Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Часть 2

1 2

---

2. РАСЧЁТЫ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

 

2.1 Объект исследования

С целью проведения исследования был выбран строительный участок новой ветки магистрального газопровода «Сахалин — Хабаровск — Владивосток», предназначенный для доставки газа, добываемого на шельфе Сахалина, потребителям Хабаровского и Приморского краев (рисунок 12). Рисунок 12 – Схема магистрального газопровода «Сахалин — Хабаровск — Владивосток»   Протяженность трассы — более 1800 км. Основной диаметр труб — 1220 мм. Рабочее давление — 100 атмосфер (9,8 МПа). Проектная производительность первого пускового комплекса — 5,5 млрд куб. м газа в год. Трасса газопровода проходит по территории трех субъектов РФ: Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев [12].  

2.2 Расчёт средних значений тока поляризации и удельного сопротивления грунта

  Для разработки системы электрохимической защиты газопровода от коррозии была выбрана труба газопровода диаметром 1510 мм и температурный режим -40…+40°С. Вблизи прохождения трубы отсутствует железнодорожный транспорт и имеется линия электропередачи 10 кВ. Для выбора и разработки системы нужно определить агрессивность грунта (таблица 3).   Таблица 3 – Оценка коррозионной агрессивности грунта   Основной метод определения проводится по замеру плотности тока поляризации. При использовании настоящего метода фактически измеряется катодное поляризационное сопротивление Rк стального образца площадью S в грунте, взятом с трассы трубопровода. Стальной образец помещают в ячейку с грунтом и катодно поляризуют в течение заданного интервала времени (10-40 мин.), поддерживая катодное смещение потенциала на уровне по формуле (1): (1) затем записывают среднюю плотность тока катодной поляризации j_пол и оценивают коррозионную агрессивность согласно графе 3 таблицы 3. Удельное катодное поляризационное сопротивление при необходимости вычисляют по формуле (2): (2)   Принимая во внимание, что Р_к = 0,1 / j_пол, получим, что при Р_к ≤ 0,5 Ом·м² грунт причисляется к высокоагрессивному, а при Рк ≥ 2 Ом·м² — неагрессивным, т.е. чем меньше Р_к, тем агрессивнее грунт. Настоящий метод наглядно демонстрирует катодный процесс коррозии точнее, так как концентрация кислорода у поверхности трубопровода, а именно кислород контролирует величину удельного поляризационного сопротивления Р_к, не может существенно отличаться. На схеме рисунка 13 дается многократно опробованная в натурных условиях схема измерения Рк. Рисунок 13 – Электрическая схема установки для полевого метода катодной поляризации: 1- медносульфатный электрод сравнения; 2 — зонд; 3 – анод   Измерительный зонд (2) в виде острой шпильки в изолирующей трубке опускают на необходимую глубину и присоединяют к аноду (3), допустим, к бруску из протекторного сплава. Включая-выключая токовую цепь, определяют смещение потенциала зонда и ток поляризации, затем удельное поляризационное сопротивление устанавливают по формуле 2, где плотность тока определяют по площади рабочей поверхности зонда. В таблице 4 содержатся сравнительные данные полевых измерений.   Таблица 4 – Данные полевых измерений   Измерения выполнялись стальным электродом-зондом диаметром 5 мм, общей длиной 600 мм, с рабочей (неизолированной) частью длиной 318 мм, что соответствовало площади S = 5∙10^-3 м². Разброс значений j_пол обязателен, так как значение поляризационного сопротивления определяется ионным составом вод грунта, а величина ρ — суммарным солесодержанием. Несмотря на это, соотношение с данными таблицы очевидна. Производим расчет среднего значения удельного электрического сопротивления грунта и среднего тока поляризации: По таблице 3 делаем вывод, что коррозийная активность грунта средняя, поэтому используем нормальный тип изоляции. При нормальном типе изоляции используется вторая схема, по которой на трубу газопровода наносится грунтовка, затем битумная мастика и лента ПВХ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

  Магистральные трубопроводы классифицируют на нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспорти­рования нетрадиционных грузов. Магистральный нефтепровод представляет собой трубопровод, необходимый для перекачки нефти и газа, характеризующиеся большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм). Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяют на два класса. В состав магистральных трубопроводов входят нефтеперекачивающие и компрессорные станции, емкости для хранения нефти, нефтепродуктов и газа, линейная часть трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия и т.д., линии электропередачи, установки электрохимзащиты, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов, постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки и т. д. Коррозия при транспортировке нефти способствует возникновению ряда неудобств:

1. разрушение трубопроводов как изнутри, так и снаружи;
2. снижение времени между профилактическими осмотрами магистралей и ремонта;
3. чрезмерные затраты на замену оборудования и труб;
4. полный или частичный выход из строя нефтеперерабатывающего комплекса;
5. уменьшение качества транспортируемой нефти.

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей — атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т. е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается. Существуют такие виды коррозии как: химическая, электрическая и электрохимическая. Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита. К наиболее часто применяющимся веществам для нанесения изоляционных покрытий можно отнести: битумные и битумно-полимерные материалы, материалы на основе полиэтилена, смолы, грунтовки и шпатлевки, эмали, краски. При электрохимической защите к изделию из металла подводят постоянный электрический ток. Благодаря ему на поверхности металлической конструкции образуется катодная поляризация электродов микрогальванических пар и анодные области становятся катодными. А вследствие негативного влияния коррозии разрушается не металл, а анод. Электродренажная защита представляет собой метод защиты трубопроводов от их разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение — источник блуждающих токов либо специальное заземление. Для этого применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. В ходе расчёта средних значений тока поляризации и удельного сопротивления грунта было установлено, что коррозийная активность грунта средняя, поэтому используем нормальный тип изоляции. При нормальном типе изоляции используется вторая схема, по которой на трубу газопровода наносится грунтовка, затем битумная мастика и лента ПВХ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85 (с Изменением N 1) / Минстрой России. – М.: ГУПЦ ПП, 2012. – 52 с.
2. ГОСТ 9.602-2016 «Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».
3. Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д. Основы нефтегазового дела. — Учеб. для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 — 307 с.
4. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. – М: Недра, 2012 – 824 с.
5. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа. «ДизайнПолиграфСервис», 2012. — 544 с.
6. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. — Москва-Ижевск: Институт ком­пьютерных исследований — Удмуртский госуниверситет, 2004. — 720 с.
7. Мастобаев Б.Н., Нечваль А.М., Коробков Г.Е. Транспорт и хранение нефти и газа. – М.: Недра, 2013. – 358 с.
8. Тетельмин В.В., Язев В.Л. Нефтегазовое дело. Полный курс. — Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект, 2009. — 800 с.
9. Дербишевич В.С., Саркисян А.К., Боровская Л.В. Способы защиты нефтепроводов от коррозии // Материалы XII Международной студенческой научной конференции «Студенческий научный форум». -2019. — №4. – С. 87-90.
10. Иоффе Б.В. Создание траншей в условиях мёрзлых грунтов при строительстве трубопроводного транспорта в нефтегазовой промышленности // Нефтегазовое дело. – 2012. — № 4. – С. 315-335.
11. Тиханова, М. М. О методах и способах борьбы с коррозией трубопроводов / М. М. Тиханова // Молодой ученый. — 2020. — № 15 (305). — С. 162-164.
12. Официальный сайт компании «Газпром» [Электронный ресурс] URL: https://www.gazprom.ru/projects/skhv/
13. Защита трубопроводов от коррозии [Электронный ресурс] URL: https://www.kzit.ru/company/articles/zashchita_truboprovoda_ot_korrozii/

---

1 2