Реферат: Защита МНГП от коррозионного разрушения

Защита МНГП от коррозионного разрушения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Институт природных ресурсов

Специальность: 131000 "Нефтегазовое дело"

Кафедра Транспорта и Хранения Нефти и Газа (ТХНГ)

Тема: "Защита МНГП от коррозионного разрушения"

(Дисциплина «Коррозия и защита от коррозии газонефтепроводов»)

Студент гр. З - 2Б11

А.А. Грачёв

Преподаватель ТПУ

В.И. Хижняков

Томск - 2015

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

МЕХАНИЗМ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ НАЛОЖЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА (ЭХЗ)

ЗАЩИТА МНГП ОТ ДЕЙСТВИЯ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводная система предназначена для выполнения своих функций в течение заданного срока. С эксплуатационной точки зрения хотелось бы иметь такую систему, у которой все узлы и элементы безотказно и качественно отработали бы заданный срок, после которого их можно было бы полностью заменить [1]. Однако создание «идеальной» системы потребовало бы больших временных и финансовых затрат. Обычно ставятся более реальные цели - создать систему, которая должна удовлетворять функциональному назначению, быть простой в эксплуатации, дешевой и конкурентоспособной. Трубопроводные системы, к сожалению, далеки от совершенства. Знание механизмов разрушения позволяет разрабатывать эффективные способы защиты трубопроводов от разрушения [2].Современная Единая система газоснабжения Российской Федерации является уникальным и постоянно растущим объектом по транспортировке газа. Она представляет собой эксплуатирующуюся в сложных климатических условиях разветвленную сеть, состоящую из сложных технических объектов, осуществляющих транспортировку газа под высоким давлением. Высокая капиталоемкость магистрального транспортного газа предполагает необходимость поиска путей снижения удельных затрат на транспортировку газа. Одно из перспективных направлений снижения металлоемкости магистральных газопроводов - применение труб больших диаметров с повышенными эксплуатационными характеристиками и давлениями газа до 12 МПа [4]. Как правило, повышение прочности стали сопровождается снижением пластичности материала и, соответственно, снижением ресурса конструкций. При применении новых труб, например диаметром 1420 мм категории прочности К65 (Х80) с уникальными свойствами, возникают вопросы безопасности и надежности сварных соединений [3].

В связи с ростом трубопроводных сетей для природного газа, обладающих повышенным риском возникновения различного рода аварийных ситуаций, становится актуальной проблема безопасности и надежности эксплуатации газопроводов. Для решения проблем безопасности трубопроводов создаются различные исследовательские подразделения. В частности, в 1972 г была создана Европейская научно-исследовательская группа по трубопроводам (EPRG) [3].

В процессе эксплуатации трубопроводов возникают проблемы, связанные с обеспечением надежной и безопасной работы, в частности возникают дефекты, в том числе коррозионные, несмотря на наличие электрохимической защиты (ЭХЗ). Как отмечается в работе [5], основной постулат ГОСТ 51164-98 по защите подземных сооружений от коррозии, определяющий обеспечение защиты трубопроводов от коррозии при наличии изоляции и 100%-й защищенности участка средствами ЭХЗ, как правило, не срабатывает. Неправильно выбранный защитный потенциал приводит к повреждениям и разрушению изоляционного покрытия на больших площадях [5].

Большую опасность представляют случаи, когда имеют место два и более источника разрушения [6], например существенные механические напряжения, коррозия и концентраторы напряжений (царапины, вмятины). Концентраторы напряжений активизируют коррозионный процесс. При существенной коррозии происходит изменение не только геометрических, но и механических характеристик материала. Все это существенно снижает ресурс трубопроводов.

Проблема защиты от коррозионного разрушения трубопроводов, работающих при интенсивных механических воздействиях, является важной задачей. Безаварийная работа трубопроводов зависит от состояния поставляемых элементов и узлов системы, от условий их эксплуатации и от качества выполнения монтажных и ремонтных работ. Нарушение режима эксплуатации трубопроводов ведет к дополнительным напряжениям в металле.

Разрушение газопровода высокого давления приводит к сокращению добычи газа, что приводит к большому ущербу, ухудшению экологической ситуации и затратам больших финансовых ресурсов для ликвидации аварий. Поэтому вопросам безопасности трубопроводов уделяется большое внимание как у нас в стране, так и за рубежом. Возникает необходимость проведения научно-исследовательских работ, направленных на изучение процесса износа и старения существующих систем газопроводов, особенностей работы старых и новых трубных сталей, покрытий в экстремальных условиях и т. д.

МЕХАНИЗМ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

Почвенная коррозия - разрушение металла под воздействием агрессивной почвенной среды. Этому виду коррозионного разрушения подвергаются металлы и конструкции, находящиеся в почве, то есть различные подземные резервуары, трубопроводы, сваи, кабеля и т. п.

Грунт - очень агрессивная коррозионная среда, которая состоит из множества элементов. Коррозионная агрессивность почвы определяется некоторыми факторами: влажностью, рН, аэрацией, составом почвы, пористостью, электропроводностью. По коррозионной активности грунты различают: высокой, средней, низкой агрессивности. Глинистые грунты способны долго удерживать в себе влагу, за счет чего считаются наиболее агрессивными в коррозионном отношении. Песчаные в коррозионном отношении практически инертны. Торфяные, глинистые, болотные почвы, содержащие большое количество органических кислот обладают сильным негативным воздействием на находящийся в них металл. рН этих грунтов имеет повышенное либо пониженное значение, за счет чего коррозионные процессы ускоряются. Влага, которая находится в почве, ускоряет прохождение процессов коррозии, превращая почвенную среду в электролит, и способствует прохождению именно электрохимических коррозионных процессов. Влага легче проходит сквозь почву, если почва имеет более пористую структуру. При наличии в грунте растворенных солей и различных минералов он становится более электропроводным, электродные процессы на катоде и аноде протекают легче, что является причиной увеличения скорости почвенной коррозии. Высокая неоднородность грунта также влияет на скорость почвенной коррозии. Возникают гальванические элементы, из-за которых коррозионное разрушение носит неравномерный характер. В грунтах живет множество различных микроорганизмов, которые оказывают очень большое влияние на коррозионную агрессивность почв. Коррозионное разрушение, вызванное наличием и жизнедеятельностью живых организмов носит название - биокоррозия. Микроорганизмы в почве могут существовать при наличии кислорода и без него. Среди бактерий, которые оказывают очень сильное влияние на почвенную коррозию, можно выделить серобактерии, железобактерии и анаэробные сульфатредуцирующие бактерии.

Механизм почвенной коррозии почти всегда носит электрохимический характер. Крайне редко, в очень сухих почвах, почвенная коррозия может проходить по химическому механизму. Для данного вида коррозии характерно возникновение коррозионных гальванопар, язвенный характер разрушения. При этом значительное влияние на ход процесса оказывает омическое сопротивление грунта.

Защита от почвенной коррозии

Для защиты от почвенной коррозии используют следующие методы:

изоляционные покрытия;

специальные методы укладки;

создание искусственной атмосферы;

электрохимическая защита.

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

Защита газопроводов от коррозии подразделяется на пассивную и активную.

Пассивная защита. Этот вид защиты предусматривает изоляцию газопровода. При этом используют покрытие на основе битумно-полимерных, битумно-минеральных, полимерных, этиленовых и битумно-резиновых мастик (ГОСТ 15836 - 79). Основные характеристики мастик приведены в табл. 1-5.

Противокоррозионное покрытие должно иметь достаточные механическую прочность, пластичность, хорошую прилипаемость к металлу труб, обладать диэлектрическими свойствами, а также оно не должно разрушаться от биологического воздействия и содержать компонентов, вызывающих коррозию металла труб.

Таблица. 1

Состав битумно-минеральных мастик

В качестве анодного заземления установок катодной защиты применяют железокремниевые, углеграфитные, графитопластовые, стальные и чугунные электроды. Тип анодного заземления выбирают в зависимости от удельного сопротивления, глубины промерзания грунта, расположения других подземных металлических конструкций.

Таблица. 2

Таблица 3.

Состав битумно-полимерных мастик

Таблица. 4

Основные физико-механические свойства мастик

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

В процессе технической диагностики нефтегазового оборудования методы электрического контроля используют в первую очередь для оценки целостности изоляционных покрытий. Контроль состояния изоляции осуществляют обычно электропараметрическим (методом «влажной губки») и электроискровым («высоковольтным») методами.

Определение состояния изоляции подземных трубопроводов производится:

• на основе визуального осмотра;

• по величине переходного сопротивления;

• по количеству сквозных повреждений.

Визуальный осмотр изоляции выполняется в шурфах. Шурфованию при обследовании трубопроводов принадлежат те участки, на которых предполагается наличие разрушений изоляции (на основе анализа статистических данных об авариях, работы СКЗ и др.). Количество шурфов, отрытых на каждом километре обследуемого трубопровода, должно быть не больше двух.

При отрыве шурфов осторожно снимают прилегающие к трубопроводу слои земли с тем, чтобы не нарушить изоляцию в трубе. Далее производят визуальное обследование с описанием внешнего вида и типа повреждения покрытия, определяют адгезию защитного покрытия на неповрежденной части изоляции.

Недостатком данного метода является субъективность в оценке качества изоляции.

Наиболее полно состояние изоляционного покрытия подземных трубопроводов характеризует величина переходного сопротивления. Переходное сопротивление подземного изолированного металлического трубопровода - это сопротивление входу тока в подземный трубопровод, а также выходу из него.

Проще всего определить переходное сопротивление Rn в местах установки контрольно-измерительных колонок (КИК). В этом случае используется схема измерения, изображенная на рис. 5.5. В качестве источника тока и одновременно измерительного прибора используются измерители сопротивления МС-08, М-231 и др. Значение переходного сопротивления снимают непосредственно по шкале прибора. Однако возможности данного метода ограничены, поскольку КИК размещаются по трассе трубопровода через 1 км.

Рисунок 3 - Схема определения переходного сопротивления измерителями сопротивления:1 - трубопровод; 2 - контрольно-измерительная колонка;3- измеритель сопротивления; 4 - измерительные электроды

Рисунок 4 - Схема определения переходного сопротивления методом «мокрого контакта»:1 - трубопровод; 2 - изоляционное покрытие; 3 - механический контакт; 4 - влажное матерчатое полотенце, 5 - электрод

Переходное сопротивление может быть измерено в шурфах методом «мокрого контакта» (рис. 4). Схема измерений по данному методу состоит в следующем. Покрытие в месте измерения очищают от грунта и свободной влаги по периметру трубопровода полосой, ширина которой должна быть не менее 0,5 м. На очищенную поверхность накладывают тканевое полотенце, смоченное в 3%-м растворе поваренной соли, а на него - металлический электрод-бандаж.