числа центров коррозии, но увеличивает скорость коррозии в конкретной коррозионной точке.

Четвертая особенность почвенной коррозии связана с биологической деятельностью микроорганизмов. Подобные реакции происходят там, где расположение органических веществ осуществляется при отсутствии свободного кислорода и при наличии сульфатов. Процесс сульфатредукции возможен лишь в анаэробных условиях и заключается в восстановлении окисленных форм серы (БО2') до Но^ анаэробными сульфатредуцирующими бактериями в присутствии органики [17, 108].

Таким образом, подземная коррозия металлов относится к наиболее сложному виду электрохимичес