RU2662466C1 - Underground pipeline section corrosive state evaluation method based on the corrosion surveys and in-pipe diagnostics data - Google Patents
Underground pipeline section corrosive state evaluation method based on the corrosion surveys and in-pipe diagnostics data Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662466C1 RU2662466C1 RU2017140104A RU2017140104A RU2662466C1 RU 2662466 C1 RU2662466 C1 RU 2662466C1 RU 2017140104 A RU2017140104 A RU 2017140104A RU 2017140104 A RU2017140104 A RU 2017140104A RU 2662466 C1 RU2662466 C1 RU 2662466C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- corrosion
- defects
- pipeline
- data
- section
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 104
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title abstract 5
- 230000007547 defect Effects 0.000 claims abstract description 71
- 238000007689 inspection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000010287 polarization Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 8
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 7
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 7
- 230000027455 binding Effects 0.000 description 6
- 238000009739 binding Methods 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 239000013521 mastic Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011814 protection agent Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области технической диагностики коррозионного состояния участка подземного трубопровода, а также оценки эффективности работы применяемых на этом участке средств защиты от коррозии.The invention relates to the field of technical diagnostics of the corrosion state of an underground pipeline section, as well as evaluating the effectiveness of the corrosion protection agents used in this section.
На данный момент для оценки технического состояния участка подземного трубопровода существуют следующие виды технического диагностирования:Currently, the following types of technical diagnostics exist for assessing the technical condition of an underground pipeline section:
- обследование коррозионного состояния;- inspection of the corrosion state;
- внутритрубная диагностика (далее - ВТД).- in-line diagnostics (hereinafter referred to as “VTD”).
Обследование коррозионного состояния позволяет оценить: уровень защищенности трубопровода (распределение защитных потенциалов по трассе трубопровода), техническое состояние средств электрохимической защиты (далее - ЭХЗ), а также состояние антикоррозионного покрытия (далее - АКП) трубопровода (наличие дефектов, сплошность АКП, адгезия).Inspection of the corrosion state allows you to assess: the level of pipeline security (distribution of protective potentials along the pipeline route), the technical condition of electrochemical protection means (hereinafter - ECP), as well as the state of the anticorrosion coating (hereinafter - ACP) of the pipeline (defects, continuity of the ACP, adhesion).
ВТД позволяет получить сведения о наличии коррозионных дефектов стенки трубопровода (геометрические размеры дефектов и скорость роста коррозии), а также оценить степень их опасности при эксплуатации трубопровода.VTD allows you to obtain information about the presence of corrosion defects in the pipeline wall (geometric dimensions of the defects and the growth rate of corrosion), as well as to assess the degree of their danger during operation of the pipeline.
Выше указанные виды технического диагностирования проводятся в соответствии с утвержденными планами и не имеют взаимосвязей по срокам проведения для одних и тех же участков трубопроводов. Сложность сопоставления результатов работ по двум видам диагностики заключается в отличии линейных привязок характерных точек трассы трубопровода и выявленных дефектов.The above types of technical diagnostics are carried out in accordance with the approved plans and do not have interrelations in terms of conduction for the same sections of pipelines. The difficulty of comparing the results of work on two types of diagnostics lies in the difference between the linear bindings of the characteristic points of the pipeline route and the identified defects.
Максимально точная оценка коррозионного состояния участка подземного трубопровода может быть достигнута лишь при комплексном сопоставлении коррозионных обследований и ВТД.The most accurate assessment of the corrosion state of an underground pipeline section can only be achieved with a comprehensive comparison of corrosion surveys and the VDT.
Технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является устранение недостатков, упомянутых выше, и состоит в сопоставлении коррозионных факторов по результатам внутритрубной диагностики и коррозионного обследования в месте расположения выявленного коррозионного повреждения металла стенки трубопровода с высокой скоростью коррозии, вызванной воздействием агрессивных факторов.The technical problem to be solved by the claimed invention is aimed at eliminating the drawbacks mentioned above, and consists in comparing corrosion factors according to the results of in-line diagnostics and corrosion inspection at the location of the detected corrosion damage to the metal of the pipe wall with a high corrosion rate caused by aggressive factors.
Техническим результатом изобретения является повышение качества оценки коррозионного состояния участка подземного трубопровода путем определения месторасположения дефектов, выявления причин возникновения и роста внешних коррозионных дефектов за счет проведения совмещенного анализа данных внутритрубной диагностики и коррозионного обследования.The technical result of the invention is to improve the quality of assessment of the corrosion state of an underground pipeline section by determining the location of defects, identifying the causes of the occurrence and growth of external corrosion defects by conducting a combined analysis of in-line diagnostics and corrosion inspection data.
Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается тем, что способ оценки коррозионного состояния участка подземного трубопровода по данным коррозионных обследований и внутритрубной диагностики характеризующийся тем, что содержит этапы, на которых:The specified technical problem is solved, and the technical result is achieved by the fact that the method for assessing the corrosion state of an underground pipeline section according to the data of corrosion surveys and in-line diagnostics is characterized in that it comprises the steps in which:
- проводят внутритрубную диагностику посредством внутритрубного инспекционного прибора и запись измеренных данных;- conduct in-line diagnostics by means of in-line inspection device and recording the measured data;
- обрабатывают данные внутритрубной диагностики, определяют количество коррозионных дефектов, глубину повреждения стенки металла, скорость коррозии дефектов и высотное положение участка линейной части магистрального трубопровода в месте расположения дефекта;- process the data of in-line diagnostics, determine the number of corrosion defects, the depth of damage to the metal wall, the corrosion rate of defects and the height position of the section of the linear part of the main pipeline at the location of the defect;
- определяют участок линейной части магистрального трубопровода для проведения оценки коррозионного состояния путем ранжирования растущих дефектов по величине скорости коррозии;- determine the portion of the linear part of the main pipeline to assess the corrosion state by ranking growing defects according to the value of the corrosion rate;
- проводят анализ данных коррозионного обследования, включающие данные коррозионной агрессивности грунтов, уровень катодной поляризации, состояния антикоррозионного покрытия и блуждающих токов с учетом дополнительного коррозионного обследования на участках с высокой скоростью коррозии;- analyze the data of corrosion inspection, including data on the corrosiveness of soils, the level of cathodic polarization, the state of the anti-corrosion coating and stray currents, taking into account additional corrosion inspection in areas with a high corrosion rate;
- выявляют наиболее опасные коррозионные факторы на участках с ростом коррозионных дефектов;- identify the most dangerous corrosion factors in areas with the growth of corrosion defects;
- строят графики совмещенного анализа с привязкой линейных координат характерных точек трассы трубопровода и выявленных коррозионных дефектов;- build graphs of combined analysis with reference to the linear coordinates of the characteristic points of the pipeline route and the identified corrosion defects;
- устанавливают причины возникновения и роста коррозионных дефектов;- establish the causes of the occurrence and growth of corrosion defects;
- проводят мероприятия по устранению причин возникновения и роста коррозии на линейной части магистрального трубопровода.- carry out measures to eliminate the causes of corrosion and increase on the linear part of the main pipeline.
Заявленное изобретение поясняется чертежами, на которых представлены:The claimed invention is illustrated by drawings, on which:
фиг. 1 - график распределения коррозионных дефектов по данным ВТД;FIG. 1 is a graph of the distribution of corrosion defects according to the technical specifications;
фиг. 2 - график распределения дефектов АКП;FIG. 2 is a graph of the distribution of defects of the automatic gearbox;
фиг. 3 - график распределения защитных потенциалов трубопровода;FIG. 3 is a graph of the distribution of protective potentials of the pipeline;
фиг. 4 - график распределения блуждающих токов;FIG. 4 is a graph of the distribution of stray currents;
фиг. 5 - график распределения коррозионной агрессивности грунта;FIG. 5 is a graph of the distribution of soil corrosivity;
фиг. 6 - график распределения АКП по конструкции и материалу;FIG. 6 is a graph of the distribution of automatic gearboxes by design and material;
фиг. 7 - профиль трассы;FIG. 7 - track profile;
фиг. 8 - ситуационный план трассы трубопровода с указанием дефектов АКП.FIG. 8 is a situational plan of a pipeline route indicating AKP defects.
Как показывает практика, в процессе эксплуатации трубопроводов состояние АКП заметно ухудшается по причине постоянного воздействия агрессивной среды и коррозионных факторов. С течением времени это приводит к нарушению сплошности АКП и возникновению прямого контакта металла трубопровода с агрессивной средой и, как следствие, развитию коррозионных процессов. Задачей каждой организации, эксплуатирующей трубопроводы, является техническое диагностирование трубопроводов, своевременное выявление опасных дефектов и их оперативный ремонт. При этом в каждой эксплуатирующей организации имеется база данных сведений о коррозионных дефектах, полученных по результатам ВТД. Такая база данных может содержать информацию о количестве и сроках выявленных дефектов, классификации их по степени опасности, а также назначении сроков ремонтов пораженных участков. Основными показателями каждого дефекта являются глубина повреждения и скорость коррозии. Причем для определения скорости коррозии необходимо сравнение нескольких прогонов внутритрубных инспекционных приборов.As practice shows, during the operation of pipelines, the state of the automatic gearbox deteriorates noticeably due to the constant exposure to an aggressive environment and corrosion factors. Over time, this leads to a violation of the continuity of the ACP and the occurrence of direct contact of the pipeline metal with an aggressive environment and, as a consequence, the development of corrosion processes. The task of each organization operating pipelines is the technical diagnosis of pipelines, the timely identification of dangerous defects and their prompt repair. At the same time, each operating organization has a database of information on corrosion defects obtained by the results of the technical and technical data. Such a database may contain information on the number and terms of detected defects, their classification according to the degree of danger, as well as the appointment of repair deadlines for affected areas. The main indicators of each defect are the damage depth and corrosion rate. Moreover, to determine the corrosion rate, it is necessary to compare several runs of in-pipe inspection devices.
При выборе участка трубопровода для проведения оценки коррозионного состояния первоочередным условием является наличие опасных дефектов по данным ВТД с высокой скоростью коррозии.When choosing a pipeline section for assessing the corrosion state, the primary condition is the presence of hazardous defects according to the technical data of the high-speed corrosion-resistant data.
На стадии обработки данных ВТД производится анализ следующих исходных данных:At the stage of processing the VDT data, the following initial data are analyzed:
- количество коррозионных дефектов;- the number of corrosion defects;
- глубина повреждения и скорость коррозии каждого отдельного дефекта;- depth of damage and corrosion rate of each individual defect;
- высотное положение участка трубопровода в месте расположения дефекта.- the height position of the pipeline at the location of the defect.
На основании исходных данных выполняется ранжирование коррозионных дефектов трубопровода по глубине повреждения и скорости коррозии. При этом коррозионные дефекты по глубине повреждения разделяют на три группы: дефекты с глубиной повреждения стенки трубопровода менее 10%, от 10% до 15% и более 15% от первоначальной толщины. По скорости роста коррозии дефекты также разделяют на 3 группы: дефекты со скоростью коррозии менее 0,3 мм/год; от 0,3 до 0,5 мм/год и более 0,5 мм/год.Based on the initial data, the ranking of pipeline corrosion defects is performed according to damage depth and corrosion rate. Moreover, corrosion defects are divided into three groups according to the depth of damage: defects with a depth of damage to the pipe wall of less than 10%, from 10% to 15% and more than 15% of the original thickness. According to the growth rate of corrosion, defects are also divided into 3 groups: defects with a corrosion rate of less than 0.3 mm / year; from 0.3 to 0.5 mm / year and more than 0.5 mm / year.
Для проведения оценки коррозионного состояния выбирается участок линейной части магистрального трубопровода с глубиной повреждения стенки трубопровода более 15% от первоначальной толщины.To assess the corrosion state, a section of the linear part of the main pipeline with a depth of damage of the pipeline wall of more than 15% of the initial thickness is selected.
Обследования коррозионного состояния трубопровода, как правило, производятся силами специализированных организаций с периодичностью повтора 5-10 лет. Результаты коррозионных обследований так же, как и данные ВТД, систематически накапливаются в эксплуатирующих организациях и используются ими для разработки мероприятий по устранению причин возникновения и роста коррозии трубопроводов.Inspection of the corrosion state of the pipeline, as a rule, is carried out by specialized organizations with a repetition frequency of 5-10 years. The results of corrosion inspections, as well as the data of the VTC, are systematically accumulated in operating organizations and used by them to develop measures to eliminate the causes of corrosion and the growth of pipelines.
На стадии обработки результатов коррозионного обследования производится анализ следующих исходных данных:At the stage of processing the results of the corrosion inspection, the following initial data are analyzed:
- коррозионная агрессивность грунтов (тип грунта, наличие опасных концентраций коррозионно-активных бактерий, сопротивление грунта);- corrosiveness of soils (soil type, the presence of dangerous concentrations of corrosive bacteria, soil resistance);
- уровень катодной поляризации (при этом анализируются сведения о расположении средств ЭХЗ на участке и их выходные параметры: ток, напряжение; данные о простоях средств ЭХЗ за период не менее 3 лет; сведения о распределении защитного потенциала на участке трубопровода и т.д.);- the level of cathodic polarization (in this case, information is analyzed about the location of the ECP means in the section and their output parameters: current, voltage; data on the downtime of the ECP means for a period of at least 3 years; information about the distribution of protective potential in the pipeline section, etc.) ;
- состояние антикоррозионного покрытия (дата нанесения и тип АКП, сведения о проводимых ремонтах АКП, наличие дефектов АКП и их размеры, адгезия АКП);- condition of the anticorrosion coating (date of application and type of automatic transmission, information about ongoing repairs of automatic transmission, defects of automatic transmission and their sizes, adhesion of automatic transmission);
- влияние блуждающих токов (наличие участков блуждающих токов, выявление опасного влияния блуждающих токов, анализ работы станций дренажной защиты);- the influence of stray currents (the presence of sections of stray currents, the identification of the dangerous effects of stray currents, analysis of the work of drainage protection stations);
- влияние наведенных переменных токов (наличие участков наведенных переменных токов, выявление опасного влияния наведенных переменных токов).- the effect of induced alternating currents (the presence of sections of induced alternating currents, the identification of the dangerous effect of induced variable currents).
- ситуация на трассе трубопровода (наличии пересечений с естественными и искусственными преградами: автомобильные и железные дороги, реки; места расположения запорной арматуры: задвижки, вантузы; пересечения или следование в одном техническом коридоре с высоковольтными линиями электропередач и сторонними трубопроводами).- the situation on the pipeline route (intersections with natural and artificial barriers: roads and railways, rivers; location of valves: valves, plungers; intersections or following in the same technical corridor with high-voltage power lines and external pipelines).
На стадии совмещенного анализа коррозионных обследований и данных ВТД производится сопоставление двух видов диагностики, при этом соблюдается единый километраж трубопровода. С этой целью в предлагаемом способе предусмотрена линейная привязка характерных точек трассы трубопровода и выявленных коррозионных дефектов.At the stage of a combined analysis of corrosion surveys and VDT data, two types of diagnostics are compared, and a single mileage of the pipeline is observed. To this end, the proposed method provides a linear binding of the characteristic points of the pipeline route and the identified corrosion defects.
Для обеспечения высокой точности совмещения данных коррозионных обследований и ВТД выполняются следующие операции:In order to ensure high accuracy of combining data from corrosion surveys and VTD, the following operations are performed:
1. Привязка характерных точек:1. Snapping of characteristic points:
- к координатам в системе ГЛОНАСС/GPS (далее - глобальная навигационная спутниковая система/глобальная навигационная система);- to the coordinates in the GLONASS / GPS system (hereinafter referred to as the global navigation satellite system / global navigation system);
- к неизменным ориентирам на линейной части трубопровода (контрольно-измерительный пункт, задвижка, указатель и т.п., с привязкой их к системе ГЛОНАСС/GPS);- to constant reference points on the linear part of the pipeline (control and measuring point, gate valve, pointer, etc., with their binding to the GLONASS / GPS system);
- к маркерным пунктам ВТД (осуществляется на основании данных о расположении маркерных пунктов ВТД с привязкой их к системе ГЛОНАСС/GPS);- to marker points of VTD (carried out on the basis of data on the location of marker points of VTD with their binding to the GLONASS / GPS system);
- к технологическому оборудованию на трубопроводе (вантузы, задвижки с привязкой их к системе ГЛОНАСС/GPS).- to technological equipment on the pipeline (plungers, valves with their binding to the GLONASS / GPS system).
2. Уточнение привязки координат мест шурфования относительно секций трубопровода и ближайших маркерных пунктов (задвижек).2. Clarification of the coordinates of the places of pitting relative to sections of the pipeline and the nearest marker points (valves).
3. Привязка характерных точек на участках между маркерными пунктами с помощью вычисления абсолютного расстояния от предыдущего маркерного пункта, с использованием спутниковой навигации системы ГЛОНАСС/GPS вдоль трассы трубопровода путем суммирования расстояния между фиксированными координатами (характерными точками).3. Binding of characteristic points in the areas between marker points by calculating the absolute distance from the previous marker point, using GLONASS / GPS satellite navigation along the pipeline route by summing the distance between fixed coordinates (characteristic points).
4. Фиксирование координат с помощью спутниковой навигации на поворотах трубопровода и в местах резких перепадах высоты профиля трассы. При плавных поворотах трассы трубопровода отмечаются координаты в начале, середине и конце поворота для повышения точности вычисления дистанции.4. Fixing coordinates using satellite navigation on the turns of the pipeline and in places of sharp changes in the height of the profile of the route. During smooth bends of the pipeline route, the coordinates at the beginning, middle and end of the turn are marked to increase the accuracy of calculating the distance.
5. Перерасчет расстояний на маркерных пунктах равномерно по всем участкам между фиксированными координатами таким образом, чтобы сумма расстояний между фиксированными точками была равна расстоянию между маркерными пунктами (задвижками) по данным паспорта трубопровода.5. Recalculation of distances at marker points evenly over all sections between fixed coordinates so that the sum of the distances between fixed points is equal to the distance between marker points (latches) according to the data of the pipeline passport.
Также на стадии совмещенного анализа коррозионных обследований и данных ВТД для повышения достоверности результатов проводят дополнительное коррозионное обследование, включающее следующие мероприятия:Also, at the stage of a combined analysis of corrosion surveys and VDT data, to increase the reliability of the results, an additional corrosion survey is carried out, including the following measures:
- контрольные измерения на участках трубопровода с наличием дефектов с высокой скоростью коррозии (замеры защитных потенциалов, обследование ближайших установок ЭХЗ, поиск дефектов АКП);- control measurements on sections of the pipeline with the presence of defects with a high corrosion rate (measurements of protective potentials, examination of the nearest ECP plants, search for AKP defects);
- шурфование участков трубопровода в наиболее опасных местах (при этом выполняется визуально-измерительный контроль состояния АКП и тела трубы, измерение защитного потенциала, адгезии АКП, толщины металла трубы в месте дефекта).- pitting sections of the pipeline in the most dangerous places (in this case, a visual and measuring control of the condition of the ACP and the body of the pipe, measurement of the protective potential, adhesion of the ACP, the thickness of the pipe metal at the defect site is performed).
По результатам совмещенного анализа коррозионных обследований и данных ВТД получают графические зависимости различных параметров условий эксплуатации выбранного участка трубопровода.Based on the results of a combined analysis of corrosion surveys and VDT data, graphical dependencies of various parameters of the operating conditions of the selected section of the pipeline are obtained.
На стадии выявления причин возникновения и роста коррозии на трубопроводах производится анализ данных коррозионных обследований и ВТД, результатов контрольных измерений и шурфования участков трубопровода в наиболее опасных местах. Совмещение и наложение полученных результатов позволяет выявить основные причины развития коррозионных процессов, среди которых могут быть:At the stage of identifying the causes of the occurrence and growth of corrosion in pipelines, the analysis of data from corrosion surveys and the VDT, the results of control measurements and drilling of sections of the pipeline in the most dangerous places is carried out. Combining and superimposing the obtained results allows us to identify the main causes of the development of corrosion processes, which may include:
- недостаточный уровень катодной поляризации трубопровода;- insufficient level of cathodic polarization of the pipeline;
- неудовлетворительное состояние АКП (повреждения, отслоения, отсутствие адгезии) и наличие влаги в месте дефекта;- poor condition of the ACP (damage, delamination, lack of adhesion) and the presence of moisture at the defect site;
- коррозионная активность грунта;- corrosion activity of the soil;
- опасное влияние постоянных блуждающих токов;- the dangerous effect of constant stray currents;
- опасное влияние наведенных переменных токов.- the dangerous effect of induced alternating currents.
На стадии разработки мероприятий по устранению причин возникновения и роста коррозии на трубопроводах осуществляется комплекс мер, направленных на повышение безопасности эксплуатации участка подземного трубопровода. В качестве таких мероприятий могут быть:At the stage of development of measures to eliminate the causes and growth of corrosion in pipelines, a set of measures is being taken to improve the safety of the operation of the underground pipeline section. Such events may include:
- ремонт или замена установок катодной защиты на более мощные;- repair or replacement of cathodic protection installations with more powerful ones;
- ремонт установок дренажной защиты;- repair of drainage protection installations;
- монтаж установок защиты от наведенных переменных токов в местах пересечения с высоковольтными линиями электропередач;- installation of protection against induced alternating currents at intersections with high-voltage power lines;
- нанесение изоляционного покрытия, как правило, на битумной или полимерной основе на участок линейной части магистрального трубопровода, содержащий дефект;- applying an insulating coating, usually on a bitumen or polymer basis, to a portion of the linear part of the main pipeline containing the defect;
- установка ремонтной конструкции, к примеру, композитной муфты или обжимной приварной муфты.- installation of a repair structure, for example, a composite coupling or a crimp welded coupling.
Далее приведен пример проведения совмещенного анализа коррозионных обследований и данных ВТД для участка трубопровода 1470-1480 км.The following is an example of a combined analysis of corrosion surveys and VTD data for a pipeline section of 1470-1480 km.
На участке трубопровода 1470-1480 км (фиг. 1) имеется 104 дефекта трубопровода, из них:On the pipeline section 1470-1480 km (Fig. 1) there are 104 pipeline defects, of which:
- 20 дефектов с глубиной повреждения стенки трубопровода менее 10%;- 20 defects with a depth of damage to the pipeline wall of less than 10%;
- 35 дефектов с глубиной повреждения стенки трубопровода от 10 до 15%;- 35 defects with a depth of damage to the pipeline wall from 10 to 15%;
- 49 дефектов с глубиной повреждения стенки трубопровода более 15%;- 49 defects with a depth of damage to the pipeline wall of more than 15%;
- 1 растущий дефект со скоростью коррозии менее 0,5 мм/год, расположенный на 1472,710 км. Скорость коррозии составляет 0,42 мм/год.- 1 growing defect with a corrosion rate of less than 0.5 mm / year, located at 1,472.710 km. The corrosion rate is 0.42 mm / year.
- 1 растущий дефект со скоростью коррозии более 0,5 мм/год, расположенный на 1472,715 км. Скорость коррозии составляет 0,58 мм/год.- 1 growing defect with a corrosion rate of more than 0.5 mm / year, located at 1,472.715 km. The corrosion rate is 0.58 mm / year.
По результатам проведенных обследований участок относится к участкам высокой коррозионной опасности. Наиболее опасный участок трубопровода, на котором зафиксирован рост коррозии по данным ВТД, располагается на дистанции 1472,710-1472,715 км.According to the results of the survey, the site belongs to areas of high corrosion hazard. The most dangerous section of the pipeline, on which corrosion growth has been recorded according to the VTC, is located at a distance of 1,472,710-1472,715 km.
На участке трубопровода 1470-1480 км (фиг. 2) имеется 6 дефектов АКП, при этом дефектов АКП на участке с растущим дефектом при коррозионных обследованиях не выявлено.On the pipeline section 1470-1480 km (Fig. 2) there are 6 AKP defects, while AKP defects in the section with a growing defect during corrosion inspections were not detected.
По данным измерения методом выносного электрода (фиг. 3) защитный потенциал на участке 1470-1480 км варьирует от минус 1,00 В до минус 1,62 В. По требованиям ГОСТ Р 51164-98 при осуществлении электрохимической защиты участка трубопровода, поврежденного коррозией (более 10% толщины стенки), минимальный защитный потенциал с омической составляющей должен быть не менее минус 0,95 В. Таким образом, защитные потенциалы, измеренные методом выносного электрода, на всем участке, а также в месте растущего дефекта соответствуют нормативным требованиям.According to the measurement data by the remote electrode method (Fig. 3), the protective potential in the area of 1470-1480 km varies from minus 1.00 V to minus 1.62 V. According to the requirements of GOST R 51164-98 when performing electrochemical protection of a pipeline section damaged by corrosion ( more than 10% of the wall thickness), the minimum protective potential with an ohmic component should be at least minus 0.95 V. Thus, the protective potentials measured by the remote electrode method in the entire area, as well as in the place of the growing defect, comply with regulatory requirements.
На участке трубопровода 1470-1480 км (фиг. 4) обнаружены блуждающие токи на дистанции 1470-1474 км. При этом вредное влияние блуждающих токов выявлено на дистанции 1470,000-1470,850 км и не распространяется на участок с растущим дефектом.In the section of the pipeline 1470-1480 km (Fig. 4), stray currents were detected at a distance of 1470-1474 km. At the same time, the harmful effect of stray currents was detected at a distance of 1470,000-1470,850 km and does not apply to the area with a growing defect.
Участок трубопровода 1470-1480 км (фиг. 5) проложен в грунтах как низкой, так и высокой коррозионной агрессивности, при этом растущий дефект расположен на участке трубопровода, пролегающем в грунте высокой коррозионной агрессивности.The pipeline section 1470-1480 km (Fig. 5) is laid in soils of both low and high corrosiveness, while the growing defect is located on the pipeline section lying in the soil of high corrosiveness.
На участке с растущим дефектом нанесено пленочное АКП усиленного типа, конструкция №13 - комбинированное на основе мастики и полимерной ленты трассового нанесения (фиг. 6).In the area with a growing defect, a film AKP of a reinforced type is applied, design No. 13 - combined on the basis of mastic and polymer tape of route deposition (Fig. 6).
По данным профиля трассы магистрального трубопровода (далее - МТ) участок в месте растущего дефекта расположен в низине с высотной отметкой 45 м, характеризующейся повышенной обводненностью в весенне-летний период (фиг. 7).According to the profile of the route of the main pipeline (hereinafter - MT), the site at the site of the growing defect is located in a lowland with a height of 45 m, characterized by increased water cut in the spring-summer period (Fig. 7).
На участке трубопровода 1470-1480 км (фиг. 8) располагаются две установки катодной защиты, 15 контрольно-измерительных пунктов, 1 задвижка. Рабочие режимы установок катодной защиты:On the pipeline section 1470-1480 km (Fig. 8) there are two cathodic protection installations, 15 control and measuring points, 1 gate valve. Operating modes of cathodic protection installations:
- №8 (напряжение - 17,5 В; ток - 5,4 А);- No. 8 (voltage - 17.5 V; current - 5.4 A);
- №9 (напряжение - 24,0 В; ток - 14,8 А).- No. 9 (voltage - 24.0 V; current - 14.8 A).
По данным эксплуатирующей организации суммарное время простоя средств ЭХЗ не превышает нормативных требований. Защищенность участка в месте растущего дефекта по времени в течение последних 3-х лет обеспечивается. Состояние средств ЭХЗ на данном участке удовлетворительное, запас по току на установках катодной защиты обеспечен.According to the operating organization, the total downtime of the ECP facilities does not exceed regulatory requirements. The security of the site in place of a growing defect in time over the past 3 years is provided. The state of ECP facilities in this area is satisfactory, the current margin at the cathodic protection facilities is ensured.
Пересечения с искусственными и естественными преградами в месте растущего дефекта отсутствуют.There are no intersections with artificial and natural barriers at the site of the growing defect.
На стадии совмещенного анализа коррозионных обследований и данных ВТД в месте растущего дефекта проведено контрольное шурфование трубопровода. При выполнении визуально-измерительного контроля выявлены гофры АКП в области нижней образующей МТ. Адгезия в местах образования гофр отсутствует. На поверхности трубопровода под изоляцией обнаружено наличие влаги, а также следы коррозии. Глубина выявленных дефектов стенки трубопровода составляет от 1,0 до 4,5 мм (до 50% толщины стенки трубопровода), суммарная площадь коррозионных дефектов составляет 400 мм2.At the stage of a combined analysis of corrosion surveys and the VDT data, a control drilling of the pipeline was carried out in the place of the growing defect. When performing visual-measuring control, corrugations of the automatic gearbox were found in the region of the lower generatrix of the MT. There is no adhesion at the places of corrugation. Moisture was detected on the surface of the pipeline under the insulation, as well as signs of corrosion. The depth of the detected defects in the pipeline wall is from 1.0 to 4.5 mm (up to 50% of the thickness of the pipeline wall), the total area of corrosion defects is 400 mm 2 .
По результатам совмещенного анализа коррозионных обследований и данных ВТД основной причиной возникновения и роста коррозионных дефектов является отсутствие адгезии АКП и наличие влаги под изоляцией в местах образования гофр и отслоений. В качестве мероприятий по устранению причин возникновения роста коррозии необходимо выполнить ремонт АКП в местах выявленных дефектов АКП путем удаления изоляции в месте образования гофр и нанесения нового изоляционного покрытия.According to the results of a combined analysis of corrosion surveys and the VDT data, the main reason for the occurrence and growth of corrosion defects is the lack of ACP adhesion and the presence of moisture under insulation in the places of corrugation and delamination. As measures to eliminate the causes of corrosion growth, it is necessary to repair the ACP in the places of the identified ACP defects by removing insulation at the corrugation site and applying a new insulation coating.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017140104A RU2662466C1 (en) | 2017-11-17 | 2017-11-17 | Underground pipeline section corrosive state evaluation method based on the corrosion surveys and in-pipe diagnostics data |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017140104A RU2662466C1 (en) | 2017-11-17 | 2017-11-17 | Underground pipeline section corrosive state evaluation method based on the corrosion surveys and in-pipe diagnostics data |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662466C1 true RU2662466C1 (en) | 2018-07-26 |
Family
ID=62981544
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017140104A RU2662466C1 (en) | 2017-11-17 | 2017-11-17 | Underground pipeline section corrosive state evaluation method based on the corrosion surveys and in-pipe diagnostics data |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662466C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111879821A (en) * | 2020-07-13 | 2020-11-03 | 中国特种设备检测研究院 | Method and device for evaluating corrosion condition of pipeline |
| CN111996534A (en) * | 2019-05-08 | 2020-11-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pipe network corrosion condition acquisition method |
| RU2753108C2 (en) * | 2020-01-16 | 2021-08-11 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for identifying developing defects of main pipelines |
| CN114910025A (en) * | 2022-04-13 | 2022-08-16 | 西安热工研究院有限公司 | Electromagnetic ultrasonic thickness measurement contrast test block |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010047247A1 (en) * | 2000-03-24 | 2001-11-29 | Flatt David William | Pipeline mapping and interrupter therefor |
| RU2325583C2 (en) * | 2006-03-21 | 2008-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет | Method of detecting pipeline sections, which are subject to corrosion cracking under stress |
| RU2459136C2 (en) * | 2009-05-12 | 2012-08-20 | Закрытое акционерное общество "КОРМАКО" | Method to monitor pipeline corrosion and device for its realisation |
| RU2463576C1 (en) * | 2011-02-17 | 2012-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Трансгаз Ставрополь" | Bimetallic contact corrosion sensor |
| CN206070005U (en) * | 2016-10-09 | 2017-04-05 | 上海道盾科技股份有限公司 | A kind of device for monitoring AC influence in cathodic protection test pile |
| RU2634755C2 (en) * | 2016-06-03 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техносфера-МЛ" | Method and device for diagnosing technical parameters of underground pipeline |
-
2017
- 2017-11-17 RU RU2017140104A patent/RU2662466C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010047247A1 (en) * | 2000-03-24 | 2001-11-29 | Flatt David William | Pipeline mapping and interrupter therefor |
| RU2325583C2 (en) * | 2006-03-21 | 2008-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет | Method of detecting pipeline sections, which are subject to corrosion cracking under stress |
| RU2459136C2 (en) * | 2009-05-12 | 2012-08-20 | Закрытое акционерное общество "КОРМАКО" | Method to monitor pipeline corrosion and device for its realisation |
| RU2463576C1 (en) * | 2011-02-17 | 2012-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Трансгаз Ставрополь" | Bimetallic contact corrosion sensor |
| RU2634755C2 (en) * | 2016-06-03 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техносфера-МЛ" | Method and device for diagnosing technical parameters of underground pipeline |
| CN206070005U (en) * | 2016-10-09 | 2017-04-05 | 上海道盾科技股份有限公司 | A kind of device for monitoring AC influence in cathodic protection test pile |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111996534A (en) * | 2019-05-08 | 2020-11-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pipe network corrosion condition acquisition method |
| RU2753108C2 (en) * | 2020-01-16 | 2021-08-11 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for identifying developing defects of main pipelines |
| CN111879821A (en) * | 2020-07-13 | 2020-11-03 | 中国特种设备检测研究院 | Method and device for evaluating corrosion condition of pipeline |
| CN111879821B (en) * | 2020-07-13 | 2023-08-04 | 中国特种设备检测研究院 | Method and device for evaluating corrosion condition of pipeline |
| CN114910025A (en) * | 2022-04-13 | 2022-08-16 | 西安热工研究院有限公司 | Electromagnetic ultrasonic thickness measurement contrast test block |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2662466C1 (en) | Underground pipeline section corrosive state evaluation method based on the corrosion surveys and in-pipe diagnostics data | |
| Singh | Pipeline Integrity: Management and Risk Evaluation | |
| US20170307510A1 (en) | Infrastructure Corrosion Analysis | |
| Dudin et al. | Strategy for monitoring and ensuring safe operation of Russian gas transportation systems | |
| KR20200103179A (en) | a Pipe Precision Safety Diagnosis System | |
| Kowalski | The close interval potential survey (CIS/CIPS) method for detecting corrosion in underground pipelines | |
| McDonnell et al. | Oil and Gas Pipeline Technology Finds Uses in the Water and Wastewater Industry | |
| Nicholas et al. | Practical condition assessment options for critical trunk watermains | |
| Ahmad et al. | Pipeline integrity management through corrosion mitigation and inspection strategy in corrosive environment: An experience of Arabian Gulf oil company in Libya | |
| Fatakdawala | Guidelines for the Collection of Reliable and Practicable ECDA Indirect Inspection Data | |
| Pillai | Direct Assessment Pipeline Integrity Management | |
| Najafabadi et al. | Comparison and verification of the performance specification of mfl pigs and field inspection based on error propagation and Gaussian distribution method | |
| Niaz et al. | The threat to pipeline integrity from soil corrosion | |
| Onuoha et al. | Interpretation and Selection of Direct Examination Locations with Respect to ECDA Methodology | |
| RU2672242C1 (en) | Method for determining the tension and round of the replacement of the plots of the linear part of the main pipelines | |
| Onuoha et al. | Enhancement of pipeline integrity assessment of buried unpiggable pipelines with non-contact magnetic gradient tomography method (MTM-G) | |
| Shawki | Above ground coating integrity assessment: Experience with SUMED pipelines | |
| Van Os et al. | A direct assessment module for pipeline integrity management at Gasunie | |
| Zdrojewski | Stop Pipeline Age Discrimination: Making the Shift from Age-Based Pipeline Replacement to Data-Driven Asset Management. | |
| Livingston et al. | Forensic evaluation of PCCP failures: Green Bay water utilities case study | |
| Khera et al. | KOC’s Integrity Management Program for Non-Piggable Pipelines: A Case Study | |
| Nicholson | Combined close interval potential surveys and direct current voltage surveys for increased pipeline integrity | |
| Sah et al. | Integrity assessment of non-piggable pipeline through direct assessment | |
| Valdes | A Pilot Application Of Ecda To A Liquid Co2 Pipeline | |
| Castaneda et al. | Proposed methodology for coating defect and location in buried pipelines from frequency signal data applied in field conditions |