Обследование состояния изоляции методом продольного градиента
И.Г. Блинов, А.А. Насреев, А.В.Валюшок
ООО НПВП «Электрохимзащита», г. Уфа
Аспирантура УГНТУ, г. Уфа
ОБСЛЕДОВАНИЯ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ МЕТОДОМ ПРОДОЛЬНОГО ГРАДИЕНТА
Подземные магистральные трубопроводы (ПМТ) – один из самых распространенных в наши дни способов транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. В условиях развития отрасли и все возрастающих объемов добычи нефти и газа он обладает высокой производительностью и отвечает достаточно высоким требованиям надежности и безопасности [1].
Многолетний опыт эксплуатации подземных трубопроводов, представляющих собой дорогостоящие металлические сооружения, показывает, что обеспечение их долговечной и бесперебойной работы возможно только при эффективной противокоррозионной защите. Наряду с технологическими показателями не менее важным для уделения внимания является вопрос экологии. В последнее время человечество становится более чувствительным к проблеме загрязнения окружающей среды. Поэтому нам приходится все более критически оценивать воздействие нефтегазовой отрасли на промышленную безопасность и уделять все большее внимание состоянию как самих МТ, так и состоянию их пассивной и активной защиты.
Опасность коррозионного разрушения наружной поверхности ПМТ обусловлена действием электрохимической и биологической коррозии, причем доля последней в сравнении с первой пренебрежимо мала. В то же время известно, что надежная и эффективная противокоррозионная защита трубопроводов не может быть обеспечена без качественного изоляционного покрытия, предотвращающего контакт металла трубы с окружающим грунтом. Однако, не было бы проблемы, если бы можно было иметь дело с идеальным состоянием изоляции.
В настоящее время существует большое количество разработок, как в области композиционных материалов изоляции, так и в области технологии их нанесения. Тем не менее, реальные условия прокладки МТ, длительное воздействие окружающей среды и другие разрушающие факторы, делают сплошность изоляции уязвимой и она подвергается нарушениям, природа которых различна.
Для определения состояния качества изоляционного покрытия, решающим образом влияющего на эффективность электрохимической защиты, на действующих трубопроводах производятся комплексные обследования с периодичностью 5-10 лет в зависимости от условий залегания трубопровода [2].
В наши дни существуют различные методики и множество средств для обнаружения дефектов изоляционного покрытия действующих трубопроводов без вскрытия траншеи.
Одним из наиболее распространенных способов обследования изоляции является использование метода продольного градиента потенциала, который заключается в измерении распределения электрического поля в грунте двухэлектродной установкой, расположенной перпендикулярно оси трубопровода (рис. 1) [3].
Рис. 1. Схема измерения градиента потенциала поперечным методом:
1 – трубопровод; 2 – неполяризующиеся электроды; 3 – милливольтметр;
4 – соединительные провода.
Этот метод, лежащий в основе интенсивных измерений, наряду с многочисленными преимуществами имеет ряд недостатков, одним из которых является дискретность. Шаг измерения методом продольного градиента потенциала составляет 5-10 метров, что подразумевает высокую погрешность определения местонахождения дефекта изоляции с чисто позиционной точки зрения. Прерывность измерений позволяет определить участок нарушения сплошности изоляции, но не дает точной привязки дефекта по оси трубопровода. А также, что особенно важно при проведении обследований, не исключается вероятность пропуска мелких дефектов, которые представляют большую опасность в условиях электрохимического разрушения подземных сооружений по причине высокой концентрации стекающего с трубы тока, уносящего катионы металла. Такие участки являются первостепенным очагом аварийного отказа и пролива нефти и нефтепродуктов в условиях постоянного или временного, даже непродолжительного, образования анодных зон, вызванного различными факторами. Это может быть выход из строя средств активной защиты по различным причинам, в числе которых как выработка нормативного срока эксплуатации, так и всевозможные непредвиденные остановки. Также причинами возникновения анодных зон могут являться недостатки в проектировании средств электрохимической защиты и наличие всевозможных искусственных и естественных преград в виде рек, дорог, ЛЭП, локальное действие которых и, как следствие, образование макрогальванопар, в условиях пересеченной местности очень трудно предсказать и спрогнозировать.
Еще одним недостатком метода продольного градиента потенциала является то, что для его осуществления требуются идеальные условия не только пролегания трассы трубопровода, но также и коридора, шириной не менее 5 м, а для большей достоверности полученных данных желателен разброс электродов 10-15 м [4]. Причем этот разброс должен оставаться неизменным на протяжении всего периода обследования трассы, что труднодостижимо в условиях реального залегания трубопровода.
Исключить указанные выше недостатки и обеспечить непрерывность регистрации позволяет применение двухэлектродного метода интенсивных измерений с помощью комплекта аппаратуры УКИ-1М.
В основе принципа его действия лежит та же регистрация градиента потенциала, но поперечным, а не продольным методом, и показания снимаются посредством стальных, а не медно-сульфатных, электродов сравнения.
Рис. 2. Обследование изоляции с помощью комплекта аппаратуры УКИ-1М:
1 – искатель трубопровода; 2 – селективный индикатор;
3 – контактный пояс; 4 – соединительный провод; 5 – телефон;
6 – пластины токосъемника; 7 – ось трубопровода.
Измерения производятся двумя операторами, идущими вдоль трассы на расстоянии 5-8 м (рис. 2). Впереди идущий оператор имеет устройство для уточнения оси трубопровода. Кроме того, каждый оператор имеет специальную обувь с токосъемниками, селективный индикатор, контактный пояс и головной телефон. Контактные пояса соединены проводами с токосъемниками, с селективными индикаторами и друг с другом. При приближении к месту дефекта наблюдается постепенное повышение потенциала, которое достигает максимума, когда первый оператор стоит над местом повреждения изоляции. При этом в головном телефоне возникает звуковой сигнал, а стрелка селективного индикатора отклоняется.
По отношению градиента потенциала к общему фону «К» можно судить о величине повреждения:
(1)где DUдеф – градиент потенциала в точке нарушения изоляции, мВ;
DUф – потенциал общего фона, мВ.
Опыт визуального обследования дефектов изоляции в шурфах показывает, что при К менее 10 имеются мелкие дефекты в изоляции, характеризующиеся наличием гофр и плохой адгезией. При К, лежащем в интервале от 10 до 30 – средние дефекты в изоляции (сквозные задиры, отсутствие нахлеста и т.п.). При К более 30 – крупные дефекты изоляции, пропуски. Чем больше коэффициент К, тем больше площадь оголения трубопровода.
Описанный выше способ позволяет с большой степенью точности привязки к местности обнаружить как мелкие дефекты изоляции (трещины, технологические задиры, отслоение вследствие нарушения адгезии и попадания влаги под слой изоляции), так и крупные нарушения сплошности изоляции различного происхождения, включая протяженные участки трубопровода, уложенные без изоляции или с изоляцией, полностью утратившей свои защитные свойства под влиянием каких либо факторов.
Приведенные выше утверждения подтверждаются многолетним опытом использования данной методики при производстве предремонтных комплексных обследований магистральных трубопроводов предприятием ООО НПВП «Электрохимзащита».
За 10 лет существования предприятия были проведены обследования таких крупных объектов, как:
- магистральные газопроводы ДП «Пермтрансгаз» РАО «Газпром»;
- магистральный этиленопровод АО «Нижнекамскнефтехим»;
- магистральные нефтепроводы Курганского, Челябинского, Северо-Казахстанского РНУ;
- магистральные нефтепродуктопроводы ОАО «Лукойл» на территории республики Болгария,
а также магистральные нефтепродуктопроводы ряда местных промышленных объектов: ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод», ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод», ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Уфахимпром».
По результатам проведенных обследований производилась локальная оценка состояния защитного покрытия трубопровода выборочно путем его визуального осмотра в шурфах.
Следует заметить, что при выборе места контрольного вскрытия МТ помимо данных о состоянии изоляции, полученных в ходе измерений, анализируются и другие факторы коррозии, наличие которых делает данный участок особенно опасным. Наряду с крупными повреждениями изоляции представляют интерес также мелкие и средние повреждения, расположенные, например, на участке трубопровода, пролегающем в грунте высокой коррозионной активности, в зоне действия блуждающих токов и т.д.
Опыт проведения контрольных шурфовок трубопровода позволяет сделать вывод о достоверности результатов, полученных описанным выше методом.
При вскрытии трубопровода в присутствии представителей эксплуатирующей организации подтверждается наличие дефектов изоляции, что сопровождается составлением акта, подписанного в двухстороннем порядке.
Так, например, при проведении комплексного предремонтного обследования этиленопровода АО «Нижнекамскнефтехим» в 2000 г. специалистами ООО НПВП «Электрохимзащита» был обнаружен участок трубы протяженностью 12 м, уложенный без изоляции (рис. 3) [5]. Труба, находящаяся в эксплуатации с 1976 года, ремонту не подвергалась, хотя была дважды обследована представителями других организаций.
Рис. 3. Контрольное вскрытие трубопровода по результатам обследования.
Богатый опыт проведения изыскательских работ позволяет сделать вывод, что использование описанной выше методики оправдывает себя с точки зрения поставленной задачи и при наличии достаточного опыта дает объективные данные для дальнейшей камеральной обработки.
Список литературы
- Современное состояние и проблемы противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли. Материалы совещаний, конференций, семинаров. ИРЦ «Газпром». Москва, 1995 г.
- ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Госстандарт РФ. Москва. ИПК Издательство стандартов, 1998 г.
- Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защиты подземных трубопроводов от коррозии. Производственное объединение «Союзоргэнергогаз», Государственный газовый концерн «Газпром». 1989 г.
- Технический отчет по определению степени защищенности этиленопровода Нижнекамск-Казань Æ219 мм от коррозии и выявлению дефектов в изоляционном покрытии, выполненный коллективом инженерного производственного центра ИПЦ, региональный центр №1 при ВНИИТнефть. Самара, 1993 г.
- Технический отчет по предремонтному комплексному обследованию магистрального этиленопровода на участке цехов 2201, 2202 (Казанский участок), выполненный ООО НПВП «Электрохимзащита» в 2000 г.