|
Для надежной и бесперебойной работы нефтепровода необходимо постоянный мониторинг его технического состояния. Для этого необходимо использовать комплекс методов, позволяющих получить необходимую информацию об объекте.
При разработке обоснованной стратегии мониторинга учитывается:
- степень и структура аварийности подлежащей диагностированию системы и ее участков;
- интенсивность процессов старения (коррозии, усталости, накопления повреждений и т.д.) системы;
- характер и степень изменения проектного положения трубопроводов на отдельных участках системы;
- бесперебойность работы основных, вспомогательных и обслуживающих систем и оборудования (нефтеперекачивающих агрегатов (НПА), средств связи, автоматики, электроснабжения, системы электрохимической защиты (ЭХЗ), водоотводных, берегоукрепительных и других сооружений);
- наличие дорог и время их функционирования;
- возможность выбросов вредных веществ в атмосферу, загрязнения почв, заболачивания, обводнения и других экологических нарушений;
- наличие геологических процессов: оползней, эрозии, пучения, карста и термокарста, сейсмичности и других;
- перспективы развития и реконструкции системы.
Методами мониторинга технического состояния нефтепровода являются:
- вертолетные визуальные обследования, позволяющие оценить состояние наземной части;
- контроль потенциала катодной защиты трубопроводных систем, осуществляемый при наземных обследованиях;
Мониторинг коррозионных параметров заключается в синхронной регистрации суммарных защитных потенциалов и синхронной регистрации поляризационных потенциалов в двух точках контролируемого объекта. На основании полученных данных делается заключение о защищенности объекта контроля от электрохимической коррозии.
Анализ причин аварий на нефтегазопроводах, зафиксированных в актах технического расследования, свидетельствует о превалирующем влиянии коррозионного фактора. Особую опасность представляет разрушение конструкций по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН).
Коррозионное растрескивание наносит огромный экономический ущерб народному хозяйству, вызывая повреждения деталей транспортных средств, газо- и нефтедобывающего оборудования, подземных трубопроводов, теплоэнергетического оборудования, турбин, насосов и др. Растрескиванию преимущественно подвержены высокопрочные стали, аустенитные нержавеющие стали, а также титановые, алюминиевые и магниевые сплавы. По данным американской "Дю понт компании" 21,6 % общего количества зарегистрированных случаев коррозионных повреждений оборудования приходится на долю КРН.
Данный мониторинг позволяет только увидеть проблему, но не определить место коррозии.
- пропуск приборных поршней ("ультраскан", "калипер" и др.) внутри трубопроводов для оценки и измерения коррозионных дефектов на внутренней и наружной поверхности труб, а также наличия вмятин и овализации.
Анализ достоверности результатов дефектоскопии показывает, что, несмотря на победные реляции то одной, то другой групп создателей приборов, фактическая результативность их достаточно низка. Так, реальные размеры дефектов порой расходятся с диагностическими данными на 600%. Многие дефекты вообще не регистрируются, здесь не имеются в виду продольно ориентированные трещины, для этого вида повреждений, созданы специальные снаряды. Но когда практически все коррозионные язвы в зоне продольных заводских швов не фиксируются, об эффективности пропущенных дефектоскопов говорить не приходится. Эти негативные факторы вынуждают эксплуатационщиков проводить большое количество контрольных шурфовок для уточнения параметров дефектов.
|
На уровень вверх
Купить