НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ» - OD ЛЕТ
УДК 622.692.4.076:620.197.5
© Коллектив авторов, 2012
Оценка эксплуатационных характеристик электроизолирующих соединений в условиях промыслового стенда
TAT NE FT
Р.М. Гареев (ОАО «Татнефть»),
A.Р. Рахманов, И.А. Шарипов (НГДУ «Альметьевнефть»), Ф.Ш. Шакиров, А.А. Фатхуллин (ТатНИПИнефть),
B.Э. Ткачева (КНИТУ)
Адрес для связи: ttzk@tatnipi.ru
Ключевые слова: внутренняя коррозия, протекторная защита, трубопровод, электроизолирующие соединения.
Performance characteristics of electrically-insulating joints by results of bench testing
R.M. Gareev (Tatneft OAO, RF, Almrtyevsk), A.R. Rakhmanov, I.A. Sharipov (Oil and Gas Production Department Almetyevneft, RF, Almetyevsk), F.Sh. Shakirov, A.A. Fatkhullin (TatNIPIneft, RF, Bugulma), V.E. Tkacheva (Kazan National Technical University, RF, Kazan)
E-mail: ttzk@tatnipi.ru
Key words: internal corrosion, galvanic anode protection, pipeline, electrically-insulating joints.
The paper presents performance characteristics of electrically-insulating joints in the cathodic protection systems of pipelines based on the results of bench testing. It has been offered to use efficiency coefficient of electrically-insulating properties characterizing the amount of protective current that remains once electrically-insulating joints have been installed as the main characteristic of an electrically-insulating joint. It has been shown that the more reliable protection of the pipeline, the more stray current flows through the electrically-insulating joint, i.e. the same electrically-insulating structure would be characterized by different efficiency coefficients (resistance to corrosion) in different cathodic protection systems.
Необходимым условием эффективной работы систем электрохимической защиты (ЭХЗ) подземных трубопроводов от коррозии является применение электроизолирующих соединений (ЭИС), обеспечивающих электрическое разъединение защищаемого катодной поляризацией объекта от незащищаемого (рис. 1). Они предназначены для разъединения трубопроводов, трубопровода от обсадной колонны скважины, трубопровода от системы подземных сооружений на промышленных площадках (групповая замерно-насосная установка, компрессорные, дожимные насосные станции, установки комплексной подготовки нефти, очистные сооружения и др.). При электрохимической защите трубопровода ЭИС устанавливают на обоих его концах непосредственно на точках врезки в другие трубопроводы или перед ними.
В ОАО «Татнефть» установлено около 30 тыс. ЭИС различных конструкций. Опыт их эксплуатации показал, что применение ЭИС, уменьшая рассеивание защитного тока протекторов защищаемого трубопровода по другим соединенным с ним подземным сооружениям, усиливает внутреннюю корро-
Рис. 1. Протекторная защита с использованием ЭИС:
1 - дренажный провод; 2 - защищаемый трубопровод; 3 /пр, / - ток, соответственно протектора и утечки
зию самого ЭИС или трубопровода вблизи соединения. В результате коррозионного процесса на этих участках наблюдаются сквозные поражения.
Внутренняя коррозия возникает вследствие того, что при электрическом разъединении трубопроводов, транспортирующих электропроводящую жидкость, когда только один из них имеет электрохимическую защиту, внутренняя поверхность трубопровода по обеим сторонам ЭИС работает как биполярный электрод. При этом скорость коррозии внутренней (анодной) части определяется величиной токов утечки по перекачиваемой среде [1].
Для оценки эксплуатационных характеристик ЭИС в промысловых условиях был разработан и изготовлен промысловый стенд, который установлен на территории Северо-Аль-метьевского товарного парка НГДУ «Альметьевнефть». Конструкция стенда предусматривает возможность изменения параметров протекторной защиты и имитацию дефектов изоляции покрытия. Он состоит из подземного участка трубопровода диаметром 159 мм, длиной 1 м и двух ЭИС, расположенных над поверхностью земли. Для возможности замены исследуемые ЭИС снабжены фланцами.
Подземный участок трубопровода имеет двухслойную полимерную изоляцию на основе экструдирован-ного полиэтилена. Протекторная группа состоит из шести протекторов марки ПМ-10У и соединяется с подземным участком трубопровода через добавочные сопротивления в контрольно-измерительной колонке (КИК). Для моделирования дефектов изоляции на подземном участке трубопровода вдоль него монтируются стальные патрубки (имитаторы дефекта), которые соединяются с подземным участком стенда в КИК. Схема промыслового стенда представлена на рис. 2. протектор; Для измерения потенциалов внутренней поверхности трубопровода с обеих сторон от каждого ЭИС
Рис. 2. Схема промыслового стенда:
1 - секущая задвижка; 2 - узлы замера потенциалов; 3 ■ 8 - амперметр; 9 - протектор ПМ 10У
манометр; 4 - имитаторы дефекта; 5 - трубопровод; 6 - ЭИС; 7 - реостат;
установлено по пять узлов замера потенциала 2. Замеры проводили с помощью хлоридсеребряного электрода сравнения. Повышение коррозионной стойкости ЭИС к внутренней коррозии обеспечивается путем включения в конструкцию ЭИС внутреннего протектора 9 [2].
Поскольку основной задачей ЭИС является уменьшение рассеивания защитного тока протекторов защищаемого трубопровода по другим соединенным с ним подземным сооружениям, в качестве основной характеристики ЭИС предложено использовать коэффициент эффективности электроизолирующих свойств Кэф, который показывает долю тока защиты, сохраняемую в результате установки ЭИС [3].
Эффективность электроизолирующих свойств различных конструкций ЭИС, в том числе снабженных внутренними протекторными втулками, оценивали путем измерения токов утечки через ЭИС и токов короткого замыкания.
Ток протекторной защиты, расходуемый на защиту действующей внешней линии трубопровода при отсутствии ЭИС, /зам из-
меряли при замкнутых контактах К1 и К2 (см. рис. 2), принимали, что ток протекторной защиты, расходуемый на подземный изолированный участок стенда, равен нулю. Ток замыкания, протекающий через каждое закороченное ЭИС, равен /зам/2. Его измеряли непосредственным включением амперметра.
Ток протекторной защиты, расходуемый на защиту действующей внешней линии трубопровода при наличии ЭИС, (ток утечки /у), измеряли амперметром при разомкнутых контактах К1 и К2 При этом ток утечки, протекающий через каждое ЭИС, считали равным /у/2.
Количественную характеристику эффективности (коэффициент эффективности Кф) электроизолирующих свойств испытываемых ЭИС рассчитывали как отношение разности токов замыкания и утечки, протекающих через одно ЭИС, к току замыкания.
Результаты измерения потенциалов на изолирующем фланцевом соединении (ИФС) без внутренней протекторной втулки и с ней при включении электрохимической защиты приведены в табл. 1.
Таблица 1
Измеряемый ЭИС № 1 ЭИС № 2
параметр, В Незащищенный участок (анодная часть) Защищенный участок (катодная часть) Защищенный участок (катодная часть) Защищенный участок (анодная часть)
ИФС без внутренней протекторной втулки
Потенциал наружной поверхности на ЭИС (МЭС) -0,604 -0,932 -0,905 -0,577
Разность потенциалов (смещение) на ЭИС 0,328 0,328
Потенциал внутренней поверхности (х.с.э.) -0,468 -0,580 -0,619 -0,512
-0,483 -0,549 -0,590 -0,522
-0,493 -0,538 -0,578 -0,527
-0,505 -0,537 -0,571 -0,535
-0,515 -0,540 -0,569 -0,544
ИФС с внутренней протекторной втулкой
Потенциал наружной поверхности на ЭИС (МЭС) -0,589 -0,920 -0,910 -0,580
Разность потенциалов (смещение) на ЭИС 0,331 0,330
Потенциалы внутренней поверхности в момент включения протекторной защиты (х.с.э.) 0,781 -0,851 -0,837 -0,791
-0,777 -0,729 -0,757 -0,790
-0,761 -0,647 -0,692 -0,783
-0,731 -0,602 -0,640 -0,764
-0,705 -0,582 -0,608 -0,750
Примечания: Результаты измерения на ИФС без внутренней протекторной втулки показали, что ток, протекающий по трубопроводу при разомкнутом ключе (ток утечки), /у=88,6 мА, ток, протекающий по трубопроводу при замкнутом ключе, /зам=212 мА. При этом коэффициент эффективности ЭИС без внутренней протекторной втулки Кэф= 58 %.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07'2012 47
Таблица 2
Номер имитатора дефекта Площадь Ток, протекающий по трубопроводу Падение напряжения Ток, протекающий через ЭИС, мА Кэф, % Разность потенциалов (смещение), мВ на
дефекта, м2 при разомкнутом ключе, мА в электролите, мВ ЭИС № 1 ЭИС № 2
0 0 41,9 115,9 41,9 35,7 -325 -323
1 10-4 41,9 115,9 41,9 35,7 -325 -323
2 510-4 41,9 115,7 41,8 35,9 -325 -323
3 10-3 41,9 114,7 41,7 36,0 -325 -323
4 510-3 42,1 109,4 39,8 39,0 -322 -322
5 10-2 42,4 103,7 37,7 42,2 -319 -320
6 0,025 43,6 97,0 35,3 45,9 -302 -303
7 0,05 44,4 78,0 28,4 56,5 -292 -293
8 0,1 45,0 64,0 23,3 64,3 -286 -286
9 0,25 45,4 58,0 21,1 67,7 -282 -281
Примечание.Ток, протекающий по трубопроводу при замкнутом ключе, равен 65,2 мА.
Данные измерений на ИФС без внутренней протекторной втулки показали, что на ток, протекающий по трубопроводу при разомкнутом ключе, (ток утечки) /у=88,6 мА; ток, протекающий по трубопроводу при замкнутом ключе, /зам=212 мА. При этом коэффициент эффективности ЭИС без внутренней протекторной втулки Кэф=58 %. При наличии протекторной втулки /=112,3 мА; /зам=1б9,3 мА; КЭф=33,6 %.
Таким образом, наличие внутреннего протектора снижает эффективность работы ЭИС.
При исследовании влияния дефектов изоляции покрытия на коэффициент эффективности ЭИС при измерении силы тока учитывалось то, что не весь ток протекает через ЭИС, поскольку часть его идет через дефекты изоляции, а ток, измеряемый амперметром, содержит обе составляющие. В данном случае ток, протекающий через ЭИС, оценивали по падению напряжения в электролите между ближайшими к ЭИС узлами замера потенциала. Сопротивление электролита на этом участке определяли при отключенных имитаторах дефектов (табл. 2).
Из приведенных результатов видно, что коэффициент эффективности ЭИС зависит от качества изоляционного покрытия и возрастает по мере ухудшения качества изоляции защищаемого трубопровода.
4. Установка протектора в анодной части ЭИС обеспечивает защиту от внутренней коррозии, но при этом снижает эффективность р
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.