RU2715078C1 - Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines - Google Patents
Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715078C1 RU2715078C1 RU2019117689A RU2019117689A RU2715078C1 RU 2715078 C1 RU2715078 C1 RU 2715078C1 RU 2019117689 A RU2019117689 A RU 2019117689A RU 2019117689 A RU2019117689 A RU 2019117689A RU 2715078 C1 RU2715078 C1 RU 2715078C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- corrosion
- hydrogen
- gas pipelines
- pipeline
- determination
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
- F17D5/02—Preventing, monitoring, or locating loss
Abstract
Description
Изобретение относится к области диагностического обслуживания газопроводов.The invention relates to the field of diagnostic maintenance of gas pipelines.
Для оценки технического состояния газопроводов наиболее распространена внутритрубная диагностика (ВТД). Внутритрубный инспекционный снаряд проходит внутри трубы, определяет ее толщину и дефектность. С помощью ВТД можно проводить мониторинг коррозионного разрушения внешней поверхности газопровода. Однако в России на более половине из них отсутствует техническая возможность проведения ВТД. Поэтому для оценки коррозионного состояния таких участков требуется обследование в протяженных шурфах, которое, как правило, также оказывается малоэффективным и весьма затратным.In order to assess the technical condition of gas pipelines, in-line diagnostics (VDT) is the most common. The in-tube inspection projectile passes inside the pipe, determines its thickness and defectiveness. With the help of the VDT, it is possible to monitor the corrosion damage of the external surface of the gas pipeline. However, in Russia, more than half of them lack the technical feasibility of conducting the technical and technical documentation. Therefore, in order to assess the corrosion state of such sites, an examination in long pits is required, which, as a rule, also proves to be ineffective and very costly.
Известен способ автоматизации метода визуального и измерительного контроля поверхности трубы и устройство для его осуществления (Пат. 2571159 Российская Федерация, МПК G01N 21/88). Изобретение относится к области диагностики нефтегазопроводов и предназначено для автоматизации метода визуального и измерительного контроля поверхности труб с целью определения безопасного рабочего давления и принятия решения о необходимом виде ремонта. Способ и устройство, реализующее заявленный способ, заключаются в том, что вся поверхность труб сканируется лазерными датчиками, которые позволяют с высокой точностью измерять ее профиль и геометрические параметры. В результате формируется математическая трехмерная модель поверхности трубы, которая сохраняется в памяти ПЭВМ и используется для расшифровки параметров поверхностных дефектов и их местоположения. По результатам расшифровки выполняется прочностной расчет для оценки влияния выявленных дефектов на работоспособность трубы, определения безопасного рабочего давления и принятия решения о необходимом виде ремонта.A known method of automation of the method of visual and measuring control of the surface of the pipe and a device for its implementation (Pat. 2571159 Russian Federation, IPC G01N 21/88). The invention relates to the field of diagnostics of oil and gas pipelines and is intended to automate the method of visual and measuring control of the surface of pipes in order to determine safe working pressure and decide on the necessary type of repair. The method and device that implements the claimed method consists in the fact that the entire surface of the pipes is scanned by laser sensors, which make it possible to measure its profile and geometric parameters with high accuracy. As a result, a mathematical three-dimensional model of the pipe surface is formed, which is stored in the PC memory and used to decipher the parameters of surface defects and their location. Based on the results of the decryption, a strength calculation is performed to assess the effect of the identified defects on the pipe performance, determine the safe working pressure and decide on the type of repair required.
Недостатком данного изобретения является невозможность определения развивающейся подпленочной коррозии под слоем грунта.The disadvantage of this invention is the inability to determine developing sub-film corrosion under a layer of soil.
В патенте (CN 108388724. Parameter optimization-based GM-Markov submarine pipeline corrosion prediction method) раскрывается метод прогнозирования коррозии подводных трубопроводов на основе оптимизации параметров марковских цепей. Метод способен корректно прогнозировать остаточный ресурс подводных трубопроводов.The patent (CN 108388724. Parameter optimization-based GM-Markov submarine pipeline corrosion prediction method) discloses a method for predicting corrosion of subsea pipelines based on optimization of parameters of Markov chains. The method is able to correctly predict the residual life of subsea pipelines.
Однако патент не может быть использован для выявления очагов подпленочной коррозии, так как нет теоретических данных о причинах и местах локализации подпленочной коррозии и невозможно сформировать соответствующую математическую модель.However, the patent cannot be used to identify foci of subfilm corrosion, since there is no theoretical data on the causes and locations of localization of subfilm corrosion and it is impossible to form an appropriate mathematical model.
Известен способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода (Пат. 2614414 Российская Федерация, МПК F17D 5/06), заключающийся в том, что вначале определяют точное местоположение его оси с помощью трассопоискового комплекса, затем определяют местоположение нарушений изоляционного покрытия трубопровода, размещая попарно четыре медно-сульфатных электрода сравнения на грунте. Причем в продольном направлении электроды устанавливают попарно вдоль оси трубопровода на расстоянии 7 м, а в поперечном два электрода устанавливают на грунте непосредственно над осью трубопровода и два других - на расстоянии около 10 м от оси трубопровода в перпендикулярном от нее направлении. При этом, приближаясь к дефекту изоляционного покрытия, наблюдают на измерительном приборе за пульсирующими значениями градиента напряжения постоянного тока и потенциалов «труба - земля», синхронными с тактом прерывателя постоянного тока, по которым определяют местоположение эпицентра дефекта, в котором продольный градиент напряжения равен нулю, а поперечный градиент напряжения принимает максимальное значение. После этого проводят измерение сопротивления грунта вдоль подземного трубопровода, исследование его методом магнитной томографии и, в завершение, по данным наземного обследования в наиболее опасных зонах выполняют контрольное шурфование, после чего по полученным результатам определяют комплексный показатель технического состояния трубопровода р, на основе которого принимается решение об условиях его дальнейшей эксплуатации.There is a method of integrated ground-based non-contact technical diagnosis of an underground pipeline (Pat. 2614414 Russian Federation, IPC F17D 5/06), which consists in first determining the exact location of its axis using a route-finding complex, then determining the location of violations of the insulation coating of the pipeline, placing four in pairs copper sulfate reference electrode on the ground. Moreover, in the longitudinal direction, the electrodes are installed in pairs along the axis of the pipeline at a distance of 7 m, and in the transverse direction two electrodes are installed on the ground directly above the axis of the pipeline and two others at a distance of about 10 m from the axis of the pipeline in the direction perpendicular to it. At the same time, approaching a defect in the insulation coating, the pulsating values of the DC voltage gradient and the tube-to-ground potentials, synchronous with the DC chopper cycle, are used to measure the location of the defect epicenter, in which the longitudinal voltage gradient is zero, on a measuring device and the transverse voltage gradient takes its maximum value. After that, soil resistance is measured along the underground pipeline, examined by magnetic tomography and, finally, according to the ground survey in the most dangerous areas, control drilling is carried out, after which the complex parameter of the technical condition of the pipeline r is determined from the results, based on which a decision is made about the conditions of its further operation.
Данный способ предназначен для поиска нарушения изоляции трубопровода, но при определении подпленочной коррозии имеет очень низкую чувствительность, так как она происходит без нарушения сплошности изоляции. Градиенты напряжения постоянного тока и потенциалов «труба - земля» отсутствуют.This method is designed to search for violations of the insulation of the pipeline, but when determining sub-film corrosion, it has a very low sensitivity, since it occurs without violating the continuity of insulation. There are no gradients of DC voltage and potentials "pipe - ground".
Известен способ (US 2015346159. Sensor system for corrosion monitoring), выбранный в качестве прототипа, в котором предусмотрена стационарноA known method (US 2015346159. Sensor system for corrosion monitoring), selected as a prototype, which provides stationary
установленная система мониторинга коррозии под изоляцией и проведение мониторинга этой системы. Изобретение обеспечивает достижение искомой цели волоконно-оптическим кабелем, установленным между стенками и изоляцией трубопровода, а также размещением акустических излучателей по его длине в механическом контакте с оптическим волокном. Акустические излучатели посылают импульсный акустический сигнал в сторону трубопровода, который принимается оптическим волокном. Акустический сигнал проходит через стенку трубопровода, отражается от ее внутренней поверхности и отражается в виде импульса на оптическом волокне.an installed corrosion monitoring system under insulation and monitoring of this system. The invention ensures the achievement of the desired goal by a fiber optic cable installed between the walls and the insulation of the pipeline, as well as by placing acoustic emitters along its length in mechanical contact with the optical fiber. Acoustic emitters send a pulsed acoustic signal in the direction of the pipeline, which is received by the optical fiber. An acoustic signal passes through the wall of the pipeline, is reflected from its inner surface and is reflected in the form of a pulse on the optical fiber.
Данная система имеет ряд недостатков: волоконный оптический кабель не может эксплуатироваться 30 лет, как трубопровод; система должна быть смонтирована на строящийся трубопровод; высокая относительная стоимость.This system has several disadvantages: fiber optic cable cannot be used for 30 years, like a pipeline; the system must be mounted on the pipeline under construction; high relative cost.
Техническим результатом изобретения является разработка способа определения участков газопровода с подпленочной коррозией без проведения предварительного шурфования и вскрытия изоляции.The technical result of the invention is the development of a method for determining sections of a gas pipeline with sub-film corrosion without preliminary drilling and opening the insulation.
Технический результат достигается предлагаемым способом, который основан на особенностях механизма коррозии трубопроводов во влажном грунте без доступа кислорода. При данном виде коррозии на катоднозащищенной трубе протекает, в основном, реакция катодного восстановления водорода. На поверхности трубы образуется объем водорода, соответствующий эквимолярному количеству растворившегося в процессе анодной реакции железа. Выделившийся в ходе катодной реакции атомарный водород образует молекулы Н2 и в виде пузырьков без затруднений диффундирует через пленочное покрытие и грунт в атмосферу. Способ заключается в том, что сначала с помощью трассопоискового комплекса определяют точное местоположение оси газопровода, затем посредством перемещения на высоте до 0,5 м над грунтом детектора эмиссии водорода, по превышению заранее определенного фонового значения его концентрации над газопроводом, устанавливают расположение участков, подверженных коррозии под изоляционным покрытием с водородной деполяризацией. Приближение к очагу подпленочной коррозии фиксируют по изменению показаний детектора эмиссии водорода. В нем используется электрохимический датчик определения концентрации водорода с точностью измерения 10 ppm и диапазоном измерения от 5 до 10000 ppm. При выявлении участка с концентрацией водорода в воздухе над поверхностью грунта на 10 и более ppm превышающей фоновое значение, он считается потенциально опасным. При повторном измерении и подтверждении полученного повышенного значения концентрации водорода над газопроводом, в этом месте проводят контрольное шурфование для восстановления изоляции и предотвращения подпленочной коррозии.The technical result is achieved by the proposed method, which is based on the features of the corrosion mechanism of pipelines in wet soil without oxygen. With this type of corrosion, a cathodic reduction of hydrogen proceeds mainly on a cathodically protected pipe. On the surface of the pipe, a volume of hydrogen is formed corresponding to the equimolar amount of iron dissolved during the anodic reaction. Atomic hydrogen released during the cathodic reaction forms H 2 molecules and, in the form of bubbles, diffuses without difficulty through a film coating and soil into the atmosphere. The method consists in first determining the exact location of the axis of the gas pipeline using a route-finding complex, and then, by moving a hydrogen emission detector up to 0.5 m above the ground, exceeding a predetermined background value of its concentration above the gas pipeline, determine the location of areas susceptible to corrosion under an insulating coating with hydrogen depolarization. The approach to the focus of subfilm corrosion is recorded by a change in the readings of the hydrogen emission detector. It uses an electrochemical sensor for determining hydrogen concentration with a measurement accuracy of 10 ppm and a measuring range of 5 to 10,000 ppm. If a site with a hydrogen concentration in the air above the soil surface by 10 ppm or more above the background value is detected, it is considered potentially dangerous. When re-measuring and confirming the obtained increased value of the hydrogen concentration over the gas pipeline, control drilling is carried out in this place to restore insulation and prevent underfilm corrosion.
Изменение объема выделяющегося водорода и его определение в полевых условиях для оценки места и площади поверхности трубы, подверженной подпленочной коррозии, сильно зависят от внешних условий эксплуатации трубопровода: влажности, пористости, структуры, электропроводности, минерального состава, температуры и рН грунта. Влияние каждого фактора на возможность определения очагов подпленочной коррозии различно. Так, пористость грунта не должна быть высокой, чтобы водород в своей массе двигался вертикально в сторону поверхности над трубой. рН грунта влияет на особенности подпленочной коррозии с выделением водорода, что возможно для стальных труб только в кислых и нейтральных растворах (рН должна быть меньше 7). Грунт должен иметь электропроводность не менее 0,05 См/м для возможности протекания коррозионных процессов. Минерализацию необходимо учитывать при оценке вероятности подпленочной коррозии. При этом ее значение не должно быть ниже 10 мг/дм3 растворенных в воде солей. На возможность определения очагов подпленочной коррозии оказывает влияние также температура грунта (при отрицательной температуре водород может не выходить наружу, а скапливаться в полостях вдоль трубопровода), наличие электрохимической (катодной) защиты, при наличии которой водород может выделяться в излишне больших количествах и влиять на точность определения местоположения очагов.The change in the volume of hydrogen evolved and its determination in the field to assess the location and surface area of the pipe subject to subfilm corrosion strongly depend on the external operating conditions of the pipeline: humidity, porosity, structure, electrical conductivity, mineral composition, temperature and pH of the soil. The influence of each factor on the possibility of determining foci of sub-film corrosion is different. So, the porosity of the soil should not be high so that the hydrogen in its mass moves vertically towards the surface above the pipe. Soil pH affects the characteristics of subfilm corrosion with hydrogen evolution, which is possible for steel pipes only in acidic and neutral solutions (pH should be less than 7). The soil must have an electrical conductivity of at least 0.05 S / m for the possibility of corrosion processes. Mineralization must be considered when assessing the likelihood of sub-film corrosion. At the same time, its value should not be lower than 10 mg / dm 3 of salts dissolved in water. The possibility of determining foci of sub-film corrosion is also affected by the temperature of the soil (at a negative temperature, hydrogen may not go outside, but accumulate in cavities along the pipeline), the presence of electrochemical (cathodic) protection, in the presence of which hydrogen can be released in excessively large quantities and affect the accuracy locating foci.
Изобретение может быть использовано в трубопроводном транспорте и строительной индустрии, а также других отраслях промышленности, где необходим мониторинг корродирующих участков подземных металлических конструкций без их предварительного вскрытия.The invention can be used in pipeline transport and the construction industry, as well as other industries where monitoring of corroding sections of underground metal structures without their preliminary opening is necessary.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117689A RU2715078C1 (en) | 2019-06-05 | 2019-06-05 | Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117689A RU2715078C1 (en) | 2019-06-05 | 2019-06-05 | Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2715078C1 true RU2715078C1 (en) | 2020-02-25 |
Family
ID=69630868
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019117689A RU2715078C1 (en) | 2019-06-05 | 2019-06-05 | Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2715078C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150346159A1 (en) * | 2012-12-20 | 2015-12-03 | Tecom As | Sensor system for corrosion monitoring |
| RU2571159C2 (en) * | 2013-02-26 | 2015-12-20 | Константин Владимирович Постаутов | Method to automate method of visual measurement control of pipe surface and device for its realisation |
| RU2614414C1 (en) * | 2015-11-16 | 2017-03-28 | ЗАО "Аэрокосмический мониторинг и технологии" | Method for integrated contactless ground technical diagnostics of underground pipelines |
| CN108388724A (en) * | 2018-02-09 | 2018-08-10 | 西安建筑科技大学 | A kind of GM-Markov submarine pipeline corrosion prediction methods based on parameter optimization |
-
2019
- 2019-06-05 RU RU2019117689A patent/RU2715078C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150346159A1 (en) * | 2012-12-20 | 2015-12-03 | Tecom As | Sensor system for corrosion monitoring |
| RU2571159C2 (en) * | 2013-02-26 | 2015-12-20 | Константин Владимирович Постаутов | Method to automate method of visual measurement control of pipe surface and device for its realisation |
| RU2614414C1 (en) * | 2015-11-16 | 2017-03-28 | ЗАО "Аэрокосмический мониторинг и технологии" | Method for integrated contactless ground technical diagnostics of underground pipelines |
| CN108388724A (en) * | 2018-02-09 | 2018-08-10 | 西安建筑科技大学 | A kind of GM-Markov submarine pipeline corrosion prediction methods based on parameter optimization |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9964519B2 (en) | Non-destructive system and method for detecting structural defects | |
| US9581567B2 (en) | System and method for inspecting subsea vertical pipeline | |
| US8542127B1 (en) | Apparatus for the non-contact metallic constructions assessment | |
| EP2808677B1 (en) | Method for non-contact metallic constructions assessment | |
| US8447532B1 (en) | Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method | |
| US10330641B2 (en) | Metallic constructions monitoring and assessment in unstable zones of the earth's crust | |
| RU2264617C2 (en) | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method | |
| US8841901B2 (en) | System and method for inspecting a subsea pipeline | |
| RU2299399C2 (en) | Method for determining object surface profile | |
| RU2635751C2 (en) | System and method for inspecting underwater pipelines | |
| Reddy et al. | Sensors in advancing the capabilities of corrosion detection: A review | |
| Usarek et al. | Inspection of gas pipelines using magnetic flux leakage technology | |
| US20180149552A1 (en) | System And Method For The Prediction Of Leakage In A Pipeline | |
| RU2614414C1 (en) | Method for integrated contactless ground technical diagnostics of underground pipelines | |
| RU2526579C2 (en) | Testing of in-pipe inspection instrument at circular pipeline site | |
| RU2536779C1 (en) | Method of determination of rate of corrosion of metal buildings and device for its implementation | |
| RU2715078C1 (en) | Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines | |
| RU2360230C1 (en) | Method of detecting pipe sections, prone to internal corrosion | |
| RU2536778C1 (en) | Method of detection of local defects of metal of buried pipeline | |
| RU2671296C1 (en) | Method of metal corrosion loss assessment in pipeline inaccessible area | |
| RU2262634C1 (en) | Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing | |
| Dzhala et al. | Contactless testing of insulation damages distribution of the underground pipelines | |
| KR102487397B1 (en) | Portable ferromagnetic surface damage detection device | |
| RU2526595C1 (en) | Method for determination of pipeline technical condition | |
| Tan et al. | An overview of new progresses in understanding pipeline corrosion |