Коррозия Территории Нефтегаз № 2 (37) 2017

Аналитическо-управленческий комплекс «Система комплексного мониторинга коррозии (СКМК.СК) «АНАЛИТИК» – специальное программное обеспечение, разработанное на основе современных интеллектуальных информационных технологий в целях повышения степени автоматизации решений логико-аналитических задач управления системой ЭХЗ, основанных на статистической обработке данных и вероятностном моделировании.

СКМК.СК «АНАЛИТИК» имеет гибкую, наращиваемую модульную структуру, формируемую под каждую конкретную структуру магистральных трубопроводов (МТ). Комплектность системы определяется при разработке модулей автоматизации для конкретного объекта МТ. Система состоит из блоков коррозионного мониторинга и управления (БКМУ.СК), установленных в контрольно-измерительных пунктах (КИП.СК) и осуществляющих мониторинг (управление) параметров ЭХЗ, аппаратно-программных модулей (АПМ) нижнего уровня, установленных на станциях катодной защиты (СКЗ-М.СК) или блок-боксах, и АПМ верхнего уровня (АРМ-ЭХЗ).

АПМ нижнего уровня предназначены для непрерывного автоматического контроля параметров объектов (СКЗ-М.СК, БКМУ.СК) и оперативного адаптивного управления ими в зависимости от изменения условий эксплуатации и внешней среды.

В основу оптимизации работы системы положен метод последовательного улучшения плана (симплекс-метод) по минимизации некоторой целевой функции. В качестве целевой функции F принимается суммарный ток всех СКЗ, которую требуется минимизировать. 

F = I₁ + I₂ + … + I_m → min,              (1) 

где I₁ – абсолютное значение тока защиты і-й СКЗ (і = 1, 2, … m). Наведенный защитный потенциал во всех узлах сети не должен быть меньше (по модулю) минимального защитного потенциала U_3min.

Для выполнения этого ограничения необходимо записать систему линейных уравнений: 

Z_i1I₁ + … + Z_ikI_k + … +  Z_imI_m ≥ U_i – U_3min,                       (2)

при i = 1, 2,…,n, k = 1, 2,…, m,

где U_i – разность потенциалов «труба – земля» без ЭХЗ; Z_ik – входное сопротивление по «близкой земле» для і-го узла при условии, что единственная токовая нагрузка расположена в k-м узле.

При этом ΔU_i = Z_ikI_k есть защитное смещение потенциала «труба – земля» с омической составляющей  U_T3i в і-м узле, вызванное k-ой СКЗ при I_k > 0.

Кроме того, наведенный защитный потенциал везде должен быть не больше (по модулю) заданного U_3max. Тогда ограничения имеют вид: 

Z₁₁I₁ + Z₁₂I₂ + … + Z_1mI_m ≤ U₁ – U_3max, (3)

Z₂₁I₁ + Z₂₂I₂ + … + Z_2mI_m ≤ U₂ – U_3max,

Z_n1I₁ + Z_n2I₂ + … + Z_nmI_m ≤ U_n – U_3max.

В свою очередь, величина тока СКЗ не должна превышать некоторого определенного значения I_max, например номинального тока самой мощной СКЗ (при проектировании системы ЭХЗ) или I_kmax фактически используемых СКЗ.

Это приводит к системе из m ограничений вида I_k ≤ I_kmax, 

где k = 1, 2, ..., m,                    (4) 

причем I_k ≥ 0 при k = 1, 2, ..., m,      (5) 

при этом с учетом нормативных требований 

I_kmax = 0,8I_kн,                                   (6) 

где I_kн – номинальное значение тока k-й СКЗ.

Возможны и другие комбинации ограничений. Но важно, чтобы все уравнения системы были линейно не зависимы, т. е. ни одно из них не должно получаться линейной комбинацией других. Кроме того, система должна быть совместной, т. е. среди уравнений не должно быть противоречивых. Тогда система уравнений (2)–(5) совместно с уравнением (1) образует набор исходных данных, достаточный для стандартной компьютерной программы по симплекс-методу. Однако данная система уравнений не учитывает состояние защиты трубопровода на середине участков СКЗ. Пусть имеем l БКМУ. Тогда можно записать для каждой узловой точки расположения БКМУ следующие уравнения ограничения: 

α₁₁I₁ + α₁₂I₂ + … + α_1kI_k + … + α_1mI_m ≥ U_c – U_зит,                (7)

α₂₁I₁ + α₂₂I₂ + … + α_2kI_k + … + α_2mI_m ≥ U_c – U_зит,

α_l1I₁ + α_l2I₂ + … + α_lkI_k + … + α_lmI_m ≥ U_c – U_зит,

где α_lk = Z_kk•exp^-αklLkl,                   (8)

а α_kl рассчитываются по формуле 

                         (9) 

где L_kl – расстояние между k-й СКЗ и l-м БКМУ, 

при условии, что единственная токовая нагрузка расположена в k-м узле. Определение коэффициентов уравнений по данным мониторинга – достаточно сложная задача. Учитывая (1)–(9), можно записать общую систему уравнений с ограничениями неравенствами в стандартной форме. Поскольку целевая функция (1) должна быть минимизирована, можно предположить, что ограничения (3) не понадобятся. Однако исключать их не следует для более общей постановки задачи оптимизации.

В общем случае СКМК.СК «АНАЛИТИК» обеспечивает:

• установку оптимальных режимов работы СКЗ;

• вероятностное прогнозирование режимов работы СКЗ (оптимизация энегрозатрат) с учетом текущего коррозионного состояния объекта;

• определение (расчет) возможности вывода из работы СКЗ при возможности обеспечения необходимой защиты соседними станциями (перекрытие зон защиты);

• включение выведенных в резерв станций при сезонном увеличении сопротивления грунта и уменьшении защитных зон соседних СКЗ;

• выбор оптимального режима работы СКЗ: по критерию защищенности, расчетно-аналитическим методом и методом статистической обработки фактически получаемых значений поляризационного потенциала;

• прогнозирование состояния объектов защиты с учетом их текущего состояния и коррозионной обстановки;

• формирование предложений в планы мероприятий технического обслуживания и ремонта объектов (ТОиР) и коррозионных обследований;

• представление результатов измерения параметров ЭХЗ как в табличном, так и в графическом виде;

• формирование форм отчетности.

В настоящее время на большинстве нефтяных месторождений в системе поддержания пластового давления (ППД) применяется вода. Для снижения рисков заражения нефтяных продуктивных пластов микроорганизмами целесообразно использовать пластовую и/или подтоварную воду. Но по многим причинам ее зачастую не хватает, и тогда постоянно или периодически производят подкачку пресной воды из открытых водоемов. Это не только изменяет минеральный состав закачиваемой в систему ППД воды, но и приводит к появлению нежелательной микрофлоры.

Жизнедеятельностью микробных сообществ, которые формируются в условиях нефтяного месторождения, может быть обусловлена значительная часть коррозионных повреждений нефтепромыслового оборудования и коммуникаций.
К отрицательным последствиям жизнедеятельности бактерий относятся также бактериальная закупорка и снижение проницаемости пород. Наиболее интенсивное функционирование микробных сообществ наблюдается в системе подготовки и утилизации воды – отстойники, резервуары, трубопроводы системы поддержания пластового давления, а также в радиусе 3–5 м призабойной зоны пласта нагнетательных скважин [1].

Оптимальными условиями для развития микробных сообществ являются невысокая минерализация (плотность минерализованной воды не выше 1100 г/дм³), температура 30–40 °С, рН = 6–8, наличие в воде органических и неорганических веществ, которые являются питательными субстратами для микроорганизмов.

Рис. 1. Флаконы с СВБ

Если рост бактерий не регулируется, практически на всех поверхностях системы сбора и подготовки нефти начинается процесс формирования биопленок. Это связано со способностью микроорганизмов выделять полисахариды, характеризующиеся высокой степенью адгезии к металлической поверхности, что обусловливает способность бактерий закрепляться на поверхности и образовывать сообщества. Рост адгезированных (прикрепленных к поверхности) клеток происходит гораздо быстрее, чем планктонных (свободноплавающих). Слой полисахаридной слизи способствует адгезии как бактерий, так и питательных веществ, а также защищает от внешнего воздействия, в том числе химического. Образование биопленок успешнее всего происходит в застойных зонах резервуаров, нижних направляющих водоводах, т. е. там, где скорость движения жидкости минимальна.

В пределах биопленки создаются благоприятные условия для развития анаэробных бактерий, в частности сульфатвосстанавливающих (СВБ), в процессе жизнедеятельности продуцирующих сероводород, который значительно увеличивает скорость коррозии металлического оборудования [2].

Установлено, что деятельность бактерий, осуществляющих превращение серы (сульфатвосстанавливающих и тионовых), является причиной снижения рН добываемой продукции и, следовательно, увеличения ее коррозионной агрессивности. СВБ восстанавливают серу и ее окисленные соединения до сероводорода (анаэробный процесс), а тионовые бактерии (ТБ) окисляют соединения серы до серной кислоты (аэробный процесс). Процесс закисления среды может идти до pH = 2. Присутствие денитрифицирующих бактерий (ДНБ) приводит к восстановлению нитратов до нитритов и далее до молекулярного азота, что, в свою очередь, также является причиной снижения рН среды и увеличения скорости коррозии металла.

Развитию СВБ предшествует формирование биоценоза углеводород-окисляющих и бродильных бактерий. Углеводородокисляющие бактерии (УОБ) относятся к аэробным, они используют растворенный в воде кислород для окисления углеводородов нефти и попутного газа до продуктов неполного окисления (спиртов, альдегидов и кислот), которые далее в анаэробных условиях биопленок потребляются сульфатвосстанавливающими бактериями. Бродильные бактерии (ББ) также в анаэробных условиях в процессе своей жизнедеятельности продуцируют вещества, являющиеся питательными для СВБ [3].

Рис. 2. Фото СВБ, полученное методом микроскопирования

В данной работе приведены результаты лабораторных исследований по оценке бактериальной зараженности подтоварной воды с центрального пункта сбора нефти (ЦПС) Тямкинского месторождения ООО «РН-Уватнефтегаз». В исследуемой воде определяли наличие пяти физиологических групп бактерий: сульфатвосстанавливающих, углеводородокисляющих, тионовых, денитрифицирующих и бродильных.

Для обнаружения и культивирования указанных микроорганизмов из подтоварной воды с ЦПС Тямкинского месторождения были использованы элективные питательные среды, при приготовлении которых учитывались биологические особенности каждой конкретной группы бактерий:

• среда Постгейта В – для сульфатвосстанавливающих бактерий;

• среда Раймонда – для углеводородокисляющих бактерий;

• среда Бейеринка – для тионовых бактерий;

• среда Гильтая – для денитрифицирующих бактерий;

• среда Емцева – для бродильных бактерий.

Данные элективные среды содержат все необходимые для размножения микроорганизмов вещества в легкоусвояемой форме, имеют оптимальную вязкость и рН.

Для микробиологических исследований в лабораторных условиях пробу подтоварной воды с ЦПC Тямкинского месторождения высевали в питательную среду и инкубировали при температуре 30–35 °С в течение 15 сут.

Микроскопические исследования выполняли на микроскопе «Микромед-3» с увеличением 1000 крат.

 
Рис. 3. Флаконы с УОБ

Присутствие СВБ устанавливали по развитию процесса сульфатредукции в зараженной среде.

Критерием зараженности СВБ является появление черного осадка сульфида железа, образовавшегося в результате взаимодействия сероводорода (продукта жизнедеятельности СВБ) с ионами двухвалентного железа, содержащегося в питательной среде (рис. 1).

На рис. 2 представлена фотография сульфатвосстанавливающих бактерий, полученная методом микроскопирования.

Рис. 4. Фото УОБ, полученное методом микроскопирования  

Присутствие УОБ в исследуемой воде определяли по следующим показателям:

• помутнение среды в посевных флаконах (образование равномерной неоседаемой мути, которое вызывается накоплением бактериальных клеток во всем объеме питательной среды (рис. 3));

• наличие живых форм УОБ методом микроскопирования (рис. 4);

• степень деградации нефти. 

Присутствие тионовых бактерий, окисляющих соединения серы до серной кислоты в исследуемых водах, отмечали по следующим показателям:

• помутнение питательной среды в посевных флаконах, которое вызывается накоплением бактериальных клеток, взвешенных во всем объеме питательной среды;

• наличие живых форм тионовых бактерий методом микроскопирования.

Рис. 5. Флаконы с ДНБ  

Присутствие денитрифицирующих бактерий в исследуемой среде определяли по следующим признакам:

• помутнение питательной среды и изменение цвета от зеленой окраски до голубой в посевных флаконах (рис. 5);

• наличие газов (CO2 и NO2);

• наличие живых форм ДНБ (методом микроскопирования) (рис. 6).

Рис. 6. Фото ДНБ, полученное методом микроскопирования  

Присутствие бродильных бактерий отмечали по факторам:

• помутнение питательной среды в посевных флаконах;

• наличие живых форм бродильных бактерий (методом микроскопирования) (рис. 7);

• наличие газов (CO2).

Для подсчета бактерий были использованы два способа количественной оценки наличия бактерий: ориентировочный и уточненный. Ориентировочная оценка определения – по индексу активности, уточненная – методом предельных разведений.

 
Рис. 7. Фото ББ, полученное методом микроскопирования

Индекс активности определяли по признакам:

• для сульфатвосстанавливающих бактерий – по скорости образования сульфида железа в посевной склянке;

• для тионовых, углеводородокисляющих, бродильных и денитрифицирующих бактерий – по скорости образования бактериальной мути.

При образовании сульфида железа или бактериальной мути в посевном флаконе за 1 сут индекс активности принимали за 100 ед., за 2 сут – 50 ед. и т. д. Расчет индекса активности производили по формуле:

где a – время (сут) появления черного осадка, бактериальной мути или изменения цвета среды с момента посева пробы.

При отсутствии осадка сульфида железа, бактериальной мути, изменения цвета среды в посевной склянке за время инкубации свыше 15 сут считали, что изучаемые бактерии в подтоварной воде с ЦПС Тямкинского месторождения ООО «РН-Уватнефтегаз» отсутствуют.

Для разведения и посева отбирали 1 мл анализируемой воды стерильным шприцем и вводили в склянку с питательной средой. Содержимое перемешивали и новым стерильным шприцем отбирали из этой склянки 1 мл пробы и вводили в следующую склянку с питательной средой – разведение 1:10. Таким же образом готовили и последующие разведения: 1:100, 1:1000, 1:10000 и т. д. После посева все склянки инкубировали при температуре 32 °С и наблюдали в течение 15 сут.

В таблице представлены результаты по расчету индекса активности и количества микроорганизмов различных видов бактерий.

Учитывая, что среди микроорганизмов, инициирующих процессы коррозии в нефтепромысловых средах, доминирующая роль принадлежит сульфатвосстанавливающим бактериям, была проведена оценка эффективности разработанного в АО «НИИнефтепромхим» бактерицида СНПХ-1517А, направленного на подавление жизнедеятельности СВБ, гибель которых приведет к нарушению биоценоза всех видов бактерий и, следовательно, к снижению их отрицательного воздействия.

Испытания проводили на планктонных и адгезированных формах СВБ.

В ходе оценки эффективности в отношении планктонных форм СВБ бактерицид СНПХ-1517А был испытан в диапазоне дозировок 50–300 г/м³. При проведении испытаний в маркированные флаконы наливали по 10 мл стерилизованной модели подтоварной воды и по 1,0 мл накопительной культуры СВБ. Во флаконы добавляли биоцид в заданной дозировке и выдерживали при комнатной температуре 24 ч, после чего из них отбирали по 1 мл жидкости и вводили во флаконы с питательной средой Постгейта В. Флаконы на 14 сут помещали в инкубатор с температурой 34 °С. О прорастании или отсутствии бактерий судили по появлению черного осадка сульфида железа.

В результате исследований выявлено, что бактерицид СНПХ-1517А подавляет развитие планктонных форм СВБ в дозировке 175 г/м³.

Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных форм СВБ подготовленные металлические образцы с площадью поверхности
2 см2 помещали в пенициллиновые флаконы с питательной средой Постгейта В, вносили двухсуточную культуру СВБ в количестве 10 % от объема среды, закрывали герметично пробкой и помещали в термостат при температуре 32–34 °С на 7 сут для формирования биопленки. По истечении этого времени в маркированные стерильные флаконы заливали определенный объем стерилизованной модели подтоварной воды и вводили дозированное количество испытуемого реагента. Образцы со сформировавшейся на них биопленкой стерильным пинцетом помещали во флаконы с реагентом и герметично закрывали резиновой пробкой. Пробы выдерживали при комнатной температуре 24 ч.

Выдержанные в реагенте образцы с адгезированными клетками вносили во флаконы с питательной средой Постгейта В и инкубировали в термостате 14 сут при температуре 32–34 °С.

О росте и развитии СВБ судили по образованию черного осадка сульфида железа во флаконе. Отсутствие черного осадка свидетельствует о полном подавлении роста адгезированных СВБ. Образец, не бывший в контакте с реагентом, служил для контроля роста бактерий.

В результате исследований выявлено полное подавление развития адгезированных форм СВБ при дозировке бактерицида СНПХ-1517А – 600 г/м³. 

В результате проведенных испытаний были определены две эффективные дозировки бактерицида СНПХ-1517А:

• для подавления планктонных форм концентрация СВБ = 175 г/м³;

• для подавления адгезированных форм концентрация СВБ = 600 г/м³.

Значительное превышение дозировки для подавления адгезированных форм бактерий связано с наличием биопленки, защищающей бактерии от влияния негативных внешних факторов.

Таким образом, в результате проведенного анализа микробиологической зараженности подтоварной воды с центрального пункта сбора нефти Тямкинского месторождения ООО «РН-Уватнефтегаз» выявлены пять видов бактерий: сульфатвосстанавливающие, тионовые, углеводородокисляющие, денитрифицирующие, бродильные. Наиболее активными из них являются СВБ. Кроме того, определены эффективные дозировки бактерицида СНПХ-1517А относительно планктонных и адгезированных форм СВБ.

При производстве диагностических работ на линейной части магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов (МТ) одной из задач является привязка к местности различных характерных точек, полученных в результате обследования.

В соответствии с требованиями нормативных документов в процессе проведения обследования привязка мест дефектов антикоррозионного покрытия (АКП), шурфов, КИП и прочих характерных точек производится:

• к координатам в системе GPS/ГЛОНАСС;

• к маркерным пунктам ВТД (привязка осуществляется на основании данных о расположении маркерных пунктов ВТД с указанием их координат в системе GPS/ГЛОНАСС);

• к секциям трубопровода;

• к стационарным сооружениям на трубопроводе (вантузы, задвижки, километровые знаки и т. п.).

Привязка к секциям и маркерным пунктам возможна только в процессе камеральной обработки результатов обследования на основании эксплуатационных данных и данных полевых работ. Для осуществления привязки в ходе проведения обследования применяются следующие средства измерения (РД-29.200.00-КТН-047-14, Приложение Ж):

• спутниковый приемник (навигатор) GPS/ГЛОНАСС;

• измерительная рулетка металлическая.

Предел измерения рулетки (согласно РД-29.200.00-КТН-047-14, Приложение Ж) – не менее 10 м. Учитывая ограниченность максимальной длины рулеток, их применение для измерения расстояний, превышающих 100 м, не является технологичным и целесообразным. В реальных условиях расстояния до ближайших ориентиров могут измеряться сотнями метров, а зачастую доходят до километра и более.

Рис. 1. Электронная карта точек, полученных с шести спутниковых навигационных приемников системы GPS/ГЛОНАСС (173 точки, S ≈ 1,5 тыс. м²)

Определение расстояния при помощи спутниковой навигации не имеет подобных ограничений, однако у него также есть недостаток – точность измерений.
РД-29.200.00-КТН-047-14 (Приложение Ж) регламентирует «позиционирование и привязку к местности трассы трубопровода с точностью от 5 до 10 м», т. е. даже сам руководящий документ допускает погрешность позиционирования в 10 м.

Точность такого же порядка заявляют и навигационные приемники, а при обеспечении достаточной видимости и открытой местности даже превосходят ее, достигая 3–5 м.
Однако может ли спутниковая навигация в гражданском диапазоне обеспечить указанную точность на практике?

Данный вопрос возникает при необходимости вернуться к месту дефекта антикоррозионного покрытия (АКП) для выполнения шурфовки. На практике фиксированная координата зачастую значительно удалена от места проведения измерений. При проведении шурфования в процессе обследования место дефекта уточняется специалистами непосредственно на трассе, и эта проблема не принципиальна. Но при необходимости ремонта АКП эксплуатирующей организацией по результатам обследования по завершении диагностических работ с локализацией дефектов на местности возникает проблема.
В более ранних отмененных версиях нормативных документов (п. А.7.2.1 РД-29.200.00-КТН-206-12) предусматривалась установка временных опознавательных знаков на местности. Это частично решало данную проблему, но не кардинально, поскольку сохранность данных ориентиров обеспечить невозможно в течение продолжительного периода. В действующих же редакциях данная мера исчезла, что, впрочем, достаточно объективно. Но не исчезла проблема. Даже заявленная требуемая точность в 5–10 м не позволяет с необходимой вероятностью локализовать дефект на трассе. Опыт показывает, что и такую точность бытовая спутниковая навигация обеспечить не может.

Существует множество факторов, влияющих на точность определения координат. Это, в частности, геометрия расположения спутников на геостационарной орбите и условия видимости, которые учитываются приемниками при определении точности. Точность часов спутников, округление чисел, релятивистские и прочие эффекты дают ошибку еще в несколько метров. Таким образом, в системах глобального позиционирования заложена ошибка в 15–20 м, с которой не в силах справиться ни один алгоритм работы навигаторов. Кроме того, добавляется динамическая ошибка, искусственно заложенная в гражданских системах. В сумме эти ошибки могут дать погрешность до нескольких десятков метров.

Рис. 2. Погрешность определения полученных координат (S ≈ 300 м², максимальный разброс – 26 м)

Для выявления реальных показателей точности позиционирования, на которую можно рассчитывать при определении координат, был проведен эксперимент. Была выбрана стационарная точка на местности, для которой в течение одного месяца определялись координаты с помощью шести различных спутниковых навигационных приемников (табл.). По результатам исследования установлено, что максимальная ошибка в определении координат для различных моделей приемников составляет 22–58 м.

При выгрузке на электронную карту полученных точек со всех приемников получилась следующая картина: 173 точки расположены на площади почти 1,5 тыс. м², а наибольший разброс полученных координат (расстояние между самыми отдаленными точками) составил 58 м (рис. 1). Из рис. 1 видно, что бόльшая часть полученных точек (92 %), имеющих наибольшую кучность, расположена на площади чуть более 300 м2 с максимальным разбросом 26 м, т. е. с вероятностью 92 % погрешность определения координат равна 26 м (рис. 2).

Из эксперимента следует, что для определения расстояний и дистанции при проведении обследования точности позиционирования при помощи спутниковой навигации, конечно, достаточно (учитывая, что существующая точность координат на трассе гораздо ниже), но возможность определить точную привязку и найти точку для проведения шурфования без уточнения с повторными измерениями является маловероятной.

Впрочем, способ удобен, универсален, а главное, безальтернативен. С момента массового появления в начале 2000-х гг. на территории России спутниковая навигация достойно решает проблему позиционирования во многих прикладных отраслях. Повысить точность позволят общий прогресс в данной области, а также развитие системы опорных навигационных станций, позволяющих свести точность позиционирования до сантиметров. На сегодняшний день погрешность можно только минимизировать применением наиболее современных моделей навигаторов, использующих совмещенную систему позиционирования GPS/ГЛОНАСС.

Выводы

1. Погрешность при определении координат с использованием спутниковых навигационных приемников системы GPS/ГЛОНАСС составила для различных приемников 22–58 м. Вероятность ошибки до 26 м при определении координат составляет 92 %. С вероятностью 8 % погрешность в определении координат может составлять до 58 м.

2. Максимально возможные величины ошибок координат при их определении навигационными приемниками системы GPS/ГЛОНАСС составляют не менее 58 м. Не исключена возможность увеличения этой цифры при увеличении продолжительности эксперимента.

3. Определение положения объекта на МТ с точностью до 5–10 м по координате GPS/ГЛОНАСС навигации невозможно. На практике бытовые спутниковые навигационные приемники системы GPS/ГЛОНАСС позволяют локализовать объект на МТ с гарантированной точностью не более 50–60 м.

4. Наилучшие результаты показывают более современные модели, позволяющие одновременно принимать сигналы со спутников GPS и ГЛОНАСС.

5. При проведении работ на МТ, требующих более точного определения координат (например, при проведении ремонтов АКП по результатам комплексного обследования), помимо координаты GPS/ГЛОНАСС-навигации необходима более точная привязка к ближайшему стационарному объекту – опоре вдольтрассовой ЛЭП, километровому знаку, КИП, задвижке и т. п. Расстояние от искомой точки на трассе МТ до стационарного объекта в идеале не должно превышать 100 м.

6. При наличии только координаты GPS/ГЛОНАСС для проведения ремонта АКП по результатам комплексного обследования необходимо уточнение места дефекта АКП перед шурфовкой, в том числе с использованием диагностического оборудования.

Данные замеров расстояния до базовой (стационарной) точки GPS-приемниками различных моделей 

Современные промышленные технологии широко используют транспортировку нефти или газа по подземным трубопроводам. Ключевой задачей эксплуатационных служб является диагностика технического состояния трубопроводов. Существующие методы определения технического состояния трубопроводов либо трудоемки и экономически малоэффективны, либо неприемлемы по конструктивным особенностям трубопровода.

В настоящее время магнитные измерения на промысловых трубопроводах являются основными технологиями диагностирования, реализуемыми во внутритрубной дефектоскопии и бесконтактной магнитометрической диагностике трубопроводов.

Рис. 1. Общий вид КБД-2

Наиболее информационным методом получения данных о размерах и видах повреждений металла трубопроводов является внутритрубная дефектоскопия (ВТД).

Однако, как показывает опыт работ, лишь около 40 % промысловых трубопроводов технически приспособлены к пропуску снарядов-дефектоскопов, и в ближайшей перспективе не ожидается существенного увеличения доли трубопроводов с возможностью проведения внутритрубной дефектоскопии.

Некоторые дефекты не регистрируются, например не фиксируются коррозионные повреждения в зоне продольных заводских швов и продольных трещин [1]. Этот фактор вынуждает специалистов по эксплуатации комплексировать методы контроля и проводить работы с существенным увеличением объемов контрольных шурфовок для уточнения параметров дефектов.

Ограничения использования метода внутритрубной дефектоскопии на промысловых трубопроводах объясняются также отсутствием универсальных снарядов-дефектоскопов для выявления дефектов произвольной ориентации по диапазонам малых диаметров трубопроводов и требованиями к равнопроходности по внутреннему сечению трубопровода. Необходимо также отметить высокую стоимость работ по подготовке трубопровода к внутритрубной диагностике и непосредственно работ по прогону ВИП [2].

Рис. 2. Проведение полевой диагностики с КБД-2

Для решения перечисленных проблем в ряде организаций разработана аппаратура для внетрубной диагностики (прибор «СКИФ» МБС-04 фирмы НТЦ «Транскор-К», прибор ИКН-3-12 фирмы «Энергодиагностика» и др.).

Эти приборы используются в методах магнитометрического обследования стальных трубопроводов, при котором измеряется постоянное магнитное поле вдоль трубы. Аномалии в измеренном поле, по мнению разработчиков аппаратуры, обусловлены изменением магнитной структуры металла в зонах концентрации напряжений и коррозионно-усталостных повреждений.

В то же время в сложных случаях бесконтактной диагностики существующая аппаратура оказывается недостаточно эффективной. Ошибки в диагностике могут объясняться вариативностью причин фиксируемых при бесконтактной диагностике аномалий остаточного намагничивания [3], недостатками конструкций приборов и методик измерений, неоднозначностью и упрощенным характером интерпретации наблюдений, а также большой ориентационной погрешностью и погрешностью привязки наблюдений.

Преодолеть указанные недостатки или уменьшить их влияние предлагается за счет использования комплексной диагностики трубопроводов, усовершенствования и улучшения технических параметров применяемых средств измерений и способов их использования при интерпретации результатов измерений. Существует также техническая возможность уменьшить погрешности магнитометрических наблюдений за счет встроенных датчиков переменного поля и возможности получения автоматизированных речевых рекомендаций оператору о направлении перемещения к оси наблюдения. Эти возможности реализует магнитометрический комплекс бесконтактной диагностики КБД-2, разработанный по заказу ПАО «Газпром нефть».

Рис. 3. Испытательный стенд из отрезков труб на полигоне

В основу предлагаемого метода комплексной диагностики технического состояния нефтепроводов заложены измерение постоянного и переменного магнитных полей, а также обработка и интерпретация измерений с помощью специального программного обеспечения, входящего в состав автоматизированного рабочего места диагностики (АРМ-Д). В отличие от перечисленных выше приборов комплекс бесконтактной диагностики КБД-2 позволяет измерять в реальном времени до 40 параметров постоянного поля, включая полную объемную матрицу градиентов поля, и параметры переменного магнитного поля (используя также поля катодной защиты).

Как известно, основная идея магнитометрического метода бесконтактной диагностики состоит в использовании корреляционной связи реальных дефектов трубопровода и возникающих в этом случае аномалий магнитного поля. Вследствие множества влияющих и неучитываемых факторов эта связь является статистической. Поэтому для максимально возможной точности выделения дефектов, определения их координат и геометрических характеристик необходимо увеличить количество измеряемых и независимых параметров и повысить их информативность.

ЭТАПЫ НИОКР ПО СОЗДАНИЮ КОМПЛЕКСОВ КБД-2 И КБД-2П

Перед проведением НИОКР были выполнены сравнительные испытания прототипа комплексов КБД-2 и КБД-2П – аппаратуры КБД-1 на объектах ПАО «Газпром нефть», обследованных внутритрубными дефектоскопами (ВТД). В результате сравнительных испытаний была получена высокая сходимость выявленных дефектов КБД-1 и ВТД. Также были установлены уровни и характерные особенности фоновых значений магнитного поля трубопровода и аномалий от дефектов. По сравнению с магнитометрами, работающими на других физических принципах, феррозондовые датчики дали максимальную погрешность 20 нТл в диапазоне измеряемого постоянного магнитного поля от –450 до 450 мкТл. Результаты испытаний показали перспективность разработки и необходимость усовершенствования конструкции прибора путем уменьшения его габаритов и массы, а также увеличения чувствительности и количества датчиков.

Рис. 4. Повысотная регистрация магнитных полей

В 2009 г. на первом этапе было проведено математическое моделирование магнитных полей рассеяния от дефектов с пересчетом их по высоте. В результате была доказана принципиальная возможность выделения дефектов. Для настройки датчиков была разработана мера магнитной индукции (ММИ), которая использовалась при изготовлении устройства. В 2010 г. было разработано и изготовлено немагнитное поворотное устройство для калибровки феррозондовых магнитометров в мере магнитной индукции. Благодаря особенностям конструкции феррозондов и методики калибровки удалось добиться снижения погрешности определения разностей компонент постоянного магнитного поля до 10 нТл, что, согласно результатам моделирования, достаточно для выявления дефектов на глубине залегания до 5 м. Получен патент № 2568808 на способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов [4].

В 2011 г. был изготовлен первый опытный образец КБД-2 (рис. 1 и 2). Его конструкция состояла из трех магнитометров-градиентометров, закрепленных под прямыми углами друг к другу в центре каркаса ранцевого типа. На концах каждого магнитометра-градиентометра находятся трехкомпонентные феррозондовые магнитометры, оси которых при измерениях ориентированы в трех взаимно перпендикулярных направлениях: вдоль оси трубопровода, поперек оси трубопровода и вертикально вверх – перпендикулярно оси трубопровода. Такая конструкция позволяет получать 18 значений компонент магнитного поля и девять разностей компонент, в первом приближении – полную матрицу градиентов поля. Помимо магнитометров-градиентометров в состав КБД-2 включены индукционные датчики, использование которых позволило получить информацию о состоянии изоляции и уточнять местоположение узла датчиков.

Для испытания изготовленной конструкции КБД-2 был построен полигон «Ладога» (рис. 3), на котором были установлены восемь участков трубопроводов диаметром 114 и 219 мм, каждый длиной 45 м и с различной толщиной стенки t – от 5 до 10 мм. Испытания КБД-2 проводились на разной высоте трубных участков. На образцы были нанесены искусственные дефекты типа продольной канавки глубиной 0,35–0,5t (внутренние и наружные). Для имитации процессов развития коррозионных дефектов трубы подвергались нагружению циклическим внутритрубным высоким давлением с использованием разработанной гидравлической станции.

С помощью КБД-2 выполнялись измерения магнитного поля на нескольких высотах, имитирующих погружение трубопровода, с использованием штатива на подвижной немагнитной платформе. Испытания КБД-2 на полигоне показали, что искусственные дефекты типа ручейковой коррозии глубиной 0,35t уверенно выявляются по особенностям компонент и градиентов поля до высоты 3 м (рис. 4) между верхней кромкой труб диаметром 114 и 219 мм и центром системы датчиков (табл. 1 и 2).

В 2012 г. были проведены первые полевые испытания комплекса КБД-2 на трубопроводах месторождений ПАО «Газпром нефть». По выявленным аномалиям производились шурфовки для проверок методами магнитного сканирования (МС) и ультразвуковой толщинометрии (УЗТ). Из 10 контрольных шурфов девять содержали дефекты с глубиной выноса металла (более 35 % толщины стенки).

В 2013 г. был изготовлен усовершенствованный промышленный образец КБД-2П (рис. 5 и 6). Габаритные размеры комплекса были уменьшены в два раза, а масса – в четыре раза за счет уменьшения базового расстояния между датчиками и увеличением чувствительности датчиков. Чувствительность увеличена благодаря использованию инновационной схемотехники с низким уровнем шумов в цепях обратной связи датчиков поля. Комплекс был снабжен защитным кожухом. Технические характеристики КБД-2П приведены в табл. 3.

В 2013 г. были проведены опытно-методические испытания КБД-2П на действующих нефтепромысловых трубопроводах и высоконапорных водоводах.
В результате проведенного дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) трубопроводов в зонах аномалий магнитного поля, выявленных по данным КБД-2П, методами магнитного сканирования и ультразвуковой толщинометрии в шурфах были обнаружены опасные дефекты.

Рис. 5. Общий вид КБД-2П без кожуха

Выявляемость опасных дефектов по данным шурфования составила 85 %. Результаты испытаний подтвердили характеристики комплекса, полученные на полигоне.

В 2014 г. проводились сравнительные испытания КБД-2П на напорном нефтепроводе с данными внутритрубной дефектоскопии. С учетом возможного взаимного расхождения координат магнитных аномалий в 3 м результативность выявленных опасных дефектов составила 90 %.

ТЕХНОЛОГИЯ БЕСКОНТАКТНОГО МАГНИТОМЕТРИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

С 2014 г. и до настоящего времени по разработанной и утвержденной заказчиком технологии бесконтактного магнитометрического контроля БМК проводятся опытно-эксплуатационные испытания КБД-2П, включенные в экспертные работы по ревизии и диагностике, продлению сроков безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов.

Технология бесконтактного магнитометрического контроля БМК промысловых трубопроводов осуществляется поэтапно в следующем порядке:

1-й этап – рекогносцировочные работы, выполняются в целях трассирования трубопровода и определения координат точек трассы трубопровода, а также оценки инженерно-технологической обстановки на объекте проведения работ. Определение координат точек трассы трубопровода производится с помощью прибора спутниковой GPS-навигации;

2-й этап – проведение магнитометрических измерений с использованием КБД-2П в целях выявления, локализации и оценки опасности зон концентрации напряжений (ЗКН), связанных с потенциально опасными зонами, вызванных коррозионными и/или механическими повреждениями. Оператор равномерно со скоростью 0,5 м/с перемещает комплекс вдоль оси трубопровода, руководствуясь речевыми автоматизированными рекомендациями по направлению движения оператора, показывающими направление приближения к оси трубопровода;

3-й этап – камеральная обработка и интерпретация полученных магнитометрических данных с составлением перечня потенциально опасных зон.

Обработка и интерпретация магнитометрических данных, получаемых комплексом бесконтактной диагностики КБД-2 проводится с помощью специального программного обеспечения, входящего в состав АРМ-Д. Исходными данными для интерпретатора, работающего с определенным участком трубы, являются файлы с записью 40 параметров, полученные при перемещении оператора вдоль проекции оси трубопровода, а также файлы с метками GPS.

Обязательным элементом интерпретации является получение и сравнение магнитограмм от двух проходов, выполненных в одном направлении. За счет того, что регистрируемое магнитное поле подвержено влиянию подвижек оператора в магнитном поле Земли (неравномерный шаг, локальные изменения положения оператора относительно оси трубопровода и т. п.), анализ данных по двум независимым проходам дает возможность отделить аномалии, не связанные с дефектами на трубопроводе, от аномалий, связанных с близко расположенными ферромагнитными предметами, и получать информационные параметры поля с большей статистической представительностью. Использование фильтрации на основе быстрого Фурье-преобразования дает возможность существенно уменьшить влияние неинформативных флуктуаций компонент поля и их градиентов.

Пример магнитограммы градиентов поля для двух проходов приведен на рис. 7.

Рис. 6. Проведение полевой диагностики с КБД-2П

Производятся сопоставления значимых информационных параметров по первому и второму проходу измерений, которые ранжируются с использованием 3-балльной шкалы оценок.

В целом процесс интерпретации можно представить в виде трех стадий: вначале интерпретатор поочередно просматривает значимые информационные параметры ЗИП по двум проходам. По набранным суммам ЗИП производится ранжирование с использованием 3-балльной шкалы. Затем по параметрам встречаемости разных признаков интерпретатор присваивает каждой аномалии ранг, по которому производится классификация аномалий по их степени опасности.

На последней стадии интерпретатор устанавливает GPS-координаты аномальных зон (рис. 8);

4-й этап – проведение детализационных работ на выделенных потенциально опасных зонах по данным КБД-2П;

5-й этап – проведение шурфовых работ и измерений на трубопроводе методами контактной диагностики в зонах, выделенных КБД-2П, в целях локализации и регистрации опасных дефектов с использованием ультразвуковых и магнитных сканеров.

Рис. 7. Девять градиентов постоянного поля на 100-метровом участке трубы. На рисунке представлены графики первого и второго проходов оператора. Вертикальным красным маркером отмечена магнитная аномалия

РЕЗУЛЬТАТИВНОСТЬ ОПЫТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ

Анализ работ, выполненных на объектах заказчика в 2014–2016 гг., показал высокую результативность метода бесконтактного магнитометрического контроля для выявления опасных дефектов на трубопроводах ПАО «Газпром нефть». В табл. 4 и на рис. 9 представлены данные статистики выявляемости опасных дефектов за период с 2014 г. по настоящее время на трубопроводах ПАО «Газпром нефть».

ЭФФЕКТ ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ПРИНЯТИИ РЕШЕНИЯ О РЕМОНТЕ ТРУБОПРОВОДА

Диагностика с использованием КБД-2П показала высокую точность позиционирования (определения местонахождения на трассе трубопровода) дефектов металла. При бесконтактном обследовании с помощью КБД-2П ошибка позиционирования существенно сокращена вследствие определения местоположения дефектов на трассе при помощи той же системы измерения расстояния, что и при проведении обследования.

При наличии доступа по трассе трубопровода применение бесконтактной технологии с использованием КБД-2П не требует особой подготовки объекта к обследованию, изменения рабочих режимов транспортирования продукта. Аппаратура позволяет выявлять дефекты различных типов (в том числе продольные трещиноподобные дефекты, дефекты монтажных соединений), не имеет ограничений по диаметрам обследуемых трубопроводов и их конструктивным особенностям (углам поворотов, подъемов, толщине стенки трубы, рабочему давлению в трубопроводе и т. п.) и обеспечивает возможность применения на объектах, технически не готовых к проведению внутритрубной дефектоскопии.

В то же время эти особенности конструкции могут фиксироваться аномалиями магнитного поля и выявляться при обработке и интерпретации. При этом отмечено, что в зонах кольцевых швов на вновь построенных трубопроводах фиксируются интенсивные аномалии магнитного поля, препятствующие кондиционному обследованию трубопроводов до одного года после завершения СМР. Однако в ходе НИОКР характеристики аномалий «свежих» сварных швов не изучались, так как приоритетом являлась тематика коррозионных повреждений. Представляется, что новая тема должна быть изучена на предмет использования магнитометрии для экспресс-оценки качества сварных швов при СМР.

 
Рис. 8. Визуализация обследуемого трубопровода на карте-схеме. Красным отмечены координаты аномалий

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Впервые в мировой практике получена возможность измерять с использованием КБД-2 и КБД-2П полную матрицу градиентов постоянного магнитного поля трубы для выявления дефектов разного характера и их ранжирования.

Опытно-методические и опытно-промышленные работы с комплексом бесконтактной диагностики КБД-2П показали наибольшую информативность вертикальных градиентов компонент магнитного поля и вертикальных градиентов модулей. Планируется дальнейшее усовершенствование конструкции измерительного комплекса, которое увеличит количество фиксируемых значимых информационных параметров до 100 и более единиц. Очевидно, что такое количество измерительной информации может быть оперативно обработано и проинтерпретировано только автоматизированным программным средством. Поэтому планируется усовершенствование КБД-2П и современного варианта АРМД с полной автоматизацией обработки и интерпретации измеренных данных КБД-2П.

Разработанная и внедряемая на объектах ПАО «Газпром нефть» комплексная БМК существенно повышает результативность традиционных методов диагностики за счет:

• оперативности обработки исходной магнитометрической информации, позволяющей заказчику организовать традиционное обследование трубопроводов в минимальные сроки;

• адресного и объективного назначения мест шурфовки трубопровода при формировании индивидуальной программы диагностических работ;

• проведения мониторинга развития обнаруженных дефектов на локальных участках трубопровода, позволяющего снизить затраты на диагностику и осуществить долгосрочную программу продления ресурса трубопровода в результате выборочного ремонта;

• возможности применения указанной технологии диагностики для оценки состояния трубопроводов на участках, где нет технической возможности или экономической целесообразности проведения внутритрубной диагностики (старые трубопроводы, трубопроводы-отводы, небольшая протяженность участков трубопровода и т. д.).

В целом технология обеспечивает существенное сокращение полного цикла ремонтно-восстановительных работ и существенное сокращение затрат за счет локализации участков, требующих ремонта и оптимизации ремонтно-восстановительных работ, привлечение минимального количества людских и технических ресурсов заказчика.

Рис. 9. Статистика выявляемости опасных дефектов по годам

Таблица 1. Выявляемость дефектов при испытаниях КБД-2 на полигоне для трубы диаметром 219 мм 

Таблица 2. Выявляемость дефектов при испытаниях КБД-2 на полигоне для трубы диаметром 114 мм

Таблица 3. Технические характеристики КБД-2П

Таблица 4. Статистика выявляемости опасных дефектов за период с 2014 г. по настоящее время на трубопроводах ПАО «Газпром нефть»

Разнообразные жидкие среды, транспортируемые по нефтепромысловым трубопроводам, колоннам насосно-компрессорных и бурильных труб с внутренним полимерным покрытием, содержат значительное количество механических примесей, что вызывает интенсивный гидроабразивный износ материала покрытия. Вследствие этого значительно уменьшается толщина покрытия и, как результат, нарушается его работоспособность. Поэтому одним из основных требований, предъявляемых к внутреннему полимерному покрытию труб нефтяного сортамента, является сопротивление покрытия разрушению при воздействии абразивосодержащего потока жидкости. Показателем сопротивления покрытия разрушению в этих условиях является скорость уменьшения толщины покрытия. Известно, что при гидроабразивном изнашивании конструкционных материалов могут развиваться два принципиально разных механизма изнашивания: абразивный и усталостный.

Абразивный механизм изнашивания материала заключается в срезании твердой абразивной частицей определенного объема материала поверхностного слоя при каждом цикле воздействия этой частицы на материал. Подобный процесс аналогичен обработке материалов резанием.

Усталостный механизм изнашивания заключается в многократном деформировании абразивными частицами поверхностного слоя материала, что приводит к растрескиванию и выкрошиванию циклически нагружаемого объема материала.

Развитие абразивного или усталостного механизма изнашивания существенно зависит от энергии удара абразивной частицы, определяемой ее массой и скоростью потока абразивосодержащей жидкости, углом атаки абразивных частиц по отношению к поверхности материала, прочностными и деформационными характеристиками изнашиваемого материала, определяющими энергию активации процесса его разрушения. Сопротивление материала разрушению при абразивном и усталостном механизмах изнашивания определяется различными механическими свойствами этого материала.

При абразивном механизме изнашивания сопротивление материала разрушению возрастает с повышением его твердости. Полимерные материалы и покрытия на их основе не предназначены для использования в условиях абразивного изнашивания. В этом случае следует использовать металлы и сплавы с соответствующими механическими свойствами.

При усталостном механизме изнашивания сопротивление материалов возрастает со снижением их модуля упругости. Это подтверждается высоким сопротивлением разрушению эластомеров в этих условиях.

Механизм разрушения материалов при гидроабразивном изнашивании существенно зависит от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости. При малых углах атаки преобладает абразивный механизм изнашивания. Однако для его развития необходима достаточная скорость течения абразивосодержащей жидкости, обеспечивающая необходимую энергию воздействия абразивной частицы на материал для его срезания с поверхности. При больших углах атаки преобладает усталостный механизм изнашивания материалов.

Существенное влияния угла атаки на скорость уменьшения толщины внутреннего полимерного покрытия нефтепромысловых трубопроводов подтверждается результатами контроля технического состояния этого покрытия диагностическими комплексами. Установлено, что наиболее интенсивное разрушение внутреннего полимерного покрытия трубопровода происходит на участках изменения направления потока транспортируемой абразивосодержащей жидкости, т. е. в местах установки фасонных изделий трубопроводов (отводов и тройников).

Для объективного моделирования процесса гидроабразивного изнашивания материалов полимерных покрытий при сертификационных и периодических испытаниях в лабораторных условиях и объективной оценки в этих условиях числового значения скорости изменения толщины покрытия важно воспроизвести механизм процесса гидроабразивного изнашивания материала внутреннего покрытия трубной продукции и оценить степень влияния различных эксплуатационных факторов на скорость этого процесса.

В ранее опубликованной тем же автором статье [1], посвященной механизму гидроабразивного изнашивания материалов внутреннего полимерного покрытия труб нефтяного сортамента, достаточно убедительно была обоснована недопустимость использования установки Taber Abraser и подобных ей для контроля сопротивления материалов полимерных покрытий гидроабразивному износу. Данный тип установок моделирует абразивный механизм изнашивания материалов закрепленным абразивом, аналогом шлифовального круга.

Автор статьи предполагал, что донес до специалистов испытательных лабораторий, проводящих периодические испытания внутреннего полимерного покрытия нефтепроводных труб, информацию о недопустимости испытаний на установках типа Taber Abraser, дающих неверную информацию о качестве покрытия. Однако ничего не изменилось, и подобные испытания продолжаются. Вероятно, это объясняется некомпетентностью специалистов лабораторий в области гидроабразивного износа.

Целью данной статьи является донесение до нефтяных компаний информации о несоответствии условий контроля сопротивления внутренних полимерных покрытий трубной продукции износу на установке Taber Abraser при периодических испытаниях в лабораторных условиях реальным воздействиям на это покрытие. Следствием подобного несоответствия является низкий срок службы трубной продукции с полимерным покрытием при высокой ее стоимости.

Для подтверждения вышесказанного в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина была отработана методика испытаний полимерных покрытий на гидроабразивный износ, позволяющая объективно моделировать реальный механизм гидроабразивного изнашивания внутреннего полимерного покрытия трубной продукции, используемой для строительства, реконструкции и ремонта промысловых трубопроводов на нефтяных месторождениях.

Испытания проводятся на струйноабразивной установке, схема которой представлена на рис. 1.

Установка позволяет изменять в широком диапазоне скорость течения абразивосодержащей жидкости, концентрацию механических примесей в ней, угол атаки по отношению к поверхности покрытия.

В качестве модельной абразивосодержащей среды используют воду, содержащую требуемую концентрацию кварцевого песка с размером частиц 150–250 мкм.

При отработке методики испытаний определяют максимально допустимую продолжительность испытаний образцов с покрытием на износ в абразивосодержащей жидкости без ее замены, определяемую временем сохранения размера абразивных частиц более 100 мкм при исходном значении 100–250 мкм. Для этого через каждый час испытаний образцов с покрытием на гидроабразивный износ при заданной скорости истечения струи абразивосодержащей жидкости отбирают пробу абразивосодержащей жидкости и определяют интервал времени, в течение которого масса абразивных частиц, оставшихся на сетке сита с размером ячеек 100 мкм, составляет не менее 80 % от общей массы частиц в отобранной пробе.

В таблице приведены результаты исследования влияния продолжительности испытания покрытия на гидроабразивный износ на процентное содержание абразивных частиц размером до 100 мкм в отобранной пробе. Из приведенных данных видно, что продолжительность испытаний до 2 ч соответствует установленной норме. 

В процессе испытаний контролируют следующие режимы:

• давление в напорной линии, определяющее скорость истечения абразивосодержащей жидкости;

• концентрацию абразива в абразивосодержащей жидкости.

Контроль концентрации абразива в отобранной пробе проводят после приготовления абразивосодержащей жидкости, т. е. перед проведением предварительных испытаний образцов на износ, затем перед началом основных испытаний образцов на износ и, наконец, после окончания основных испытаний образцов на износ. Полученные значения концентрации не должны различаться более чем на 5 %.

Перед испытаниями на гидроабразивный износ на поверхность испытываемого покрытия наносят с помощью трафарета фломастером координатные линии, вдоль которых необходимо контролировать относительное изменение глубины канавки образца с покрытием, образующейся при проведении испытаний материала покрытия на сопротивление гидроабразивному износу (рис. 2). На установке одновременно испытывают в одном и том же режиме 4 образца. В результате измерений глубины канавки по средней линии канавки, образующейся в результате испытаний, по 8 координатным осям получают 8 значений глубин канавки после испытаний на износ каждого образца. Измерение глубины канавки производят с помощью индикатора с точностью деления до 1 мкм и пределом измерения 1 мм в самой глубокой точке канавки по заданным координатам в соответствии со схемой, приведенной на рис. 2.

Общее количество полученных значений глубин канавки по заданным координатам четырех одновременно испытанных образцов с покрытием равно 32, что позволяет после статистической обработки результатов измерений определить скорость уменьшения толщины покрытия с требуемой вероятностью.

Для установления функциональной зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от скорости течения абразивосодержащей жидкости с целью последующего расчета срока службы защитного покрытия при реальных скоростях течения абразивосодержащей жидкости в трубопроводах и колоннах труб в скважинах проводят испытания образцов с покрытием на гидроабразивный износ при скоростях течения струи абразивосодержащей жидкости 12,78; 15,0; 17,68; 20,8; 22,0; 24,0 и 26,0 м/с и заданной концентрации кварцевого песка.

Для установления функциональной зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости проводят испытания на гидроабразивный износ образцов с покрытием при концентрации кварцевого песка 1,0; 3,0; 5,0; 7,0 и 9,0 % и заданной скорости течения струи.

Для установления функциональной зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости по отношению к поверхности покрытия проводят испытания на гидроабразивный износ образцов при углах атаки 15; 30; 45; 60; 75 и 90° и заданных значениях скорости течения абразивосодержащей жидкости и концентрации кварцевого песка.

На основании статистической обработки экспериментальных данных строят графики следующих зависимостей: скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от скорости потока абразивосодержащей жидкости; скорости уменьшения толщины защитного покрытия от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости; скорости уменьшения толщины покрытия от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости по отношению к поверхности покрытия.

На рис. 3 представлен график зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия на основе эпоксидной порошковой краски П-ЭП-7150 от скорости потока абразивосодержащей жидкости при концентрации кварцевого песка 3 % от объема. График носит нелинейный характер.

Из графика видно, что при увеличении скорости течения абразивосодержащей жидкости до 15 м/с скорость уменьшения толщины покрытия изменяется незначительно. При дальнейшем увеличении скорости течения абразивосодержащей жидкости интенсивность изменения скорости уменьшения толщины резко возрастает. На основании построенного графика была установлена функциональная зависимость скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от скорости потока абразивосодержащей жидкости при постоянной концентрации кварцевого песка 3 % от объема и угле атаки 45°. 

                       (1) 

где V.исп – скорость уменьшения толщины покрытия; ж – скорость потока абразивосодержащей жидкости; A и  – постоянные, зависящие от прочностных и деформационных характеристик покрытия.

На рис. 4 представлен график зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия на основе эпоксидной порошковой краски П-ЭП-7150 от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости при скорости течения струи 26 м/с и угле атаки 45°.

График имеет нелинейный характер. С увеличением концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости скорость уменьшения толщины полимерного покрытия возрастает. При концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости до 0,5 % интенсивность уменьшения толщины полимерного покрытия наиболее высока. При больших концентрациях она существенно снижается.

На основании построенного графика была установлена функциональная зависимость скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости: 

                              (2) 

где K – концентрация кварцевого песка; γ и λ – постоянные, зависящие от прочностных и деформационных характеристик покрытия.

На рис. 5 представлен график зависимости скорости уменьшения толщины защитного покрытия от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости по отношению к поверхности покрытия при скоростях течения 24,0 и 12,78 м/с и концентрации кварцевого песка 3 %.

При скорости потока абразивосодержащей жидкости _ж1 = 24 м/с график зависимости скорости уменьшения толщины покрытия от угла атаки носит экстремальный характер. При увеличении угла атаки до 60–70° скорость уменьшения толщины покрытия резко возрастает, однако при дальнейшем увеличении угла атаки происходит ее существенное снижение. Подобный характер графика свидетельствует о преобладании абразивного механизма износа материала покрытия при высокой скорости потока абразивосодержащей жидкости.

При более низкой скорости потока абразивосодержащей жидкости _ж2 = 12,78 м/с изменение скорости уменьшения толщины покрытия при увеличении угла атаки незначительно. При этом максимальная скорость уменьшения толщины покрытия наблюдается при углах атаки 70–80°. Снижение интенсивности изменения толщины покрытия при изменении угла атаки и смещение точки экстремума графика в сторону больших углов при скорости течения потока 

_ж2 = 12,78 м/с свидетельствует о преобладании усталостного механизма износа покрытия при более низких скоростях течения абразивосодержащей жидкости.

Необходимо учитывать, что скорость течения транспортируемой среды в нефтесборных трубопроводах и скважинных колоннах труб не превышает 7 м/с. В этих условиях внутреннее полимерное покрытие труб будет подвергаться согласно проведенным исследованиям усталостному износу.

Для моделирования усталостного механизма износа внутреннего полимерного покрытия в лабораторных условиях сертификационные и периодические испытания этого покрытия следует проводить при углах атаки, близких к 90°.

Уравнения (1) и (2) позволяют пересчитать скорость уменьшения толщины внутреннего полимерного покрытия, установленную в лабораторных условиях при ускоренных испытаниях (скорость потока абразивосодержащей жидкости – 12 м/с и концентрация кварцевого песка – 1 %), на скорость уменьшения толщины внутреннего полимерного покрытия труб в реальных условиях при фактических значениях скорости течения транспортируемой среды и концентрации механических примесей в нем. 

Результаты влияния продолжительности испытания материала покрытия на гидроабразивный износ на процентное содержание абразивных частиц размером до 100 мкм в отобранной пробе                      

Трубы из ВЧШГ обладают рядом положительных качеств. По сравнению с трубами из обычных трубопроводных сталей коррозионная стойкость труб из ВЧШГ в 5–10 раз выше, стоимость ниже, прочность практически на том же уровне. Такое благоприятное сочетание свойств способствовало заметному росту производства труб из ВЧШГ в мире. Они нашли широкое применение в ряде жизненно важных отраслей, в частности в водопроводных, канализационных, газопроводных сетях крупных городов. Выяснилось, что такие трубы в наибольшей степени отвечают экологическим требованиям благодаря простым и надежным видам соединений. Мировой опыт эксплуатации трубопроводов из ВЧШГ демонстрирует их высокую надежность в течение длительного срока – до 100 лет. Они практически не подвергаются старению, в том числе под воздействием сероводородсодержащих сред. Эта особенность может быть востребована при обустройстве нефтяных месторождений с большим содержанием серы.

Таким образом, трубы из ВЧШГ обладают множеством положительных свойств.

В настоящее время в России трубы и соединительные детали из ВЧШГ выпускаются только одним заводом – ООО «Липецкая трубная компания «Свободный Сокол» по ТУ 1461-075-50254094-2011 и ТУ 1460-076-50254094-2011. Металл труб обладает следующими механическими свойствами, сравнимыми со сталью Ст20: временное сопротивление σв ≥ 420 МПа; предел текучести σ0,2 ≥ 300 МПа; относительное удлинение δ ≥ 10%.

Микроструктура ВЧШГ – ферритная с шаровидной формой графита. 

Трубы из ВЧШГ выдерживают заводское испытательное гидравлическое давление:

• при условном диаметре DN 80–300 мм – не менее 6,0 МПа;

• при условном диаметре DN 400–500 мм – не менее 4,0 МПа.

Разработан ряд способов соединения труб из ВЧШГ без применения сварки, среди которых наиболее надежным является раструбно-замковое соединение (RJ).

Соединение типа RJ не является жестким и обеспечивает отклонение по продольной оси трубопровода без потери герметичности до 5° в каждом стыке. Это свойство позволяет укладывать трубопровод в неровной местности, а также обеспечивает прочность в нестабильных грунтах и сейсмически активных районах.

Подготовлен проект Свода правил «Проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт промысловых нефтегазопроводов из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом», выпуск которых намечен Минстроем России на 2017 г. Кроме того, в 2017 г. выйдет ГОСТ Р 57430-2017 «Трубы, соединительные части из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом и их соединения для промысловых нефтепроводов», поэтому перспективы применения данного материала в нефтедобывающей отрасли неоспоримы.

ООО «Липецкая трубная компания «Свободный Сокол»

398007, РФ, г. Липецк, Заводская пл., д. 1

Тел/факс: +7 (4742) 35-27-92, 35-22-13

e-mail: sales@svsokol.ru

www.ltk.sokol.ru

История ООО «ВКС-Техно» началась весной 2006 г., когда основатель и руководитель компании Евгений Исаев покинул Выксунский металлургический завод и совместно с единомышленниками основал предприятие в г. Муроме. В 2010 г. как отдельная юридическая структура для направления импортозамещения было образовано ООО «ВКС-Техно» и открыта производственная площадка в г. Выксе.

«Ассортимент выпускаемой нами продукции – около 400 позиций, в их число входят как серийные, так и единичные изделия, – рассказывает Евгений Исаев. – Среди нашей продукции есть собственные разработки, такие как центрирующая муфта, применяемая на линиях антикоррозийного покрытия для труб диаметром 57–1420 мм. Основными техническими преимуществами муфт нашего производства являются несколько показателей. Это надежное крепление на торец трубы (суммарное усилие – до 60 т), что, в свою очередь, снижает количество аварийных простоев линии покрытия, отсутствие вмятин, точек, задиров и прочих дефектов на внутренней поверхности и торце трубы. Также из плюсов – отсутствие привязки к типоразмерам по толщине стенки трубы (например, Ø 1420 мм – стенка 15–34 мм; 

Ø 530 мм – стенка 6–28 мм и др.), высокая антикоррозионная устойчивость изделия, низкий вес муфты. Мы сами сконструировали, разработали и запатентовали это изделие. Наши муфты прошли испытания на Челябинском, Волжском, Ижорском и Выксунском трубопрокатных заводах, поставляющих трубы для ПАО «Транснефть», а также для проектов «Северный поток – 2» и «Южный поток». Другим не менее важным достижением является универсальная заглушка торца трубы линии наружного дробемета. Существенным преимуществом является защита внутренней поверхности и фаски трубы от попадания дроби и пыли, а также отсутствие привязки к толщине стенки».

Сегодня «ВКС-Техно» активно реализует политику импортозамещения, снабжая необходимым инструментом и специзделиями трубные производства страны. Успешно конкурировать с иностранными поставщиками удается за счет собственных разработок и гибкой политики ценообразования.

«К примеру, в конце декабря прошлого года наш клиент – Челябинский трубопрокатный завод, – продолжает Евгений Владимирович, – получил тендер на производство труб под проект «ЯМАЛ». И когда им понадобилось срочно заказать дополнительный комплект сегментов для гидроэкспандера, немцы обозначили срок исполнения шесть месяцев, китайцы – два месяца, а мы справились с этой задачей за полтора месяца, с учетом самой низкой цены в тендере».

В настоящее время освоена сложная технология изготовления гидроэкспандера для труб большого диаметра. До этого предприятие производило лишь отдельные элементы, а сейчас выпускает головку гидроэкспандера целиком. Политика развития и расширения производства позволила нижегородскому предприятию успешно конкурировать с западными компаниями.

Еще одно из изделий «ВКС-Техно» – устройство транспортировки и хранения стальных труб большого диаметра, адаптированное под перевозку труб с наружным покрытием. Конструкция позволяет не нарушать установленные при перевозке габариты, значительно сокращает логистические затраты, а применяемые полимерные материалы исключают повреждение поверхности труб. Устройство доказало свою эффективность, и сейчас его закупки планирует крупнейший перевозчик ПАО «Газпром».

Также предприятие «ВКС-Техно» изготавливает фильтры флюсовой системы сварочных станов, масляные распределители для экспандеров, ролики сварочных станов, штамповую оснастку, технологическую оснастку, комплектующие для оборудования иностранного производства, форсунки для нужд МНЛЗ (охлаждение металла, гидросбив), коллекторы в сборе и другие комплектующие и расходные материалы для линий МНЛЗ.

«В ближайшем будущем планируем расширить наши производственные площади, инвестировав порядка 70 млн руб., – говорит Евгений Исаев. – Наш главный принцип – поставка качественной продукции в короткие сроки и по меньший стоимости. О нас начинают говорить на совещаниях, мы выходим на уровень общения с директорами крупных заводов. «Европа» работает только по предоплате, а мы – по оплате постфактум и всегда идем навстречу клиенту. Предприятие ориентировано на формирование долгосрочных партнерских отношений на профессиональной основе. Мы рады, когда складываются доверительные отношения с партнерами и уже не нужно доказывать, что можешь делать запчасти не хуже, а даже лучше импортных».

Современный ассортимент полимерных антикоррозионных и гидроизоляционных материалов, предназначенных для защиты металлических, бетонных и железобетонных конструкций и сооружений, эксплуатирующихся в агрессивных средах, в условиях комплексного воздействия атмосферных факторов и механических нагрузок, довольно немногочислен. Как правило, это композиционные одно- и двухупаковочные лакокрасочные и мастичные материалы на основе модифицированных высококачественных пленкообразователей, формирующие на поверхности защищаемых объектов изолирующие покрытия, обладающие превосходными барьерными свойствами, устойчивые к комплексному воздействию атмосферных, химических, температурных и механических факторов и обеспечивающие надежную антикоррозионную и гидроизоляционную защиту на срок не менее 20 лет.

Наиболее полно из существующих полимерных композиций основному критерию – обеспечению устойчивости к влиянию разрушающих воздействий на металлоконструкции при надежном сохранении эксплуатационных параметров покрытий во времени – отвечают полиуретановые, полимочевинные, полиэпоксидные, полиакрилатные и полисилоксановые антикоррозионные системы и их «гибриды». Большинство из них двухкомпонентные со 100%-м сухим остатком, в их составах используются различные антикоррозионные пигменты, наполнители и химические добавки. Другие классы пленкообразователей не обладают таким многообразием свойств, которые позволяют получать покрытия с заранее заданными характеристиками. Сама структура данных пленкообразователей уже предполагает соответствие свойств образующихся покрытий требованиям эластичности, прочности и защитной эффективности.

Учитывая существующий комплекс требований, предъявляемых к защитно-изолирующим покрытиям, завод «Снежинские краски» разрабатывает и производит весь спектр антикоррозионных материалов на собственных смолах для защиты объектов в нефтегазовом комплексе, эксплуатирующихся в различных климатических зонах и химически агрессивных средах. Системы покрытий, производимые заводом «Снежинские краски», имеют соответствующие сертификаты и заключения профильных научно-исследовательских институтов, таких как АО «ЦНИИС», ООО «НИИ Транснефть», АО «ВНИИСТ» и др.

Из всего многообразия производимых продуктов хотелось бы выделить безгрунтовочное противокоррозионное полимочевинное толстослойное (до 4 мм) покрытие «Мастикор», предназначенное для наружной изоляции стальных труб, фасонных соединительных деталей (фитингов) и запорной арматуры промысловых и магистральных нефтегазопроводов подземной и подводной прокладки, арматуры и нелинейных трубопроводных элементов компрессорных, газораспределительных и насосных станций, резервуаров подземного хранения газа и нефтехранилищ с температурным диапазоном эксплуатации от –50 до 60 °С в условиях заводского (базового) и трассового (полевого) нанесения покрытия при изготовлении трубопроводных изделий, строительстве, реконструкции и капитальном ремонте нефтегазовых объектов.

Эксплуатационная надежность трубопроводов с антикоррозионным покрытием зависит от совокупности свойств системы «металл – трубоизделие – толстослойное изолирующее покрытие». Поэтому комплект поставки исходных материалов покрытия включает двухкомпонентную полимочевинную мастику «Мастикор» со 100%-м сухим остатком, состоящую из компонента А – эластифицированного полиизоцианата (NCO-компонент) и компонента Б – гибридного отвердителя (NH2-компонент).

На защищаемых абразивоструйно-подготовленных и загрунтованных металлических поверхностях мастичное покрытие «Мастикор» регулируемой толщины (1–4 мм) формируется за счет смешения компонентов А и Б, нагретых до температуры 40–80 °С, и последующего напыления полученной смеси с использованием аппаратов высокого давления для «горячего» безвоздушного распыления фирм WIWA (Германия) или Graco (США).

Отсутствие органических растворителей в составе исходных компонентов мастики обеспечивает не только экологичность применяемой технологии напыления, но и отсутствие усадки и внутренних напряжений в образующемся полимерном покрытии.

Разработанное покрытие может наноситься на горизонтальные, вертикальные и наклонные поверхности различной толщиной нестекающего слоя в зависимости от предъявляемых требований, конструкции защищаемого объекта и условий его эксплуатации. Это достигается благодаря практически мгновенному тиксотропированию системы после смешения исходных компонентов и отсутствию в их составе органических растворителей. Объемное соотношение между компонентами мастики при нанесении – 1:1.

Покрытие «Мастикор» прошло комплексные испытания в ОАО «РосНИТИ» на соответствие требованиям ПАО «Транснефть» с положительным результатом и рекомендовано для практического использования на объектах ПАО «Транснефть».

Покрытия, производимые заводом «Снежинские краски», проверены временем и успешно применяются на объектах нефтегазового комплекса страны (строительство нефтеперерабатывающих станций и нефтепроводов) и на знаковых проектах международного масштаба, таких как строительство стадионов к Чемпионату мира по футболу в Волгограде и Нижнем Новгороде.

Завод «Снежинские краски» работает на рынке лакокрасочных материалов семнадцатый год, предприятие оснащено высокотехнологичным оборудованием, квалифицированным персоналом, отработанной сырьевой базой. Готовые продукты более чем на 50 % состоят из отечественного сырья, а изготовление основного компонента – смол – осуществляется на собственной производственной площадке.

Использование материалов, производимых заводом «Снежинские краски», является залогом получения качественных покрытий с отличными защитными и декоративными свойствами.

ООО «Завод лакокрасочных материалов «Снежинка» (ООО «ЗЛКС»)

620036, РФ, Свердловская обл.,

г. Екатеринбург, п.г.т. Широкая Речка,

ул. Суходольская, д. 197

Тел.: +7 (343) 382-04-07/17/27

e-mail: info@s-kraski.ru

www.s-kraski.ru

По отношению к защитным покрытиям подобные технические требования регламентируют показатели, определяющие качество покрытия, и значения, которым они должны соответствовать.

Что касается конструкции внутренних покрытий, применяемых в жестких условиях эксплуатации, обычно применяется требование, в соответствии с которым внутреннее покрытие должно иметь двухслойную конструкцию, состоящую из грунтовочного слоя и наружного наплавляемого слоя из порошковой эпоксидной краски.

Кроме того, указывается, что обеспечение качества (показателей) внутреннего покрытия трубной продукции в течение установленного срока службы трубопровода должно подтверждаться положительными результатами испытаний.

На практике существуют материалы, успешно прошедшие испытания на соответствие таким техническим требованиям и в основном представляющие собой двухслойные конструкции на основе материалов различных производителей, когда материалы для грунтовочного и наплавляемого слоев производят разные предприятия.

Применяемость подобных конструкций целесообразна в том случае, когда обеспечивается стабильное постоянное качество поставляемых материалов и нет сомнений в надежности производителей и поставщиков.

При этом гораздо удобнее и практичнее представляется применение аттестованной проверенной конструкции, состоящей из материалов, произведенных и поставляемых одним предприятием.
С одной стороны, это гарантия надежности предлагаемой конструкции, с другой – удобство поставок.

Российский разработчик и изготовитель порошковых и жидких лакокрасочных материалов «ПРИМАТЕК» (г. Гатчина, Ленинградская обл.) успешно испытал на различных предприятиях и получил положительные лабораторные заключения на внутреннее покрытие для строительства трубопроводов, имеющее двухслойную конструкцию на основе материалов «ПРИМАТЕК»: грунтовочного слоя (праймера) PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer и наплавляемого покрытия на основе порошковой краски PrimaTek InnoPipe 67.

Указанная конструкция на основе материалов «ПРИМАТЕК» успешно испытана и обеспечивает температуру эксплуатации 90 °С.

Внутреннее покрытие PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer +  PrimaTek InnoPipe 67 стабильно показывает высокие показатели при испытаниях, в частности:

• среднее значение адгезионной прочности покрытия находится на высоком уровне и составляет 22 МПа со 100%-м когезионным отрывом «по клею»;

• проведение автоклавных испытаний на стойкость покрытия к взрывной декомпрессии при давлении 3 МПа (а также при давлении 10 МПа) к образованию дефектов покрытия не приводит. Среднее значение адгезионной прочности покрытия методом нормального отрыва составляет 20 МПа с преобладающим когезионным отрывом «по клею». Снижение адгезионной прочности после взрывной декомпрессии составляет ~9 % по отношению к исходному состоянию;

• визуальный осмотр исследуемых образцов после испытаний на стойкость к воздействию СО2 и H2S-содержащей среды наличие дефектов покрытия не выявляет. Среднее значение адгезионной прочности покрытия после проведения испытаний составляет
  20 МПа с преобладающим когезионным отрывом «по клею». Снижение адгезионной прочности покрытия относительно результатов, полученных в исходном состоянии, составляет ~9 %;

• по результатам определения полноты полимеризации порошкового материала PrimaTek InnoPipe 67 степень полноты полимеризации ΔТg находится в пределах допустимого диапазона при соблюдении рекомендованной технологии нанесения покрытия;

• по результатам микроструктурных исследований выявлено, что слои праймера и порошкового материала системы внутренней антикоррозионной защиты равномерно распределены и полностью покрывают поверхность металла исследуемых образцов, нарушений адгезионных связей между слоями не наблюдается.

Таким образом, по результатам испытаний все контролируемые параметры внутреннего антикоррозионного покрытия на основе материалов «ПРИМАТЕК» (PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer + PrimaTek InnoPipe 67) полностью соответствуют техническим требованиям к внутренним защитным покрытиям крупнейших нефтегазовых компаний и находятся на высоком уровне.

Следует отметить, что покрытие, имеющее двухслойную конструкцию с применением наплавляемого покрытия PrimaTek InnoPipe 67, успешно выдержало автоклавные испытания на стойкость к взрывной декомпрессии и агрессивным средам при давлении 10 МПа. Температура испытаний составила 90 °С.

В свою очередь, покрытие, имеющее двухслойную конструкцию с применением наплавляемого покрытия PrimaTek InnoPipe 150, успешно выдержало аналогичные испытания при температуре 120 °С.

Компания «ПРИМАТЕК» производит комплексные решения и готовые конструкции внутреннего покрытия трубопроводов на основе разработанных и выпускаемых ею материалов, соответствующие техническим требованиям крупнейших нефтегазовых компаний для различных температур и условий эксплуатации, и предлагает отрасли рассматривать указанные материалы и конструкции покрытий на их основе как надежные, современные и технологичные решения, обеспечивающие простоту нанесения и высокое качество получаемых покрытий для долговечной бесперебойной эксплуатации трубопроводов.

ООО «ПРИМАТЕК» (Гатчинский завод порошковых и жидких красок)

188300, РФ, Ленинградская обл.,

г. Гатчина, ул. Железнодорожная,

д. 45, корп. 3

Тел.: +7 (812) 457-04-01

e-mail: industrial@primatek.ru

www.primatek.ru

Требования нефтегазовых компаний для ЛКП достаточно обширны, ключевыми из них являются изготовление материала по ТУ, согласованным с заказчиком, и прохождение соответствующей экспертизы.

Для объектов «Газпрома» научно-исследовательским центром АО «Русские краски» были разработаны системы покрытия Prodecor 2K, обеспечивающие длительную антикоррозионную защиту в атмосфере разной коррозионной активности в условиях климата У1, УХЛ1. Высокие антикоррозионные свойства обеспечивают высокотехнологичные и качественные эпоксидные покрытия, такие как двухкомпонентные цинкнаполненная грунтовка Prodecor 2104 Zn и цинкфосфатный грунт-эмаль Prodecor 2201. Наряду с высокими антикоррозионными свойствами немаловажную роль играет и сохранение декоративных свойств покрытия на объекте в течение длительного периода. Это обеспечивается применением двухкомпонентной полиуретановой эмали Prodecor 2302. Все разработанные материалы обеспечивают стойкость к УФ-излучению, воздействию повышенных температур и агрессивных жидких сред, а также сохранение декоративных и защитных свойств в течение срока эксплуатации более 15 лет. Покрытия Prodecor высокотехнологичны и наносятся в один слой. Кроме того, компания «Русские краски» производит ЛКМ на основе собственных связующих, что позволяет ей предлагать системы двухкомпонентных покрытий по привлекательным ценам.

Системы покрытий Prodecor 2К и Prodecor 2K Zync в 2015 г. успешно прошли испытания и были внесены в Реестр ПАО «Газпром». Также покрытия Prodecor сертифицированы, одобрены и рекомендованы к применению ведущими отраслевыми институтами: «ТатНПИнефть», ЦНИИС, ГИПРОНИИГАЗ, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ВНИИЖТ.

АО «Русские краски»

150001, РФ, г. Ярославль,

ул. Большая Федоровская, д. 96

Тел.: +7 (4852) 49-29-77

Тел. техн. поддержки: +7 (4852) 49-26-32

www.rk-industrial.ru

Электрохимический импеданс металла с бездефектным покрытием ведет себя как импеданс емкости:

где Сс – емкость покрытия, равная

где ε – диэлектрическая постоянная материала покрытия, ε_o – электрическая постоянная (ε_о = 8,854·10^-12 Ф/м), d – толщина покрытия. Типичные значения диэлектрической постоянной органических покрытий ε = 3–4.

При воздействии коррозионной среды на систему «металл – покрытие» дефекты покрытия создают пути ионной проводимости, которые могут проникать до металлической подложки. Сопротивление этих путей постепенно снижается за счет деградации покрытия. Стадии разрушения покрытия:

1) исходное покрытие (рис. 1а), график импеданса имеет вид наклонной прямой, которая моделируется элементом постоянной фазы (псевдоемкость);

2) проникновение Н₂О, катионов и анионов (рис. 1б), на графике появляется высокочастотная дуга;

3) образование катодных и анодных участков (рис. 1в), на графике появляется низкочастотная дуга;

4) протекание электрохимических реакций с диффузионными ограничениями (рис. 1г), на графике появляется прямой участок с углом наклона 45°;

5) вздутие, пузырение покрытия, образование ржавчины, отслаивание покрытия, импеданс аналогичен металлу без покрытия.

Согласно литературным данным [1] импеданс покрытий моделируется следующими эквивалентными электрическими схемами (рис. 2).

МЕТОДИКА ЭКСПЕРИМЕНТА

Образцы с двухсторонним покрытием выдерживали в растворе модели пластовой воды (3 % NaCl) в течение 30 сут при температуре 60 °С в статических условиях.

Спектры импеданса покрытия получали при амплитуде потенциала 100 мВ в диапазонах частот от 20 кГц до 1 Гц, используя электрохимическое измерительное устройство Solartron 1280 C и трехэлектродную электрохимическую ячейку, с возможностью крепления пластины с покрытием вместо рабочего электрода. Площадь контакта покрытия с раствором электролита составляла 1 см2. Эксперимент проводили в динамических условиях при перемешивании на магнитной мешалке. Обработку данных измерения импеданса проводили в программе ZWiew. В основе расчета элементов эквивалентных схем лежит симплексный метод поиска минимума функции нескольких переменных.

Объектами испытаний были выбраны следующие типы эпоксидных покрытий:

• покрытие № 1 – двухкомпонентная грунт-эмаль естественной сушки на силикон-эпоксидной основе, фактической толщиной 230 мкм, наполнитель – диоксид титана и тальк 55,5 %;

• покрытие № 2 – двухслойное эпокси-каменноугольное покрытие, отверждаемое полиаминным аддуктом, общая толщина покрытия – 290 мкм, наполнитель – каменноугольная смола 30 %, диоксид кремния – 5 %;

• покрытие № 3 – двухкомпонентное эпоксидное покрытие с небольшим содержанием растворителя, каждый слой толщиной по 150 мкм, общая толщина покрытия – 300 мкм, наполнитель – диоксид титана и тальк 40–50 %;

• покрытие № 4 – двухкомпонентное эпоксидное покрытие, отверждаемое полиаминным аддуктом, общая толщина покрытия –320 мкм, наполнитель – фосфат цинка с массовой долей 11 %.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Типичные графики Найквиста покрытия до испытаний и в процессе испытаний показаны на рис. 3–4.

Анализ рис. 3–4 показал, что в исходном состоянии импеданс покрытия ведет себя как элемент постоянной фазы. В процессе испытаний появляются высокочастотная и низкочастотная дуги, обусловленные проводимостью в порах покрытия и электрохимической реакцией под покрытием.

Рассчитанные по импедансным данным значения сопротивления пор покрытия R_por и сопротивления переноса заряда Rct являются показателями барьерных и пассивирующих свойств покрытий. Чем выше эти значения, тем покрытие надежнее защищает металл от коррозии.

Изменение R_por покрытий в процессе испытаний приведено на рис. 5. Видно, что в первые часы испытаний наблюдается резкое снижение R_por покрытий за счет заполнения объема пор электролитом, затем R_por стабилизируется и снижается медленно за счет постепенной деградации покрытия. Покрытия № 2–4 обладают более выраженными барьерными свойствами по сравнению с покрытием № 1.

Изменение R_ct покрытий в процессе испытаний приведено на рис. 6. Наблюдается колебание значений R_ct покрытий во времени. Пассивирующие свойства покрытий № 2, 3 более выражены по сравнению с аналогичными показателями покрытий № 1, 4. 

ВЫВОДЫ

По результатам испытаний импедансным методом среди испытанных эпоксидных покрытий наилучшими барьерными и пассивирующими свойствами обладают покрытие № 2 – (эпокси-каменноугольное покрытие) и покрытие № 3 (эпоксидное покрытие с небольшим содержанием растворителя).

Основные покупатели российских труб знают о двухслойных эпоксидных порошковых покрытиях и заинтересованы в дальнейшей реализации этой системы в своих проектах. Компании «Газпром» и «Транснефть», обеспечивающие бόльшую часть заказов на трубы с покрытием в России, либо уже применяли двухслойную систему изоляции, либо проводят апробацию данной системы для будущих проектов по строительству и восстановлению трубопроводов. Для обеспечения требований данных компаний в 2011 г. «3М Россия» разработала и поставила на производство новый порошковый эпоксидный материал Scotchkote 8352N. Формируемое на его основе покрытие имеет высокую стойкость к прорезу и сдиру. По этому показателю данное покрытие превосходит, например, трехслойные полиэтиленовые покрытия более чем в 5 раз. Так, в проекте «Заполярье – Пурпе» система покрытия (Scotchkote®226N + Scotchkote®8352N) использовалась для защиты свай, монтируемых в зоне многолетней мерзлоты путем забивания в грунт [1]).

Рис. 1. Тест на адгезию

Эпоксидные покрытия характеризуются высокой адгезией к стали, повышенной стойкостью к катодному отслаиванию и длительному воздействию почвенного электролита. Они не экранируют токи катодной защиты, под ними не было зафиксировано случаев возникновения стресс-коррозии. Обладая высокими защитными характеристиками и возможностью обеспечить хорошую связь с пенополиуретаном и бетоном, эпоксидные покрытия могут использоваться как в конструкции теплоизолированных труб, так и при строительстве морских трубопроводов. Кроме того, по сравнению с заводским полиэтиленовым покрытием эпоксидные покрытия обладают более высокой теплостойкостью, что позволяет использовать их специальные исполнения при температурах до 110 °С [2].

В последние несколько лет «Газпром» занимается разработкой стратегии мобильных заводов покрытия труб. Идея заключается в том, чтобы поместить мобильный завод вблизи от места ремонта трубопровода и проводить переизоляцию труб заводскими покрытиями без сложной и дорогостоящей логистики, обеспечивающей быстрый ввод в эксплуатацию ремонтируемого участка трубопровода. Эксплуатирующая организация ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» (ГТЕ), занимающая лидирующую позицию в разработке данной стратегии, выбрала двухслойные эпоксидные покрытия в качестве системы для труб большого диаметра.

По оценке ГТЕ, стоимость 1 м2 двухслойных эпоксидных покрытий без использования системы повторной рекуперации на 35 % ниже стоимости трехслойного покрытия.
В случае использования системы повторной рекуперации эпоксидных порошковых материалов стоимость 1 м2 двухслойных эпоксидных покрытий ниже на 43 %.

Рис. 2. ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» совместно с представителями «ВНИИГАЗа» и «3М» на базе мобильного комплекса «БРИТ-М»

В 2013 г. на базе мобильного комплекса «БРИТ-М» ГТЕ был получен первый опыт нанесения двухслойных эпоксидных покрытий. Трубные образцы были всесторонне испытаны в лабораториях челябинского отделения ИТЦ «Газпром». А в 2015 г.
вышло поручение профильного Департамента ПАО «Газпром» провести ее квалификационные испытания на базе «БРИТ-М» совместно с институтом «ВНИИГАЗ».

В июне 2016 г. на линии наружной изоляции «БРИТ-М» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» совместно с представителями «ВНИИГАЗа» и «3М Россия» было проведено нанесение двухслойного эпоксидного покрытия на четыре трубы диаметром 1020 с толщиной стенки 12 мм. Покрытие наносилось с использованием нового антикоррозийного праймера Scotchkote 6233P, обеспечивающего лучшее сохранение адгезии при катодной поляризации и замачивании в воде, в том числе в условиях отсутствия хроматирования стали [3]. В связи с этим были подготовлены две трубы с применением хроматирующего раствора и две трубы – без него, а также подготовлены образцы для проведения испытаний во «ВНИИГАЗе».

Результаты испытаний в институте показали, что наружное двухслойное покрытие на основе материалов марок Scotchkote 6233P 11G и Scotchkote 8352N 8G соответствует требованиям СТО Газпром 9.1-018-2012 и ТУ 2292-002-00154341-2016 как при наличии, так и в отсутствие хроматирования стальной поверхности (табл.).

Для оценки состояния покрытия в процессе эксплуатации институтом «ВНИИГАЗ» рекомендуется организовать его ежегодный эксплуатационный мониторинг в течение трех лет на выделенном и согласованном с ПАО «Газпром» участке линейной части магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург».

Планируется, что данные, полученные в ходе эксплуатационного мониторинга, послужат основанием для принятия решения о более широком применении двухслойных эпоксидных покрытий в России и будут способствовать развитию законодательной базы в части их применения для защиты магистральных трубопроводов нефти и газа.

Выборочные показатели качества двухслойного эпоксидного покрытия, полученного на базе мобильного комплекса «БРИТ-М»

ЗАО «3М Россия»

121614, г. Москва, ул. Крылатская, д. 17/3,

БЦ «Крылатские Холмы»

Тел.: +7 (495) 784-74-74 (многоканальный)

Факс: +7 (495) 784-74-75

http://www.3MRussia.ru/ispd  

Защитные покрытия трубопроводов, скважинного, емкостного и иного оборудования, используемого в нефтегазовой отрасли, отвечают задачам повышения энергоэффективности, надежности и безопасности. Обсуждая в рамках конференции последние тенденции и перспективные разработки в данной области, участники очередной ежегодной встречи делились опытом освоения новых технологий, методов и технических средств контроля качества. На решающей роли межотраслевой и государственной стандартизации в повышении этого качества, разработки необходимой нормативно-технической документации были сфокусированы доклады представителей ПАО «Газпром нефть», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Транснефть» и ПАО «Татнефть».

Начальник Управления ПАО «Газпром нефть» Геннадий Максимов рассказал о сформированной компанией стратегии стандартизации требований к надежности трубопроводного транспорта, ставящей целью выработку соответствующего ГОСТа. Заведующий лабораторией антикоррозионных и теплоизоляционных покрытий ООО «НИИ Транснефть» Павел Ревин ознакомил аудиторию с результатами разработки требований для прогнозирования срока службы антикоррозионных покрытий.

Исследовательскую и экспертную деятельность лаборатории конструкционных полимеров и защитных покрытий ООО «БашНИПИнефть» осветила в своем докладе ведущий инженер Елена Родионова. Новый метод импедансной спектроскопии, позволяющий контролировать состояние органических покрытий металлов в растворах электролитов, представил научный сотрудник ООО «ПермНИПИнефть» (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг») Евгений Соснин.

Еще одной «сквозной» темой конференции стало импортозамещение в области производства защитных покрытий. Эксперт, отмечающей 25-летие работы в России американской компании «3М», Юлия Лесковец представила такие локальные антикоррозионные разработки, как эпоксидные порошковые покрытия для внешнего и внутреннего нанесения, полиуретановые покрытия для крановых узлов и отводов, а также продукцию для ремонта и восстановления магистральных трубопроводов в полевых условиях. О двухслойных порошковых покрытиях, свободно пропускающих токи катодной защиты, рассказал специалист AkzoNobel Андрей Ухов. Ведущий инженер-технолог Ярославского завода порошковых красок Дарья Котова подтвердила важность качества подготовки стальной поверхности для наилучшей реализации свойств данного защитного покрытия.

Комплексным решениям в изоляции трубопроводов на основе композитных материалов было посвящено выступление сотрудницы Группы компаний «Рускомпозит» Надежды Ревякиной. Глава российского представительства марки «Тьюбоскоп» Владимир Тихомиров анонсировал новое, четвертое по счету поколение «нанопокрытий» для труб, используемых при добыче и транспортировке углеводородов. Руководитель отдела Группы компаний Universum Олег Дворцов поделился, в числе прочего, опытом освоения технологии ультрафиолетового отверждения полимерных защитных покрытий, сокращающих срок строительства трубопроводов. Лицензионному производству лучших мировых защитных лакокрасочных покрытий был посвящен доклад менеджера марки
«Приматэк» Виталия Соларева.

НПО «Спецполимер» и завод «Пигмент» продемонстрировали решения для защиты наземных сооружений нефтегазовой промышленности (в том числе резервуаров, эстакад, несущих и прочих конструкций) в условиях агрессивной среды. С учетом освоения морских месторождений нефтегазовых объектов, испытывающих влияние агрессивной среды, становится все больше, и возможно, эта тема на следующей, XIV Международной конференции также войдет в разряд ключевых.

Организаторами XIII Международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы применения защитных покрытий в оборудовании и сооружениях нефтегазовой отрасли» выступили РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ООО «Самарский ИТЦ» (ПАО «НК «Роснефть») и журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ». Оргкомитет конференции выражает признательность компании «ТЕКНОС» за многолетнюю спонсорскую поддержку.

По данным экспертов, число преждевременных остановок по причине КПИ от их общего числа в нефтегазовой, химической, энергетической отраслях достигает 92 %. От всех расходов на техническое обслуживание трубопроводов более 60 % приходится на причины, связанные с КПИ.

Компания «ССТэнергомонтаж» входит в ГК «ССТ» – крупнейшего в России и одного из крупнейших в мире производителей нагревательных кабелей и систем электрообогрева. «ССТэнергомонтаж» использует в своих проектах все виды теплоизоляции. Поскольку КПИ имеет место там, где прокладываются системы электрообогрева, специалисты компании обратились к существующему опыту и знаниям для создания методики предотвращения КПИ или существенного снижения вероятности ее появления.

В первую очередь были рассмотрены разработки в этой области некоммерческой исследовательской организации TNO (Нидерланды). Именно специалисты компании TNO первыми занялись исследованием теплоизоляционных конструкций на предмет противостояния КПИ.

В мировой практике уже применяются стандарты, в частности ASTM C692, ASTM C871, EN 13468, регламентирующие исследовательский подход к некоторым видам коррозии под изоляцией. Однако в настоящий момент не существует признанного международного стандарта для тестирования систем теплоизоляции на предмет противодействия КПИ.

Учитывая данное обстоятельство, TNO совместно с компанией Shell разработали методику оценки теплоизоляционных систем в плане их устойчивости к КПИ.

Специалистами компании «ССТэнергомонтаж» была воспроизведена данная методика. Суть метода: имитация экстремального случая повреждения изоляции и ускорения процессов коррозии под изоляцией.

В ходе эксперимента были получены следующие результаты.
В случаях, когда использовались теплоизолирующие конструкции из традиционных материалов, вода в разной степени, в зависимости от использованного материала, спровоцировала процесс коррозии. В наибольшей степени коррозии была подвержена труба, укрытая минеральной ватой. В меньшей степени следы коррозии обнаружены под пенополиуретаном.

В случаях, когда в теплоизоляционных конструкциях первым слоем выступала термоэкранирующая мембрана InWarm Reform, следы коррозии отсутствовали. Свойство мембраны образовывать сплошное, без разрывов и швов покрытие с достаточной адгезией к изолируемой поверхности явилось определяющим фактором в противостоянии КПИ.

Испытания свидетельствуют, что для уменьшения вероятности появления КПИ необходимо сочетать традиционные теплоизоляционные материалы с материалами, обладающими теплоизоляционными и гидрофобными свойствами, хорошей адгезией к изолируемой поверхности. Именно таким продуктом является термоэкранирующая мембрана InWarm Reform.

ООО «ССТэнергомонтаж»

141008, РФ, Московская обл., г. Мытищи,

ул. Колпакова, д. 2

Тел/факс: +7 (495) 627-72-55

e-mail: info@sst-em.ru

www.sst.ru, www.sst-em.ru

Электроды сравнения длительного действия (ЭСДД) являются основным опорным средством контроля эффективности электрохимической защиты (ЭХЗ) от коррозии подземных стальных сооружений, поэтому основным требованием, предъявляемым к ним, является стабильность (точность) нормируемого значения собственного потенциала в течение всего срока эксплуатации магистральных трубопроводов (МТ).

Рекомендованная международным центром CEFRACOR [1] точность ЭСДД составляет ±15 мВ (здесь и далее потенциалы приведены относительно хлор-серебряного электрода (ХСЭ)).

В работе [2] в качестве максимально допустимой величины суммарной ошибки измерений защитных потенциалов рассматривается 30–40 мВ. Обосновывается это тем, что данное значение ошибки в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью может вызвать увеличение скорости коррозии на порядок и более.

В статье Н.Н. Глазова [3] в качестве пороговой величины предлагается рассматривать величину смещения потенциала используемых в настоящее время МСЭ на 60 мВ, после которой электрод должен быть заменен. По техническим требованиям [4] допустимая основная погрешность (при изготовлении) используемого в настоящее время на трубопроводах медно-сульфатного ЭСДД не должна превышать 20 мВ, а дополнительная за 90 сут – 30 мВ, при этом суммарное смещение МСЭ за 90 дней может составить 50 мВ. Требуемый срок службы – не менее 15 лет.

Принцип работы МСЭ, основанный на использовании насыщенного электролита, изначально не предполагал их автономную длительную эксплуатацию в системах электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопроводов. Поскольку при установке электрода в грунт на границе «электрод – грунт» возникает градиент концентрации, под действием которого потенциалопределяющие ионы меди из корпуса электрода переходят в грунт (выщелачивание), что приводит к уменьшению их концентрации в объеме электрода, а это, в свою очередь, согласно уравнению Нернста [5] – к дрейфу собственного потенциала электрода.

Кроме того, грунт может содержать различные соли, в том числе более активные, чем CuSO₄, используемый в МСЭ. Особенно опасны хлорид-ионы, которые способны активно проникать в электрод и «выдавливать» из него CuSO₄, кратно сокращая срок его службы.

Для увеличения срока службы МСЭ предложен ряд методов с использованием загустителей, ионообменных мембран, двухкамерных конструкций [5], твердотельных электролитов [6].

Заявленный длительный срок эксплуатации 30 лет при высокой точности ±5 мВ имеют электроды типа СТЭЛС (США), использующие твердотельный электролит [5]. Однако применение в данных электродах датчика сернистого водорода, влагозадерживающей мембраны, ловушки ионов хлора и сернистого водорода привели к существенному усложнению и удорожанию данного электрода, что представляется недостаточно обоснованным, поскольку такая точность потенциала для ЭСДД является избыточной. Недостатком данного электрода является также то, что его применение предполагает предварительное ранжирование грунтов по содержанию хлоридов, влажности и влагонасыщению.

К недостаткам МСЭ следует также отнести деградацию датчика поляризации (ДП) из-за оседания на его поверхности меди, попадающей из корпуса электрода в грунт [3], вследствие чего его потенциал смещается на сотни милливольт в плюс. Для минимизации данного явления расстояние между МСЭ и ДП следует увеличить, а для уменьшения омической составляющей погрешности – уменьшить.

По результатам проведенной в 2015–2016 гг. проверки на трубопроводах в различных регионах Западной Сибири около 60 МСЭ различных производителей со сроком эксплуатации 7–10 лет выявлено, что только 5 % электродов соответствуют заявленным параметрам (смещение не более 20 мВ). Потенциалы всех остальных электродов смещены в минус на 60–600 мВ при средней скорости 5÷50 мВ/год. Проверка показала также, что более половины потенциалов датчиков поляризации вследствие омеднения смещены в плюс до 400 мВ.

В результате такой ситуации по данным внутритрубной дефектоскопии скорость коррозии достигает до 1,5 мм/год, в то время как в лабораторных условиях она составляет не более 0,01 мм/год [7], а в производственных условиях при исправных МСЭ и ДП оценивается значением 0,1 мм/год [2].

Использование МСЭ в качестве электрода сравнения переносного (ЭСП) трассового применения также вызывает сложности, так как для обеспечения его точности необходимо заправлять электрод свежим купоросом перед каждым выездом на полевые замеры.

Стоимость МСЭ сравнения может различаться на порядок в зависимости от сложности конструкции и достигает около 15 тыс. руб., что немаловажно для изделий массового применения. Существенные усложнения МСЭ пока не привели к приемлемому соотношению их цены и качества. 

Безэлектролитный сухой электрод сравнения СЭС-1

Возможность постановки задачи создания безэлектролитного электрода обусловлена появлением цифровых приборов с большим входным сопротивлением до
10 МОм с входным током порядка 0,1 мкА. Это позволило снизить требования к степени их неполяризуемости и значению переходного сопротивления и, соответственно, упростило формирование потенциалопределяющих условий непосредственно в грунте.

Данный способ впервые реализован в безэлектролитном (сухом) электроде сравнения СЭС-1 [8], выполненном в виде соединенных между собой балластным резистором катода из пористой легированной стали (нержавейка, N) и анода из нелегированной, обычной стали (cт. 3). При этом измерительный провод подключен к катоду, который и является собственно ЭС. Формирование псевдоэлектролита из влажного грунта достигается путем пропускания через него постоянного тока, вызванного разностью потенциалов между полуэлементами электрода.

Электрод благодаря отсутствию электролита прост конструктивно, имеет низкую стоимость, не вызывает деградацию ВЭ, не приводит к загрязнению почвы, устойчив к циклам промерзания и пересыхания, а малые габариты (Ø35 мм) и механическая прочность позволяют устанавливать его на глубину укладки трубы вручную без привлечения тяжелой техники в предварительно подготовленный канал, в том числе в зимнее время.

Однако отсутствие электролита привело в целом к теоретически ожидаемому недостатку данного электрода – зависимости его потенциала от физико-химических параметров грунта, прежде всего от влажности и кислотности. Это обусловлено тем, что одним из конструктивных «материалов» электрода является «ненормированный» грунт, а сама потенциалопределяющая система является открытой. 

Безэлектролитный сухой электрод сравнения СЭС-2

При сохранении достоинств предшественника в электроде СЭС-2 достигнуто существенное снижение зависимости потенциала от внешних условий благодаря установке полуэлементов электрода в корпус с наполнителем на основе гипса, замене балластного токозадающего резистора на потенциометр и подключению измерительного провода к движку потенциометра.

Электрод СЭС-2 (рис. 1) содержит цилиндрический корпус (1), в дно которого установлены датчик поляризации (2) и на минимальном расстоянии от него – влагопроницаемая мембрана (3), соединенные между собой потенциометром (4), цинковый анод (5) и катод (6) из нержавеющей стали, установленные в наполнитель (7), измерительный провод (8) с клеммным наконечником «Э», подключенный к движку потенциометра (4), и провод с клеммой D, подключенный к датчику поляризации (2). Электрическая схема электрода защищена герметиком (9).

По принципу работы электрод СЭС-2 аналогичен СЭС-1: псевдо-электролит, как и в СЭС-1, формируется из влаги грунта путем пропускания через него постоянного тока от внутреннего микрогенератора длительного действия, образованного полуэлементами электрода.

Минимальная пористость наполнителя позволила сделать уровень влажности в «реакционном объеме» независимым от влажности внешней среды (грунт, вода), при этом стабилизируется и концентрация водорода, которая определяется не внешним, а «собственным» водородом.

Потенциометр, выполняющий роль регулируемого делителя напряжения между анодом и катодом, является многофункциональным и, прежде всего, позволяет исключить основную (технологическую) погрешность путем заводской калибровки 1 электрода по образцовому хлор-серебряному электроду (ОХСЭ).

В случае использования МСЭ при смещении его потенциала, превышающего допустимое значение, эксплуатационщикам приходится делать непростой выбор [3] между заменой электрода и усложнением проведения замеров. Замена электрода – затратное мероприятие, особенно в труднодоступных регионах, а усложнение замеров, вызванное необходимостью определения смещения потенциала и внесением поправок в результаты измерений, приводит к существенному снижению производительности, что также является немаловажным в полевых условиях.

Потенциометр может быть выносным с установкой на панель КИП, что позволяет проводить калибровку 2 при установке электрода в целях исключения возможного смещения потенциала, вызванного спецификой грунта (солями, рН и т. д.) в данном месте. Потенциометр позволяет также при необходимости проводить калибровку 3 (периодическую) для исключения смещения потенциала, вызванного «старением» электрода.

Калибровка электрода может рассматриваться как «корректировка ноля» измерительного прибора, поскольку, по сути, прибор и ЭС являются единым средством измерения (СИ). При этом определять и учитывать значение смещения потенциала ЭС не надо – достаточно скорректировать «ноль» обычной регулировкой потенциометра по ЭСП.

Такая калибровка позволяет, в принципе, устранить все дополнительные систематические погрешности, в том числе вызванные спецификой грунта на конкретном месте установки электрода и его «старением» в процессе длительной эксплуатации.

Потенциометр, встроенный в переносную модификацию электрода СЭС-2, позволяет также проводить корректировку его «ноля» по ОХСЭ непосредственно перед выездом на трассовые измерения. По результатам испытания и эксплуатации смещение потенциала при этом составляет порядка ±2 мВ/мес.

Потенциал электрода СЭС-2, состоящего из электроотрицательного металла – цинка и значительно менее электроотрицательного – нержавеющей стали, находящихся в контакте, определяется электродным потенциалом наиболее электроотрицательного металла.

В рассматриваемом электроде будут протекать две основные сопряженные реакции:

• на аноде (цинк) – электроокисление цинка: 
  

Zn – 2e = Zn²⁺.                                    (1) 

Ионы цинка взаимодействуют с гидроксид-ионами с образованием труднорастворимого соединения по реакции 

Zn²⁺ + 2OH- = Zn(OH)₂.                   (2) 

На катоде (нержавеющая сталь) в сильнокислых грунтах происходит восстановление водорода 

2H⁺ + 2e = H₂,                                    (3) 

а в нейтральной и щелочной средах – восстановление воды 

2H₂O + 2e = H₂ + 2OH^-.                    (4) 

Суммарная реакция, протекающая в электроде, в нейтральной и щелочной средах, имеет вид: 

Zn + 2H₂O = Zn(OH)₂ + H₂.             (5) 

При таком механизме происходит окисление цинка с последующим образованием труднорастворимого соединения Zn(OH)₂, образующего осадок на поверхности цинкового электрода, а также расходуются ионы OH^- и H⁺. При этом равновесие реакции (6) сдвигается вправо. 

H₂O = H⁺ + OH^-.                               (6) 

Поскольку потенциал данного электрода определяется электродным потенциалом цинка, его можно оценить, используя соотношения:  

,             (7) 

,             (8) 

или 

E = const* – 0,059 pH,                        (9) 

где  – произведение растворимости Zn(OH)₂; при 25 °С ПР = 1,2*10^-17;
K_W = a_H+*a_OH- – ионное произведение воды; при 25 °С KW = 10^-14.

Величина const определяется значением стандартного потенциала цинка.

Анализ уравнения показывает, что потенциал электрода определяется активностью ионов, участвующих в электродных реакциях, линейно зависит от рН электролита и сдвигается в отрицательную сторону при его увеличении. Согласно уравнению (8) интервал изменения потенциала может составлять от –0,8 до –1,14 В при изменении рН от 4 до 10. Так как в процессе работы электрода расходуются ионы H⁺ и OH^– и используется твердотельный пористый электролит, на потенциал электрода существенное влияние будут оказывать диффузионные явления.

На потенциал электрода СЭС-2 будут влиять и другие факторы, такие как, например, структура осадка Zn(OH)₂ и структура гипса, кинетика электрохимических реакций, протекающих на электродах, и т. д.

Протекание тока (тока коррозии цинка) и наличие диффузии делает электрохимический процесс, протекающий в электроде, неравновесным. Через некоторое время после начала работы электрода должен установиться стационарный процесс, которому будет соответствовать определенное значение стационарного потенциала.

Стационарный процесс (Е, I = const) установится тогда, когда анодный и катодный токи станут равными по абсолютной величине. При этом, теоретически, за один год масса осадка Zn(OH)₂ на цинковом электроде составит примерно 0,323 г Zn(OH)₂, а количество водорода, возникающего на втором электроде, – 80 см³. Причиной нарушения стационарности процесса и, соответственно, смещения потенциала электрода теоретически могут стать диффузионные затруднения при протекании реакций, связанные с подводом в «реакционную зону» ионов ОН^– и удаление из нее водорода. Однако возникновение данной ситуации за счет конструктивных и технологических решений практически сведено к нулю.

Лабораторные испытания в течение двух лет в типовых модельных грунтах, различающихся содержанием солей (до 2 %), кислотностью (рН 4–10), влажностью (3–100 %), а также удельным сопротивлением (5–1000 Ом/м), показали, что диапазон потенциалов полуэлементов электрода СЭС-2 составляет –900–1030 мВ, а смещение установленного номинального значения –1000 мВ не превышает ±15 мВ. При этом толщина осадка на электродах составила порядка 0,1 мм. 

Методика исследований

Методика исследований основана на анализе динамики изменения потенциалов полуэлементов и собственно электрода СЭС-2 в различных условиях, моделирующих возможные условия эксплуатации. При этом в качестве регистратора использовался многоканальный компьютеризованный испытательный стенд «Полигон-8» с восемью независимыми каналами измерений и разрешением ±0,5 мВ разработки ООО «НПП «Электрохимзащита» (г. Томск). Для измерения малых значений смещения потенциалов и проведения контрольных измерений использовался цифровой вольтметр В7-38 с разрешением 0,1 мВ. Входное сопротивление измерительного канала стенда «Полигон-8» и вольтметра – не менее 10 МОм. Вольтметр и ОХСЭ имеют действующие свидетельства о поверке. Гальваническая связь между испытуемой средой и ОХСЭ, установленным в насыщенный раствор KCl, осуществлялась с помощью электролитического мостика. При выполнении работ руководствовались требованиями ПАО «Газпром» к ЭС [4], а также методическими подходами к оценке параметров, изложенными в [3].
С учетом безэлектродной специфики электрода исследованы также влияния влажности, температуры, кислотности грунта, содержания в нем солей при пониженных температурах. 

Экспериментальная часть

Испытывались электроды СЭС-2 с полуэлементами Cu-Zn и N-Zn. При этом значение потенциометра выбрано равным 50 кОм исходя из экономии «жертвенного» анода в целях увеличения срока его службы и электрода в целом, а также обеспечения диапазона регулирования потенциала электрода. При этом переходное сопротивление составляло не более 12,5 кОм, что удовлетворяет требованиям [4]. Нормируемое значение потенциала выбрано равным –1000 ± 1 мВ. Это значение соответствует регламентируемому значению поляризационного потенциала и позволяет дополнительно минимизировать токи через электрод и, соответственно, снизить требования к его неполяризуемости и переходному сопротивлению. Кроме того, «круглая цифра» повышает удобство в работе. «Ошибка опыта» в экспериментах не превышала ±0,5 мВ. 

Выход на режим (калибровка 1)

По четыре электрода с полуэлементами Cu-Zn (1-го типа) и N-Zn (2-го типа) были установлены в водопроводную воду (рН = 7,
t = 20 °С), время экспозиции – 5 сут. На рис. 2 приведены усредненные зависимости выхода потенциалов полуэлементов данных электродов на стационарный режим.

Замедленность выхода на стационарность обусловлена наличием омического сопротивления между ними. При этом потенциал катода смещается не в сторону анода, как положено теоретически, а в минус, что, по-видимому, связано с тем, что его наводороживание «своим» водородом становится превалирующим.

Из рассмотрения рис. 2 следует также, что более предпочтительно выглядят электроды 2-го типа (N-Zn), поскольку динамика катода из нержавейки (N) не имеет «горба», что говорит об отсутствии побочных реакций, которые могут дестабилизировать потенциал электрода. Кроме того, она более пологая, и установившееся значение потенциала является более положительным, благодаря чему увеличивается диапазон регулирования его собственного потенциала при калибровке. Это повышает «живучесть» (запас прочности) электрода в случае выхода из диапазона регулирования при калибровке.

Влияние природных факторов (калибровка 2)

Четыре электрода 1-го типа, гальванически связанные электролитическими мостиками с ОХСЭ, были установлены в свои емкости с водопроводной водой (рН = 7, t = 20 °С). После выхода на режим и проведения калибровки 1 водопроводная вода в каждой емкости без остановки процесса была одновременно заменена на растворы NaCl (2 %), Na₂SO₄ (2 %), с pH = 4 и pH = 10.
Регистрация продолжалась до установления на электродах стационарных потенциалов. Аналогичный эксперимент был проделан и с электродами 2-го типа.

Рис. 3, 4 и результаты их обработки (табл.) указывают на то, что электроды обоих типов достаточно устойчивы к наиболее популярным природным факторам. Максимальные смещения потенциала для электродов 1-го типа составляют от –12 до 18 мВ (размах ΔЕ = 30 мВ), для 2-го типа – от –9 до 16 мВ (размах ΔЕ = 25 мВ), но при этом существенно отличаются по наиболее «влиятельному» фактору. Так, для 1-го типа это pH = 9,8, а для 2-го типа pH = 7 (2%-й раствор Na₂SO₄). Исходя из этого может быть рекомендовано применение электродов 1-го типа в морской воде, а 2-го типа – в щелочных грунтах, характерных для регионов Западной Сибири (до рН = 10).

Быстрая реакция электродов на естественные факторы (порядка 100) является важным обстоятельством, поскольку позволяет сразу после установки электрода в грунт (морскую воду) оперативно провести калибровку 2.

С точки зрения ЭХЗ неважно, чем вызвано смещение потенциала, – важно его скорректировать, при этом нет нужды проводить ранжирование грунтов для выбора соответствующей модификации электрода, как рекомендовано для электродов STELS [6].

При использовании в качестве ЭСДД на стратегически важных и повышенной опасности объектах рекомендуется запломбировать регулятор ЕЭС после выполнения калибровки 2. На рис. 5 приведен пример такой калибровки с точностью ±0,5 мВ на четырех электродах N-Zn после того, как их потенциалы «разбежались» в моделированных грунтах с различными естественными факторами. 

Устойчивость к низким температурам. Электроды в пассивном термостате были заморожены (с термопарой по центру) до –20 °С и установлены в ванну с водопроводной водой. Экспозиция – 120 ч до установления комнатной температуры 20 °С. Из рис. 6 видно, что электроды практически сохраняют работоспособность при –20 °С и по мере повышения температуры их потенциалы становятся равными своему нормированному значению. 

Влияние влажности грунта. В течение 3 мес проводили экспозицию электродов с пористым керамическим и пластмассовым с мембраной корпусами, помещенных в герметично закрытые емкости, заполненные песком с влажностью 3 и 5 %, соответственно.

При этом незначительное смещение потенциала в плюс (12 мВ) наблюдалось только при влажности 3 %, однако потенциал восстановился через сутки после установки электродов в воду.

Срок службы (калибровка 3)

Теоретически (по Фарадею) срок службы данного электрода, рассчитанный по расходу «жертвенного» анода на генерацию тока, – порядка 10 лет на 1 мм его толщины – может быть соизмеримым со сроком службы трубы.

Лабораторные исследования и опытная эксплуатация выявили незначительный тренд смещения потенциала электродов СЭС-2 в плюс в первые месяцы работы с последующей стабилизацией. Это следует также из рис. 7, на котором приведены результаты квалификационных испытаний четырех электродов СЭС-2 (№ 217–220) в Cu-Zn исполнении, проведенных в лаборатории ЭХЗ «ВНИИГАЗа». В связи с этим рекомендуется проводить обязательную калибровку 3 через 5–6 мес после установки электрода в грунт.

В течение двух лет наблюдения тренд смещения потенциалов четырех электродов после калибровки 3 не выявлен при отклонениях ±9 мВ, имеющих случайный характер, слабо коррелирующий с температурой в помещении.

Практически прямолинейное смещение усредненного значения потенциалов четырех электродов за 100 сут составило порядка 30 мВ в плюс, после чего установилось стабильное значение 995 ± 5 мВ. При заморозке до –20 °С (130-е сут) потенциалы трех электродов сместились в минус, а одного электрода – в плюс. Тем не менее потенциалы всех четырех электродов после оттаивания смещаются к значению, установившемуся перед заморозкой. 

Заключение

Показана и подтверждена пригодность безэлектролитных сухих электродов сравнения типа СЭС-2 для длительной автономной эксплуатации в системах ЭХЗ трубопроводов. Электроды обладают необходимой точностью потенциала в различных условиях эксплуатации, устойчивы к низким температурам и пониженной влажности грунта. Малые габариты и прочность позволяют оперативно устанавливать электрод вручную без привлечения сложной техники. Простота конструкции обусловливает его относительно низкую стоимость. Принципиально новой является возможность корректировки потенциала в целях установления его нормированного значения. Это позволяет исключить систематические погрешности, вызванные невоспроизводимостью технологии, спецификой грунта на месте установки, а также старением электрода в процессе эксплуатации. Проведенные длительные испытания и апробация указывают на то, что благодаря наличию корректировки возможного смещения потенциала в процессе эксплуатации и отсутствию электролита срок службы электрода СЭС-2 может составить десятки лет. При этом нет опасности деградации ВЭ, загрязнения почвы и грунтовых вод токсичной медью и в целом снижаются затраты на эксплуатацию ЭХЗ. Важно отметить, что для минимизации омической составляющей погрешности измерений ВЭ может быть установлен вплотную к мембране электрода. Кроме того, упрощается использование электрода в качестве переносного – необходимая точность достигается не заменой электролита, а простой корректировкой потенциала по образцовому ХСЭ.

Результаты влияния факторов на электроды

Автономные устройства катодной защиты (АУКЗ) «Энергомера», выпускаемые СЭТЗ «Энергомера» с 2014 г., предназначены для обеспечения электрохимической защиты (ЭХЗ) подземных стальных сооружений от коррозии. Они устанавливаются на объектах ПАО «Газпром» в местах отсутствия электроснабжения вдоль трассовых линий электропередач. Для работы АУКЗ используется транспортируемый природный газ, а в качестве источника тока применен электрохимический генератор на базе высокотемпературных топливных элементов (ТОТЭ).

АУКЗ «Энергомера» выполнены в виде блок-бокса из сэндвич-панелей, исполнение которых обеспечивает необходимые температурные условия в различных климатических зонах. АУКЗ имеет три основных отсека: узел подготовки газа, генераторный отсек и электротехнический блок. Входное давление газа установки – 0,8–10,0 МПа; выходная мощность генератора – 3,5–5,0 кВт. При этом стоит отметить низкий уровень расхода газа – 0,3 м3 на 1 кВт вырабатываемой электроэнергии.

Основным элементом установки является электрохимический генератор с КПД не менее 80–85 %, в котором в ходе химической реакции на топливных элементах из природного газа, поступающего из газопровода, вырабатывается электроэнергия. Также в состав АУКЗ входят инверторы, станция катодной защиты (СКЗ), вводно-распределительное устройство, стойка с аккумуляторными батареями, предназначенными для автономного запуска установки, а также выполняющими роль буферной нагрузки.

Внедрение автономных установок катодной защиты позволяет:

• сократить затраты на строительство ВЛ для электроснабжения станций катодной защиты на удаленных объектах;

• обеспечить бесперебойное электроснабжение СКЗ с периодом обслуживания 1 раз в год;

• телеметрия, используемая в установке, позволяет дистанционно контролировать режимы работы генератора, СКЗ, удаленно осуществлять остановку и запуск генератора;

• установка позволяет поддерживать заданную температуру в электротехническом отсеке за счет использования температуры выхлопных газов;

• данная установка является экологически чистым источником электроэнергии, так как имеет низкий выброс вредных веществ:
  NO_x < 3,67 мг/м³, СО2 < 1,25 мг/м³.

Ставропольский электротехнический завод «Энергомера» ориентирован на производство электротехнической продукции и оборудования для электрохимической защиты.

За короткий срок компания «Энергомера» добилась лидерства в различных сегментах электротехнического рынка РФ. Мы не останавливаемся на достигнутом и выводим на рынок новые продукты, а начало производства АУКЗ «Энергомера» призвано удовлетворить растущие потребности компаний нефтегазовой отрасли РФ.

Ставропольский электротехнический завод «Энергомера» филиал АО «Энергомера»

355029, РФ, г. Ставрополь,

ул. Апанасенковская, д. 4

Тел.: +7 (8652) 28-13-84

e-mail: etz@energomera.ru

www.energomera.ru

Конструкция протекторов и способ их установки определяются технологией укладки трубопровода, которая преимущественно осуществляется с палубы специального судна при последовательной сварке труб в плеть и последующем спуске плети на дно или в траншею. Для увеличения производительности укладки требуется минимизация дополнительных операций, осуществляемых после сварки трубы, поэтому монтаж протекторов браслетного типа, состоящих из двух полуколец, как правило, производится на трубном заводе. К конструкции браслетного протектора, технологии его установки и контролю качества разработаны специальные нормативные требования [1–4], гармонизированные между собой.

Рис. 1. Иллюстрация разрушающего метода контроля браслетного протектора

Эффективность ЭХЗ морского трубопровода зависит от электрохимических характеристик применяемого протекторного сплава, которые, в свою очередь, определяют срок службы протектора. Мировым общепринятым техническим решением является проектирование браслетных протекторов на весь срок службы трубопровода. В связи с этим первостепенной задачей при проектировании объекта является корректное определение параметров эксплуатационной среды, для которых будет осуществляться выбор протекторного сплава. В соответствии с действующими методиками расчета систем ЭХЗ морских трубопроводов [3, 5] электрохимические характеристики протекторного сплава, проектируемого для конкретного сооружения, влияют на срок службы, длину зоны защиты и габаритные размеры браслетного протектора. Эти параметры напрямую определяют стоимость системы ЭХЗ объекта, и для ее оптимизации необходимо осуществить вариантную проработку проекта и выбрать протекторный сплав, максимально удовлетворяющий начальным условиям.

В мировой практике противокоррозионной защиты (ПКЗ) стальных сооружений применяются протекторные сплавы на основе магния, алюминия или цинка, которые рекомендуется использовать в определенных условиях (табл. 1). Необходимо отметить, что существуют дополнительные ограничения [2, 6] по применению того или иного сплава, например по температуре эксплуатации и/или наличию сероводорода. Известно [2], что с увеличением температуры эксплуатации протекторов из алюминиевых сплавов с 20 до 40 °С величина электрохимического эквивалента снижается на 25 %, что справедливо и в отношении ресурса самого протектора.

Учитывая тот факт, что на мировом рынке не представлены браслетные протекторы из магниевых сплавов, дальнейший анализ их характеристик проводить не будем. Сосредоточимся на протекторах из алюминиевых и цинковых сплавов, широко применяющихся на российских и зарубежных трубопроводах различного назначения, вследствие чего накоплено достаточное количество технической информации по результатам лабораторных испытаний.

а)                                                                   б)

Рис. 2. Внешний вид образцов протекторных сплавов после лабораторных испытаний

Проектирование протекторной защиты морских трубопроводов осуществляется в соответствии с требованиями нормативной документации [2, 3, 5, 6], устанавливающей соответствующий алгоритм расчета, базирующийся на основных характеристиках сплавов: потенциал замкнутой цепи (рабочий), электрохимический эквивалент и коэффициент использования сплава. В НД ПАО «Газпром» [5, 7] используется параметр «фактическая токоотдача», связывающий параметры «электрохимический эквивалент» и «коэффициент использования сплава», требования к которому представлены в табл. 2.

Указанные в табл. 2 характеристики справедливы для испытаний в лабораторных условиях в искусственной морской воде состава, соответствующего рекомендациям [8], и при температуре 20 ± 3 °С. Данные условия общепризнанны [2, 3, 9, 10] для определения электрохимических свойств алюминиевых и цинковых сплавов при квалификационных испытаниях. Методики испытаний, по которым проводится оценка качества протекторных сплавов зарубежными компаниями, могут различаться продолжительностью испытаний и отдельными технологическими нюансами, но условия едины и неизменны уже более 20 лет.
В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» подготовлена и утверждена внутренняя методика лабораторных испытаний протекторных сплавов [11], гармонизированная с требованиями NACE TM0190-2006 [9] и DNV-RP-B401 [2].

Однако в технической литературе встречаются данные по характеристикам протекторных сплавов в морской воде различных марок и производителей, в табл. 3 приведены сводные данные сплавов на основе алюминия и цинка.

Анализируя данные, представленные в табл. 3, можно сделать вывод, что сплавы различного химического состава и технологии выплавки могут значительно отличаться друг от друга по своим электрохимическим свойствам (особенно это характерно для алюминиевых сплавов). На характеристики сплава могут влиять как легирующие элементы, например для Al-сплавов – Hg, Mg, In, Sn и др., так и примесные – Si, Cu, Cd, Fe и др., повышающие или снижающие характеристики, соответственно. С учетом многообразия марок протекторных сплавов оценку их качества необходимо осуществлять на основе четких критериев и единой методики испытаний.
В ПАО «Газпром» действуют требования [7], приведенные в табл. 2, которые подтверждаются по методике [11]. Технические требования ПАО «Газпром» соответствуют зарубежным стандартам DNV [2] и
ISO [3].

Отечественные и зарубежные НД определяют показатели к электрохимическим характеристикам протекторных сплавов для определенной испытательной среды (чистая природная морская вода с соленостью 30 ‰ или искусственная морская вода в соответствии с ASTM D1141 [8]) и не учитывают конкретные условия эксплуатации проектируемого защищаемого сооружения. Поскольку рабочий потенциал сплава влияет на габариты протекторов и шаг их расстановки, а фактическая токоотдача – на массу протектора, очевидно, что без достоверной информации о характеристиках сплавов в конкретных условиях корректно спроектировать систему электрохимической защиты участка трубопровода не представляется возможным. Зарубежные стандарты [2, 3] при проектировании рекомендуют учитывать только температуру морской воды, при этом различая прокладку трубопровода в морской воде или донных грунтах (отложениях). Такой подход к проектированию можно обосновать расположением основных нефтегазовых месторождений в Мировом океане, соленость которого изменяется незначительно, следовательно, требования зарубежных стандартов распространяются практически на все мировые морские объекты. При этом существуют стандарты, регламентирующие свойства протекторных сплавов для применения в конкретном регионе, например стандарт норвежской нефтехимической отрасли NORSOK [13]. В стандарте [13] предъявляются более жесткие требования по сравнению с требованиями ISO, которые, очевидно, обусловлены опытом эксплуатации или дополнительными исследованиями в условиях, максимально близким к эксплуатационным.

Рассматривая географию расположения морских шельфовых трубопроводов России, можно выделить следующие акватории, объединенные сходными условиями:

• Охотское море и прилегающие акватории;

• акватории Карского, Белого и Баренцева морей;

• Балтийское море;

• Каспийское море и Черное море.

Необходимо дополнительно учитывать особенности, присущие акватории: например, в донных слоях Каспийского и Черного моря присутствует H2S в различных концентрациях.

Закономерен вопрос: будут ли в конкретных условиях протекторные сплавы обладать теми же параметрами, что при квалификационных испытаниях? И если возможен ответ: «Нет!», то справедливо ли при проектировании системы ЭХЗ в расчетах использовать нормируемые стандартами характеристики сплавов? Таким образом, выявляется необходимость проведения дополнительных испытаний протекторных сплавов для определения их эффективности и параметров, а следовательно, выбора сплава, наиболее полно отвечающего требованиям заказчика. В 1993 г. в требованиях DNV RP-B401 появилось описание рекомендованной процедуры полевых испытаний полноразмерных протекторов в течение 12 месяцев, однако в редакции 2005 г. отмечено, что такие испытания сложны и непрактичны (often not practical), и представлена методика испытаний на образцах в лабораторных условиях.

Например, для проектируемых нефтегазовых объектов Арктического шельфа бассейна Карского моря следует учитывать тот факт, что при общей солености морской воды 20–30 г/л акватории Байдарацкой, Тазовской, Обской губ и Енисейского залива, находящихся под влиянием крупных материковых рек, содержат более 90 % пресной речной воды, при этом общая соленость воды составляет до 0,5 г/л [14]. Очевидно, что при проектировании морских трубопроводов следует руководствоваться консервативным подходом и оценивать электрохимические свойства протекторных сплавов именно в условиях пресной воды. По аналогии: если предполагается вероятность воздействия других влияющих факторов (особый химический состав воды, наличие растворенного сероводорода, повышенные температуры эксплуатации и пр.), необходим их учет в модельной испытательной среде.

Показательными являются результаты сравнительных испытаний алюминиевых и цинковых протекторных сплавов в 2010–2016 гг. в рамках независимых лабораторных исследований ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ФГУП «ЦНИИ КМ «Прометей», представленные в табл. 4 и 5. Исследования проводились при комнатной температуре в модельной чистой морской воде (МВ) различной солености и содержащей растворенный сероводород (только для сплавов на основе цинка), а также в пресной воде (ПВ) с общим солесодержанием 0,2 г/л.

Анализ данных табл. 4 позволяет сделать вывод, что в пресной воде фактическая токоотдача алюминиевых сплавов, состав которых известен более 15 лет, снижается практически на 40 % по сравнению с характеристиками, соответствующими морской воде с солесодержанием 35 г/л. Для новых (модифицированных) сплавов не подтверждена тенденция к снижению характеристик в пресной воде, а зафиксировано улучшение электрохимических показателей, что позволяет рекомендовать применение алюминиевых сплавов в пресных шельфовых акваториях.

Среди цинковых протекторных сплавов, промышленно выпускаемых в настоящее время, прослеживается склонность к ухудшению электрохимических свойств при снижении общей солености воды. При этом в пресной воде цинковый сплав пассивируется, снижается ток в цепи «протектор – защищаемый объект», тем самым не обеспечивается эффективная катодная защита. Дополнительно экспериментально доказано, что наличие сероводорода в воде концентрацией 10 мг/л снижает срок службы протектора из цинкового сплава в 1,7 раза.

Представленные экспериментальные результаты доказывают необходимость лабораторной оценки электрохимических характеристик протекторных сплавов в натуральной или модельной эксплуатационной среде. Полученные при испытаниях показатели сплава должны входить в состав исходных данных при проектировании и расчете параметров протекторной защиты.

Технологический процесс приготовления протекторного сплава и его отливки в форму при изготовлении протектора не менее важен, чем химический состав сплава. Температура выплавки протектора влияет на наличие и образование примесных фаз в сплаве, концентрацию, размер включений и их распределение в массе [15]. Скорость охлаждения протектора после отливки, протекающая неравномерно, может влиять на образование внутренних трещин и отслоение сплава от арматурного каркаса. Дополнительным негативным фактором является насыщенность сплава атомарным водородом, который, соединяясь в молекулы, образует пустоты и газовые пузыри. Пространственное расположение арматуры в протекторе и свойства ее металла влияют на плотность охвата сплавом каркаса и надежность их взаимного сцепления. Для контроля качества сплава, его однородности и наличия различных дислокаций и пустот требованиями ПАО «Газпром» [7] регламентирован разрушающий метод (рис. 1), проводимый на готовой продукции в рамках процедур оценки готовности предприятия к производству и поставке протекторов на объекты ПАО «Газпром».

При проверке электрохимических параметров протекторов в лабораторных условиях существующие внутренние дефекты в сплаве могут проявиться при визуальном контроле образцов как после испытаний, так и во время их проведения. На рис. 2 представлены образцы протекторного сплава разного качества, прошедшие одинаковый цикл испытаний.

При визуальном осмотре образца «а» выявлен неравномерный износ рабочей поверхности, проявляющийся в избирательном растворении и наличии кратеров на поверхности, в то время как поверхность образца «б» подверглась незначительному растворению, с равномерным выносом металла с поверхности. При этом потеря массы образца «а» превосходила более чем на порядок величины аналогичный показатель образца «б». На сплаве с неоднородной структурой и наличием вышеуказанных дефектов параллельно с электрохимическим механизмом выноса металла с рабочей поверхности может протекать механическое осыпание фазовых соединений металла вследствие ускоренного растворения включений и снижения связей между кристаллитами в кристаллической решетке.

Указанные технологические моменты должны быть заранее проработаны производителем протекторов, должна быть подготовлена и утверждена технологическая карта процесса, отдельные этапы которого должны при этом проверяться внутренней службой контроля с последующим документальным оформлением результатов проведенного контроля. Как правило, для каждой плавки производится химический анализ состава сплава, и только при его соответствии регламентам производителя (техническим условиям) или требованиям заказчика может начинаться отливка протекторов. Контроль качества протекторного сплава заказчиком проводится по электрохимическим показателям, подтвержденным при лабораторных испытаниях. Требования ГОСТ 26251-84 [12] в первой редакции определяли обязательность проверки качества сплавов в партии каждые 10 т, однако при подготовке изменений № 1 и 2 это требование исчезло. Таким образом, определение необходимости проверки и ее периодичность возложены на конечного пользователя. В то же время зарубежные стандарты [2–4, 10, 13] содержат требование по проверке электрохимических параметров сплавов каждые
15 т, а если партия составляет менее 15 т, заказчик дополнительно определяет объем необходимых проверок. Представляется оправданным, если каждый производитель протекторов будет регламентировать в технических условиях периодичность подтверждения электрохимических характеристик в специализированных лабораториях, при этом увеличение частоты контроля будет являться для него конкурентным преимуществом.

Выводы

1. При проектировании шельфового трубопровода необходимо осуществить выбор протекторного сплава, отвечающего требованиям заказчика объекта для конкретных условий эксплуатации. Для определения электрохимических параметров протекторных сплавов необходимо проводить исследования в средах, отобранных с мест будущей эксплуатации, или близких к ним по химическому составу модельных средах. Электрохимические характеристики сплавов, определенные в лабораторных условиях, должны быть использованы при расчете параметров браслетных протекторов.

2. При лабораторных испытаниях протекторных сплавов особое внимание следует уделить оценке склонности сплава к пассивации в испытательной среде в рабочем (замкнутом) режиме (электрическая цепь «сталь – электролит – протектор»), рекомендуемый срок испытаний – не менее 30 сут.

3. Оценка качества изготовления браслетного протектора разрушающим методом должна проводиться на заводе-изготовителе с периодичностью, указанной в ТУ и согласованной с потребителем продукции. При контроле должны быть оценены однородность сплава, наличие пустот (газовых пузырей), внутренних трещин и степень охвата сплавом арматурного каркаса протектора.

4. Потребитель продукции должен внутренними нормативными документами регламентировать периодичность подтверждения поставщиками (производителями) электрохимических характеристик протекторных сплавов при лабораторных испытаниях. Рекомендуемая периодичность – не реже чем один раз для каждых 15 т выплавляемого сплава.

Таблица 1. Условия применения протекторных сплавов

Таблица 2. Электрохимические свойства протекторных сплавов

Таблица 3. Сводные данные стандартов по возможным электрохимическим характеристикам протекторных сплавов различных марок 

Таблица 4. Электрохимические характеристики протекторных сплавов на основе алюминия при лабораторных испытаниях в различных средах 

* Химический состав сплава соответствует требованиям ГОСТ 26251 [12].

** Химический состав сплава соответствует требованиям ISO 15589-2:2012 (Раздел 9.4) [3].

*** Модифицированный сплав АП 4, выпускаемый по ТУ 4113-003-61252951-2015.

Таблица 5. Электрохимические характеристики протекторных сплавов на основе цинка при лабораторных испытаниях в различных средах

* Химический состав сплава соответствует требованиям ГОСТ 26251 [12] для сплава ЦП-1.

** Химический состав сплава соответствует требованиям ISO 15589-2:2012 (Раздел 9.5) [3].

*** В скобках указан рабочий потенциал цепи «протектор – сталь» через 20 сут экспозиции без наложения внешнего тока.

Современная электроника во много раз сложнее и точнее той, что использовалась в промышленности и быту 10–15 лет назад, а чем сложнее оборудование, тем более чувствительным оно оказывается к внешним электрическим воздействиям. В связи с этим возрастают требования и к заземлению.

Для достижения нормативных значений контура заземления в настоящее время используется множество технологий. Наиболее известными являются вертикальные (штыревые) заземлители либо горизонтальные лучевые, из черной углеродистой стали, защищенные от коррозии цинкованием или омедненные. В условиях высокоомных грунтов (например, скальные породы, сухой песок или многолетнемерзлые грунты) часто применяются глубинные заземлители либо горизонтальные протяженные заземлители из полосовой стали или круглого сечения.

Применение таких способов, ставших традиционными, чаще всего приводит к высокой металлоемкости контура заземления, выносу высокого потенциала за пределы защищаемого объекта, значительным трудозатратам на монтаж, обслуживание и последующий ремонт.

Для повышения эффективности заземлителя и снижения переходного электрического сопротивления «электрод – грунт» сегодня стараются увеличить площадь токоотдачи вокруг электрода. С этой целью используются различные виды околоэлектродных заполнителей, таких как засыпка из минеральных солей, глины, а также угольная засыпка или коксовая мелочь и некоторые другие.

Рассмотрим наиболее популярные из них подробнее.

Добавление в грунт минеральных солей

Общеизвестно, что засыпка из минеральных солей вокруг заземлителя повышает электропроводность грунта, так как соль, смешиваясь с грунтовой влагой, превращается в электролит. Обычно это хлорид натрия. Соль снижает температуру замерзания грунта и уменьшает риск образования наледей на теле заземлителя в зимний период. Такой метод достаточно популярен в северных регионах, в особенности в условиях многолетнемерзлых грунтов. Однако существенным минусом такого способа является снижение концентрации минеральных солей с течением времени за счет их вымывания в периоды весеннего таяния снега или летних и осенних дождей и, как следствие, уменьшение эффективности заземлителя со временем. Таким образом, данный метод имеет прямую зависимость от скорости миграции влаги в грунте и является совершенно неприемлемым в скальных и гравелистых грунтах.

Замена грунта вокруг электрода глинистой смесью

Поскольку электрическое сопротивление заземлителя прямо пропорционально удельному сопротивлению окружающего грунта, замена части грунта вокруг электрода на глину, например бентонит, имеющий хорошую электропроводность, частично решает эту проблему. Дополнительным плюсом является то, что глина не растворима в воде и практически не вымывается из приэлектродного пространства.

Существенным недостатком этого способа является значительное объемное расширение глины (до 300 %) при насыщении ее водой, и при высыхании это приводит к образованию воздушных полостей между глинистым заполнителем и телом заземлителя и резкому увеличению переходного сопротивления «электрод – грунт». Кроме того, глина относится к пучинистым грунтам, в результате чего возрастает вероятность так называемого морозного выдавливания заземлителя из грунта. В засушливый сезон, высыхая, глина превращается в барьер для воды, который не позволяет грунтовой влаге проникать к заземлителю.

 
Рис. 2. Сравнительный анализ изменения сопротивления традиционного заземляющего электрода (красный) и заземлителя «Бипрон» (черный), той же длины и диаметра

Угольная засыпка или засыпка коксовой мелочью

Принято, что при монтаже заземления с указанной засыпкой ее обильно проливают водой, и конечно, первые измерения сопротивления показывают хороший результат. Однако попробуйте снять показания после сухого лета – и вы будете неприятно удивлены.

Несмотря на хорошую электропроводность, такие засыпки плохо удерживают влагу вокруг заземлителя из-за низкой смачивающей способности угля, что существенно сказывается на величине электрического сопротивления заземления, особенно в засушливых районах.

Кроме того, неоднородность фракции заполнителя приводит к недостаточной сплошности засыпки и образованию воздушных полостей в приэлектродном пространстве, что также негативно влияет на общую эффективность работы заземляющего устройства.

Возможные пути решения

НПО «Бипрон» еще в 2007 г. поставило перед собой задачу разработать заземлитель, который будет эффективен в любых почвенно-климатических условиях, особенно в высокоомных грунтах (скалы, сухие пески, многолетнемерзлые грунты). Одним из самых сложных для наших инженеров оказался вопрос, как добиться от околоэлектродной засыпки одновременно достаточной сплошности и хорошей электропроводности вне зависимости от сезонных изменений геоэлектрической структуры грунта, количества грунтовой влаги и температуры.

Мы – единственные в России, кто проводит долгосрочные испытания заземления.

Специалистам было бы интересно увидеть, насколько нестабильны показатели традиционного заземления, зависящие от времени года, климатических условий
и т. д. (рис. 2).

Обычным способом, применяя только минеральные органические компоненты, такой задачи не решить. В лаборатории компании было протестировано множество компонентов и их сочетаний.
В результате мы нашли инновационное решение, которое легло в основу «МАГ-2000» – минерального активатора грунта, представляющего собой сухую смесь, которая при затворении водой превращается в нерастворимый электропроводящий гидрогель, не меняющий свои свойства сколь угодно долго, способный работать в большом температурном диапазоне: от –60 до 60 °С.

Представьте себе электрод, находящийся в течение всего срока эксплуатации в некой полувлажной гелевой «рубашке», которая увеличивает площадь токоотдачи и имеет минимальное переходное сопротивление «электрод – грунт». Мечта стала реальностью!

Специалисты по электрохимической защите (ЭХЗ) от коррозии отмечают, что применение
«МАГ-2000» в качестве замены окружающего грунта вокруг анодных электродов увеличивает их эффективность.

«МАГ-2000» имеет удельное электрическое сопротивление менее 0,04 Ом·м, а гелеобразная структура обеспечивает отличную однородность засыпки. «МАГ» хорошо удерживает влагу вокруг электрода, что особенно актуально в сухих песчаных или скальных грунтах, а также в засушливой местности. Поставляется минеральный активатор в мешках по 30 кг в виде сухой смеси, которая перед укладкой затворяется водой.

Состав «МАГ» патентован

Кроме заполнения пространства вокруг заземлителей «МАГ-2000» применяют для засыпки магистральных шин заземления, сетки выравнивания потенциалов и уменьшения шагового напряжения на подстанциях.

«МАГ-2000» имеет множество преимуществ по сравнению с другими заполнителями, но еще лучше его свойства проявляются при использовании вместе с заземляющими электродами «Бипрон». Заземлители «Бипрон» изготовлены из высококачественной нержавеющей стали и имеют внутри специальный многокомпонентный заполнитель, который проникает в грунт через перфорацию в стенках электрода, образуя электролит. Этот заполнитель подбирается в зависимости от влажности почвы и климатических условий. Заземлители «Бипрон», длина которых составляет всего 2,5–6,0 м, чрезвычайно эффективны в любых почвенно-климатических условиях, вне зависимости от типа грунта.

Рис. 3. Система заземления «БИПРОН»

Эффективность технологии заключается в следующем:

1) один электрод «Бипрон» в комплекте с минеральным активатором грунта «МАГ-2000» способен заменить 10 (десять) традиционных заземлителей той же длины;

2) обеспечивается сверхбыстрое растекание электрического тока даже в грунтах с высоким удельным сопротивлением, например: сухие пески, скалы, многолетняя мерзлота (здесь аналогов нет);

3) гарантирована стабильная работа контура заземления вне зависимости от сезонных колебаний температур, влажности и изменения геоэлектрической структуры грунта;

4) требуется на 70 % меньше площади для размещения контура заземления в сравнении с традиционными системами;

5) гарантийный срок службы – 30 лет.

Системе заземления «Бипрон» не требуется время на формирование области с высокой электропроводностью вокруг себя, она начинает работать сразу. Отметим, что в ходе эксплуатации показатели только улучшаются за счет постоянного формирования объема грунта с высокой электропроводностью вокруг электрода заземления.

В целом применение технологии Бипрон™ позволяет экономить десятки миллионов рублей на устройстве и обслуживании заземляющих устройств.

Продукция «Бипрон» включена в Реестр инновационных решений ПАО «Россети».

ООО «Бипрон» – надежный поставщик ПАО «Газпром». Пройдена сертификация в системе ГАЗПРОМСЕРТ. Имеется аккредитация в ПАО «Газпром нефть», ПАО «Татнефть».

В сентябре 2016 г. успешно прошли испытания на опорах ВЛ-110 кВ Вьетнамской государственной энергетической компании Vietnam Electricity (EVN)

ООО «Бипрон»

141591, РФ, Московская обл.,

Солнечногорский р-н, дер. Бережки

Тел.: +7 (495) 988-19-16,

+7 (916) 988-50-00

e-mail: pro@bipron.com

www.bipron.com

Основной продукцией ЗАО «Химсервис» являются анодные заземлители «Менделеевец» (поверхностные, глубинные, протяженные и др.), оборудование для систем ПКЗ (прибор для припайки катодных выводов, переносные и стационарные электроды сравнения, КИП и т. п.), измерительные приборы и трассопоисковое оборудование для диагностики трубопроводов. Кроме того, компания «Химсервис» квалифицированно осуществляет диагностику и сертификацию систем ПКЗ.

Наиболее известной продукцией предприятия являются различные виды анодных заземлителей, которые различаются как областью применения, так и материалом рабочих электродов. Это может быть традиционный и надежный ферросилид, устойчивый в коррозионно-активных средах магнетит или малорастворимые материалы на базе смешанных металлоксидов, уникальность которых заключается в чрезвычайно низкой скорости анодного растворения. Поэтому малорастворимые заземлители рекомендуется использовать в высокоагрессивных средах, в том числе в морской воде.

Рис. 1. Продукция ЗАО «Химсервис»

На базе смешанных металлоксидов компания «Химсервис» выпускает также протяженные анодные заземлители «Менделеевец»-МП, предназначенные для использования в качестве малорастворимых элементов поверхностных протяженных анодных заземлений в установках катодной защиты от коррозии магистральных трубопроводов и других подземных металлических сооружений. Конструкция протяженного заземлителя представляет собой токонесущий кабель с малорастворимым рабочим электродом, размещенные в тканевой защитной оболочке с электропроводящей засыпкой.
В зависимости от сечения токонесущего кабеля выпускается две модификации заземлителей – МП1 и МП2. В качестве токонесущего кабеля используется специальный кабель, разработанный компанией «Химсервис» и имеющий химически стойкую изоляцию.

Наряду с малорастворимыми протяженными заземлителями с 2017 г. компания «Химсервис» начала производство полимерных заземлителей протяженного типа «Менделеевец»-МПП. Отличительной особенностью заземлителя является рабочий элемент, представляющий собой проводник (медную жилу) с наложенной электропроводящей оболочкой, изготовленной на основе полимерного связующего материала с наполнителем из электропроводных материалов. Конструкция нового протяженного анодного заземлителя МПП позволяет увеличить максимальное напряжение «анод – грунт» до 96 В, в отличие от 12 В, на которые рассчитаны заземлители МП (табл. 1).

«Менделеевец»-МП(слева)   «Менделеевец»-МПП (справа)

Рис. 2. Схема протяженных анодных заземлителей «Менделеевец»

Возможность использования медной жилы большего сечения позволяет увеличить максимальную длину укладки протяженных заземлителей, а соответственно, значительно расширить сферу их применения.

Отличительной особенностью анодных заземлителей «Менделеевец» является значительный срок службы. На практике это достигается применением качественных материалов и современных технологий их обработки, а также уникальными конструктивными решениями:

1) специально разработанная внутренняя конструкция контактного узла – места присоединения кабеля к электроду анодного заземлителя;

2) запатентованный состав коксо-минерального активатора (КМА), снижающий сопротивление растеканию тока анодных заземлителей и обеспечивающий стабильность работы в засушливые периоды;

3) специальный кабель, срок службы которого соответствует сроку службы заземлителей.

Особо стоит отметить кабель, который, работая в тех же условиях, что и анодный заземлитель, подвергается агрессивному воздействию газов, выделяющихся при работе и способных разрушить изоляцию кабеля, что приводит к преждевременной потере его работоспособности. Это становится причиной выхода из строя всего анодного заземлителя.

Кроме того, учитывая сложные условия добычи нефти и газа, а также климатические ограничения (например, в районах Крайнего Севера возможность монтажа появляется только в зимний период), применение кабелей с обычными характеристиками становится просто невозможным.

Для решения этой проблемы компания «Химсервис» разработала жесткие технические требования, в строгом соответствии с которыми изготавливается специальный кабель для анодных заземлителей «Менделеевец» ПКЗнг(А)-ХЛ-Т-ХС. Данный кабель может использоваться для эксплуатации в экстремальных условиях (прокладка на внутренних поверхностях трубопроводов с питьевой водой или технологическими жидкостями; в морской воде на глубине до 200 м; во взрывоопасных зонах открытых электроустановок и т. п.). Стоит особо отметить такие его свойства, как негорючесть, которая может быть очень важной в определенных условиях, и температуру монтажа до –70 °С, недосягаемые для многих аналогов.

Подводя итог, можно констатировать, что новые разработки оборудования ПКЗ компании «Химсервис» позволяют добиться высокой эффективности защиты от коррозии в течение длительного срока эксплуатации.

Таблица 1. Сравнительные технические характеристики протяженных заземлителей производства ЗАО «Химсервис»

Таблица 2. Сравнительные технические характеристики кабелей для анодных заземлителей производства ЗАО «Химсервис» 

Источником катодной протекторной защиты может быть как внешний ток, так и ток гальванического элемента, возникающего при контакте железа с некоторыми активными металлами, в частности с цинком. Цинкование может осуществляться разными способами: горячим, гальваническим, термодиффузионным и т. д. Однако ряд ограничений для каждого из методов не позволяет защитить все без исключения объекты. В этой ситуации на помощь приходит метод «холодного» цинкования – нанесение методом, характерным для нанесения ЛКМ, на подготовленную поверхность специального цинкового состава, содержащего активный цинк высокой химической чистоты, полимерные связующие и летучие агенты. При этом надо понимать, что наличие цинкового порошка в органическом лаке с растворителем еще не делает эту смесь «холодным» цинкованием.

В чем же отличие? Во-первых, состав должен применяться как самостоятельное покрытие (иначе это уже не цинкование, а система покрытий). Во-вторых, он должен обладать протекторным действием, которым обладают остальные методы цинкования.

Цинковые покрытия обладают протекторным действием до тех пор, пока они способны активно растворяться под действием внешней коррозионной среды. Если же цинк теряет способность активно растворяться, то его катодное защитное действие снижается вплоть до полного исчезновения! Способность полимерной пленки при отверждении некоторых типов связующих блокировать растворение цинка делает невозможной протекторную защиту в таких покрытиях.

Подавляющее большинство цинконаполненных материалов, представленных на российском рынке, используется в качестве грунта в системах покрытий «грунт – финиш» или «грунт – промежуточный слой – финиш». Протекторной защитой такие составы не обладают, следовательно, «холодным» цинкованием не являются и выполняют лишь барьерные функции.

«НПЦ Антикоррозионной Защиты» разработал, запатентовал и производит состав для холодного цинкования «ГАЛЬВАНОЛ»®. Это тонкопленочное цинковое антикоррозионное покрытие, обладающее высокими защитными свойствами и превосходной адгезией к металлическим поверхностям.

«ГАЛЬВАНОЛ»® предназначен для антикоррозионной защиты наружных и внутренних поверхностей промышленного оборудования и металлических конструкций.

«ГАЛЬВАНОЛ»® обеспечивает одновременно активную (катодную) и пассивную (барьерную) защиту от коррозии.

Неоспоримые преимущества состава «ГАЛЬВАНОЛ»®:

• долговременная протекторная (катодная) защита черных металлов;

• легкость в применении (наносится любым методом, характерным для нанесения лакокрасочных покрытий: кистью, валиком, распылением и т. д.);

• быстрое высыхание (30 мин);

• нанесение при отрицательных температурах (–35 °С) и повышенной влажности;

• ремонтопригодность и продолжительный срок службы покрытия.

Состав является однокомпонентным. Все, что нужно, – это подготовить поверхность, тщательно перемешать миксером и нанести любым удобным способом!

К сожалению, наличие на рынке контрафактной продукции и низкокачественных материалов, содержащих в своем составе цинк и называющихся по недоразумению «холодным» цинкованием, дискредитирует саму идею такого способа антикоррозионной защиты с использованием специальных протекторных составов. Потребители просто не верят, что такая защита возможна. «А, опять краска… – отмахиваются они. – Знаем мы, не работает это все». Конечно же, это не работает. «ГАЛЬВАНОЛ»® работает!

ООО «НПЦАЗ»

111622, РФ, г. Москва,

ул. Большая Косинская, д. 27

Тел./факс: +7 (495) 790-19-66

e-mail: info@npcaz.ru

www.npcaz.ru

В эксплуатации задача оптимизации работы средств ЭХЗ решается регулированием выходных параметров станций катодной защиты (СКЗ). Каждый специалист, сталкивавшийся с наладкой систем ЭХЗ, знает, какой это трудоемкий и кропотливый процесс. Изменение режимов на СКЗ приводит к изменению защитных параметров объекта не только в обследуемой защитной, но и в смежных зонах. В условиях отсутствия достаточной информации по всем факторам, влияющим на коррозию, в том числе и изменяющимся во времени (сложному пространственному взаимному влиянию одной СКЗ на потенциалы нескольких сооружений или нескольких СКЗ на один трубопровод, влиянию экранирующих объектов и сторонних источников токов, удельному сопротивлению грунта, температуре, плотности постоянного и переменного токов и т. д.), специалистам, эксплуатирующим системы ЭХЗ, практически невозможно принять решение об оптимальных выходных режимах работы СКЗ, обеспечивающих нормативную защищенность по протяженности на всех сооружениях одновременно с минимальными энергозатратами. Находящиеся в эксплуатации системы управления СКЗ работают по одному заданному параметру, без адаптации к изменяющимся условиям, что в целом снижает эффективность ЭХЗ.

Рис. 1. Использование ПО «Страж» при ПНР и оптимизации режимов системы ЭХЗ

Решение комплекса задач по оптимизации работы средств ЭХЗ целесообразно осуществлять в рамках системы коррозионного мониторинга (СКМ), обеспечивающей сбор, обработку, хранение и анализ информации об объекте и системе ПКЗ. При этом одними из основных функций СКМ являются:

• расчет показателей защищенности от коррозии объекта;

• построение математической модели, описывающей взаимное влияние объектов защиты, режимов работы элементов системы ПКЗ и внешних факторов, влияющих на коррозионные угрозы;

• построение модели объекта защиты с определением влияния режимов работы СКЗ и отказов любого элемента системы ПКЗ на величину показателя защищенности в любой точке контроля;

• выполнение прогноза параметров на требуемый горизонт расчета параметров ПКЗ и режимов работы средств ЭХЗ;

• определение текущего состояния и остаточного ресурса оборудования и элементов системы ПКЗ;

• решение многокритериальных задач по оптимизации работы средств ЭХЗ в целях снижения коррозионных угроз и увеличения ресурса элементов ПКЗ (показатель защищенности в зависимости от внешних факторов, влияющих на скорость коррозии, потребляемая мощность и др.).

Для реализации ряда указанных функций СКМ компанией ЗАО «Трубопроводные системы и технологии» разработано программное обеспечение (ПО) «Страж», которое является подсистемой СКМ для решения сложных математических и аналитических задач и предназначено для использования специалистами защиты от коррозии различных производственно-технологических объектов в повседневной производственной деятельности для оптимального управления средствами ЭХЗ, оперативного реагирования на нештатные ситуации (отказы в работе оборудования ЭХЗ и электроснабжения), поддержки принятия управленческих решений, планирования и обоснования затрат на диагностику, техническое обслуживание и ремонт (ДТОиР) средств ЭХЗ. Возможно использование комплекса при ПНР и оптимизации режимов системы ЭХЗ (рис. 1).

Рис. 2. Интерфейс ПО «Страж»: расчет остаточного ресурса и визуализация графиков изменения прогнозных выходных параметров СКЗ

Рис. 3. Интерфейс ПО «Страж»: построение и визуализация математической модели и графика обратного теоретического расчета

ПО «Страж» расширяет базовый функционал локальных узловых станций ЛУС-ТСТ в подсистемах коррозионного мониторинга ПКМ-ТСТ и обеспечивает решение следующих аналитических задач:

• управление системой ПКЗ производственно-технологических комплексов любой сложности;

• коррозионный мониторинг объектов защиты;

• построение математических моделей, описывающих взаимное влияние объектов защиты, режимов работы элементов системы ПКЗ и внешних факторов, влияющих на коррозионные угрозы;

• построение модели объекта защиты с определением влияния режимов работы СКЗ и отказов любого элемента системы ПКЗ на величину показателя защищенности в любой точке контроля;

• расчет показателей защищенности от коррозии объекта;

• решение многокритериальных задач по оптимизации работы средств ЭХЗ в целях снижения коррозионных угроз и увеличения ресурса элементов ПКЗ (показатель защищенности в зависимости от внешних факторов, влияющих на скорость коррозии; потребляемая мощность и др.);

• выполнение прогноза параметров системы ПКЗ на требуемый период;

• определение текущего состояния и остаточного ресурса изоляционных и защитных покрытий, оборудования и элементов системы ПКЗ;

• формирование показателей надежности и технического состояния системы ПКЗ для СУТСЦ;

• поддержка подготовки и принятия управленческих решений.

В ПО «Страж» использованы передовые методы профессиональных знаний предметной области. Математическое обеспечение представлено комплексом расчетных задач по вычислению параметров технологического процесса на основании измеренных физических величин. Исходными данными для построения математических моделей, описывающих взаимное влияние объектов защиты и определения оптимальных режимов работы станций катодной защиты (СКЗ), эксплуатационных рекомендаций являются выходные параметры (выходной ток) на различных режимах работы СКЗ и соответствующая этим режимам защищенность объекта (защитный потенциал).
В этом случае при фиксированной системе анодных заземлений задача определения параметров ЭХЗ сводится к нахождению зависимостей потенциалов каждой точки от величины токов, стекающих с анодных заземлений, и решается с применением методов регрессионного анализа.

Задача определения оптимальных режимов СКЗ формулируется следующим образом:

0 ≤ I_j ≤ С_j, где:

I_j – ток j-й УКЗ, j = 1; 2; … n; A_nk – коэффициенты влияния j-й СКЗ на суммарную разность потенциалов в точке измерения, определяемые методом наименьших квадратов; U_min i, U_max i – максимально допустимые и минимальные защитные потенциалы i-й точки; С_j – верхнее ограничение по току.

Задача оптимизации системы ЭХЗ, т. е. определения оптимальных режимов СКЗ, сводится к минимизации выходной мощности всех СКЗ, используемых для защиты объекта при соблюдении ограничений на разности потенциалов. Физический смысл задачи: определить такие значения силы тока на выходе СКЗ, при которых будет обеспечена полная защищенность всех коммуникаций без перезащиты при минимальном расходе на это электроэнергии (т. е. минимальными выходными токами СКЗ).

Задача определения текущей защищенности и выявления незащищенных участков коммуникаций определяется подстановкой в систему значений текущих токов СКЗ и расчетом разностей потенциалов каждой конкретной точки. По результатам этих расчетов можно определить незащищенные участки коммуникаций или участки с завышенными значениями защитного потенциала. Метод оптимизации систем ЭХЗ представляет собой одну из разновидностей симплекс-метода для оптимизации целевой функции.

Выбор методов структурной оптимизации, введение ограничений на величину максимального допустимого потенциала и снижение суммарного выходного тока системы ПКЗ помимо увеличения энергоэффективности влечет за собой ряд существенных преимуществ, таких как:

• уменьшение влияния на свойства металла и изоляционные покрытия повышенной плотности тока;

• пропорциональное уменьшение средней скорости растворения анодных заземлений;

• увеличение ресурса средств ЭХЗ за счет вывода их в резерв.

Экономическим результатом оптимизации режимов работы СКЗ является снижение затрат эксплуатирующих организаций за счет уменьшения энергопотребления системы ЭХЗ и снижения затрат на ремонт анодных заземлений.

Реализованы методики и алгоритмы определения технического состояния, остаточного ресурса, прогноза изменения параметров оборудования и материалов системы ПКЗ. Техническое состояние элементов системы ПКЗ оценивается на основании расчета и прогнозирования изменения во времени математической модели, описывающей влияние выходного тока всех СКЗ на величину защитного потенциала в точках контроля, с последующим расчетом изменения выходных параметров СКЗ во времени и сроков достижения их номинальных значений.

ПО «Страж» выполнено в модульном исполнении с возможностью изменения и добавления математических задач, интерфейса и т. д. под конкретного пользователя (эксплуатирующую организацию), под конкретный проект с возможностью взаимодействия с различными смежными системами. Работает под управлением операционной системы Windows 7, 8, 10. ПО создано в среде разработки Delphi (Object Pascal) Embarcadero, базы данных системы работают под управлением СУБД MS SQL Server 2008 R2. В ПО заложена функция параметризованного отбора данных на основе структурных иерархий из локальных либо удаленных смежных информационных и управляющих систем. Проведена интеграция с различными производителями оборудования ЭХЗ, систем дистанционного коррозионного мониторинга в части обработки баз данных. 

В части визуализации данных и генерации отчетных форм ПО «Страж» обеспечивает отображение (рис. 2–3):

• технологической схемы с нанесенными точками контроля, объектами регулирования, измеряемыми параметрами;

• графиков изменения во времени выходных параметров СКЗ и защищенности объекта в контрольных точках;

• коэффициентов математических моделей и графиков теоретического расчета по математической модели;

• результатов оптимизации;

• результатов расчета и трендов изменения во времени прогнозных выходных параметров СКЗ;

• результатов оценки и расчета технического состояния и остаточного ресурса элементов системы ПКЗ;

• совместного представления данных на временной оси и/или оси трубопровода по различным разделам базы данных для сопоставления результатов разных методов измерения.

Обеспечена возможность архивирования всех рассчитанных математических моделей, результатов оптимизации и других расчетов для последующей работы с ними. 

В ПО «Страж» также реализованы следующие требования, позволяющие расширить границы возможности его использования:

• работа с любыми производителями подсистем дистанционного коррозионного мониторинга (СКМ), смежными информационными и управляющими системами;

• модульность построения архитектуры;

• ручной ввод данных при необходимости расчета дополнительных объектов, не охваченных СКМ;

• возможность расширения функционала системы, внесения изменения в ПО;

• сопровождение, возможность установки обновлений для всех пользователей, подключенных по локальной сети, и установки ПО на существующие аппаратные комплексы;

• эргономичность (минимизация усилий пользователей по подготовке исходных данных, применению ПО и оценке полученных результатов);

• адаптируемость (возможность изменения при изменении объектов управления, в том числе при введении нового технологического оборудования).

Применение специализированного ПО «Страж» при пусконаладочных работах и коррозионных обследованиях позволяет рассчитать оптимальные параметры системы ПКЗ объектов производственно-технологических комплексов любой сложности с минимальным использованием людских и материальных ресурсов, что существенно сокращает затраты на проведение указанных работ и эксплуатацию объекта в целом, а также позволяет минимизировать человеческий фактор.

Таким образом, разработано ПО, выполняющее оптимальное согласованное управление группами связанных технологических объектов системы ПКЗ в режиме автоматизированного управления, представляющее собой расчетно-аналитическую систему, осуществляющую поиск и выработку оптимальных решений задач управления с учетом оперативной информации о текущем состоянии и динамике хода коррозионных процессов на основе расчета и использования математических моделей, описывающей взаимное влияние объектов защиты.

ЗАО «Трубопроводные системы и технологии»

141112, Московская обл.,

г. Щелково, ул. Московская, д. 77

Тел./факс: +7 (495) 647-03-07

e-mail: info@pipe-st.ru

www.pipe-st.ru