ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДОВ С УЧЕТОМ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛА

АННОТАЦИЯ

На основе математической модели электрохимической коррозии нефтепровода в трещине изоляционного покрытия при воздействии агрессивного относительно металла трубопровода электролитической среды получена зависимость, позволяющая рассчитать относительную потерю площади сечения стенки трубопровода при работе макрогальванических коррозионных пар при установке агрессивного раствора в поврежденной зоне. Преимуществом этой модели является возможность прогнозирования развития коррозии по времени независимо от химического состава агрессивного электролита, возможность получения необходимых расчетных параметров на эксплуатируемых конструкциях неразрушающим способом. Разработанная зависимость потерь площади сечения участка трубопровода позволяет рационально спланировать ремонтные работы, прогнозировать реальные сроки работы конструкции, пересмотреть режим эксплуатации и т.д. Полученные результаты позволяют более достоверно оценить несущую способность конструкций, работающих при агрессивной среде с трещинами, и обеспечить экологическую безопасность.

ABSTRACT

Based on the estimated model of the electrochemical density of the oil pipeline in the crack of the insulating coating under the influence of the aggressive resistance of the pipeline to the elasticity of the medium, the obtained dependence, the susceptible calculated relative degree of elasticity of the pipeline section during the operation of macrogalvanic corrosion pairs under the aggressive impact on the damage resistance. The advantage of this model is the possibility of predicting the development of the time dependence on the chemical composition of an aggressive electrolyte, the possibility of interaction of the calculated parameters on the structures used in a non-destructive manner. The developed dependence of the potential increase in the section of the potential area allows you to significantly plan the repair work, predict the high efficiency of the structure, review the mode and operation, etc. The results obtained make it possible to better evaluate the bearing capacity of structures, grow them in an aggressive environment with cracks, and ensure environmental safety.

Ключевые слова: стальной нефтепровод, электрохимическая коррозия, гальванический элемент, скорость коррозии, потеря сечения, остаточный ресурс, экологическая безопасность.

Keywords: steel oil pipeline, electrochemical corrosion, galvanic cell, corrosion rate, section loss, residual life, environmental safety.

Россия имеет огромную развитую сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов газопроводов, средний срок эксплуатации которых составляет более 30 лет, а первые построенные нефтепроводы работают более 50 лет [1]. Долгое взаимодействие металла трубы с окружающей средой приводит к интенсификации коррозионных процессов, к деградации физико-механических свойств материала стенки трубы [2,3]. Запроектированные и изготовленные в соответствии с требованиями нормативных документов, трубопроводы должны быть устойчивыми к действию среды. Но дефекты при изготовлении, поражении способствуют началу и развитию коррозионных процессов на трубопроводе [4]. В результате возрастает риск аварийно-опасных дефектов, что негативно влияет на экологическую безопасность эксплуатации нефтепроводов. Эксплуатация нефтепроводов неразрывно связана с коррозионным разрушением нефтегазового оборудования, в том числе промышленных трубопроводов. Одним из путей повышения экологической безопасности эксплуатации нефтепроводов в России является учет факторов, характеризующих коррозионные процессы на металле трубопроводов, благодаря чему можно предотвращать образование трещин на поверхности и утечку нефти [5].

Актуальность исследования. Имеющаяся сеть нефтепроводов находится в эксплуатации в среднем от 20 до 40 лет. За время эксплуатации значительная часть магистральных нефтепроводов и технологического оборудования исчерпала свой ресурс, что резко повышает экологический риск дальнейшей эксплуатации таких конструкций и актуализирует проблему оценки их остаточного ресурса. Одной из причин выхода из строя конструкций является именно коррозия. Решение вопроса своевременного выявления коррозии трубопровода, определения ее скорости и распространения связано со значительными трудностями. Одним из путей повышения экологической безопасности эксплуатации нефтепроводов является учет факторов, характеризующих именно коррозионные процессы на металле трубопроводов, с помощью чего можно спрогнозировать развитие трещин на поверхности.

Исходя из приведенного, обеспечение экологической безопасности эксплуатации участка нефтепровода путем мониторинга электрохимических параметров коррозии на участках трубопровода является весьма актуальным вопросом.

Исследуя нефтетранспортную систему России, авторы [4] отметили, что ее надежная работа и безопасная эксплуатация возможна только при соответствующем научно-техническом обеспечении. Проблема надежности должна занимать ведущее место в международном и национальном законодательстве.

В работах [6,7] исследованы факторы надежности нефтепроводов и ресурсы подземного геологического пространства России, процесс коррозии магистральных нефтепроводов в грунтовых условиях, проанализированы проблемы эксплуатации подземных объектов, состояние линейной части нефтетранспортной системы. Результаты исследований учёных указывают на актуальность направления исследования.

Как известно, надежность трубопроводов закладывается в стадии проектирования. Расчет прочности конструкции на основе методов строительной механики с применением коэффициентов запаса не может в определенной степени учесть разнообразие условий эксплуатации сооружения.

Применение аэрокосмических методов контроля за состоянием трубопровода, внутри трубных магнитных и ультразвуковых дефектоскопов нового поколения, безусловно, дает картину реального состояния сооружения, помогает предотвращать возможности аварийных ситуаций и экологической опасности. Но проведение такого мониторинга достаточно затратно.

Отдельные методы оценки остаточного ресурса, долговечности стальной транспортной конструкции, работающие в условиях агрессивных сред, построены на расчетах, не учитывающих характеристики коррозионных процессов на участках конструкции. Коррозионные процессы на стальных участках представлены главным образом эмпирическими зависимостями, не связывающимися с наличием трещин в изоляционных покрытиях. Не понятно, что ресурс в условиях действия электролитических растворов будет определять коррозию стали в трещинах, имеющую прямой контакт с агрессивной средой.

Несмотря на многочисленные исследования, направленные на анализ коррозионных процессов нефтепроводного транспорта, необходимость разработки новых зависимостей оценивания и учета коррозионных процессов, учитывающих локальные воздействия окружающей среды, особенности эксплуатации нефтепроводов, остается.

Целью статьи является исследование особенностей расчета трубопроводов с учетом коррозии металла.

Математическая модель работы гальванического коррозионного элемента на участке стального трубопровода

Долгое взаимодействие металла трубы с окружающей средой приводит к интенсификации коррозионных процессов, к деградации физико-механических свойств материала стенки трубы [2]. Запроектированные и изготовленные в соответствии с требованиями нормативных документов, трубопроводы должны быть устойчивыми к действию среды. Но дефекты при изготовлении и поражении способствуют началу и развитию коррозионных процессов на трубопроводе [4]. В результате возрастает риск аварийно-опасных дефектов, что негативно влияет на экологическую безопасность эксплуатации нефтепроводов. Эксплуатация нефтепроводов неразрывно связана с коррозионным разрушением нефтегазового оборудования, в том числе промышленных трубопроводов [5-8].

Изучение условий эксплуатации трубопроводов в почвенной среде показывает, что, несмотря на применение различных мер, количество аварий трубопроводов из-за коррозии составляет около 27% от общего количества.

Трубопровод, пролегающий в почве, находится в коррозионно агрессивных условиях. Практически ни одно изоляционное покрытие не обеспечивает полной защиты подземного трубопровода, что объясняется дефектами в самом покрытии, поэтому между трубой и электролитом устанавливается электрохимический контакт. Как только установлен факт нарушения покрытия, возникает вопрос оценки остаточного ресурса конструкции в связи с коррозией трубы и уменьшением толщины ее стенки.

Важными являются показатели технического состояния трубопровода с точки зрения остаточного ресурса и изменений, которые могут привести к его предельному состоянию, а именно:

• остаточная толщина стенки трубопровода,
• скорость изменения толщины стенки в течение дальнейшей диагностики и эксплуатации трубопроводной сети.

Учитывая, что эксплуатация нефтепровода с участками, где нарушена изоляция, связана с электрохимической коррозией металла трубопровода, внимание при обследовании трубопровода должно уделяться определению характеристик коррозионного процесса. Ток этих гальванопар является универсальным показателем для расчета потерь металла в трещинах.

Изоляционное покрытие как капиллярно-пористый материал является проводником 2-го рода, поэтому процесс коррозии стали в нем можно рассматривать с позиций обычной электрохимической коррозии металлов в электролитах.

Основной характеристикой электрополя является потенциал, по которому можно найти плотность коррозионного тока по известному закону Ома в дифференциальной форме:

где   – электропроводность электролитической среды, N – нормаль к поверхности корродирующего металла, и  – потенциал.

Рассмотрим электрическое поле у гетерогенного электрода, модель которого состоит из 2-х участков произвольной ширины, отличающихся стационарными потенциалами. Локальный коррозионный элемент представлен участком из трубопровода под изоляционным покрытием (катод) и участком с трубопроводом в трещине под электролитом (анод) (рис. 1).

Рисунок 1. Схема локального коррозионного элемента на трубопроводе в изоляционном покрытии с трещиной:

A – общий вид; Б – расчетная модель, с – расстояние между серединами участков; 2а – ширина анодного участка; 2(с -а) – ширина катодного участка

В этой постановке задача электрохимической коррозии участка трубопровода сводится к определению стационарного электрического поля, возникающего при работе гальванопары на гетерогенном электроде. Определение распределения потенциала электрического поля в этом случае может быть сведено к решению двухмерного уравнения Лапласа:

где   – потенциал, и х, у – текущие координаты. Решение уравнения при определенных граничных условиях может быть получено методом Эйлера-Фурье. Задача сводится к поиску этих функций. В результате продолжительных преобразований получим:

где   – напряжение анода,  – напряжение катода, и L – оператор по переменной х.

Учитывая, что , получим уравнение для определения распределения плотности тока по поверхности одного локального элемента:

Плотность тока по поверхности локального элемента изменяется по длине. Интегрируя выражение от 0 до а найдем анодный ток одного элемента, тогда ток гальванического элемента будет:

Следовательно, решен вопрос моделирования электрохимической коррозии стали в трещине изоляционного покрытия при воздействии агрессивного по отношению к металлу электролитической среды, сводящегося к определению стационарного электрического поля гетерогенного электрода. Преимуществом этой модели является возможность прогнозирования развития коррозии арматуры по времени, что важно при определении остаточного ресурса железобетонной конструкции.

Толщина стенки трубы является одним из основных параметров, влияющих на остаточный ресурс конструкции. Изменение поперечного сечения трубопровода приводит к изменению распределения напряжений на участке трубопровода и способствует развитию экологически опасных ситуаций. Толщина стенки трубы зависит от рабочего давления нагрузок, структурных характеристик и запаса прочности, включающего допуск на равномерную коррозионную потерю.

Для расчета потери площади сечения при постоянном пребывании агрессивного электролитического раствора в зоне поврежденной изоляции рассмотрена динамика глубины коррозии трубопровода при работе гальванического элемента «трубопровод с поврежденной изоляцией – трубопровод под изоляционным покрытием»:

где  V – объем прокородованного металла в трещине, см³; D₀ – начальный диаметр арматурного стержня, см; К – электрохимический эквивалент, г/А ч; t – время коррозии, час; 7,87 – удельный вес плотность металла арматуры, г/см³; I – сила тока гальванопары, А; а_у – длина участка арматуры под нормальной трещиной, подлежащей поражению, см.

Так что с учетом (5) из формулы (6) имеем:

Коррозионное поражение в трещине по периметру круглого трубопровода неодинаково. Для расчета потери площади сечения на участке в результате коррозии можно принять ее в виде эквивалентного по площади кольца толщиной 0,5h:

где  ΔА_s – потеря площади сечения.

Тогда относительная потеря площади сечения стержня равна:

Учитывая (7), относительная потеря площади сечения участка трубопровода по времени будет:

На основе разработанной математической модели работы гальванического коррозионного элемента на участке стального трубопровода получена зависимость, позволяющая рассчитать относительную потерю площади сечения участка трубопровода.

Выводы. Исследованиями подтверждена основная роль макрогальванических пар в коррозионных потерях стали в трещинах изоляционного покрытия. Моделирование электрохимической коррозии стали участка нефтепровода в трещине изоляционного покрытия сведено к определению стационарного электрополя, возникающего при работе макрогальванопары. Распределение потенциала электрического поля определено путем решения двухмерного дифференциального уравнения Лапласа. На основе моделирования электрохимической коррозии стали разработана зависимость, позволяющая рассчитать потерю площади сечения стального нефтепровода в трещине изоляционного покрытия.

Преимуществом полученной модели работы гальванического элемента на участке нефтепровода с трещиной в изоляционном покрытии является возможность прогнозирования развития коррозии по времени независимо от химического состава агрессивного электролита, возможность получения необходимых расчетных параметров на эксплуатируемых конструкциях неразрушающим способом. Зависимость потери площади сечения участка трубопровода позволяет рационально спланировать ремонтные работы, прогнозировать реальные сроки работы конструкции, пересмотреть режим эксплуатации и т.д. Полученные результаты позволяют более достоверно оценить несущую способность конструкций, работающих при агрессивной среде с трещинами, и обеспечить экологическую безопасность.

Разработанные зависимости позволяют рационально спланировать ремонтные работы, прогнозировать реальные сроки работы конструкции, пересмотреть режим эксплуатации и т.д.

Список литературы:

1. Бобова М. Состояние трубопроводов в России: старое против нового. // Добывающая промышленность №6, 2020 С. 74-80.
2. Петров С.С., Васин Р.А., Князева Ж.В., Андриянов Д.И., и Сургаева Е.С. Коррозионное разрушение металла нефтегазопроводных труб в процессе эксплуатации и при лабораторных испытаниях. // Нефтегазовое дело №18, 2020 С. 102-112.
3. Миняйло И.В. Определение скорости коррозии метала труб на газопроводе Уренгой-Челябинск. // Известия Высших учебных заведений. Серия «Нефть и газ». 2009. № 6. С. 52-58.
4. Ангалев А.М., Бутусов Д.С., и Топилин, А.В. Комплексный подход к решению проблемы коррозионного растрескивания под напряжением на трубопроводах компрессорных станций ОАО "Газпром". // Территория Нефтегаз №4, 2015 С.  52-60.
5. Мулайнл T.M. К вопросу о коррозии под действием потока. // Атомная техника за рубежом, № 12, 2008. С. 16-21.
6. Земенков Ю.Д., Дудин С.М., и Васильев Г.Г. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. // Москва: Инфра- Инженерия. 2006.  С. 928.
7. Stepova О. Modeling of the corrosion process in steel oil pipelines in order to improve environmental safety. // Eastem-European journal of enterprise technologies, industrial and technology systems. 2017. Vol. 2. No 1 (86). P. 15-20.
8. Бараненко В.И. О расчете скорости эрозионно-коррозионного износа и остаточного ресурса трубопроводов АЭС. // Известия вузов. Серия «Ядерная энергетика» № 2, 2010. С. 55-63.