Расчетно-полевые методики диагностирования состояния нефтегазовых трубопроводных систем

DOI:

В настоящее время существует необходимость количественной оценки физического состояния подземных трубопроводов с целью их паспортизации и планирования капитальных затрат на ремонт. Часть полевых методик устарела и требует пересмотра. Например, руководящие документы по коррозионным исследованиям включают в себя: а) оценку качества изоляционного покрытия трубопровода в выбранных точках сети; б) прогнозирование коррозионного процесса и пр.

Измерения, необходимые для оценки процесса коррозии, рекомендуется проводить на трубопроводах непосредственно в шурфах, поскольку иные методики оценки не рекомендуются для повсеместного применения. При шурфовании с шагом 200 м (шаг больше 200 м не даст достоверной информации для сложной трубопроводной сети) для анализа коррозионного состояния, например, для 3 000 км газопроводной сети города понадобится 15 000 шурфов, что при стоимости работ на одном шурфе (земляные, изоляционные, из- мерительные полевые и камеральные работы) более 3 000 руб/шурф приведет к суммарным затратам не менее 3 000 х 15 000 = 45 000 000 рублей. Такие работы при объеме 500 шурфов в год потребуют не менее 30 лет и денежных затрат 3 000 х 500 = 1 500 000 руб./год.

Кроме прямых затрат, связанных с шурфованием, выявлены следующие негативные процессы:

• 1.    Экскаватор при вскрытии трубопровода ковшом задевает его и нарушает целостность изоляционного материала. При инструментальном исследовании прилипаемости изоляции также изменяется целостность покрытия, то есть нарушается адгезия, появляются трещины, которые характерны не только в точке исследования, но и по обе стороны от этой точки, а может быть и за пределами шурфа. Особенно это относится к газопроводам со старой, хрупкой изоляцией.

• 2.    Проведенная переизоляция оголенного участка новой липкой лентой или свежим битумом приведет к тому, что на трубопроводе в шурфе возникнет гальваническая неоднородность, анодом которой будет граница между старой и новой изоляцией, а катодом – весь остальной старый трубопровод с трещинами в изоляции. Это приведет к появлению в трубопроводной сети сотен новых коррозионных макропар.

• 3.    Рекомендуемая для измерения удельного электрического сопротивления изоляции методика «мокрого полотенца», то есть наложение на изолированный трубопровод бандажа-электрода с поляризацией трубопровода от внешнего источника тока, не всегда дает верные результаты, поскольку поляризационное сопротивление, доля которого в общем сопротивлении изоляционного покрытия ( R _из) может составлять 90 и более процентов, зависит от плотности тока поляризации как нелинейное сопротивление. Известно, что в натурных условиях напряжение на изоляции трубопровода не превышает 1,5 В. Именно при этом напряжении необходимо измерять величину R _из. Но при использовании метода «мокрого полотенца» нормативно допустимое напряжение на бандаже-электроде равно 30 В, плотность поляризующего тока через изоляцию, таким образом, превышает фактическую плотность поляризации в 20 раз. В то же время извест-

• но, что чем больше ток поляризации, тем меньше поляризационное сопротивление. В таком случае неизвестно, что же измеряют методом «мокрого полотенца», тем более что полотенце под бандажом рекомендуется смачивать 3-процентным раствором поваренной соли, электрическая проводимость которого может быть на два порядка выше проводимости почвенного электролита.

• 4.    Измерения удельного электрического сопротивления грунта ( р ) , взятого из шурфа, с помощью стандартной лабораторной четырехэлектродной установки не всегда точны. Как показали данные, полученные в ОАО «Вол-гоградгоргаз», результаты лабораторных измерений р могут отличаться от результатов полевых на порядок , причем всегда в сторону понижения. Причина этого процесса кроется в том, что при переносе грунта в лабораторные условия нарушают его естественную структуру. К тому же образец грунта перед измерениями должен смачиваться дистиллированной водой и произвольно утрамбовываться, что также не всегда проводится. Такие измерения удельного электрического сопротивления, полученные в лабораторных условиях, пригодны лишь при исследовании жидких электролитов.

В последние годы авторами разрабатываются расчетно-полевые методики диагностирования коррозионного состояния трубопроводов [1; 2; 4].

Из перечисленных методик полевых исследований требует отдельного обоснования методика определения удельного электрического сопротивления изоляции ( R _из) в точке сети. Поэтому ниже приводятся результаты теоретической и экспериментальной проверки этого способа измерения.

При опытных полевых измерениях, которые были выполнены авторами, ставилась задача оценить достоверность предлагаемой методики определения удельного электрического сопротивления изоляции ( R _из) путем сравнения результатов расчета с результатами непосредственного измерения R _из в шурфах методом «мокрого полотенца». В таблицах 1–3 приводятся материалы летних измерений 2016 года.

Как видно из таблиц 1–3, предлагаемая методика измерений R _из дает оцениваемые на

Таблица 1

Определение удельного электрического сопротивления грунта на территории г. Волгограда

№ точек	Адрес точки измерения	Диаметр газопровода, d, м	Глубина заложения, h, м	Удельное электрическое сопротивление грунта, с , Ом/м2
1	Пересечение ул. Совнаркомовской и ул. Кубанской	108	1,35	12
2	5-й участок, СКЗ.333	108	1,50	28
3	ул. Иркутская, 9 (торец)	219	1,60	58
4	ул. Иркутская, 9 (фасад)	273	1,65	56
5	ул. Лавочкина, 6 (120 м от точки 4)	299	1,50	83

Таблица 2

Результаты смещения потенциала в земле справа и слева от трубопровода

№ точек	Шаг измерительной установки, Δ y, м	Разность потенциалов земля-земля, мВ				Расчетное приращение потенциала земли, Δ U зем , мВ	Приращение потенциала газопровода, Δ U т , мВ
		слева, U зем.1		справа, U зем.2
		с СКЗ	без СКЗ	с СКЗ	без СКЗ
1	2,5	7,10	0,10	6,90	-0,10	7,000	250
2	3,0	-12,20	-1,50	21,10	1,00	4,700	300
3	3,0	-3,17	-0,27	6,67	-2,18	2,980	350
4	3,0	-7,78	-8,93	-7,70	-7,30	0,375	330
5	3,0	19,90	17,20	2,02	1,98	1,350	300

Таблица 3

Результаты измерения удельного электрического сопротивления изоляции

№ точек Плотность тока трубопровода, jт, мА/м2 Измеренное удельное электрическое сопротивление изоляции, Rиз, Ом.м2 с поверхности земли в шурфе 1 8,1000 31 18 2 2,0800 144 47 3 0,5840 1 140 685 4 0,0341 970 10 532 5 0,0677 4 470 – практике результаты. Охватываемый методикой диапазон измерений R из достаточно велик. Погрешность измерений плотности тока трубопровода, а следовательно Rиз, определяется погрешностью измерений удельного электрического сопротивления грунта ρ.

Получено, что при полевых измерениях ρ шаг измерительной четырехэлектродной установки не должен быть меньше двух глубин укладки трубопровода. Погрешность измерений R _из связана с определением истинного значения стационарного потенциала трубопровода. Погрешность измерений U _зем. связана с наличием блуждающих токов в земле. В точках 3, 4 и 5 каждое значение U _зем. определялось как среднее из 30 мгновенных значений.

При исследовании трубопроводных систем необходимо быстро вывести нефтегазовый продукт из трубы. Авторами предлагается к использованию устройство для врезки отвода в действующий трубопровод [3]. Оно позволяет осуществлять качественную врезку в трубопроводы различного диаметра и под заданным углом.

Устройство содержит центрирующий механизм, который выполнен в виде корпуса с установленными на нем фиксаторами, хотя бы в один ряд и с двумя фиксаторами в ряду, с возможностью взаимодействия их с внутренними поверхностями патрубка, задвижкой и герметичным корпусом (см. рисунок). Причем вал режущего элемента приводит во вра-

Общий вид устройства для врезки отвода в действующий трубопровод:

1 - трубопровод; 2 - патрубок; 3 - запорный элемент (задвижка, шаровой кран и т. д.); 4 - герметичный корпус;

5 - вал; 6 - режущие элементы; 7 - приводные механизмы возвратно-поступательного (гидроцилиндр и т. п.) типа;

8 - приводные механизмы вращательного (электромотор, гидродвигатель и т. п.) типа; 9 - центрирующий механизм;

10 - корпуса; 11 - фиксаторы; 12 - упор; 13 - крайняя точка режущего элемента;

14 - крайняя точка механизма захвата вырезанного из трубы участка; 15 - перемещающиеся части;

16 - опорные поверхности; 17- ролики

щение приводные механизмы вращательного типа и связан с корпусом. Корпус центрирующего механизма соединен с герметичным корпусом приводного механизма возвратно-поступательного типа таким образом, чтобы в сложенном состоянии приводного механизма возвратно-поступательного типа крайняя точка перемещающихся частей со стороны трубопровода могла находиться в герметичном корпусе устройства.

Предлагаемое устройство для врезки в действующий трубопровод расширит функциональные возможности данного типа устройств за счет возможности врезки в трубопроводы различного диаметра. Существующие технологии машиностроения и применяемые материалы позволяют организовать промышленное изготовление предлагаемого устройства.

СПИСОК ЛИ ТЕ РА ТУРЫ

• 1.    Инструкция по определению коррозионной агрессивности грунта методом катодной поляризации. - Волгоград, 2000.

• 2.    Инструкция по оценке скорости коррозии подземных газопроводов методом градиента потенциала. - Волгоград, 1999.

• 3.    Пат. 2010150412/06 Российская Федерация. Устройство для врезки отвода в действующий трубопровод / Трохимчук М. В., Лапынин Ю. Г., Архипов А. А., Макаренко А. Н.; заявитель и патентообладатель РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. -N 1653762/23; заявл. 08.12.10; опубл. 20.06.12.-6 с.

• 4.    Ткаченко, В. Н. Расчет локального электрического сопротивления неоднородного защитного покрытия подземного трубопровода / В. Н. Ткаченко // Защита металлов. - 2002. -Т. 38, № 1.-С. 100-114.