В качестве объекта исследования был выбран участок проектируемого промыслового нефтесборного трубопровода Угутского месторождения. В программном комплексе “PIPESIM” был выполнен гидравлический расчет, на основании которого был определен требуемый диаметр проектируемого трубопровода – 219 мм. Расчет выполнен на максимальные значения объемов добычи жидкости по рассматриваемому району. По результатам гидравлических расчетов была проведена предварительная трассировка трубопровода. Нормативное давление в промысловом нефтесборном трубопроводе было принято по давлению срабатывания предохранительного клапана измерительной установки площадки куста скважины и составило 4,0 МПа. Для строительства трубопровода были приняты трубы из стали 09ГСФ, которая обладает повышенными прочностными свойствами. Далее были проведены прочностные расчеты по СП 34-116-97, на основании которых была выбрана требуемая толщина стенки трубопровода – 8 мм, а также минимальная глубина заложения трубопровода от поверхности земли до верхней образующей трубы – 1,8 м.

На основании принятых проектных решений был построен продольный профиль трассы нефтесборного трубопровода, на котором было отмечено место пересечения трубопровода с автомобильной дорогой. На данном участке трассы трубопровод прокладывается в защитном футляре длиной 45 м из стальных труб диаметром 426 мм. Участок продольный профиль трассы и схема укладки трубопровода через дорогу представлены на Рис.1. и Рис.2. соответственно.

Рис.1. Продольный профиль трассы трубопровода

Рис.2. Схема укладки трубопровода на переходе через автодорогу

Напряженно-деформированное состояние трубопровода в футляре исследовалось с помощью метода конечных элементов (МКЭ), реализуемого в программном комплексе «Autodesk Inventor». После создания твердотельной модели трубопровода был произведен анализ напряжений с учетом всех нагрузок, рассчитанных на стадии проектирования. Твердотельная модель трубопровода в футляре представлена на Рис. 3. Значения напряжений по длине трубопровода представлены на Рис. 4.

Рис.3. Твердотельная модель участка трубопровода в футляре

Рис.4. Распределение напряжений (σ) по длине (L) трубопровода

Выводы

Расчет напряженно-деформированного состояния секции трубопровода в защитном футляре показал, что Autodesk Inventor является универсальной системой автоматизированного проектирования и позволяет решать множество сложных задач. Основываясь на полученных результатах анализа напряженно-деформированного состояния можно сделать вывод о том, что все принятые ранее проектные решения обеспечивают безопасную эксплуатацию трубопровода в футляре в месте пересечения с автомобильной дорогой, так как максимальные значения напряжений, возникающие в трубопроводе, меньше предела текучести метала трубной стали. Таким образом, при расчетном давлении 4 МПа внутри трубопровода с толщиной стенки, соответствующей фактическому значению, прочность участка нефтепромыслового трубопровода обеспечивается и можно говорить об отсутствии существенного влияния защитного футляра на эксплуатационную пригодность исследуемого промыслового трубопровода.

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.