Магистрального нефтепровода

коррозионного покрытия, напряжения и температуры стенки трубы, характера грунта, наличия катодной защиты, расстояния до компрессорной [2, 7, 23, 25, 27. 51, 103. 104]. При этом анализировались физико-механические и электрохимические свойства металла очаговых зон, расположение и топография трещин, неоднородность чувствительности металла к КР по периметру трубы, сопутствующие коррозионные процессы. В результате анализа было выявлено, что КР имело место как на трубах отечественного производства (Челябинский, Харцызский и Волжский трубопрокатные заводы), изготовленных из сталей марок 14Г2САФ, 15Г2С, 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ, так и на трубах, поставляемых по импорту фирмами Германии, Японии, Франции из сталей групп прочности Х60, Х65. Х70. Отказы возникали на катодно-защищенных магистральных газопроводах, сформированных из прямошовных и спирале-шовных труб диаме'рром 1020-1420 мм с толщиной стенки 9-18 мм, имеющих резинобитумную или пленочную изоляции. Характерный внешний вид разрушения магистрального газопровода вследствие КР приведен на рис. 1. Топография трещины приведена на рис. 2.

Рис. 1. Характерный вид разрушения магистрального газопровода

Интересные результаты были получены при анализе разрушения и свойств металла магистрального газопровода "Уренгой -Центр 2" вблизи очаговой зоны. Давление в точке отказа — 7,4 МПа, температура - 30° С, защитный потенциал в месте отказа - минус 1,4 В (МСЭ), подземная прокладка III категории из труб 1420x15,7 мм с заводской полиэтиленовой изоляцией производства Харцызского трубного завода. Сталь Х70 (ТУ-14-3-995-81). Грунт -суглинок тяжелый, тугопластичный с включениями до 10% обломков скальных пород. Расстояние до компрессорной - около 2 км. Разрыв произошел на опорной поверхности газопровода (6 часов условного циферблата).

В научно-технической литературе нет единого мнения о наличии КР в Канаде. Опубликованный в 1992 г. отчет о проведении переизоляции участка Трансканадского газопровода [126] не позволяет сделать однозначного заключения о наличии КР. Трещины, которые можно было интерпретировать как КР, практически не были выявлены авторами работы с помощью применяемой ими методики (снятие изоляции с отложениями, последующая дефектоскопия металла и гидравлические переиспытания). Стоимость таких работ составляет 45-62% от стоимости строительства новой нитки трубопровода [45]. Как будет показано в главе 4, примененная методика поиска очагов КР недостаточно эффективна и, соответственно, не может в полной мере обеспечить безопасность магистрального газопровода. Подтверждением вышесказанного служат продолжающиеся отказы магистральных газопроводов в Канаде. Так, в июле 1955 г. КР явилось причиной практически одновременного разрушения четырех ниток Трансканадского магистрального газопровода [160, 161]. Иллюстрацией неоднозначной идентификации отказов в Канаде может служить последнее разрушение Трансканадского газопровода вблизи г. Виннипег с возгоранием газа, произошедшее 15 апреля 1996 г. [162]. Первоначально данное разрушение было отнесено к КР, однако в дальнейших [163] сообщениях оно интерпретировалось как отказ, произошедший в результате разрушения сварного соединения. По данным-официальной статистики, в Канаде все же зарегистрировано 11 случаев крупных разрушений газопроводов и 9 случаев свищей, отнесенных к КР [163]. При этом Министерство энергетики Канады планирует выделить ассигнование на новые исследования .в области КР в размере 2,3 миллиардов канадских долларов.

Отказы трубопроводов [2, 7, 29, 43, 51, 75, 90] имели место на газопроводах, проложенных в глинах, суглинках, песках, карбонатных и скальных породах. Причем в ряде случаев отмечалось замедление развития КР с увеличением степени минерализации грунта при пересечении трубопроводами сорных участков (отдельные отрезки магистрального газопровода "Средняя Азия -Центр"), по-видимому, в связи с интенсивным коррозионным растворением металла в вершине трещины, сглаживания концентратора напряжении и их релаксации вследствие хемомеханического эффекта [36]. Последнее подтверждается тем, что на таких участках магистральных газопроводов зафиксированы случаи интенсивной общей и язвенной коррозии внешней поверхности труб. С этим же, возможно, связано и то, что у ряда газопроводных систем наименее подвержены КР их первые очереди (отставание ввода системы катодной защиты от момента начала эксплуатации газопровода).

Возможность образования сероводорода при растворении сульфидных включений контролировалась с помощью галогенидов серебра в эмульсионном слое фотобумаги. В качестве рабочих сред были использованы водные растворы катодных отложений, отобранных из очаговых зон разрушения магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр". Растворы имели рН 12 и состояли, по данным рентгенофазового анализа (ДРОН 3.0, излучение Мо, КД из кристаллогидратов карбоната и бикарбоната натрия. Тестиро-

Рис. 12. Потенциодинамические поляризационные кривые карбонильного железа (Fe) и стали А12 в реальной (ОТ) приэлектродной среде, отобранной из очаговой зоны разрушения магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр IV", и модельной (МОД) среде .

Рис. 14. Кривые водородопроницаемости мембран толщиной 80 и 200 мкм из карбонильного железа (Fe) и стали А12 в реальной (ОТ) приэлектродной среде, отобранной из очаговой зоны КР на участке магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр IV", и модельной (МОД) среде

200 мкм, изготовленных из карбонильного железа (Fe) и сталей, отобранных из очаговых зон разрушения газопроводов по причине КР. Среда из очага разрушения магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр IV"

толщины из стали 17Г1С, отобранной из очаговой зоны разрушения магистрального газопровода, в модельной среде

ленные ПО "Югтрансгаз", Трубнадзором, Газнадзором РАО "Газпром". При проведении анализа была проведена оценка вида распределения времени до отказа магистрального газопровода. Для этого предварительно вычислена описательная статистика отказов [94] (табл. 2.1). В качестве оценочного параметра было выбрано время до разрушения магистрального газопровода, выраженное в годах.

При расчете малоцикловой коррозионно-усталостной долговечности для магистрального нефтепровода, не имеющего катодную защиту (т > 0,5), даже при полученном уровне растягивающих кольцевых напряжений (0,7стт) трубопровод не выдерживает нормативного срока эксплуатации (при m = 0,5, N = 8 396). Таким образом, кроме своего прямого назначения катодная защита, входящая в состав комбинированной противокоррозионной защиты, предусмотренной СНиП 2.05.06-85, способствует также обеспечению коррозионно-усталостной долговечности магистрального нефтепровода.

РД 39-30-298-79. Методика установления нормативного уровня надежности линейной части магистрального нефтепровода.

РД 39-30-298-79. Методика установления нормативного уровня надежности линейной части магистрального нефтепровода.

Развитие добычи нефти в Аргентине сдерживается из-за недостатка капиталовложений и транспортных средств, особенно нефтепроводов. К 1973 г. общая сеть нефте- и продуктопроводов в Аргентине превысила 4000 км. Первый магистральный нефтепровод был построен в 1960 г. от месторождения Кампо-Дуран до нефтеперерабатывающих заводов компании «ЯПФ» в Чачапоясе (провинция Сальта) и в Сан-Лоренцо. Протяженность этого нефтепровода 1483 км, диаметр 305мм, пропускная способность 7100т в сутки. В 1962 г. было завершено строительство второго магистрального нефтепровода протяженностью 625 км от нефтяных промыслов в Чальяко (Неукен) до порта Байя-Бланка, пропускная способность его 7 тыс. т нефти в сутки. В 1969 г. были сданы в эксплуатацию еще два магистральных нефтепровода протяженностью 950 км: Сальто — Сан-Лоренцо (провинция Сальта) и Плаза-Уинкуль — Байя-Бланка (Неукен). В 1970 г. вступил в эксплуатацию нефтепровод от мыса Сан-Антонио до городов Ла-Плата и Буэнос-Айрес (270 км) и от месторождений Неукен и Рио-Негро до Пуэрто-Росалес (625 км).

Пример 1. Определить количество катодных установок на стадии "Проект", необходимых для защиты магистрального нефтепровода диаметром 1020 мм, длиной 300 км, имеющего толщину стенки 10 мм. Переходное сопротивление "трубопровод-грунт" равно 6000 Ом-м2. Естественный потенциал "труба-грунт" равен -0.55 В по МЭС.

Пример 5. Определить параметры катодной защиты магистрального нефтепровода D = 720 мм с толщиной стенки ?=9 мм, протяженностью 100 км. Нефтепровод прокладывается по местности со средним удельным сопротивлением 20 Ом-м. Переходное сопротивление "трубопровод-грунт" равно 5970 Ом-м2.

Для примера проанализируем экономическую эффективность внедрения тиристорного регулируемого электропривода на насосной станции магистрального нефтепровода, оборудованной ЦН типа НМ-3 600-2 10 в зависимости от коэффициента формы суточного графика расхода Кф [63,71]

На насосных станциях часто практикуется совместная параллельная или последовательная работа нескольких насосов на одну гидравлическую сеть. Например, на насосной станции магистрального нефтепровода давление, необходимое для транспорта нефти (50-Ю5 +65-1 05 На) обычно создается тремя основными последовательно соединенными насосами типа НМ [55].

ресурса магистрального нефтепровода с дефектами,

Для примера проанализируем экономическую эффективность внедрения тиристорного регулируемого электропривода на насосной станции магистрального нефтепровода, оборудованной ЦН типа НМ-3 600-2 10 в зависимости от коэффициента формы суточного графика расхода Кф [63,71]

На насосных станциях часто практикуется совместная параллельная или последовательная работа нескольких насосов на одну гидравлическую сеть. Например, на насосной станции магистрального нефтепровода давление, необходимое для транспорта нефти (50-Ю5 +65 • 105Па) обычно создается тремя основными последовательно соединенными насосами типа НМ [55].