Мониторинг коррозионного состояния МН осуществляется по результатам периодических инспекций ВИП, что необходимо для контроля параметров КД, выявления развивающихся коррозионных дефектов и определения скорости их роста. По данным повторных обследований ультразвуковыми дефектоскопами типа WM 70% МН и на основе анализа результатов ДДК свыше 800 КД установлено [3]:
После устранения опасных коррозионных повреждений дальнейшее протекание коррозионных процессов обусловлено, главным образом, старением ИП и возникновением новых коррозионных повреждений в дефектах изоляционного покрытия и местах его разрушения или отслоения. Таким образом, по мере старения системы магистральных нефтепроводов увеличивается вероятность появления новых и развития существующих коррозионных повреждений. Как показали статистические исследования, коррозия остается наиболее частой причиной повреждений МН (коррозионные повреждения составляют свыше 60% от общего числа обнаруженных дефектов).
Выборочный ремонт по результатам ВТД охватывает около 1,5% общего числа обнаруженных дефектов [2]. Таким образом, в трубопроводе остается основная масса дефектов коррозионного происхождения. Наблюдение за их развитием и ростом возлагается на мониторинг КС. После проведения повторной инспекции возникает необходимость уточнения коррозионного состояния и производства новых ремонтных работ.
Применительно к оценке КС основные положения концепции можно сформулировать следующим образом: - дефекты коррозионного происхождения выявляются средствами внутритрубной диагностики и устраняются при проведении ремонта до того, как получат опасное развитие; - по данным ВТД о параметрах КД и на основе расчетов на прочность трубопровода с дефектом выполняется оценка его опасности; - на основе данных об опасности коррозионных повреждений, характере их распределения по дистанции трубопровода разрабатывается программа ремонта, назначаются безопасные режимы эксплуатации (на период до проведения ремонта); - ремонт проводится без вывода трубопровода из эксплуатации с использованием эффективных технологий, восстанавливающих прочность и долговечность отремонтированных участков на период не менее 30 лет; - внутритрубная диагностика выполняется на протяжении всего срока функционирования трубопровода с определенной периодичностью; - по результатам инспектирования проводится мониторинг коррозионного состояния трубопровода, осуществляемый с использованием современных информационных технологий.
Одновременно с началом работ по ВТД был взят курс на реализацию концепции, направленной на поддержание и восстановление работоспособности системы магистральных нефтепроводов путем проведения предупреждающих воздействий. Принципиально новым и ключевым моментом разрабатываемой системы безопасной эксплуатации и продления срока службы МН стало применение внутритрубной диагностики, проводившейся без вскрытия трубопровода и прекращения перекачки нефти. Исходные предпосылки этой концепции базируются на том, что в условиях локального развития коррозионных повреждений для обеспечения работоспособности трубопровода необходимо восстановление несущей способности только на тех конкретных участках, где произошла ее потеря или снижение до опасного уровня, а остальные участки необходимо взять под контроль путём проведения мониторинга коррозионного состояния (КС).
После внедрения внутритрубной дефектоскопии в системе МН наращивание объемов диагностических обследований при помощи внутритрубных приборов типа «Ультраскан WM» и проведение выборочных ремонтов по результатам диагностики позволило за период с 1993 по 1997 г.г. уменьшить общее число аварий на магистральных нефтепроводах более чем в 4 раза, причём начиная с 1997 года не зарегистрировано ни одной аварии по причине коррозии [2].
В числе причин, способствовавших возникновению аварий по коррозионным дефектам, явилось отсутствие до 1976 г. технических требований по обязательному вводу нефтепроводов в эксплуатацию со 100%-ным обеспечением электрохимзащитой, а также отсутствие требований по подготовке нефти к транспортировке с ужесточенными нормами по содержанию сероводорода. Так как КД представляли наибольшую опасность для подземных трубопроводов, то в первую очередь необходимо было произвести диагностический контроль для определения дефектов коррозионного происхождения.
Рис. 1. Причины аварий и отказов на магистральных нефтепроводах России в 1990 г
Дефекты коррозионного происхождения были основной причиной аварий и отказов (см. рис.1) в системе трубопроводного транспорта России к моменту начала работ по внутритрубной диагностике [1].
Предотвращение подобных аварийных ситуаций возможно при помощи активного использования средств внутритрубной диагностики (ВТД). Вследствие скрытого характера образования и развития КД на подземных трубопроводах задача сплошного контроля ЛЧ МН стала практически реализоваться с появлением внутритрубных инспекционных приборов (ВИП).
Несмотря на регулярное профилактическое обслуживание магистральных нефтепроводов и применение активных средств электрохимической защиты (ЭХЗ), невозможно избежать коррозионного воздействия на стальные трубопроводы. Коррозия несёт постоянную угрозу целостности трубопроводов, её воздействие усиливается по мере старения изоляционного покрытия (ИП). Коррозионные дефекты (КД) развиваются во времени с небольшой скоростью, но за продолжительное время эксплуатации МН они могут достичь критических размеров, при которых возможна потеря механической прочности или герметичности труб из-за коррозионных повреждений.
Современные магистральные нефтепроводы эксплуатируются в условиях повышенных требований к обеспечению экологической безопасности, что вызывает необходимость изыскания средств и внедрения методов, позволяющих поддерживать высокий уровень их надежности при оптимальных затратах на восстановительные работы для обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводного транспорта нефти.Учитывая подземное расположение подавляющего числа МН, защита линейной части (ЛЧ) от почвенной коррозии является одной из главных задач по обеспечению их надежного функционирования. Вследствие этого повышенное внимание уделяется проблемам противокоррозионной защиты (ПКЗ) трубопроводов, поскольку пренебрежение мерами борьбы с коррозионным разрушением или неправильное их применение может привести как к прямым материальным потерям (разлив перекачиваемого продукта и остановка его транспортировки, затраты на проведение ремонтно-восстановительных работ), так и к ущербу, связанному с загрязнением окружающей природной среды.
Из-за большой протяженности и территориальной удалённости ключевая роль в контроле коррозионного состояния в системе магистральных нефтепроводов (МН) отводится проведению периодического контроля средствами внутритрубной диагностики, обеспечивающей получение информации о наличии коррозионных повреждений на всём протяжении трубопроводов. По сравнению с альтернативными методами контроля внутритрубная диагностика имеет то преимущество, что даёт возможность на основе сравнения данных инспекций, полученных в разные периоды времени, осуществлять мониторинг коррозионного состояния линейной части МН с определением динамики развития дефектов до критических параметров и расчётом долговечности труб, подверженных коррозии.
Автор: В.П. Кадакин «Центр технической диагностики «Диаскан»
Контроль коррозионного состояния магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной диагностики
» » Контроль коррозионного состояния магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной диагностики
Чужой компьютер
Загрузка. Пожалуйста, подождите...
Территория Нефтегаз
Контроль коррозионного состояния магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной диагностики » Нефтегаз
Комментариев нет:
Отправить комментарий