Особенности противокоррозионной защиты подземных переходов через русла рек

Размещено на http: //www. allbest. ru/

Северо-Кавказский федеральный университет, д.т.н., доцент, профессор кафедры технологии переработки нефти и промышленной экологии института нефти и газа

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»., ведущий инженер отдела электрохимзащиты

Особенности противокоррозионной защиты подземных переходов через русла рек

Шестерикова Раиса Егоровна, Шестериковa Анастасия Андреевна,

Шестериков Андрей Геннадьевич

Аннотация

подземный газопровод река противокоррозионный

В статье рассмотрены проблемы, возникающие при строительстве подземных переходов на газопроводах через русла рек с использованием технологии наклонно-направленного бурения. Одной из главных проблем является использование в составе бурового раствора бентонитовой глины. Исследованиями авторов установлено, что бентонитовая глина способствует образованию макрогальванопар на стыках перехода и газопровода. Это приводит к интенсивной коррозии подземного перехода.

Для защиты подземного перехода от коррозии разработана схема электрохимзащиты, исключающая образование макрогальванопар, что снижает опасность коррозионных разрушений на газопроводе.

Ключевые слова: газопровод, коррозия, подземный переход, электрохимзащита, электроэнергия

Рубрика: 25.00.00 НАУКИ О ЗЕМЛЕ

Библиографическая ссылка на статью:

Шестерикова Р.Е., Шестериковa А.А., Шестериков А.Г. Особенности противокоррозионной защиты подземных переходов через русла рек // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 10 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2017/10/84458 (дата обращения: 24.09.2018).

При пересечении трубопроводами водных преград используются воздушные либо подводные переходы. В целях повышения эксплуатационной надежности и осуществления антитеррористических мероприятий в настоящее время они реконструируются в переходы подземного исполнения.

Одним из первых в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» был замен воздушный переход длиной 460 м и диаметром 530 мм. Реконструкция проводилась с использованием технологии наклонно-направленного бурения (ННБ). Технология ННБ включает бурение горизонтальной скважины диаметром 600 мм, с последующим протаскиванием через пробуренную скважину трубопровода с изоляционным покрытием заводского нанесения и кожуха под кабель связи диаметром

57 мм. Для пассивной защиты металла трубы от коррозии использовалась трехслойная полимерная изоляция заводского нанесения. Для изоляции сварных стыков применены термоусаживающиеся манжеты фирмы «Райхем».

При бурении скважины использовался буровой раствор, содержащий бентонитовую глину для укрепления стенок скважины. По технологии для уменьшения трения и исключения контакта трубы с породой труба протаскивается в среде глинистого раствора. Зазор между скважиной и трубой остается заполненным глинистым раствором, труба при этом покрыта глинистой коркой.

Профиль подземного перехода приводится на рисунке1.

На рисунке 1 видно, что трубопровод пересекает гравийно-песчаный слой, при прохождении через который изоляционное покрытие трубы оказалось поврежденным.

Рисунок 1 Профиль подземного перехода

Поврежденными оказались термоусаживающиеся манжеты. Недостаточный диаметр пробуренной скважины также мог вызвать повреждения изоляционного покрытия.

На рисунке 2 показаны повреждения изоляции проложенного через скважину трубопровода и выбуренный гравийный грунт.

Рисунок 2 а) гравий, вынесенный протаскиваемой плетью из скважины; б) повреждение термоусаживающейся манжеты

Для оценки эффективности используемой технологии ННБ и качества изоляционно-укладочных работ при реконструкции перехода через русло реки были выполнены электрометрические исследования и катодная поляризация. Результаты катодной поляризации на участке подземного перехода под рекой показали, что изоляционное покрытие имеет существенные повреждения.

Электрометрическими исследованиями была установлена большая разность естественных потенциалов «труба-земля» между трубой подземного перехода и прилегающими участками трубопровода: потенциал перехода -0,91в, а потенциал прилегающих участков -0,67 в.

После реконструкции при такой разности потенциалов между подземным переходом и прилегающими участками трубопровода возникает опасность образования макрогальванических пар и интенсивных коррозионных разрушений подземного перехода. На рисунке 3 приводится схема образования макогальванической пары из-за различной воздухопроницаемости грунтов над трубопроводом.

Рисунок 3 Схема образования коррозионных гальванических макропар А - анодный участок; К - катодный участок

Для исключения коррозионного разрушения трубопровода с поврежденной изоляцией под руслом реки в процессе его эксплуатации была разработана специальная схема электрохимзащиты (ЭХЗ), позволяющая исключить условия образования макрогальванопар. Сущность разработанной схемы ЭХЗ заключается в разделении газопровода на два электрически изолированных участка путем установки электроизолирующих вставок: подземный переход и газопровод. Для обеспечения непрерывной электрохимической защиты отсеченного перехода от коррозии используются протекторные установки. Существующая система ЭХЗ газопровода остается без изменений. Для обеспечения электрической связи между участками газопровода, прилегающими к переходу, использовался металлический кожух кабеля связи. Для предотвращения коррозионных процессов на краях прилегающих участков газопровода, в случае нарушения контакта между ними, устанавливаются токоотводы из протекторов.

Схема разработанной системы ЭХЗ подземного перехода с поврежденной изоляцией изображена на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема электрохимической защиты подземного перехода 1 - труба, 2 - электроизолирующие вставки, 3 - токоотвод, 4 - протекторная установка, 5 -кожух кабеля связи, 6 - перемычка

Для подтверждения теоретического вывода о возможности образования гальванопары между переходом и основным газопроводом, а также для оценки коррозионной активности бентонитовой глины-компонента глинистого раствора - были проведены экспериментальные исследования. Эксперименты проводились по ГОСТ 9.506-87 «Методы определения защитной способности». В качестве испытуемых сред использовались грунт, отобранный из шурфа с места проведения работ и бентонитовая глина, и металлические образцы - из стали трубы.

Анализ результатов экспериментальных исследований показал, что коррозионная активность грунта выше, чем бентонитовой глины. При одинаковой поверхности образцов потеря массы образца, находящегося в бентонитовой глине, составила 2,77 г, а в грунте - 5,65г. Это можно объяснить тем, что структура грунта более рыхлая и обладает повышенной проницаемостью для воздуха, а бентонитовая глина отличается плотной структурой и доступ воздуха к поверхности образца затруднен.

Для оценки действия гальванопары использовалась экспериментальная установка, в которой роль газопровода выполнял образец, помещенный в грунт, а роль подземного перехода выполнял образец, помещенный в бентонитовую глину. Образцы замыкались накоротко, имитируя работу газопровода без установки электроизолирующих вставок.

Результаты экспериментальных исследований приведены в таблице1.

Таблица 1 Результаты коррозионных исследований грунта и бентонитовой глины

Результаты эксперимента показали, что процесс коррозионного разрушения стали в грунте уменьшился (1,79г), а в бентонитовой глине усилился (7,11г) по сравнению с опытом, в котором стальные образцы электрически разъединены.

Полученные экспериментальные результаты позволяют утверждать, что образцы, помещенные в разные среды и соединенные электрически, образуют макрогальваническую пару, в которой анодом является образец в бентонитовой глине, а катодом - образец в грунте.

Таким образом, экспериментально были подтверждены предположения об опасности образования макрогальванической коррозионной пары на газопроводе, в которой анодом является подземный переход под руслом реки.

В целях проверки эффективности разработанной системы ЭХЗ подземного перехода через реку Саламатин Яр было проведено комплексное обследование перехода- газопровода. Результаты обследований приводятся в таблице 2.

Таблица 2 Оценки качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации

Из данных таблицы 2 следует, что за время эксплуатации ток поляризации увеличился по сравнению с данными, полученными в 2004 году.

Следовательно, все поры и дефекты изоляции пропитались грунтовой влагой, грунт вокруг трубы дал усадку, возможно состояние изоляционного покрытия ухудшилось, а значит, не гарантируется необходимая защита газопровода от коррозии без непрерывной работы средств ЭХЗ. Следует учитывать и тот факт, что при неисправном состоянии электроизолирующих вставок и отсутствии ЭХЗ возникает опасность образования коррозионной макрогальванической пары. Однако, контрольные шурфовки газопровода в выявленных местах повреждения изоляции подтвердили эффективность и полноту предложенной системы ЭХЗ.

На рисунке 5 представлены результаты замеров тока коррозии и потенциалы в виде коррозионной диаграммы.

Рисунок 5 Коррозионная диаграмма смежных участков газопровода, разделенных электроизолирующей вставкой 21 мА - ток коррозии, при замыкании вставки; 63 мА - максимально возможный ток коррозии; 96 мА - минимальный ток, необходимый для защиты от коррозии; 0,83 В и 0,81 В - естественные потенциалы подземного перехода газопровода в бентонитовой глине, соответственно при разомкнутой и замкнутой электроизолирующей вставке; 0, 66 В и 0,69 В - естественные потенциалы газопровода в грунте, соответственно при разомкнутой и замкнутой электроизолирующей вставке

Анализируя коррозионую диаграмму можно сделать следующие выводы:

1) коррозионный процесс идет преимущественно с катодным контролем;

2) ионизация атомов металла, находящихся в бентонитовой глине, происходит практически беспрепятственно;

3) ток коррозии уменьшается за счет диффузии кислорода к поверхности трубы через грунт;

4) для прекращения действия коррозионной пары необходима поляризация газопровода в грунте до естественного потенциала перехода в бентонитовой глине 0,83 В, требуемый ток при этом по диаграмме составляет 96 мА. Согласно требованиям НТД минимальный защитный потенциал равен 0,85 В, ток поляризации при этом будет составлять 105 мА, что хорошо согласуется с данными таблицы 1.

Известно, что электрохимический эквивалент стали составляет 10 кг/(А*год). В пересчете на ток коррозии (21 мА), потери от коррозии металла за год составят 200 грамм. Из этого оценочного расчета следует, что сквозной коррозии, без электрохимзащиты, можно ожидать уже в течение первого года эксплуатации, если она сконцентрирована в небольшом повреждении изоляции.

Библиографический список

1. В.Ф.Перепеличенко, Ю.И. Рубенчик., В.Д.Щугорев, В.И.Гераськин, В.В.Елфимов. Металл и оборудование для сероводородсодержащих нефтей и газов. - М.: Недра, 2001. -358 с.

2. Медведева М.Л. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа. -М.: ФГУП Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. - 312 с.

3. Дизенко Е.И. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. Учебник. -- М.: Недра, 1978. -- 199 с.

Размещено на Allbest.ru