نشریه شماره 12 خطوط لوله ی نفت و گاز

‫نفتوگاز‬ ‫ماهنامه بین‌المللی‬

‫سال دوم‪ ،‬شماره دوازدهم‪ ،‬اسفند ‪ ،۹۷‬قیمت ‪ 22000‬تومان‬ ‫‪issn: 2538‌2896‬‬

‫مصاحبهبامدیرمنطقه‪ 9‬عملیاتانتقالگازایران‬

‫چش ‌ماندازشرکت انتقال گازایران درافق ‪۱۴۰۴‬سرآمد درترازجهانی‬

‫بازطراحی و بهینه سازی پیگ تمیزکننده‬ ‫تدوینکتاب دایرکتوری‬
‫با کارایی بالاترو کنترل سرعت‬ ‫صادرکنندگان صنعت نفت و گاز‬
‫ایران به عمان‬
‫بررسی کارآیی سیست ‌مهای حفاظت کاتدی و پوشش‬
‫خطوط لوله (قسمت دوم)‬

‫آزمایش غیرمخرب پیشرفته‬
‫با تکنیک امواج هدایت شده (‪)Guided Waves‬‬
‫شرایط حذف تست هیدرواستاتیک مخازن ذخیره‬

‫و خطوط لوله درصنایع نفت‪ ،‬گازو پتروشیمی‬
‫اندازه گیری دیواره باقیمانده زیربرآمدگ ‌یهای خوردگی فعال‬

‫‪www.iranpipelines.com‬‬





‫تولید کننده انواع نشت بن ‌دهای خطوط لوله‬
‫ اینچ‬56 ‫ تا‬4‫ازسایز‬

)Split Sleeve( ‫غلاف دوتکه‬
)Solemate( ‫نیم لوله‬

)Craft Clamp( ‫غلاف سوزنی‬
)Weld Ends Coupling( ‫کوپلینگ‬
)Special Repair Products( ‫نشت بندهای سفارشی‬

Address: No. 30, Naghdi St, Mofateh St, Beheshti Ave, Tehran, Iran.
Phone: (+9821) 8875 1006
Fax: (+9821) 8875 1009
Mobile: (+98) 09123394725
Email: [email protected] / [email protected]
Website: www.savay.com

‫تولیدکننده انواع پیگ‬
‫ازسایز‪ 4‬تا ‪ 56‬اینچ‬

‫پی ‌گهای تمیزکننده (‪)Cleaning Pigs‬‬
‫پی ‌گهای جدا کننده (‪)Batching Pigs‬‬

‫پی ‌گهای کروی (‪)Sphere Pigs‬‬
‫پی ‌گهای فوم (‪)Foam Pigs‬‬

‫پی ‌گهای سفارشی (‪)Special Pigs‬‬
‫تولید کننده انواع مد ‌لهای نشانگرعبورپیگ‬
‫ازکلاس فشاری ‪ 300‬تا ‪(Pig Signaler) 2500‬‬
‫تولید کننده ردیاب پیگ (‪)Pig Locator‬‬



‫نوارهای تعمیراتی پوشش پل ‌یاتیلن‬ ‫نوار سرجوش شرینکیبل به همراه اپوکسی وپرایمر‬
‫پوشش ضدخوردگی پترولاتیوم‬ ‫نوارهای سرد سه لایه و دو لایه‬
‫انواع الکترود آلیاژی جوشکاری‬ ‫نوارهای رپینگ زیری و رویی‬

‫آگاهانه تبلیغ کنید‬

‫!‪Be Wise When You Advertise‬‬

‫‪Oil & Gas‬‬ ‫نشریه بی ‌نالمللی‬

‫‪magazine‬‬ ‫نفتوگاز‬



‫نشریه بین‌المللی‬

‫نفتوگاز‬

‫نشریه تخصصی خطوط لوله نفت و گاز‬

‫نشری ‌های بین‌المللی از درون صنعت نفت و گاز ایران‬

‫مقالات علمی ‪ -‬تخصصی درزمینه خطوط لوله نفت وگاز‬
‫رویدادهای فنی و اقتصادی درحوزه نفت وگاز‬
‫معرفی پروژهای نفت وگازبویژه خطوط لوله‬

‫برگزاری دور‌ههای آموزشی تخصصی خطوط لوله نفت وگاز‬
‫معرفی شرک ‌تهای نفت وگازدولتی و خصوصی‬

‫کتب منتشر شده از نشریه خطوط لوله نفت و گاز‬

‫‪ -1‬راهنمایی پوشش خطوط لوله‬
‫‪ -2‬حفاظت کاتدی اندازه گیری و معیار(چاپ دوم)‬

‫‪ -3‬مقدمه ای برپیگرانی خطوط لوله‬
‫‪-۴‬پوش ‌شهایمایعدرصنعتخطوطلولهانتقال‬

‫(دردست چاپ)‬





‫نشریه خطوط لوله نفت و گاز‬

‫صاحب امتیاز و مدیر مسئول‪ :‬حمیدرضا اطلاعی‬
‫هیئت سردبیری‪:‬‬

‫شرکت خطوط لوله و مخابرات نفت ایران‪ :‬سیامک سیف‪ ،‬محمد سعادتی‬
‫شرکت ملی انتقال گاز ایران‪ :‬مهران ابدالی‪ ،‬بهمن صفاری‪ ،‬سعید داوری پور‬

‫مدیر روابط عمومی و امور بی ‌نالملل‪ :‬الهه کوچکی‬
‫مدیر بخش انگلیسی‪ :‬خانم فرجی‬
‫صفحه آرایی‪ :‬سید جعفرذهنی‬
‫چاپخانه‪ :‬آیین چاپ‬

‫وب سایت‪www. iranpipelines. com :‬‬
‫ایمیل ‪Info@MEpipeline. com Mepipeline@gmail. com :‬‬

‫نشانی ‪ :‬تهران‪ ،‬خکریمخان زند‪ ،‬ابتدای پلکریمخان‪ ،‬خ حسینی‪،‬‬
‫پلاک ‪ ،27‬طبقه سوم‪ ،‬واحد‪8‬‬

‫تلفن ‪۰۲۱۸۸۸۴۱۰۳۱ - ۰۲۱۸۸۸۴۵۱۰۶ - ۰۲۱۸۸۳۹۵۰۶۵ :‬‬
‫فاکس‪۸۹۷۸۰۶۰۷ :‬‬

‫مسئولیت مطالب منتشر شده در مقالات برعهده نویسندگان است‪.‬‬
‫بازنشر اخبار و مقالات فارسی‪ ،‬با ذکر منبع بلامانع است‪.‬‬

‫اخبار‪ /‬شخصی ‌تها ‪16 /‬‬
‫اخبار‪ /‬اخبارخطوط لوله ایران ‪18 /‬‬
‫اخبار‪ /‬اخبارخطوط لوله همسایگان ایران ‪20 /‬‬
‫اخبار‪ /‬اخبارخطوط لوله جهان ‪22 /‬‬

‫یادداشت ‪ /‬صنعت پوشش لوله و حمایت ازتولید داخلی‪۲۶ /‬‬

‫گف ‌توگو ‪ /‬چشم اندازشرکت انتقال گازایران درافق ‪۲۸/ ۱۴۰۴‬‬

‫پی ‌گرانی ‪ /‬بازطراحی و بهینه سازی پیگ تمیزکننده‬
‫با کارایی بالاترو کنترل سرعت ‪۳۴ /‬‬

‫مقاله ‪ /‬کشف طلای سیاه ایران ‪۳۷ /‬‬

‫پوشش ‪ /‬طراحی و ساخت دستگاه نوارپیچ اتوماتیک ‪۳۸ /‬‬
‫پوشش ‪ /‬بررسی کارآیی سیست ‌مهای حفاظت کاتدی و پوشش خطوط لوله ‪۴۲ /‬‬

‫مقاله‪ /‬آزمایشغیرمخربپیشرفتهباتکنیکامواجهدایتشده‬
‫(‪۴۷ / )Guided Waves‬‬
‫مقاله‪ /‬بررسیتاثیراستفادهازحرارتبازیابتوربینهایگازیایستگاهپمپاژ‬
‫نفت سمنان برایگرمایش نفت با هدفکاهش مصرف انرژی ‪۵۱/‬‬

‫مخازن‪ /‬شرایطحذفتستهیدرواستاتیک‬
‫مخازن ذخیره و خطوط لوله درصنایع نفت‪،‬گازو پتروشیمی ‪۵۴/‬‬

‫تکنولوژی‪ /‬اندازهگیریدیواره باقیماندهزیربرآمدگ ‌یهایخوردگیفعال‪۵۸/‬‬
‫تکنولوژی ‪ /‬سیستم اسکن اتوماتیک جوش ورق اتصال لوله به لوله ‪۵۹/‬‬
‫تکنولوژی‪ /‬پل ‌تفرم ساهارا ‪۵۹/‬‬

‫یادداشت فنی ‪ /‬استفاده ازفصل‪ 4‬استاندارد‪ API 579‬برای خط لوله ‪۶۰/‬‬

‫اخبارکوتاه ‪ /‬ایمن سازی خطوط درمنطقه خلیج فارس ‪۶۳/‬‬
‫اخبارکوتاه ‪ /‬افزایش‪ ۷۰۰‬کیلومتربه خطوط لوله نفتکشور‪۶۳/‬‬

‫شخصی ‌تها‬

‫رئیس جمهوری‬ ‫خط لوله گازی آ ‌یپی با تلاش مسئولان‬
‫پاکستانی عملیاتی م ‌یشود‬

‫رئیــس جمهــوری گفت‪ :‬خوشــحالیم که امــروز توانســت ‌هایم به همه‬
‫تعهدهــای خــود در زمینــه انتقــال گاز ایران به پاکســتان عمــل کنیم و‬
‫خــط لوله انتقــال گاز را بــه نزدیک مرز پاکســتان برســانیم‪ ،‬امیدواریم‬
‫ایــن پــروژه با تــاش مســئولان پاکســتانی بــ ‌هزودی عملیاتی شــود‪.‬‬
‫دکتر حسن روحانی‪ ،‬هنگام دریافت استوارنامه خانم رفعت مسعود‪ ،‬سفیر‬
‫جدیــد پاکســتان در تهران‪ ‬با بیان اینکه احداث خط لولــه انتقال گاز ایران‬
‫به پاکســتان یکی از پروژ‌ههای مهم دو کشــور اســت‪ ،‬گفت‪ :‬فرص ‌تهای‬
‫بسیار خوبی برای گســترش همکار ‌یهای ایران و پاکستان در بخ ‌شهای‬
‫مختلــف اقتصادی وجــود دارد‪ .‬وی با بیان اینکه دو ملت نســبت به هم‬
‫علاق ‌های دوستانه‪‌،‬برادرانه و تاریخی دارند‪ ،‬گفت‪ :‬ایران منبع مطمئن تامین‬
‫انرژی برای پاکســتان اســت‪ .‬رئیس جمهوری تصریح کرد‪ :‬آماده احداث‬

‫نیروگا‌ههای بیشتر برای تامین برق مورد نیاز این کشور هستیم‪.‬‬
‫روحانی با اشــاره به اهمیت توســعه همکار ‌یهای ایران و پاکستان در‬
‫آ ‌بهــای جنوب‪ ،‬عنوان کرد‪ :‬باید از ظرفیت دو بنــدر مهم چابهار و گوادر به‬

‫عنوان بنادری که مکمل یکدیگر هستند‪ ،‬به خوبی استفاده کنیم‪.‬‬

‫بیژن زنگنه‬
‫وزیر نفت‬

‫بهر‌هبرداری از پایانه صادرات نفت جاسک تا‬
‫پایان سال ‪ /۹۹‬آمریکا از ما بسیار دلخور است‬

‫بیژن نامدار زنگنه؛ وزیر نفت گفت‪ :‬ما پایانه جاســک را به عنوان پایانه صادرات‬
‫نفــت در خارج از خلیج فــارس انتخاب کرد‌هایم‪ ،‬عملیات احــداث خطوط لوله و‬
‫احداث مخازن برای این طرح آغاز شده و مطالعات مربوط به ایجاد پایانه صادراتی‬
‫نیز انجام شــده است تا در اواخر سال ‪ ۹۹‬شاهد بهر‌هبرداری از این پایانه جدید در‬
‫دریای عمان باشــیم‪ .‬زنگنه درباره ایجاد پایانــه صادراتی در خارج از خلیج فارس‬
‫توضیح داد‪ :‬ما پایانه جاســک را به عنوان پایانه صــادرات نفت در خارج از خلیج‬
‫فــارس انتخاب کرد‌هایم‪ ،‬عملیات احداث خطوط لولــه و احداث مخازن برای این‬
‫طرح آغاز شــده و مطالعات مربوط به ایجاد پایانه صادراتی نیز انجام شــده است‬

‫تا در اواخر سال ‪ ۹۹‬شاهد بهر‌هبرداری از این پایانه جدید در دریای عمان باشیم‪.‬‬
‫وی با بیان اینکه زمینه برای ایجاد پالایشــگا‌هها و پتروشیم ‌یها در این منطقه‬
‫فراهم م ‌یشود‪ ،‬اعلام کرد که تاکنون دو مجوز برای احداث پالایشگاه از وزارت نفت‬
‫دریافت شــده اســت‪ .‬وزیر نفت با بیان اینکه توســعه ظرفی ‌تهای ساخت داخل‬
‫از مه ‌مترین اتفا ‌قهای ســا ‌لهای اخیر ایران اســت‪ ،‬گفت‪ :‬ما از لحاظ مهندسی و‬
‫پیمانکاری‪ ،‬چه در بخش دریا و چه در بخش خشــکی اکنون در زمره کشــورهای‬
‫خوب منطقه هستیم که ب ‌هطور تقریبی همه نصب و را‌هانداز ‌یها را نیروهای ایرانی‬
‫انجام م ‌یدهند‪ .‬افزون براین‪ ،‬ایران ‌یها قادربه ساخت بخش مهمی ازتجهیزات غیر‬

‫دوار نیز هستند و این از دستاوردهای مهم انقلاب اسلامی است‪.‬‬

‫‪ 16‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫افزایش قابلیت اطمینان شبکه انتقال گاز‬
‫به ‪ ۹۹,۹‬درصد در ‪ ۴۰‬سالگی انقلاب‬

‫مدیرعامل شرکت انتقال گاز ایران؛ سعید توکلی از افزایش قابلیت‬
‫اطمینان شــبکه انتقال گاز کشــور به ضریب ‪ 99.9‬درصد همزمان با‬
‫چهلمین سالروز پیروزی انقلاب اســامی خبر داد و گفت‪ :‬اکنون به‬
‫جایگاهی رســید‌هایم که اهداف این شــرکت در همه روزهای ســال‬

‫محقق م ‌یشود‪.‬‬
‫شــرکت انتقال گاز ایران‪ ،‬اکنون بــا بهر‌همندی از ‪ ۳۸‬هزار کیلومتر‬
‫خــط انتقــال گاز بــه عنوان شــبکه انتقــال گاز ب ‌یرقیب در ســطح‬
‫خاورمیانه‪ ۸۲ ،‬ایســتگاه تقویت فشــار گاز‪ ۲۹۴ ،‬واحد کمپرسوری و‬
‫‪ ۶۰‬یــارد را در اختیار دارد که بر این اســاس در ‪ ۹‬ماه امســال‪ ،‬موفق‬
‫به انتقال ‪ ۱۷۴‬میلیارد مترمکعب گاز در سراســر کشــور شده است‪.‬‬

‫حسن منتظرتربتی‬
‫مدیرعامل شرکت‬

‫ملی گاز ایران‬

‫سعید توکلی‬
‫مدیرعامل شرکت‬
‫انتقال گاز ایران‬

‫مدیریت شبکه گاز کشور‬
‫به بخش خصوصی واگذار م ‌یشود‬

‫مدیرعامل شــرکت ملی گاز ایران مهندس حسن منتظر تربتی با تاکید بر لزوم ارتقای‬
‫قوانین برو ‌نسپاری‪ ،‬گفت‪ :‬مدیریت شبکه گاز کشور باید به بخش خصوصی واگذار شود‪:‬‬
‫مــا در چارچــوب مدیریت تامین انرژی پاک و مطمئن برای مــردم‪ ،‬باید روابط و قوانین‬
‫برو ‌نسپاری را ارتقا دهیم تا در آینده نزدیک‪ ،‬بهر‌هبرداری از پالایشگا‌هها‪ ،‬بهر‌هبرداری خطوط‬
‫لوله و توزیع گاز در شهرها به بخش خصوصی واگذار شود‪ .‬حسن منتظر تربتی‪ ،‬در بازدید‬
‫از واحدهای عملیاتی پالایشــگاه گاز شهید هاشم ‌ینژاد با بیان اینکه نگاه ما در آینده بحث‬
‫مدیریت تامین گاز کشــور است‪ ،‬از واگذاری مدیریت شبکه گاز کشور به بخش خصوصی‬
‫خبــر داد و افزود‪ :‬ما در چارچوب مدیریــت تامین انرژی پاک و مطمئن برای مردم‪ ،‬باید‬
‫روابط و قوانین برو ‌نســپاری را ارتقا دهیم تا در آینده نزدیک‪ ،‬بهر‌هبرداری از پالایشگا‌هها‪،‬‬
‫بهر‌هبــرداری خطوط لوله و توزیع گاز در شــهرها به بخش خصوصی واگذار شــود‪ .‬وی با‬
‫بیان اینکه صنعت گاز‪ ،‬انقلاب ‌یترین صنعت خدم ‌ترســان در ‪ ۴۰‬ســالگی انقلاب اسلامی‬
‫به هموطنان اســت‪ ،‬گفت‪ :‬تا پیش از پیروزی انقلاب اســامی تنها یک روســتا به شبکه‬
‫گاز متصل بود اما امروز ‪ ۲۷‬هزار روســتا از نعمت گاز برخوردار شــده است و اکنون مطابق‬

‫برنام ‌هریزی شرکت ملی گاز ایران در هر روز ‪ ۱۰‬روستا را به شبکه گاز متصل م ‌یکنیم‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪17 ۹۷‬‬

‫اخبار خطوط لوله ایران‬

‫مجری طرح خطوط انتقال گاز‬
‫‪ 100‬درصد ایرانی م ‌یسازیم‬

‫مهــدی مهرابی‪ -‬خطوط انتقال گاز کشــور به عنوان شــریان‬
‫حیاتی پایداری جریان گاز در ســال‌های گذشته شاهد توسعه‬
‫قابل توجهی بوده اســت‪ .‬سال گذشته در مجموع ‪ 1000‬کیلومتر‬
‫خط لوله انتقال گاز به شبکه گاز متصل شد و از ابتدای امسال‬
‫تا پایان بهمن ماه نیز بیش از ‪ 900‬کیلومتر خط لوله جدید وارد‬

‫مدار شده است‪.‬‬
‫ظرفیت ســازی برای صادرات گاز به کشــورهای همســایه و‬
‫افزایش پایداری انتقال گاز مناطق مختلف کشور با بهره گیری‬
‫‪ 100‬درصدی از ظرفیت‌های نیروی انسانی و تجهیزات ساخت‬
‫داخل‪ ،‬از جمله اهداف طراحی و اجرای خطوط لوله به شــمار‬

‫م ‌یآید‬

‫تنور صادرات گاز ایران گرم است‬
‫ترکیه‪ ،‬بزرگ‌ترین مشتری گاز ایران است‬
‫بهزاد بابازاده‪ ،‬مدیراموربین‌الملل شرکت ملیگاز درباره اختلاف‬
‫گازی میان تهران و آنکارا گفت‪ :‬صادرات گاز به ترکیه که تا سال‬
‫‪ ۲۰۲۶‬ادامه دارد‪ ،‬همواره بر اســاس قرارداد انجام شده است‪.‬‬
‫در این قرارداد‪ ،‬بند بازنگری قیمت (‪ )Price Revesion‬ذکر‬
‫شده اســت که بر اســاس آن‪ ،‬طرف‌های قرارداد بدون آن‌که‬
‫صادرات و دریافت گاز را قطع کنند بر ســر قیمت جدید توافق‬
‫می‌کنند‪ .‬آنها برای رســیدن به این توافــق می‌توانند به دادگاه‬
‫بروند‪ .‬اختلاف میان ایران و ترکیه نیز بر سر قیمت گاز بود‪ ،‬ما‬
‫پول گاز صادراتــی را با تکیه بر قیمت بالا‪ ،‬جلوتر دریافت کرده‬

‫بودیم‪ ،‬اما سرانجام آن را با ترکیه تسویه کردیم‪.‬‬

‫بیش از ‪ 1600‬کیلومتر پیگرانی‬
‫در خطوط لوله منطقه ‪4‬عملیات انتقال گاز‬
‫در سال گذشته به منظور بالا بردن ظرفیت انتقال گاز در خطوط‬
‫منطقــه چهار عملیات انتقال گاز کشــور‪ ،‬بیش از‪ 1600‬کیلومتر‬
‫خط لوله فشــار قوی با انواع پیگ‌های تمیز کننده و هوشمند‬
‫پیگرانی شــده است‪ .‬ناصر علوی شــهری مدیر منطقه چهار با‬
‫بیان اینکه در راســتای اجرای برنامه زمان بندی پیگرانی تمیز‬
‫کننده خطوط فشار قوی سراســری انتقال گاز‪ ،‬بیش از ‪864‬‬
‫کیلومتــراز خطوط لولــه انتقال گاز این منطقــه مورد عملیات‬
‫پیگرانــی تمیز کننده قرار گرفته‪ ،‬اظهار داشــت ‪ :‬این اقدام در‬
‫راستای ایمن‌ســازی خطوط لوله و تداوم انتقال فرآورد ‌ههای‬
‫مورد نیاز چهار اســتان خراســان‌های شمالی جنوبی و رضوی‬
‫و قسمتی از ســمنان انجام شــد‪ .‬این مقام مسئول با اشاره‬
‫به اینکه پیگ هوشــمند یا سی‪ .‬دی‪ .‬پی (‪Control Detect‬‬
‫‪ )Pig‬بــرای بازرســی و تعیین نقاط خوردگــی و تعمیرات به‬
‫موقع نقاط بحرانی مورد استفاده قرار می‌گیرد‪ ،‬افزود‪ :‬در سال‬
‫گذشــته ‪ 766‬کیلومتر از خطوط لوله انتقــال گاز منطقه تحت‬

‫پایش پیگ هوشمند قرار گرفت‪.‬‬

‫‪ 18‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫نخستین دستگاه ‪ HOT TAP‬بومی ایران‬
‫در مشهد ساخته شد‪.‬‬

‫با صرفــه جویی بیش از ‪ ۶‬میلیــارد ریال و به همت‬
‫مهندسین جوان در منطقه ‪ ۴‬عملیات انتقال گاز ایران‬
‫نخســتین دســتگاه ‪ HOT TAP‬صد درصــد ایرانی‬
‫و فاقد نمونه خارجی در مشــهد ســاخته شد‪ .‬علوی‬
‫شهری با بیان این که به همین دلیل ساخت دستگاه‬
‫هــات تپی کــه دور چرخش کاتر و میزان پیشــروی‬
‫آن مســتقل از یکدیگر بوده و بســته به ســایز و نوع‬
‫(گرید) لوله به صورت تنظیمی میزان پیشروی و دور‬
‫برشکاری انتخاب شود در دستور کار کمیته خودکفایی‬
‫قــرار گرفته‪ ،‬اظهار داشــت‪ :‬با طرح ایــن موضوع در‬
‫کمیته خودکفایی منطقه‪ ،‬جمعی از مهندسین خوش‬
‫فکــر و طراح این منطقه با ارایه طرح ســاخت اولین‬
‫هات تپ ‪ ۱۰۰‬درصد ایرانی‪ ،‬آمادگی خود را برای تحقق‬
‫شــعار جهاد اقتصادی و حمایت از تولید کالای ایرانی‬
‫اعــام نمودند‪ .‬مدیــر منطقه ‪ ۴‬عملیــات انتقال گاز‬
‫ایران‪ ،‬میزان صرفه جویی‌های انجام شــده را در این‬
‫زمینــه قابل توجه ارزیابی کرد و ادامه داد‪ :‬با توجه به‬
‫همت و تخصص همکاران منطقــه در واحد عملیات‬
‫ساختمانی این مجموعه و هماهنگ ‌یهای انجام شده‬
‫با شــرکت سازنده قطعات‪ ،‬قیمت تمام شده دستگاه‬
‫هــات تپ ایرانی برابر یک پنجم قیمت نمونه خارجی‬
‫و زمان تحویل دســتگاه با تمــام تجهیزات برابر یک‬
‫دهم زمان تحویل نمونه خارجی تعریف شــده است‪.‬‬
‫او با بیان این که تســت میدانی این دســتگاه انجام‬
‫شده و این تجهیز آماده خدمت رسانی است‪ ،‬افزود‪:‬‬
‫این دســتگاه با همت مهندســین منطقه ‪ ۴‬عملیات‬
‫انتقال گاز طراحی و برای ســاخت به شــرکت دانش‬
‫بنیان هورتاش تــوس ســفارش داده و برای انجام‬
‫هات تپ از ‪ ۴‬الی ‪ ۱۲‬اینچ ســاخته شــده و در بهمن‬
‫ماه ســال ‪ ۹۶‬برای تســت میدانی به منطقه تحویل‬
‫و تا کنون دو مورد انشــعاب گیری گرم ســایز ‪ ۸‬و ‪۱۲‬‬
‫اینچ بر روی خط ‪ ۴۸‬اینچ وارداتی ترکمنستان با این‬
‫دستگاه انجام شده اســت‪ .‬مزیت مهم این دستگاه‬
‫نسبت به دســتگاه‌های مدرن خارجی موجود‪ ،‬علاوه‬
‫بر کیفیت بالا و قیمت کمتر و ســرعت تحویل بیشتر‪،‬‬
‫عدم وابستگی پیشرفت مته به دور گردش مته است‬

‫که از شکستن مته‌ها پیشگیری می‌کند‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪19 ۹۷‬‬

‫اخبارخطوط لوله همسایگان ایران‬

‫بررسی پتانسی ‌لهای ایران درترانزیتگازبینکشورهای همسایه‬ ‫وضعیت واردات و مصرف گازدرترکیه‬
‫آذربایجان و ترکیه برای صادرات و ترانزیت گاز به اروپا‪ ،‬به میزان بیشتری گاز نیاز‬ ‫مصرف گازطبیعی‪ ،‬طی یک دهه اخیر‪ ،‬ســالیانه با رشد ‪۵‬‬
‫دارنــد و راهی به جز ایران در تامین این میزان گاز ندارند‪ .‬در همین راســتا‪ ،‬ایران‬ ‫درصدی روبرو بوده است‪ .‬حدود نیمی از مصرف گاز طبیعی‬
‫م ‌یتواند از ظرفیت ترکمنستان در تامین کمبود گاز ترکیه و آذربایجان استفاده کند‬ ‫مربوط به بخــش نیروگاهی اســت و بخ ‌شهای صنعت‬
‫که این راهبرد با توجه به وجود زیرساخت خط لوله‪ ،‬سیاستی عملیاتی محسوب‬ ‫و ســاختمان در رد‌ههای بعــدی مصرف قــرار م ‌یگیرند‪.‬‬
‫م ‌یشــود که فقط نیاز به مدیریت ترانزیت گاز دارد‪ .‬لازم به ذکر اســت که ترانزیت‬ ‫پی ‌شبینی م ‌یشود که ترکیه همچنان به رشد تقاضای خود‬
‫گاز‪ ،‬صرف نظر از منافع اقتصادی آن‪ ،‬نقش ایران را در تامین امنیت انرژی منطقه‬ ‫ادامه دهــد و میزان مصرف آن از ‪ ۴۰‬میلیارد مترمکعب در‬
‫پررن ‌گتــر خواهد کرد‪ .‬همچنیــن در صورت احداث خط لولــه ‪ ،IP‬ایران م ‌یتواند‬
‫‪۱۰‬میلیارد مترمکعب ازظرفیت بلااستفاده خط لوله را به سوآپگازازترکمنستان به‬ ‫سال ‪ ۲۰۱۶‬به ‪ ۷۰‬میلیارد مترمکعب در سال ‪ ۲۰۳۰‬برسد‪.‬‬
‫واردات ترکیــه از طریــق خ ‌طلوله از کشــورهای روســیه‪،‬‬
‫پاکستان اختصاص دهد‪.‬‬ ‫آذربایجان و ایران صورت م ‌یگیرد و واردات ‪ LNG‬این کشور‬
‫عمدتا از الجزایر و قطر تامین م ‌یشــود‪ .‬تا ســال ‪ ،۲۰۳۰‬با‬
‫ترکیه‬ ‫افزایــش واردات از طریق پروژ‌ههای ‪ TANAP‬و ‪Turkish‬‬
‫‪ ،Stream‬تقاضای داخلی به طور کامل تامین خواهد شد‪.‬‬
‫همچنین‪ ،‬بعــد از به بهر‌هبرداری رســیدن پروژ‌ههای فوق‪،‬‬
‫ترکیه ســالیانه ‪ ۲۶‬میلیارد مترمکعــب گاز را به اروپا صادر‬
‫خواهد کرد‪ .‬این موضوع نشان م ‌یدهد که ترکیه در دهه آتی‬
‫به یکی از مسیرهای ترانزیت گاز به اروپا تبدیل خواهد شد‪.‬‬

‫جمهوری ترکیه‬
‫آذربایجان‬

‫وزیر انرژی جمهوری آذربایجان گفت ‪ :‬اجرای طرح دالان گازی جنوب برای انتقال گاز طبیعی جمهوری آذربایجان‬
‫به اروپا وارد مرحله نهایی شده است‬

‫با وجود اینکه دالان گازی جنوب بیشتر معطوف به بازار جنوب شرقی اروپا بعنوان حساس ترین منطقه از نظر امنیت انرژی شده است‪ ،‬ولی این‬
‫طرح درآینده م ‌یتواند کشورهای اروپایی زیادی را دربر گیرد ‪.‬‬

‫وزیر انرژی جمهوری آذربایجان تصریح کرد‪ :‬در آینده دالان گازی جنوب در تامین امنیت انرژی اروپا نقش بیشتری ایفا خواهد کرد‪.‬‬
‫دالان گازی جنوب یکی از طر ‌حهای انرژی مهم منطقه بوده و شــامل انتقال گاز طبیعی فاز دوم توســعه میدان ' شاه دنیز ' جمهوری آذربایجان‬
‫واقع در دریای خزر از طریق خط لوله زیر دریایی به ترمینال سنگه چال در حومه باکو و از آنجا از طریق خطوط لوله قفقاز جنوبی ‪ ،‬ترانس آنادولی‬

‫( تاناپ ) و ترانس آدریا تیک ( تاپ ) و از خاک جمهوری آذربایجان ‪ ،‬گرجستان و ترکیه به اروپا م ‌یباشد ‪.‬‬

‫‪ 20‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫امکان صادرات هشت میلیون مترمکعبگازبه شمال عراق فراهم است‬
‫ایرنا ‪ :‬مدیرعامل شــرکت گاز کردســتان با اشاره به زیرساخ ‌تهای ایجادشده در اســتان گفت‪ :‬زمینه برای صادرات روزانه پنج تا هشت میلیون‬

‫مترمکعب گاز طبیعی به اقلیم کردستان عراق فراهم شده است‪.‬‬
‫احمــد فعل ‌هگــری اظهار کرد‪ :‬رایزن ‌یهایی صورت گرفته تا از طریق خط لوله گاز ســقز و مریوان این مقــدار گاز طبیعی به صورت روزانه به اقلیم‬
‫کردستان عراق صادر شود‪ .‬وی افزود‪ :‬پیش از این با توجه به سر شاخه بودن استان در شبکه توزیع گاز‪ ،‬مشکلاتی از جمله افت و قطعی گاز در‬

‫شهرهایی مانند سقز‪ ،‬بانه و مریوان وجود داشت اما امروز نه تنها این مشکل رفع شده؛ بلکه امکان صادرات نیز ایجاد شده است‪.‬‬
‫مدیرعامل شرکت گاز کردستان یادآور شد‪ :‬در حال حاضر حدود یک هزار و ‪ ۷۰۰‬کیلومتر خطوط انتقال فشار قوی گاز در استان داریم‪ .‬وی از زیر‬
‫پوشش بودن ‪ ۹۶ /۴‬درصد جمعیت کردستان از خدمات شرکت گاز خبر داد و گفت‪ :‬در زمینه گازرسانی جزو ‪ ۱۰‬استان اول کشور هستیم‪ ،‬ضمن‬

‫اینکه جمعیت بهر‌همند روستایی استان از گاز بالاتر از میانگین کشوری است‪.‬‬

‫عراق‬

‫آذربایجان‬

‫وضعیت تولید‪ ،‬مصرف و صادرات گاز در آذربایجان‬
‫تولید گاز آذربایجان در سال ‪ ۲۰۰۳‬در حدود ‪ ۵‬میلیارد متر مکعب بود‪ ،‬اما با ورود فاز اول میدان گازی شا‌هدنیز در سال ‪ ،۲۰۰۷‬تولید به ‪ ۱۶‬میلیارد‬

‫مترمکعب رسید‪ .‬پی ‌شبینی م ‌یشود که با توسعه فاز دوم شاه دنیز‪ ،‬تولید تا سال ‪ ۲۰۲۳‬به ‪ ۳۲‬میلیارد مترمکعب افزایش یابد‪.‬‬
‫مصرف گاز آذربایجان در سال ‪ ۲۰۰۳‬بالغ بر ‪ ۸‬میلیارد مترمکعب بود که ‪ ۴‬میلیارد مترمکعب آن از طریق تولید داخلی تامین شده و به ‪ ۴‬میلیارد‬
‫مترمکعب دیگر آن از طریق واردات از روســیه و ایران پاســخ داده شده اســت‪ .‬تقاضای گاز تا سال ‪ ۲۰۱۷‬با شیب ملایمی افزایش یافته و به ‪۱۰‬‬

‫میلیارد مترمکعب رسید‪ .‬پی ‌شبینی م ‌یشود تا سال ‪ ،۲۰۲۳‬تقاضا به میزان ‪ ۳‬میلیارد مترمکعب افزایش یابد‪.‬‬
‫آذربایجان تا سال ‪ ،۲۰۰۷‬واردکننده گاز از ایران و روسیه بود اما از سال ‪ ۲۰۰۷‬به بعد با شروع بهر‌هبرداری از فاز اول میدان شاه دنیز‪ ،‬به یک کشور‬
‫صادرکننده تبدیل شد‪ .‬صادرات به ترکیه در سال ‪ ۲۰۰۷‬با حجم ‪ ۳‬میلیارد مترمکعب آغاز و تا سال ‪ ۲۰۱۷‬به ‪ ۶‬میلیارد مترمکعب افزایش یافت‪.‬‬
‫صادرات به روسیه از سال ‪ ۲۰۰۷‬تا ‪ ۲۰۱۴‬با حجم متوسط ‪ ۳‬میلیارد مترمکعب در سال در جریان بود اما از سال ‪ ۲۰۱۴‬به بعد صادرات به روسیه‬
‫متوقف و در عوض صادرات به اروپا از طریق ترکیه‪ ،‬با حجم کمتر از یک میلیارد مترمکعب آغاز شد‪ .‬پی ‌شبینی م ‌یشود تا سال ‪ ۲۰۲۳‬همزمان با‬

‫اتمام پروژه خط لوله [‪ ۲[TANAP‬صادرات به ترکیه و اروپا به ترتیب ‪ ۶‬و ‪ ۱۰‬میلیارد مترمکعب افزایش پیدا کند‪.‬‬
‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪21 ۹۷‬‬

‫اخبار خطوط لوله جهان‬

‫گازپروم روسیه اعلام کرد‪ :‬تکمیل ‪ ۹۹‬درصدی خط لوله انتقال گاز روسیه به چین‬

‫شرکت گازپروم روسیه اعلام کرد خط لوله انتقال گاز روسیه به چین موسوم به خط لوله قدرت سیبری ‪ 99‬درصد تکمیل شده است‪.‬‬
‫به گزارش خبرنگار اقتصاد بین الملل خبرگزاری فارس به نقل از راشاتودی‪ ،‬شرکت گازپروم روسیه اعلام کرد ساخت خط لوله انتقال‬
‫گاز روســیه به چین موســوم به قدرت سیبری ‪ 99‬درصد تکمیل شده است‪.‬انتظار م ‌یرود انتقال گاز از طریق این خط لوله از ماه دسامبر‬

‫سال جاری آغاز شود‪.‬‬
‫در سال ‪ ،2019‬گازپروم قرار است ‪ 2.24‬میلیارد دلار برای ساخت این خط لوله ‪ 3‬هزار کیلومتری سرمایه گذاری کند‪.‬این خط لوله پس‬

‫از تکمیل سالانه ‪ 38‬میلیارد متر مکعب گاز را از روسیه به چین منتقل خواهد کرد‪.‬‬
‫قراردادساختاینخطلولهدرسال‪ 2014‬بینگازپروموشرکت‪ CNPC‬چینامضاشدومدتزماناینقرارداد‪ 30‬سالتعیینشدهاست‪.‬‬
‫ساخت این خط لوله درخاک چین ازسال ‪ 2017‬آغازشده و قراراستگازپروم تا ماه دسامبرتس ‌تهای مربوط به این خط لوله را انجام دهد‪.‬‬

‫‪ 22‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫تلاش آمریکا برای باز کردن جا برای گاز‬
‫تولیدی خود در بازار اروپا‬

‫پروژه خط لوله گازی نورد استریم ‪ 2‬توسط شرکت انرژی‬
‫روسی گزپروم اجرا م ‌یشود و در راستای منافع آلمان است‪.‬‬
‫مارکوس سودر‪ ،‬نخست وزیر ایالت بایرن آلمان تاکید کرد‬
‫که آلمان بــه را‌ههای زیادی برای خرید انــرژی نیاز دارد‪ ،‬در‬
‫حالی که آمریکا به صورت مداوم سعی دارد با انتقاد از واردات‬
‫گاز از روسیه‪ ،‬گاز طبیعی مایع خود را بر مشتریان اروپایی اش‬

‫تحمیلکند‪.‬‬
‫ســودر گفت‪ :‬ربــط دادن این منافع به مســائل امنیتی‬

‫قان ‌عکنندهنیست‪.‬‬
‫این اظهارات ســودر پس از آن بیان شــد که مایک پنس‪،‬‬
‫معاون رئیس جمهور آمریکا در کنفرانس امنیتی مونیخ یک‬
‫بار دیگر از برلین به خاطر وابســتگی اش به روســیه در مورد‬
‫انرژی شدید ًا انتقاد کرد‪ .‬پنس به آلمان در مورد خط لوله نورد‬

‫استریم ‪ 2‬هشدار داد‪.‬‬
‫وی گفــت‪ «:‬مــن نم ‌یتوانم بفهمم چرا خــط لوله ای که‬
‫از روســیه و از طریق اوکراین م ‌یآیــد باید امن تر از خط لوله‬

‫مستقیم از روسیه به آلمان باشد!»‬

‫قرارداد ساخت خط لوله گاز‬

‫اتیوپی و جیبوتی قرارداد ســاخت خــط لوله گاز به منظور‬
‫انتقــال گاز اتیوپی به ترمینال صادراتی واقع در دریای ســرخ‬

‫امضا کردند‪.‬‬
‫این پروژه پرهزینه ترین پروژه ساخته شده در منطقه شاخ‬

‫آفریقا است‪.‬‬

‫تولد یک غول انرژی جدید در چین‬

‫ایســنا ‪ :‬قرار اســت چین برنام ‌های را برای تشکیل گروه خط لوله نفت و گاز ملی اعلام کند که در بزرگترین تغییر و تحول دو دهه اخیر‬
‫صنعت انرژی این کشور‪ ،‬دارای ‌یهای خط لوله شرک ‌تهای دولتی را یکپارچه م ‌یکند‪ .‬یک منبع آگاه به رویترز گفت‪ :‬کمیسیون ملی توسعه‬
‫و اصلاحات چین طرح تشکیل این گروه شامل جزئیات دارای ‌یهای آن را تصویب کرد و طرح مذکور اکنون منتظر تصویب نهایی از سوی‬

‫شورای دولت است‪.‬‬
‫این اقدام بزرگترین تغییر و تحول بازار انرژی چین از سال ‪ ۱۹۹۸‬است که پکن کل صنعت انرژی را سازماندهی کرده و شرکت نفت و‬

‫پتروشیمی (سینوپک) و پتروچاینا را تأسیسکرد‪.‬‬
‫بزرگترین تأثیر حاصل از تغییرات جدید برای پتروچاینا خواهد بود که ‪ ۷۰‬درصد از خطوط لوله نفت و ‪ ۸۰‬درصد از خطوط لوله گاز چین‬
‫را تحت کنترل دارد‪ .‬گروه جدید چهارمین شــرکت انرژی بزرگ دولتی چین پس از ســینوپک‪ ،‬شرکت ملی نفت چین‪( ،‬که شرکت مادر‬

‫پتروچاینا است) و شرکت ملی نفت فراساحلی چین خواهد بود‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪23 ۹۷‬‬

‫‪ 24‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪25 ۹۷‬‬

‫یادداشت‬

‫صنعت پوشش لوله و حمایت ازتولید داخلی‬

‫ساسان کریمی‪1‬‬

‫بلکه به تولید و پوشش لوله ها‪ ،‬سرعت و کیفیت پروژه و نیز بازدهی‬ ‫طی دهه‌ها و ســال‌های گذشــته‪ ،‬روند‌های تولیدی خوبی در‬
‫ســرمایه در گردش آن آســیب جدی وارد خواهد نمــود و این اتفاق ًا‬ ‫حوزه رنگ و پوشــش در کشــور انجام شــده است‪ .‬به خصوص‬
‫در شــاخه پوشــش‌های لوله و خطوط انتقال بــا توجه به حجم‬
‫نقض غرضی آشکار است‪.‬‬ ‫بــالای پروژه‌ها و در نتیجه جذابیت ســرمایه گذاری شــاهد آن‬
‫اندکی هوشمندی موجب می‌شودکه مجموعهکارفرمایی و مهندسی‬ ‫هســتیم که امروز عمده ی فرآورده‌های اپوکســی مایع در داخل‬
‫مشاور به این نتیجه برسد که احتمال ًا کاری را که در کشورهای توسعه‬ ‫کشــور تولید می‌گردند‪ .‬در عین حال اگر قصد بر رشــد تولید در‬
‫یافته با تجهیزاتی پیشــرفته و دارای تکنولوژی منحصر به فرد انجام‬ ‫بخش‌هــای مختلف باشــد‪ ،‬لازم اســت منطق بــازار آزاد رقابتی‬
‫می‌شــود نمی‌تــوان و نباید به روش‌های ســاده که در بــادی امر به‬ ‫بــه طــور کامل رعایت شــود و در بخــش کلان دولتــی از وضع‬
‫ذهن م ‌یرســد و از پشتوانه صنعتی‪ ،‬دانشــگاهی و طراحی محروم‬ ‫تعرفه‌هــای بالا بر روی محصولات رقیب و در بخش کارفرمایی از‬
‫اســت انجام داد؛ چرا که هزینه فرصت از دست رفته تا تجربه ی این‬ ‫چشم‌پوشــی بر اختلاف کیفیت به شدت خودداری گردد‪ .‬چرا که‬
‫موضوع‪ ،‬گزاف و قطع ًا از اموال و منافع عمومی بوده و گاه به جز چشم‬ ‫ضعف کیفیت در بخش‌های مختلف صنعت و خدمات در کشــور‬
‫در دهه‌های گذشــته نشــان از این دارد که حــذف عامل کیفیت‬
‫پوشی‌های بعدی هیچ کار دیگری نمی‌توان انجام داد‪.‬‬ ‫می‌تواند معادلات بازی را بــا تغییرات ماهوی مواجه نماید و در‬
‫در کنار این بحث باید به نوع دیگری از "شــبه تولید" اشــاره کرد با‬ ‫دراز مــدت به حذف بازیگــران کیفیت‪-‬محــور و در نتیجه پایین‬
‫نگاهی ســطحی به برخی "خطوط تولید" کــه در واقع کارگاهی بیش‬
‫نیســتند اساس ًا واضح اســت که امکاناتی برای ساخت قطعه نیست‬ ‫آمدن ســطح نهایی زمینه‌ی کاری منجر شود‪.‬‬
‫و صرفــ ًا در آنها به مونتاژ قطعاتی پرداخته می‌شــود که در کارگا ‌ههای‬ ‫امــا همه‌ی این توضیحات صرف ًا وقتــی موضوعیت دارند که بحث‬
‫غیرمجاز چین و هند ساخته شده اند و فاقد هرگونه استاندارد چه در‬ ‫در خصــوص طیفی از محصولات‪ ،‬با تکنولوژی و کارکردهای مشــابه‬
‫اســت که حتمــ ًا دارای اســتانداردهای کافی داخلــی و بین‌المللی‬
‫کشور مبدا و چه در ایران می‌باشند‪.‬‬ ‫باشند‪ .‬اســتاندارد بودن محصول و خط تولید آن قطع ًا باید مقدم بر‬
‫مخلــص کلام اینکه ابزار تولید و اجرای پــروژه ها‪ ،‬اتفاق ًا نقطه ای‬ ‫هرگونه اجاز‌هی اســتفاده از آن در پروژ‌ههای ملی باشــد‪ .‬برای مثال‬
‫ست که می‌بایســت بیشترین دقت نظر را بر کیفیت و اصالت در آن‬ ‫چش ‌مپوشی کارفرما از کیفیت اعمال توسط دستگاه پاشش‪ ،‬می‌تواند‬
‫روا داشــت‪ ،‬چرا که "صرفه جویی" در آن‪ ،‬ابد ًا به صرفه نیست و تمام‬ ‫پای دستگاه‌ها و قطعات کارگاه‪-‬ساخت را در پروژه‌های جدی باز کند‬
‫ظرفیت کمی و کیفی تولید را به مخاطره می‌اندازد؛ چه رســد به اینکه‬ ‫و در دراز مدت اتفاق ًا نه تنها باعث حمایت از تولید داخل نخواهد شد‬
‫در انتخــاب ابــزار تولید‪ ،‬بی توجه به کیفیت‪ ،‬اجازه اســتفاده از اقلام‬

‫تقلبی‪ ،‬کارگاه‪-‬ساخت و بدون هیچگونه استاندارد داده شود‪.‬‬

‫‪ .1‬شرکت پمپاش ‪ WIWA GmbH & CO. KG‬دانشگاه تهران‬

‫‪ 26‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫اولین شماره نشریه صانا به همت روابط عمومی‬
‫شــرکت خطوط لوله و مخابرات نفت ایران منتشر‬
‫شد‪..‬نشــریه خطوط لوله نفت و گاز‪ ،‬شروع انتشار‬
‫این نشــریه را به دســت انــدرکاران روابط عمومی‬
‫شــرکت تبریک عرض م ‌ینماید و برای آنان در این‬

‫مسیر دشوار و پرزحمت‪ ،‬آرزوی توفیق دارد‪.‬‬

‫گف ‌توگو‬

‫مصاحبه نشریه خطوط لوله نفت و گازبا مدیرمنطقه ‪ 9‬عملیات انتقال گازایران‬

‫چش ‌ماندازشرکت انتقال گازایران درافق ‪۱۴۰۴‬‬

‫سرآمد درترازجهانی‬

‫‪ 97/2/7‬پیگ رانی تمیز کننده انجام شد‪.‬‬ ‫‪ RTU 14‬در مســیر خطوط لوله نصب شده‬ ‫اشاره‬
‫پیگرانی برای ســایر خطوط لوله منطقه‬ ‫است که تحت کنترل می‌باشند‪.‬‬ ‫منطقه ‪ 9‬عملیات گازبسیارگسترده می‌باشد‬
‫در برنامه زمانبندی شهریور ماه سال جاری‬ ‫این منطقه اســتان‌های مازندران‪ ،‬گلستان‪،‬‬
‫پیش بینی شده و اجرا می‌شود‪ ،‬این عملیات‬ ‫این منطقه دارای ســه مرکــز بهره بردای‬ ‫گیلان و قسمتی از اســتان سمنان را در بر‬
‫بر مبنای روش‌ها و دستورالعمل‌های مدون‬ ‫اســت که در شهرســتان‌های گرگان‪ ،‬نور و‬ ‫م ‌یگیرد به منظور کســب اطلاعات بیشتر با‬
‫شــرکت ملی گاز با رعایت اصــول ایمنی و‬ ‫رشــت واقع شــده اند‪ ،‬تعداد تاسیســات‬ ‫مهندس رســول داودی نژاد مدیر منطقه ‪9‬‬
‫تقویت فشار گاز منطقه ‪ 9‬عملیات انتقال گاز‬ ‫عملیــات انتقال گاز گفت‌ ‌وگــو کرد ‌هایم که‬
‫ضوابط بازرسی فنی صورت م ‌یگیرد‪.‬‬ ‫‪ 5‬واحد می‌باشد که عبارتند از‪ :‬قلعه جیق _‬
‫امور بازرســی فنی نیز بــه عنوان بازرس‬ ‫م ‌یخوانید‪.‬‬
‫نظارتی مدیر منطقه در زمینه مســائل فنی‬ ‫نکا _ نور _ رامسر و رشت‪.‬‬
‫در همــه پروژه‌ها حضور فعــال دارد‪ .‬لذا به‬ ‫لطفا در مورد وســعت منطقه‪ ،‬کیلومتر‬
‫منظور توانمندی امور بازرســی فنی آموزش‬ ‫پیشــرفت پروژه‌های پیگرانی‪ ،‬تعویض‬ ‫خطــوط لوله‪ ،‬درصــد ازکل خطوط انتقال‪،‬‬
‫و بهینه کاوی از مراجع بازرســی فنی از اهم‬ ‫پوشــش‪ ،‬بازرســی فنی خطوط‪ ،‬نشت یابی‬
‫و مدیریت مجتمــع و یکپارچه خطوط لوله‬ ‫تعداد تاسیسات و یاردها توضیح دهید‪.‬‬
‫فعالیتهای امور بازرسی فنی می‌باشد‪.‬‬ ‫‪ CMMs‬و ‪ GIS‬در منطقــه در چه وضعیتی‬ ‫منطقــه ‪ 9‬عملیات انتقال گاز با وســعت‬
‫همچنیــن اســتقرار اســتاندارد ‪17020‬‬ ‫است؟ آیا همگام با استاندارهای بین المللی‬ ‫‪ 58242‬کیلومتر اســت شــامل سه استان‬
‫(استاندارد نهادهای بازرسی فنی) و استقرار‬ ‫شــمالی گلستان‪ ،‬مازندران‪ ،‬گیلان و بخشی‬
‫‪( RBI‬بازرسی بر مبنای ریسک ) تجهیزات‬ ‫پیش م ‌یرویم؟‬ ‫از استان ســمنان که دارای ‪ 1473‬کیلومتر‬
‫نیز در سرلوحه فعالیتهای امور بازرسی فنی‬ ‫برنامه زمانبنــدی عملیات پیگ رانی هر‬ ‫خــط لوله در ســایزهای ‪ 10‬الــی ‪ 56‬اینچ‬
‫ســاله با هماهنگی با ســتاد انتقــال گاز و‬
‫قرار دارد‪.‬‬ ‫دیسپچینگ شــرکت ملی گاز برنامه ریزی‬ ‫می‌باشد‪.‬‬
‫پیگیری استقرار اســتاندارد ایزو ‪3834‬‬ ‫می‌شــود که در سال ‪ 97‬با توجه به ضرورت‬ ‫‪ 78‬ایســتگاه شیر و ‪ 54‬ایستگاه کاتدی‬
‫اســتاندارد مدیریت کیفیــت جوش جهت‬ ‫عملیات خط لوله ‪ "42‬دامغان _کیاســر _‬ ‫در ســطح منطقه وجود دارد که در راستای‬
‫پیمانکاران فعال در منطقه و بخش اجرایی‬ ‫ســاری _ نکاء بطول ‪ 170‬کیلومتر در تاریخ‬ ‫پایش مســتمر و جریان پایداری گاز تعداد‬

‫‪ 28‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫شــرکت انتقال گاز مدنظر قرار گرفته است‬ ‫بزرگترین دســتاوردهای شرکت انتقال‬ ‫منطقــه نیز از اهم فعالیتهای امور بازرســی‬
‫و تجربه موفقی از ایــن روش در مناطق از‬ ‫گاز استفاده سیســتم‌های مدیریتی مانند‬ ‫فنی است‪.‬‬
‫جمله منطقه ‪ 9‬حاصل شد‪ .‬در بخش خرید‬
‫نیز تلاش بر این اســت کــه حتی الامکان‬ ‫‪ GIS – CMMS‬و مدیریت انرژی است‪.‬‬ ‫نصب و راه انــدازی نرم افزار ‪IPCMMS‬‬
‫ب ‌هروز ترین تجهیزات و با مصرف انرژی بهره‬ ‫برای اولین بــار در منطقه و کمک به تعمیم‬
‫درزمینــه تکنولوژی نو آیا شــرکت‌های‬ ‫آن به ســایر مناطق عملیاتــی‪ ،‬جمع آوری‬
‫ور سازندگان معتبر تامین شود‪.‬‬ ‫انتقال گاز مناطق همگام با پیشــرفت‌های‬ ‫اطلاعــات پایه کلیــه تجهیــزات منطقه بر‬
‫همچنین نــرم افزارها‪ ،‬مدیریت تعمیرات‬ ‫اســاس اســتاندارد ‪ 14224 ISO‬و اجرای‬
‫و نگهداری ‪ IP CMMS‬در راستای مدیریت‬ ‫جهانی قدم بر م ‌یدارند؟‬ ‫ماژو ‌لهای ‪ ،CBM‬کالیبراســیون‪ ،‬بازرسی‬
‫فرآیندهــای تعمیر و نگهــداری تجهیزات و‬ ‫در منطقه ‪ 9‬عملیات انتقال گاز‪ ،‬سفارش‬ ‫فنی‪ TSR ،‬در نرم افزار ‪ IPCMMS‬و بهینه‬
‫ماشــین آلات و خطوط تاسیســات انتقال‬ ‫تجهیــزات حتی الامکان بر اســاس جدید‬ ‫ســازی برنامه‌هــای نگهــداری و تعمیرات‬
‫گاز و ایجاد مســتندات مورد اســتفاده قرار‬ ‫ترین اســتانداردها و همچنین ب ‌هروز ترین‬ ‫توربین گاز به روش ‪ RCM‬برای اولین بار از‬
‫تجهیزات (در حوزه برق و ابزاردقیق و ‪)GIS‬‬ ‫نمونه‌هــای پروژه‌های ‪ CMMS‬در منطقه ‪9‬‬
‫م ‌یگیرد‪.‬‬ ‫توسط واحد مهندسی و سایر واحد‌ها انجام‬
‫در بازرسی از خطوط لوله انتقال گاز ) ‪ILI‬‬ ‫گرفتــه و ملاحظــات انرژی نیــز در خرید‬ ‫بوده که اجرا شد‪.‬‬
‫( هدف شرکت انتقال گاز استفاده از آخرین‬ ‫کالاهــای دارای مصرف بارز انرژی توســط‬ ‫جلسات متعدد ‪ RCA‬در مورد خرابی‌های‬
‫و بروزترین تجهیزات پیگرانی هوشمند بوده‬ ‫واحد انرژی منطقه در نظر گرفته می‌شود‪.‬‬ ‫مهم در تاسیســات و جمــع آوری اطلاعات‬
‫تا علاوه بر افزایــش دقت‪ ،‬کاهش هزینه و‬ ‫همچنیــن در حوزه عملیات تاسیســات‬ ‫ماشین آلات در واحد حمل و نقل در کشور‬
‫تقویت فشار گاز در مواردی که امکان ارتقای‬
‫زمان را در پی خواهد داشت‪.‬‬ ‫سیســتم وجود داشته باشد‪ ،‬فعالیت هائی‬ ‫از دیگر اقدامات در این زمینه بوده است‪.‬‬
‫همچنین برنامه‌های جمع آوری اطلاعات‬
‫در چه مواردی از عملیات اجرایی منطقه‬ ‫انجام شــده کــه از مهمتریــن آن م ‌یتوان‬ ‫آرشیو فنی تجهیزات در منطقه و راه اندازی‬
‫برونســپاری و به بخــش خصوصی واگذار‬ ‫به اســتفاده از سنســو‌رهای به روز‪ ،‬جهت‬ ‫نــرم افزار در واحد حمــل و نقل نیز در حال‬
‫شــده اســت؟ بعد از تحولات برجام انتظار‬ ‫تشخیص نشــتی گاز با عنوان ‪ IR MAX‬و‬
‫از شــرکت‌های خارجی چیســت؟ و در چه‬ ‫استفاده از تجهیزات بروز در اجرای سیستم‬ ‫اجرا می‌باشد‪.‬‬
‫اعلان حریق تاسیسات رامسر و رشت اشاره‬ ‫پروژه راه اندازی سیستم ‪ GIS‬در منطقه‬
‫زمینه‌هایی می‌توانند فعالیت کنند؟‬ ‫‪ 9‬از ســال ‪ 89‬آغاز شــد که در حال حاضر‬
‫با توجه به تــوان و ماهیت فعالی ‌تهای‬ ‫کرد‪.‬‬ ‫مطابق با برنامه تدوین شــده ستاد انتقال‬
‫عملیــات خطــوط لولــه منطقــه ‪ 9‬موارد‬ ‫بر اســاس نتایج جلســات پژوهشــی‬ ‫گاز مراحل تکمیل راه اندازی و بهره برداری‬
‫تعمیراتــی‪ ،‬اضطراری کــه از طریق عملیات‬ ‫منطقه‪ ،‬استفاده از فناوری‌های نوین یکی از‬ ‫سطح مناطق عملیاتی به صورت یکپارچه در‬
‫خطــوط لوله قابل انجام باشــد طی برنامه‬ ‫قط ‌بهای اصلی پژوهش و فناوری‪  ‬منطقه‬
‫ریزی و با استفاده از امکانات موجود انجام‬ ‫‪  9‬بوده اســت که پروژه هایی در این زمینه‬ ‫حال انجام می‌باشد‪.‬‬
‫می‌شود و ســایر فعالیت‌ها با احجام بالاتر‬ ‫ایــن برنامــه ریــزی شــامل دو بخش‬
‫که نیاز به نیروی انســانی و ماشــین آلات‬ ‫مورد حمایت منطقه قرار خواهد گرفت‪.‬‬ ‫زمانبنــدی و تعیین تعــداد و نوع لایه‌های‬
‫بیشتر داشــته باشد از طریق پیمان سپاری‬ ‫در سال‌های اخیر رویکرد استفاده از فن‬ ‫اطلاعاتی بوده و به صــورت هم زمان در ‪10‬‬
‫بــه بخش خصوصــی واگذار می‌شــود‪ ،‬در‬ ‫آوری‌های نوین تعمیرات خطوط انتقال گاز‪،‬‬
‫بدون نیاز به توقف و تخلیه خطوط در سطح‬ ‫منطقه عملیاتی در حال انجام است‪.‬‬
‫نرم افزار ‪ GE GIS‬به عنوان نســخه ای‬
‫بومــی از نرم افــزار پیشــرفته ‪ARC GIS‬‬
‫توسط شــرکت انتقال گاز طراحی و مستقر‬
‫شده است‪ .‬تعداد نوع لایه ها‪ ،‬اطلاعاتی در‬
‫این ســامانه بر اســاس نیاز مناطق و ستاد‬
‫انتقال گاز تعیین شــده و از انعطاف پذیری‬

‫برخوردار است‪.‬‬

‫در حال حاضر بزرگترین خلا و بزرگترین‬
‫دستاورد فنی خطوط انتقال گاز مناطق را در‬

‫چه زمینه ای م ‌یدانید؟‬
‫بزرگترین چالش موجود در سطح منطقه‬
‫تجاوزات به حریم اختصاصی و ســاخت و‬
‫ســازهای بی رویه و بــدون مجوز در حریم‬
‫ایمنــی خطوط لوله می‌باشــد کــه نگرانی‬

‫زیادی را برای منطقه ایجاد کرده است‪.‬‬

‫طریق نظارتها و بازرســی‌های استاندارد و‬ ‫است‪ .‬از جمله این موارد می‌توان به ساخت‬ ‫خصوص تأمین قطعات تمام سعی و تلاش‬
‫دقیق‬ ‫انواع ‪ UPS‬و باطری شارژر‪ ،‬ساخت شافت‬ ‫بر این بنا اســت که از قطعات و لوازم تولید‬
‫اســتارتر گازی توربین‪ ،‬تعمیر انواع بر‌دهای‬ ‫داخلی استفاده گردد که نیاز به شرک ‌تهای‬
‫در بحث ایمنی خطوط و میزان نشتی‌ها‬
‫و ضعیت منطقه به چه صورت است؟‬ ‫الکترونیکی و‪ ...‬اشاره کرد‪.‬‬ ‫خارجی نداشته باشیم‪.‬‬
‫همچنیــن تعمیــر اگزاســت‌های‬
‫با عنایت به ماموریت امور بازرسی فنی‬ ‫در افق ‪ 1404‬وضعیــت کلی منطقه به‬ ‫توربین‌های نوســکی‪ ،‬تعمیر مبدل حرارتی‬
‫منطقــه کلیه پروژه‌های ســاخت و اجرای‬ ‫لحاظ توســعه کمی و کیفی چگونه خواهد‬ ‫توربین‌ها و تعویض عایق حرارتی اگزاســت‬
‫خطوط لوله و تأسیســات در سطح منطقه‬ ‫توربین‌های رشــت برونسپاری شده است‪،‬‬
‫بــا بازرســی‌های دوره ای و برنامه ریزی‬ ‫بود؟‬ ‫ســاخت ‪ 4‬دســتگاه ولو ‪ 24‬اینــچ‪ ،‬تعمیر‬
‫شــده تحت نظــارت و کنترل می‌باشــد و‬ ‫چشــم اندازشــرکت انتقال گاز ایران در‬ ‫و بازســازی بلیدهــای کمپرســور محوری‬
‫همواره تطابق اجرا با اســتاندارد‌های بین‬ ‫افق ‪ 1404‬شــرکتی است ســرآمد در تراز‬ ‫توربین‌های رشت‪ ،‬بابیت ریزی یاتاقان‌های‬
‫المللــی پایش شــده و در صورت انحراف‬ ‫توربوکمپرســورهای منطقه ‪ 9‬از طریق برون‬
‫از اســتاندارد‌های بیــن المللی و شــرکت‬ ‫جهانی است‪.‬‬
‫ملی گاز‪ ،‬مراتب طی گزارشــهای بازرســی‬ ‫شــرکت انتقال گاز در افــق ‪ 1404‬قصد‬ ‫سپاری انجام شده است‪.‬‬
‫فنی اعــام می‌گردد تا مورد اعلام شــده‬ ‫دارد انحراف از حدود مجاز استانداردهای‬ ‫همچنین تعمیــر و نگهداری خطوط برق‬
‫رفع شود در بازرســی‌های بعدی پیگیری‬ ‫زیســت محیطــی‪ ،‬نرخ حــوادث عمده و‬ ‫فشــار متوسط اختصاصی و پست‌های برق‬
‫حجم گاز انتقال نیافته‪ ،‬را به صفر رســانده‬ ‫تاسیسات منطقه و ژنراتو‌رهای ایستگاههای‬
‫می‌شود تا نتیجه حاصل شود‪.‬‬ ‫و یکی از ســه شــرکت با بهترین عملکرد‬ ‫مخابراتــی منطقه نیز از مــواردی بود که از‬
‫امور بازرســی فنی بــا هماهنگی واحد‬ ‫در بهای تمام شــده انتقال گاز در ســطح‬ ‫طریق واگذاری بــه بخش خصوصی انجام‬
‫برنامــه ریــزی اقدام بــه برنامــه ریزی‬
‫بازرســی خطوط و تأسیسات در حال بهره‬ ‫جهان باشد‪.‬‬ ‫شده است‪.‬‬
‫برداری بر اســاس دوره‌های مشــخص و‬ ‫در افق ‪ 1404‬موارد مهم ذیل در سرلوحه‬ ‫با توجــه به اینکه اغلــب تجهیزات مورد‬
‫کار امور بازرســی فنی منطقــه ‪ 9‬عملیات‬ ‫اســتفاده در تاسیســات تقویت فشــار گاز‬
‫مطابق با استاندارد می‌نمایند‪.‬‬ ‫منطقــه از رده ‪  HITECH‬بــوده و دارای‬
‫در همیــن راســتا کلیــه تجهیــزات‬ ‫انتقال گاز قرار دارد‪:‬‬ ‫تکنولــوژی پیشــرفته می‌باشــند و عمدتا‬
‫تأسیسات و خطوط لوله بازرسی می‌شوند‬ ‫الف) استاندارد ســازی کلیه فعالیتهای‬ ‫کشــورهای اروپائی صاحبــان این تکنیک‬
‫و در صورت عدم کارکرد مناسب تجهیزی‪،‬‬ ‫جاری در زمینه مســائل اجرایی‪ ،‬ساخت‪،‬‬ ‫هستند‪ ،‬انتظار م ‌یرود در رابطه با پشتیبانی‬
‫مطابــق با اســتاندارد نســبت بــه صدور‬ ‫بهــره برداری خطــوط لوله و تأسیســات‬ ‫از ایــن تجهیــزات و ارائه خدمــات فنی و‬
‫دســتورالعمل تعمیراتــی اقــدام و نتیجه‬
‫جهت بازرســی کنترلی پیگیری می‌شــود‬ ‫انتقال گاز‬ ‫مهندسی در کشور فعالیت داشته باشند‪.‬‬
‫تا نتیجه مورد نظر حاصل شــود‪ .‬بررســی‬ ‫ب) کنترل و نشــت یابی بــا تکنولوژی‬ ‫پیــرو منویــات مقام معظــم رهبری در‬
‫اطلاعــات و داده‌هــای حفاظــت کاتدیک‬ ‫جدید از خطوط لوله و تأسیسات به منظور‬ ‫خصــوص اقتصــاد مقاومتــی و همچنین‬
‫و نشــت یابی نیز از اهــم فعالیتهای امور‬ ‫جلوگیری از بروز حوادث و مدیریت کربن‬ ‫نامگذاری ســال حمایــت از کالای ایرانی‪،‬‬
‫فعالی ‌تهــای زیــادی در رابطه با ســاخت‬
‫بازرسی فنی می‌باشد‪.‬‬ ‫و جلوگیری از انتشار گازهای گلخانه ای‬ ‫و تعمیــر برخی از قطعــات در قالب کمیته‬
‫همچنین خطوط لولــه منطقه مطابق با‬ ‫ج) بازرســی مــدون و کیفــی و به روز‬ ‫خودکفائــی صورت گرفتــه و در حال انجام‬
‫از کالاهــای خریداری شــده در منطقه به‬
‫منظور ارتقای کیفیت فعالیتهای اجرا شده‬
‫در منطقــه و حمایــت از کالای داخلی از‬

‫‪ 30‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫دستورالعمل شــرکت ملی گاز‪ ،‬نشت یابی‬
‫می‌شود و بر اساس قدمت‪ ،‬کلاس و تراکم‬
‫جمعیت‪ ،‬دوره‌های نشت یابی تعیین شده‬
‫و نتایــج نشــتی یافت شــده بلافاصله به‬
‫مدیر منطقه و از ســوی ایشــان به متولی‬
‫مربوطه به منظــور رفع و جلوگیری از هدر‬
‫رفــت گاز در راســتای مدیریت کربن ابلاغ‬

‫می‌شود‪.‬‬

‫بسیاری از سازمان‌ها به جای اینکه زمان‬ ‫گازهای انتقــال نیافته به میزان کمتر از ‪2‬‬ ‫چــرا علی رغم اینکه شــرکت‌های بین‬
‫ارزشمند خود را صرف پیش بینی و آماده‬ ‫درصد به لحــاظ حفظ منابع و بهره وری و‬ ‫الملی نســبت به انتشــار نشــتی ها‪ ،‬آمار‬
‫ســازی برای مواجهه با تغییرات ناخواسته‬ ‫حفاظت از محیط زیست‪ ،‬همچنین تامین‬ ‫تلفات مــادی و جانی و خســارت محیط‬
‫کنند‪ ،‬زمــان قابل توجهی را صرف واکنش‬ ‫حداقل ‪ 20‬درصد از انــرژی مورد نیاز برق‬ ‫زیســتی و نیــز علت و علــل این حوادث‬
‫به پیامد‌های پــس از واقعه می‌کنند‪ .‬این‬ ‫از منابع تجدید پذیر و‪ ...‬الزام شده است‪.‬‬ ‫اقدام می‌کنند‪ ،‬در کشــور ما چنین آماری‬
‫موضوع بسیاری از سازمانها را گرفتار نوعی‬ ‫وجود نــدارد؟ آیا آمار قابل اســتنادی از‬
‫وضعیت انفعالی می‌کند‪ .‬یکی از ابزارهای‬ ‫نظــر شــما راجــع بــه برنامــه ریزی‬
‫مطمئنی که بــه گرفتن تصمیم‌های کارآمد‬ ‫استراتژیک چیست؟‬ ‫موارد ذکر شده در منطقه وجود دارد؟‬
‫و به هنــگام در ســازمان‌ها کمک می‌کند‬ ‫شرکت انتقال گاز هدف و چشم اندازی‬
‫تصمیــم گیــری موثــر در مواجهــه با‬ ‫را در ســال ‪ 1404‬برای خود ترسیم نموده‬
‫برنامه ریزی استراتژیک است‪.‬‬ ‫تغییرات مداوم دنیای کســب و کار دغدغه‬ ‫است که بر اساس آن در زمره شرکت‌های‬
‫برنامه ریزی استراتژیک فرآیندی است‬ ‫بسیاری از ســازمان‌ها می‌باشــد‪ .‬امروزه‬ ‫ســرآمد جهانی قرار گیرد‪ .‬در این راستا با‬
‫کــه امکان پیش بینی آینده و تجســم آن‬ ‫این موضــوع از اهمیت زیــادی برخوردار‬ ‫تعریف برنامه‌های استراتژیک در نظر دارد‬
‫را بر اســاس روند‌های جاری و در نتیجه‬ ‫اســت که به جای مدیریت بحران‪ ،‬تلاش‬ ‫تا به شــرکتی الگو تبدیل شود که به عنوان‬
‫امکان اثرگذاری بر نیروهای موثر در تغییر‬ ‫کنیم که از وقــوع بحران جلوگیری کنیم و‬ ‫اصلی ترین ماموریت قادر به انتقال پایدار‬
‫همیشه به دنبال علاج واقعه پس از وقوع‬
‫سازمان را فراهم می‌کند‪.‬‬ ‫و مستمر‪ ،‬ایمن‪ ،‬پاک و بهره ور باشد‪.‬‬
‫آن نباشیم‪.‬‬ ‫در راســتای نیــل به این اهــداف بلند‪،‬‬
‫نظر شــما راجع به برگــزاری دوره‌های‬ ‫کاهش عوارض منتهی به حوادث تلفات و‬
‫تخصصــی خــط لولــه و همایش‌هــای‬ ‫خسارات زیست محیطی‪ ،‬هدر رفت منابع‪،‬‬
‫تخصصی چیســت؟ بررسی چه موضوعاتی‬ ‫قطعا در دستور قرار شرکت انتقال گاز قرار‬
‫خواهــد گرفــت‪ .‬ضمن اینکــه برنامه‌های‬
‫را لازم می‌دانید؟‬ ‫کلان شرکت ملی گاز ایران‪ ،‬کاهش مستمر‬
‫با توجه به اینکه آخرین دســتاوردهای‬
‫علمــی و فنــی در دوره‌هــای تخصصی و‬
‫همایش بیان می‌گــردد و همچنین باعث‬
‫آشنایی نســل جوان با روشــهای نوین و‬
‫تولیــدات صنعتــی و اســتراتژیک مطرح‬
‫می‌شــود‪ ،‬مفید بوده و در بالا بردن سطح‬
‫بینش‪ ،‬آگاهی و فنی همکاران تأثیر خوبی‬
‫دارد‪ .‬از جملــه مواردی کــه می‌توان به آن‬
‫اشــاره کرد مباحث مربوط به سیستم‌های‬
‫کنترل خطوط لولــه‪ ،‬ابزار دقیق‪ ،‬خوردگی‪،‬‬
‫ایمن سازی مناطق رانشــی و رودخانه‌ها‬
‫و ارزیابی ریســک عبور خط لوله از مناطق‬

‫شهری و پر تراکم است‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪31 ۹۷‬‬

‫‪ 32‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪33 ۹۷‬‬

‫پیگرانی‬

‫بازطراحی و بهینه سازی‬
‫پیگ تمیزکننده باکارایی‬

‫بالاترو کنترل سرعت‬

‫میثم اللهیاری‪ ،۱‬بابک موگویی‪ ،۲‬پرویز زرین‪ ،۳‬ادریس کریمان‪۴‬‬

‫شدن جریان م ‌یشود‪ .‬در انتقال گاز طبیعی با گذشت زمان ناخالصیها‪،‬‬ ‫چکیده‬
‫گرد و غبار و مواد زاید به جا مانده در موقع بهره برداری‪ ،‬تولید اشــکال‬ ‫تکنولوژی پیگ رانی به حدی پیشــرفت کرده که امروزه درخصوص بازرسی و‬
‫میکننــد و میتوانند با قطرات آب به جای مانده در گاز آمیخته شــده‬ ‫پاکسازی خطوط لوله هیچ مشکل حل نشدنی باقی نمانده است موضوع اصلی‬
‫و درون لوله را مســدود کنند‪ .‬در همه ایــن موارد این آلودگیها موجب‬ ‫آن است که کدام روش اقتصاد ‌یتراست‪ .‬قابلیت بهره برداری مستمرو کاهش‬
‫افزایش مقاومت در برابر جریان‪ ،‬افزایش خوردگی و در نتیجه کاهش‬ ‫هزین ‌ههای عملیاتی دو عامل مهم درکارایی خطوط لوله محســوب م ‌یشود در‬
‫این مقاله سعی بربهینه سازی توپک تمیزکننده خطوط لوله انتقال گازبا کارایی‬
‫کیفیت خطوط لوله و افزایش قیمت انتقال م ‌یشود[‪.]1‬‬ ‫بالاترو دراختیارداشــتن کنترل سرعت پیگ شــده است‪ .‬طراحی توپک بهینه‬
‫تس ‌تهای کیفیت به منظور تعیین این که یک خط لوله نیاز به توجه‬ ‫ســازی شده با نرم افزار‪ solid work‬و محاســبات تحلیل عددی سه بعدی با‬
‫خاص دارد یا خیر‪ ،‬انجام م ‌یگیرد حتی افزایش یک درصد در کیفیت‬
‫یک خط لوله شــامل گاز طبیعــی در روز م ‌یتواند موجب افزایش یک‬ ‫استفاده ازکد دینامیک سیالات محاسباتی ‪ Fluent‬انجام شده است‪.‬‬

‫میلیون فوت مکعب افزایش تولید شود[‪.]۲‬‬ ‫کلمات کلیدی‪ :‬پیگ تمییزکننده‪ ،‬خط لوله گاز‪ ،‬کنترل سرعت‬

‫تاریخچه‬ ‫مقدمه‬
‫اولین عملیات توپک رانی در سال ‪ 1870‬چند سال بعد از این که کلنل‬ ‫هدف اصلی برای توپک رانی بالا بردن طول عمر و توانایی یک خط‬
‫درک نفت را درپنسیلوانیاکشفکرد انجام شد‪ .‬پس ازگذشت چند سال‬ ‫لوله است‪ .‬هر کاهشــی درکیفیت خط لوله موجب کاهش طول عمر‬
‫ازحمل و نقل دراین خطوط لوله جریان نفت سیاه دراین خطوطکاهش‬ ‫م ‌یشود همچنین اصطکاک و سایرفاکتورهای فیزیکی موجب مسدود‬
‫پیداکرد و سبب شدکه هزینه پمپاژمواد افزایش یابدکه این مسئله نشان‬

‫‪.۱‬کارشناس ارشد مهندسی مکانیککارمند منطقه ‪ 7‬انتقالگازایرانکارمند واحدتعمیرات مرکزبهره برداری بیجار‪maysamallahyari@yahoo. com ،‬‬
‫‪ .۲‬معاونت مهندسی منطقه ‪ 7‬انتقالگازایران‬

‫‪ .۳‬معاونت خطوط لوله منطقه ‪ 7‬انتقالگازایران‬
‫‪ .۴‬رییس مرکزبهره برداری بیجارمنطقه ‪ 7‬انتقالگازایران‬

‫‪ 34‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫امروزه به علت افزایش سرعت جریان گاز به کارگیری دستگاههای‬ ‫دهنــده تجمع مواد زاید و جرم در دیواره داخلی لوله بود در ســال ‪1870‬‬
‫کنترل ســرعت غالبا ضروری اســت‪ .‬وظیفه این دســتگاهها کاهش‬ ‫ایده فرستادن یک وسیله در داخل لوله مطرح شد در ابتدا پیشنهاد شد‬
‫اختلاف فشــار دو طرف پیگ یا تنظیم آن اســت‪ .‬سرعت معمولا بین‬ ‫دستهای ازپارچههایکهنه را به صورت توپهای متصل قراردهند ولی بعدها‬
‫‪ 5 .0‬تا ‪ 5‬متر بر ثانیه اســت‪ .‬سیســتم کنترل سرعت به طور هوشمند‬ ‫به جای پارچ ‌ههای کهنه از چرم اســتفاده کردند زمانی که چرمها خیس‬
‫عبور جریــان گاز طبیعی را از مجاری فرعی کنترل م ‌یکند تا ســرعت‬
‫برنامه ریزی شــده برای جریان گاز را فراهم ســازد‪ .‬این امر بویژه در‬ ‫میشد باد میکرد و جهت تمیزکردن لولهکارآمد بود[‪.]1‬‬
‫بازرســی خطوط لول ‌های که گاز با سرعت جریان دارد از اهمیت بالایی‬ ‫در ســال ‪ 1904‬زمانی که خطوط لولــه گاز ‪ 4‬اینچ در مونتای آمریکا‬
‫برخوردار است‪ .‬در این گونه موارد سیستم کنترل‪ ،‬سرعت گاز را در خلال‬ ‫نصب م ‌یشد در اثر ریزش کوه قسمتی از لوله کاملا مدفون شد و اطلاع‬
‫مدت بازرســی حفظ م ‌یکند‪ .‬حفظ سرعت جریان گاز در هنگام پیگ‬ ‫از ســالم بودن آن قسمت میسر نگردید از آن زمان تو ‌پهای لاستیکی‬
‫رانی بدین معنی اســت که باز دهی نهایی گاز در اثر پیگ رانی کاهش‬ ‫یا ‪ spheres‬به عنوان توپ ‌کهای جابجا کننده و اندازه گیری ابعاد خط‬
‫نم ‌ییابد‪ .‬به کار گیری این سیســتم علاوه بــر صرفه جویی در هزینه‬
‫لوله مورد استفاده قرار گرفت[‪.]1‬‬
‫امکان یک برنامه ریزی منعطف را نیز فراهم م ‌یکند[‪.]۵‬‬
‫بــرای طراحی بهینه پی ‌گهای تمیز کننده یک پیگ هشــت اینچی‬ ‫انواع توپک‌ها و اساس کاربردشان‬
‫در نظر گرفته شــده و اید‌ههای مد نظر باعث تمیز کاری بهتر و کنترل‬ ‫بعــد از این که یک خط لوله جدید نصب م ‌یشــود لازم اســت که‬
‫از عــدم وجــود کوچکترین گرفتگی با ضرب دیدگــی در طول نصب و‬
‫سرعت و و جلوبرندگی بهتر خواهد بود‪.‬‬ ‫همچنین خارج شدن کلیه مواد اضافی و خردههای زاید فلزی ناشی از‬
‫عملیات احداث لوله جوشکاری و غیره اطمینان حاصل شود‪ .‬تو رفتگی‬
‫یا خمیدگی تولید تمرکز تنش م ‌یکند که موجب افزایش آشــفتگی و‬
‫اغتشاش و مسدود شدن لوله و در نتیجه گیر کردن توپک م ‌یشود[‪.]۳‬‬
‫اگــر هدف از توپک رانی اطمینان از عبور توپک هوشــمند از ابتدا تا‬
‫انتها باشــد‪ gauging pig ،‬میتواند استفاده شود‪ .‬یک ‪gauging pig‬‬
‫همچنین م ‌یتواند مواد زاید مانند تکه باره جوشــکاری و تراش را تمیز‬

‫کند اگر هدف برای تمیز کردن رنگ زدگی باشد‪.‬‬

‫شکل‪ :3‬پیگ ‪ 8‬اینچی پایه تمیزکننده قبل ازبازطراحی‬ ‫در این قسمت به بررسی چند توپک عملیاتی می‌پردازیم‬
‫توپک جدا کننده‪ :‬این نوع توپک با حرکت دادن یک صفحه و محیط‬
‫باز طراحی پیگ تمیز کننده‬ ‫گاز دار را از مایع یا دو محصول متفاوت که درخطوط لوله جابجا م ‌یکند‬
‫طراحی به صورتی انجام شــده که در قسمت جلوی پیک یا قسمت‬ ‫را جدا م ‌یکند شــکل متعارف آن به صــورت توپکهای کروی یا فنجان‬
‫مندرال‪ ،‬اوریفیسهایی تعبیه شده که هم با محور پیگ و هم در راستای‬
‫شعاع( زاویه با قائده پیگ) باشد‪ .‬تعبیه کردن اوریفیسهایی که با محور‬ ‫شکل است‪.‬‬
‫زاویــه ‪ 30‬درجه دارد‪ ،‬باعث نیروی پیش رانــش و جلو برندگی بالاتر‬ ‫توپک تمیز کننده‪ :‬توپ ‌کهایی که با استفاده از کلاهکها‪ ،‬خراشند‌هها‬
‫شــده و همچنین خروج سیال از اوریفی ‌سها باعث افزایش سرعت و‬
‫مومنتم خواهد شد که منتج به برخورد سیال به دیواره لوله شده و لایه‬ ‫و برسها م ‌یتوانند زنگ زدگی را از دیواره خط لوله پاک کنند‪.‬‬
‫برداری ناخالص ‌یهای روی جداره بهتر از تمیزکاری ســطح لوله انجام‬ ‫توپ ‌کهای فنجانی شــکل‪ :‬توپکهایی هستند که توسط کلاهکهایی از‬
‫خواهد شد‪ .‬زاویه داشتن اوریفی ‌سها در راستای شعاع موجب حرکت‬ ‫جنس یک ماده قابل انعطاف مانند ‪ pdyurethane‬به جلو رانده میشوند‪.‬‬
‫پیگ حول محور خود خواهد شــد که این چرخش حول محور خود با‬ ‫توپکهای انداز‌هگیر‪ :‬این توپکها قابلیت تغییر شکل در مقابل انسداد‬
‫توجه به نیروی ثقل باعث خواهد شد تا کا ‌پها و بر ‌سها از یک سمت‬ ‫لولــه را دارند و بنابرین پس از بازیافت توپک هر گونه تغییری گواه از‬

‫ساییده نشود‪.‬‬ ‫انسداد خط لوله است‪.‬‬
‫توپک ژلاتینی‪:‬ژلاتینی با ویسکوزیته بالا جهت تمیز کردن لوله تولید‬

‫م ‌یکند[‪.]۴‬‬

‫شکل‪ :4‬پیگ ‪ 8‬اینچی بازطراحی شده با نرم افزار‪solid works‬‬ ‫شکل‪ :2‬اشکال متنوع با کاربردهای متفاوت پیگ تمیزکننده[‪]۴‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪35 ۹۷‬‬ ‫‪w w w. s a v a y. c o m‬‬

‫شکل‪ :9‬کانتورفشاراستاتیکی پیگ ‪ 8‬اینچی بازطراحی شده با نرم افزار‪fluent‬‬ ‫شکل‪ :5‬پیگ ‪ 8‬اینچی بازطراحی شده با نرم افزار‪solid works‬‬
‫شکل‪ :6‬مش بندی سیال جریان گازبا استفاده ازنرم افزار‪gambit‬‬
‫نتیجه گیری‬ ‫شکل‪ :7‬کانتورفشاردینامیکی پیگ ‪ 8‬اینچی بازطراحی شده با نرم افزار‪fluent‬‬
‫هــدف از این ایــده کارایی بهتر پیگهای تمیزکننده با اســتفاده از‬
‫قوانین ســیالات و تجارب صنعتی می‌باشــد‪ .‬تعبیــه اوریفیس به‬
‫خودی خود به مقدار کمی باعث خواهد شــد که اختلاف فشــار دو‬
‫طرف پیگ کاهش یابد ولی از طرف دیگر زاویه اوریفیســها با توجه‬
‫به قوانین ســیالات با محــور زاویه ‪ 30‬درجه دارد کــه باعث نیروی‬
‫پیش رانش و جلوبرندگی بیشتر خواهد شد‪ .‬علاوه بر آن با توجه به‬
‫اندازه مناســب قطر اوریفیس که از فشــار و سرعت بیشتری نسبت‬
‫به جلوی پیگ برخوردار اســت‪ ،‬خود گاز با ممنتوم و فشار بیشتر به‬
‫سمت جداره لوله با فشار کمتر حرکت می‌کند که سبب تمیز کنندگی‬
‫بهتر جداره خواهد شد‪ .‬با توجه به تجارب پیگرانی یک سمت توپک‬
‫تمیزکننده دچار ســاییدگی خواهد شــد‪ .‬از ایــن رو زاویه دار بودن‬
‫اوریفیســها نسبت به شعاع به یک سمت باعث چرخش در راستای‬

‫ساعتگرد یا پاد ساعتگرد خواهد شد‪.‬‬

‫پیشنهادات‬
‫پیشنهاد م ‌یشود برای کنترل سرعت پیگ با توجه به شرایط اقلیمی‬
‫و ناهموار ‌یهای موجود در خطوط لوله‪ ،‬ســوپا ‌پهایی روی اوریفیسها‬
‫تعبیه شود و محدود‌های ازسرعت توسط پردازندهای تعیین شود بدین‬
‫منظور که سوپا ‌پها با توجه به نرخ سرعت خطی پیگ توسط پردازنده‬

‫و باطری تعبیه شده‪ ،‬باز و بسته شوند‪.‬‬

‫مراجع و ماخذ‬

‫& ‪1. Cordell Jim & vanzant Heshel, “an introduction to pipeline pigging”,The pigging products‬‬
‫‪services association,4th Edition,2001‬‬
‫‪2. Hopkins p & Palmer andrew, “pipeline internal inspection- what a pipeline operator needs to‬‬
‫‪know”, API,penspen integrity virtual library‬‬
‫‪3. Desing and application manual, “pipeline pigs & pigging”,pipeline engineering & supply co,1999‬‬
‫‪ .۴‬ســارا خیامیم و سپیده سماواتیان‪ “ ,‬بررســی رو ‌شهای تشخیص خوردگی درخطوط لوله نفت و گاز‬

‫توسط پیگ هوشمند ”‪ ,‬دانشگاه خواجه نصیر طوسی دانشکده برق‪1382 ,‬‬
‫‪ .۵‬مرضیه فاضل نیا‪“ ,‬تاز‌ههای پیگ رانی خطوط انتقال گاز”‪ IGU,‬نشریه ‪2007 ,‬‬

‫شکل‪ :8‬کانتورمقدارسرعت پیگ ‪ 8‬اینچی بازطراحی شده با نرم افزار‪fluent‬‬

‫‪ 36‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫مقاله‬

‫کشف طلای سیاه ایران‬

‫محسن حائری نژاد‪۱‬‬

‫شــرکت مستقر در لندن‪ ،‬نسبت به دستیابی به ذخایر نفتی قطع امید‬ ‫از فوران نخستین چاه نفت ایران و خاورمیانه در مسجدسلیمان و به‬
‫کنند و طی فرمانی گروه حفار را از ادامه فعالیت بازدارند‪ .‬به موجب این‬ ‫دنبال آن تولد صنعت نفت ایران ازآن زمان که مردم تنها برای روشنایی‬
‫نگرانی همواره در لابه لای گزار ‌شهای خود مدیران شرکت را نسبت به‬ ‫از نفت خام استفاده م ‌یکردند تا امروز که تقریبا در هر صنعتی‪ ،‬ردپایی‬
‫نتیجه کار امیدوار م ‌یساخت‪ .‬زیرا او سا ‌لهای قبل طی گزارشی‪ ،‬لندن‬ ‫از نفت خام و فرآورده هایش دیده م ‌یشــود‪ ،‬سالها م ‌یگذرد‪ .‬پس از‬
‫نشــینان را از وجود نفت در صخر‌ههای جنوب ایران مطمئن ســاخته‬ ‫گذشــت سالها و نزدیک به ‪ ١٠٨‬سال‪ ،‬هنوز هم نفت نقش اساسی در‬
‫بود‪ .‬به وی توصیه شده بود که حفاری را حداکثر تا عمق ‪ 1600‬پا ادامه‬
‫دهد‪ .‬این عمق برای رینولدز که در جریان عملیات قرار داشت رضایت‬ ‫اقتصاد ایران را دارد‪.‬‬
‫بخش نبود‪ .‬پس از گذشت ‪ 5‬سال از شروع عملیات‪ ،‬سرانجام نگرانی‬ ‫نخســتین کســی که حفاری چا‌ههای نفت در جنوب ایران با اراده‬
‫رینولدز به پایان رســید‪ .‬عدم دســتیابی به نفت و هزینه سنگین‪ ،‬در‬ ‫خســتگی ناپذیر خود محقق ساخت‪ ،‬مردی میانســال به نام جورج‬
‫لندن مدیران شــرکت را مصمم بر توقف عملیات داشت‪ .‬طی تلگرافی‬
‫این دســتور در اختیار رینولدز قرار گرفت‪ .‬سرمایه شرکت تمام شده و‬ ‫رینولدز (‪ )Goerge Reyneolds‬بود‪.‬‬
‫بالاخره تصمیم گرفته شــد که رینولدز عملیات حفاری را متوقف کرده‪،‬‬ ‫جورج رینولدز در ســال ‪ 1280‬شمسی به ایران سفر کرد‪ .‬او ‪ 50‬ساله‬
‫کارکنــان خود را مرخــص نماید و هر نوع وســایلی را که ارزش حمل‬ ‫بود که در مســند مســئول عملیات حفاری چاه سرخ در قصرشیرین‬
‫به ســاحل برای بار کردن در کشــتی به مقصد انگلستان رادارد‪ ،‬حمل‬ ‫فعالیــت خود را با یک گــروه حفاری آغاز کرد‪ .‬ایــن فعالیت اگر چه‬
‫نموده و خود به انگلیس بازگردد‪ .‬فاصله مســجد سلیمان تا خرمشهر‬ ‫رضایت خاطر شــخص ریندلدوز را فراهم م ‌یآورد اما عملیات حفاری‬
‫کــه نزدیکترین محل مخابراتی(تلگراف خانــه) بود این فرصت را به‬ ‫در این منطقه علیرغم کشــف نفت به دلیل فاصله زیاد تا دریا و حجم‬
‫رینولــدز داد تا عملیات حفــاری را برای چند روز دیگــر ادامه دهد‪.‬‬ ‫کم نفت استخراج شده‪ ،‬به لحاظ اقتصادی توجیه نداشت‪ .‬رینولدز که‬
‫تلگراف زمانی دریافت شــد که عملیات رینولدز تا مرز موفقیت فاصله‬ ‫امید خود را در این منطقه بی نتیجه م ‌یدید‪ ،‬در این منطقه دســت از‬
‫چندانی نداشــت‪ .‬همه چیز از یک اتفاق بزرگ حکایت می‌کرد‪ .‬بوی‬ ‫کار کشــید و تجهیزات حفاری را به جنوب و منطقه نفتون منتقل کرد‪.‬‬
‫گاز و صــدای مهیب‪ ،‬همــان چیزی که ریندلدوز ســالها به دنبال آن‬ ‫ریندلــدوز به عملیــات حفاری در خارج از میــدان نفتی نفتون اعتقاد‬
‫بود‪ .‬درســت زمانی که ‪ 2‬روز به پایان قرارداد ‪ 7‬ساله باقی مانده بود‪،‬‬ ‫نداشــت و آن را بی ثمر م ‌یدانست‪ .‬وی به عنوان مسئول حفاری طی‬
‫شــب ‪ 25‬مه ‪ 1908‬میلادی پنجم خردادماه ‪ 1287‬شمســی‪ ،‬نفت از‬ ‫گزارشی به دارسی نوشت‪ :‬اگر عملیات حفاری را در دو منطقه نفتون و‬
‫دل نخستین چاه فوران کرد و در شرایطی که مدیران شرکت مأیوس‬ ‫شاردین شروع کنیم کار من چیزی بیش از دوباره کاری نخواهد بود‪ ،‬به‬
‫شده بودند‪ ،‬رینولدز مزد تلاش خود را گرفت‪ .‬رینولدز از صحنه عملیات‬ ‫علــت اینکه ناگزیرم در بین دو منطقه تردد کنم‪ .‬اما باید بدانید با تمام‬
‫مسرورانه به دارسی چنین گزارش داد‪ :‬مفتخرم گزارش کنم که امروز‬ ‫دشــوار ‌یها من تا این تصمیم را به نتیجه نرســانم دست از تلاش بر‬
‫صبح در ســاعت ‪ 4‬به وقــت ایران نفت در عمــق ‪ 360‬متری از چاه‬ ‫نخواهم داشت و اگر به من اجازه حفاری در منطقه نفتون را ندهی مثل‬
‫شــماره یک فوران کرد‪ .‬جزئیات دیگر شــامل غلظــت و مقدار نفت‪،‬‬
‫این است هیچ کاری انجام نداده ام‪.‬‬
‫متعاقبا اعلام خواهد شد‪.‬‬ ‫نا مناســب بودن شــرایط جغرافیایی و فقدان را‌ههــای ارتباطی به‬
‫به این ترتیب فصل جدیدی در تاریخ کشــور گشوده شد و ایران به‬ ‫حجم مشــکلات او م ‌یافزود‪ .‬رینولدز که اجرای موفق و کامل عملیات‬
‫جمع کشورهای نفتخیز جهان پیوست‪ .‬کشف نفت در مسجد سلیمان‪،‬‬ ‫را در گرو رفع این مشــکل م ‌یدید‪ ،‬در قدم نخست به احداث جاده ای‬
‫که نخســتین اکتشــاف نفت در خاورمیانه به شــمار م ‌یرفت‪ ،‬حیات‬ ‫مناســب اقدام کرد و ماشــین آلات و تجهیزات لازم را برای شروع کار‬
‫اقتصادی و اجتماعی ایران را دچار تحولی بزرگ کرد‪ .‬انرژی‪ ،‬همواره به‬ ‫حفاری‪ ،‬روانه منطقه عملیاتی ســاخت‪ .‬اما این تازه آغاز مواجهه او با‬
‫عنوان یکی از مه ‌مترین نیازهای بشر مطرح بوده و بسیاری از روابط و‬ ‫انبوه مشکلات بود‪ .‬البته وجود این همه مشکل هیچ گاه رینولدز را در‬
‫کار خود نگران نم ‌یکرد‪ .‬زیرا او مقاوم تر از آن بود که شــرایط ســخت‬
‫سیاس ‌تگذار ‌یهای کشورها نیز تحت تأثیر آن صورت م ‌یپذیرد‪.‬‬ ‫طبیعی مانع فعالیت او شود و یا این که شرایط موجود‪ ،‬روند عملیات را‬
‫با کندی مواجه سازد‪ .‬تنها نگرانی رینولدز از آن بابت بود که مبادا مدیران‬

‫‪ .۱‬کارشناس تحقیق و توسعه شرکت راه اندازی و بهره برداری صنایع نفت (‪)OICO‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪37 ۹۷‬‬

‫پوشش‬

‫طراحی و ساخت دستگاه نوارپیچ اتوماتیک‬

‫قسمت دوم‬

‫حمید خدری‪ ،۱‬امین حسنی‪ ،۲‬حبیب اله خواجه‪۳‬‬

‫تنظیم میزان کشــش نواربا استفاده ازترم‌زهای دیسکی شکل درهرنوارپیچ‬ ‫چکیده‬
‫انجام م ‌یشــود تا میزان کشــش نوارتنظیم گردد‪ .‬پــس ازانجام تنظیمات‬ ‫هدف از این پژوهش طراحی و ساخت دستگاه نوارپیچ اتوماتیک خط لوله‬
‫دســتگاه روشن شــده و بطورکاملا اتوماتیک و بدون دخالت اپراتورعملیات‬ ‫‪ 56‬اینچ به منظورکاهش خطاهای انسانی مرتبط با نوارپیچی و افزایش سرعت‬
‫نوارپیچی را انجام م ‌یدهد‪ .‬سرعت بالای نوارپیچی (‪ 9‬برابرنوارپیچی با نیروی‬ ‫و دقت نوارپیچی خطوط لوله می‌باشــد‪ .‬این دستگاه که به شکل اختصاصی‬
‫انســانی)‪ ،‬دقت بالا‪ ،‬درصد هم پوشانی و امکان تنظیم تنش اعمالی وارد به‬ ‫برای خطوط ‪ 56‬اینچ طراحی شــده اســت‪ ،‬توان کاردرشیب‌های تا ‪ 15‬درجه‬
‫نوار‪ ،‬ازویژگی‌های منحصربفرد این روش اســت‪ ،‬که برای خطوط لوله با قطر‬ ‫مثبت و منفی‪ ،‬اعمال ‪ 2‬لایه نواربه شکل همزمان‪ ،‬همپوشانی تا ‪ ،%75‬امکان‬
‫زیاد قابل استفاده می‌باشــد‪ .‬علاوه بر کاهش شدید خطاهای انسانی‪ ،‬تعداد‬ ‫تنظیم میزان همپوشانی لایه‌ها و تغییر در سرعت دستگاه با دو موتور (موتور‬
‫نیروی درگیر در نوارپیچی به ‪ 1/3‬کاهش می‌یابد‪ .‬در مواردی همچون خطوط‬
‫انتقال زیرزمینی که خوردگی باعث بروز مشکلات زیادی می‌شود‪ ،‬استفاده از‬ ‫اعمال حرکت دورانی و موتور اعمال حرکت افقی) را دارا می‌باشد‪.‬‬
‫این دستگاه بدلیل پیوستگی‪ ،‬یکنواختی‪ ،‬هزینه کمتر‪ ،‬نیروی انسانی و کیفیت‬ ‫بــه منظورنوارپیچی اتوماتیک خط لوله بــرای کاهش نرخ خوردگی ازاین‬
‫دستگاه استفاده م ‌یشود‪ .‬در این روش حلقه نوار در محل‌های مورد نظر روی‬
‫نوار پیچی به شدت توصیه م ‌یشود‪.‬‬ ‫دستگاه قرار م ‌یگیرد‪ ،‬سپس تنظیمات دستگاه برای ایجاد درصد هم پوشانی‬
‫ازمهمترین مشخصات این دستگاه میتوان به موارد زیراشاره کرد‪:‬‬ ‫دلخواه و ســرعت پیشروی و کشش نوار مناســب انجام م ‌یشود‪ .‬همچنین‬

‫‪ .۱‬مدیرشرکت منطقه ده عملیات انتقالگاز‪khedryhamid@yahoo. com ،‬‬
‫‪ .۲‬معاون مهندسی و خدمات فنی شرکت منطقه ده عملیات انتقالگاز‬
‫‪.۳‬کارشناس ارشد برق و ابزاردقیق شرکت منطقه ده عملیات انتقالگاز‬

‫‪ 38‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫شکل ‪ -9‬چر ‌خدنده و چرخ‌های تفلنی سیستم نوارپیچی‬ ‫امکان تغییر میزان ه ‌مپوشــانی‪ ،‬امکان تغییر ســرعت دســتگاه‪،‬‬
‫امکان اعمال تا ‪ 2‬لایه همزمان‪ ،‬حداکثر ســبکی ممکن‪ ،‬قابلیت حمل‬
‫و ســهولت کاربرد‪ ،‬امکان اعمال تنش یکنواخت‪ ،‬کاهش نفرات درگیر‬

‫تا ‪ ،1/3‬افزایش سرعت نوارپیچی تا ‪ 9‬برابر‪.‬‬
‫این دســتگاه با پشتیبانی شرکت منطقه ‪ 10‬عملیات انتقال گاز و با‬
‫تایید کمیته تحقیقات این شــرکت ساخته و در آزمون میدانی صحت‬

‫عملکرد آن مورد تایید قرار گرفته است‪.‬‬

‫سیسستم اعمال نیروی جلوبرنده و چرخشی‬
‫سیســتم اعمال نیروی جلوبرنده و چرخشــی شــامل دو موتور و‬
‫گیربکس می‌باشــد که مسئول حرکت رو به جلو و ایجاد چرخش در‬
‫نوارپیچ‌های دستگاه می‌باشــند‪ .‬موتور دستگاه با توجه به نقشه و با‬
‫توجه به نیاز کار دستگاه در شیب‌های مثبت و منفی ‪ 15‬درجه انتخاب‬
‫و سیســتم انتقال نیرو با توجه به نقشــه‌های طراحی شده‪ ،‬در موتور‬
‫چرخشی‪ ،‬استفاده از پینیون و در سیستم حرکتی‪ ،‬استفاده از زنجیر‬
‫انتخاب شــد (شکل ‪ 8‬و ‪ .)10‬برای افزایش توان موتورها از گیربکس‬
‫متناسب اســتفاده گردید‪ .‬برای کنترل سرعت موتورها از دو سیستم‬
‫اینورتــر دار برای تبدیل برق تک فاز به ســه فــاز و کنترل دور موتور‬
‫بدون کاهش توان استفاده شد‪ .‬کلیه موتو‌رها و گیربکس‌ها به منظور‬
‫حفاظــت در مقابل آلودگی و ضربــه درون یک جعبه فلزی از جنس‬
‫فولاد ضدزنگ قرار داده شــدند‪ .‬سیســتم‌های کنترلی شامل رله ها‪،‬‬
‫اینورتــر ها‪ ،‬کنتاکتو‌رها و انواع کلیدهای کنترلی درون یک تابلو کنترل‬

‫قرار داده شد که روی بدنه دستگاه نصب می‌گردد‪.‬‬
‫سیســتم نوارپیچ شامل یک چرخ‌دنده بســیار بزرگ است که به‬
‫قطاع ‪ 30‬درجه ای تقســیم شده و دســتگاه نوارپیچ روی آن بسته‬
‫می‌شــود‪ .‬این چرخ‌دنــده دارای ‪ 4‬محل قرارگیری نوارپیچ اســت و‬

‫توسط ‪ 5‬چرخ تفلنی در محل خود فیکس شده است (شکل ‪.)9‬‬

‫شکل ‪ -10‬اجزای سیستم موتورها و پینیون دستگاه نوارپیچ ‪ 56‬اینچی‪.‬‬ ‫شکل ‪ -8‬موتوررگیربکس و سیستم انتقال نیرو در دستگاه نوارپیچ ‪ 56‬اینچی‬

‫سیستم نوارپیچ‬
‫چرخ‌دنده دســتگاه دارای ‪ 4‬محل قرار گیری نوارپیچ است که در‬
‫صورت اســتفاده از دو نوار به شــکل همزمان باید نوارپیچ‌ها به شکل‬
‫قرینه روی چرخ‌دنده نصب شوند‪ .‬قاب دستگاه نوار پیچ بوسیله پایه‬
‫نــوار پیچ در محل خود روی چرخ‌دنده نصب می‌شــود‪ .‬قاب نوارپیچ‬
‫شامل دو سوراخ با بوش فسفر برنز می‌باشد که مجوعه نوارگیر و نوار‬
‫جمع کن روی آن قرار می‌گیرد (شــکل ‪ .)11‬نوارگیر شامل یک میله‬
‫است که بعد از قرار دادن نوار درون آن با کمک مهره مخروطی شکل‬
‫کاملا در محل خود محکم می‌شــود‪ .‬علاوه بــر نوارگیر‪ ،‬هر مجموعه‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪39 ۹۷‬‬

‫شکل ‪ -13‬نوارپیچی نوار مشکی دارای زائده ( پلاستیک سفید رنگ)‬ ‫نوارجمع کن دارای یک بخش زائده جمع کن نیز می‌باشد که در کنار‬
‫نوار جمع کن نصب شــده و به منظور جمع کردن زائده لاســتیکی در‬
‫نوارهای دارای زائده از آن اســتفاده می‌شــود‪ .‬برای جمع کردن زائده‬
‫باید مقداری از زائده را از نوار جدا و شــیار مخصوص روی زائده جمع‬
‫کــن قرار داد‪ .‬نوارپیــچ و زائده جمع کن باکمک یک تســمه به هم‬
‫متصل می‌شــوند که وظیفه اصلی آن انتقال چرخش نوارگیر به زائده‬

‫جمع کن است‪.‬‬
‫علاوه بر این اجزا‪ ،‬ســت نوارپیچ دارای یک ترمز است که به منظور‬
‫کنترل کشــش نوار طراحی شده است‪ .‬با ســفت کردن پیچ کنترلی‬
‫دیسک ترمز‪ ،‬ترمز وارد عمل شده و برای ایجاد چرخش نوار‪ ،‬نیروی‬
‫کششــی بیشتری اعمال شده و در نتیجه نوار تحت کشش بیشتری‬

‫به دور لوله می‌پیچد (شکل ‪.)12‬‬
‫بــه منظور اعمال نوار‪ ،‬ابتدا باید مقداری از نوار را روی ســطح قرار‬
‫داده و زائده آن را در زائده جمع کن قرار داد‪ .‬سپس نوار اصلی باید با‬
‫دســت تحت کشش در محل فیکس شود‪ .‬با روشن شدن دستگاه و‬
‫طی ربع دور نوار محکم شده و دست را می‌توان آزاد کرد (شکل ‪.)13‬‬
‫به منظور قرار دادن دســتگاه در محل خود‪ ،‬ابتدا باید چرخ‌دنده را‬
‫از محل پیش بینی شــده باز کرد‪ .‬برای این منظور دو ضامن کشویی‬
‫روی چرخ‌دنده باز و دســتگاه با کمک جرثقیل به شــکل کاملا صاف‬
‫روی لوله قرار داده می‌شود‪ .‬سپس قسمت پایین چرخ‌دنده از پایین‬
‫به شــکل قرینه جا زده شده و پیچ‌های نگه دارنده آن در محل سفت‬

‫شوند (شکل ‪.)14‬‬

‫شکل ‪ -14‬نحوه صحیح جدا کردن قسمت پایین چرخ‌دنده و جابجایی آن برای‬
‫قرارگیری روی سطح لوله‪.‬‬

‫فرام نگهدارنده‬ ‫شکل ‪ -11‬قاب دستگاه نوار پیچ و پایه نصب نوارپیچ روی چرخ‌دنده‪.‬‬
‫فرام نگهدارنده از مجموعه تجهیزاتی تشــکیل شــده اســت که به‬
‫منظور ثابت نگه داشــتن دســتگاه روی لوله طراحی شده است‪ .‬این‬

‫تجهیزات شامل موارد زیر است‪:‬‬
‫‪ -1‬چهارچــوب فلزی که به منظــور قرارگیری موتورها‪ ،‬چرخ‌دنده و‬
‫کلیه اجزای دستگاه طراحی شده و به منظور سبکی از قوطی صنعتی‬

‫تولید می‌شود‪.‬‬
‫‪ -2‬چر ‌خهای لاســتیکی که به منظور محکم کردن دســتگاه روی‬
‫محیط لوله طراحی شــده اســت‪ .‬دو چرخ در هــر طرف فرام و روی‬
‫چهارچوب قرار داده شــده اســت و در زمان آغاز به کار باید کاملا در‬
‫محل خود محکم شــوند‪ .‬برای این منظور توصیه می‌شود که اپراتور با‬
‫یک دست‪ ،‬دستگاه را به سمت خود بکشد و با یک دست و با کمک‬
‫آچار چرخ را در حداکثر کشــش محکم کند‪ .‬فاصله چرخ تا فرام باید‬
‫برای هر ‪ 4‬چرخ مقداری یکســان باشد زیرا در غیر اینصورت دستگاه‬

‫به مرور زمان و در اثر حرکت کمی کج می‌شود‪.‬‬
‫‪ -3‬میله نگهدانده دســتگاه که به منظور حرکت اپراتور با دستگاه و‬
‫جلوگیری از انحراف و یا صاف کردن دستگاه در انحراف‌های ناخواسته‬

‫از آن استفاده می‌شود‪.‬‬

‫سیستم کنترلی دستگاه‬ ‫شکل ‪ -12‬اجزای یک ست کامل نوارپیچ شامل نوار گیر‪ ،‬زائده جمع کن و ترمز دیسکی‬
‫سیســتم کنترل دستگاه شامل کلیه سیســت ‌مهای کنترل سرعت‬
‫حرکــت افقــی و کنترل ســرعت دوران چرخ‌دنده نوارپیچ دســتگاه‬
‫می‌شــود که در کنار فرام نگهدارنده دستگاه متصل شده است‪ .‬درون‬

‫‪ 40‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫انجام شــد‪ .‬نتایج آزمون میدانی در شــیب به خوبی نشان دهنده‬ ‫جعبــه کنترل دســتگاه‪ ۲ ،‬عدد اینورتر و یک فیوز قرار گرفته اســت‪.‬‬
‫فیوز به منظور قطع برق از کل سیســتم و جلوگیری از خطرات ناشی‬
‫کارایی دســتگاه در شیب‌های مثبت و منفی ‪ 15‬درجه بود‪.‬‬ ‫از اتصالی برق کار گذاشــته شده است‪ .‬اینورتر بزرگ مربوط به تنظیم‬
‫فرکانــس حرکت چرخ‌دنده بزرگ دســتگاه می‌باشــد‪ ،‬بصورتی که‬
‫نتیجه گیری‬ ‫فرکانس این اینورتر جهت کشــش هرچه بهتر نوار و سرعت پیچش‬
‫نوار در تمام حالات همپوشــانی بر روی ‪ ۶۰‬بایستی قرار گیرد‪ .‬اینورتر‬
‫این نوع دستگاه کاملا اتوماتیک بوده و قابلیت اعمال چند نوار روی‬ ‫کوچک مربوط به تنظیم ســرعت حرکت افقی دســتگاه بر روی لوله‬
‫می‌باشــد‪ .‬برای همپوشــانی‌های مختلف فرکانــس اینورتر کوچک‬
‫هم را دارد‪ .‬نوار در اطراف لوله با کشــش ثابت و همپوشانی مناسبی‬ ‫بایســتی تغییر داده شــود‪ .‬بطــوری که برای همپوشــانی ‪ ۵۰‬درصد‬
‫فرکانس اینورتر بایســتی بر روی ‪ ۳۰‬تنظیم گردد‪ .‬برای همپوشــانی‬
‫پیچیده می‌شــود که کیفیت پیچش در سرعت بالا به صورت مداوم‬ ‫بیشتر و کمتر به ترتیب بایستی فرکانس اینورتر کمتر و بیشتر گردد‪.‬‬
‫بر روی درب جعبه برق سه چراغ و دو کلید قرار دارد‪ .‬کلید قرمز رنگ‪،‬‬
‫را تضمیــن می‌کند‪ .‬شــرکت‌های ‪ Denso GmbH‬و ‪DEKOTEC‬‬ ‫مربوط به قطع برق دســتگاه می‌باشد‪ .‬روشن بودن چراغ قرمز رنگ‬
‫به معنای به معنای وجود برق در دســتگاه می‌باشد‪ .‬دو چراغ سبز و‬
‫‪ GmbH‬ســازنده ایــن دســتگاه بــا نام‌هــای تجاری بــه ترتیب‬ ‫زرد نشــانگر جهت حرکت دستگاه می‌باشــند‪ .‬کلید دو طرفه بر روی‬
‫درب تابلو برق اگر ســاعتگرد چرخانده شود‪ ،‬چراغ سبز رنگ روشن‬
‫‪ motor driven wrapping 11 DENSOMAT‬و ‪DEKOMAT‬‬ ‫شده و دســتگاه به سمت جلو حرکت می‌کند؛ اما اگر کلید دو طرفه‬
‫پادساعتگرد چرخانده شود‪ ،‬چراغ زرد رنگ روشن شده و دستگاه به‬
‫‪ motor driven wrapping machine 11‬می‌باشند [‪.]18 ،17 ،16‬‬
‫سمت عقب حرکت خواهد کرد‪.‬‬
‫مشخصات خاص ‪DENSOMAT 11‬‬
‫آزمون میدانی‬
‫حرکت آسان بر روی خطوط لوله‬ ‫آزمــون میدانــی دســتگاه نوارپیچ لولــه ‪ 56‬اینچــی در تاریخ‬
‫‪ 95/12/1‬در یــارد شــرکت منطقــه ده انتقال گاز واقــع در منطقه‬
‫پیچیدن اتصالات جوش داده شده و طول کامل لوله در یک عمل‬ ‫آبپخش بوشــهر و با حضور مدیران و کارشناسان شرکت منطقه ده‬
‫انتقال گاز انجام گرفت‪ .‬به منظور تســت میدانی‪ ،‬در ابتدا نوارپیچی‬
‫پوشش همزمان لایه داخلی و خارجی‬ ‫روی یک شــاخه لوله افقی انجام گرفت‪ .‬به منظور بررســی کارایی‬
‫دســتگاه نوارپیچ به ترتیب یک لایه نوار سفید (تک لایه)‪ ،‬یک لایه‬
‫مورد استفاده در سیستم تک نواری و دو نواری‬ ‫نوار ســیاه (دولایه) و در ادامه دو نوار به شــکل همزمان روی لوله‬
‫پیچیده شــدند‪ .‬نتایج آزمون میدانی موفقیت کارایی کامل دستگاه‬
‫کنترل اتوماتیک نیروی کششــی‪ ،‬پیچیدن و همپوشــانی ثابت را‬ ‫را در حالــت لوله افقی نشــان داد‪ .‬در ادامه برای بررســی کارایی‬
‫دســتگاه نوارپیج در شــیب‪ ،‬از یک شــاخه لوله ‪ 56‬اینچی که در‬
‫تضمین می‌کند‪.‬‬ ‫شــیب ‪ 15‬درجه قرار داده شده بود‪ ،‬استفاده شد‪ .‬به منظور بررسی‬
‫عملکرد دســتگاه نوارپیچ‪ ،‬دستگاه روی لوله قرار داده شد و یکبار‬
‫منابع‪:‬‬ ‫نوارپیچی از ســمت پایین به بالا و یک بار از ســمت بالا به پایین‬

‫‪[1] Peabody, A. W. (2001).  Peabody›s control of pipeline corrosion (No. Ed. 2). NACE international.‬‬
‫‪[2] Ahmad, Z. (2006).  Principles of corrosion engineering and corrosion control. Butterworth-‬‬
‫‪Heinemann.‬‬
‫‪[3] Fitzgerald, J. H. (2011). Engineering of cathodic protection systems.  Uhlig’s Corrosion‬‬
‫‪Handbook, Third Edition, 1001-1011.‬‬
‫‪[4] MANUAL, E. (1995). Painting: New Construction and Maintenance.  US Army.‬‬
‫‪[5] IPS-E-TP-270, Engineering Standard for Protective Coatings for Buried and Submerged Steel‬‬
‫‪Structures, first revision march 2009.‬‬
‫‪[6] NACE, R. RP 0169-1996, Standard Recommended Practice.  Control of external corrosion on‬‬
‫‪underground or submerged metallic piping systems.‬‬
‫‪[7] IPS-C-TP-274, Construction Standard for Protective Coatings, first revision December 2009.‬‬
‫‪[8] Beaubouef, B. , Pipeline and Gas Technology Journal, page 16, (May 2008).‬‬
‫‪[9] Abboud L. Mamish, Tape Coating System for Pipeline Corrosion Protection, Director of Research‬‬
‫‪& Development, Berry Plastics Corp. , Lexington, MA.‬‬
‫‪[10] IPS-M-TP-310, Material Standard for Cold-Applied Laminated Plastic Tape As Inner-Layer Tape‬‬
‫‪for Tape Coating System of Buried Steel Pipes, original edition July 1994.‬‬
‫‪[11] IPS-M-TP-311, Material Standard for Cold-Applied Laminated Plastic Tape As Outer-Layer Tape‬‬
‫‪for Tape Coating System of Buried Steel Pipes, original edition July 1995.‬‬
‫‪[12] COLD-APPLIED PLASTIC TAPE COATING 02410, VISTA IRRIGATION DISTRICT, REV. 3/99.‬‬
‫‪[13] ANSI/AWWA C-214-07 standard,” Tape Coating System for the Exterior of Steel Water‬‬
‫” ‪Pipelines.‬‬
‫‪[14] AWWA, R. C209–Cold-Applied Tape Coating for Special Sections. Connections and Fittings for‬‬
‫‪Steel Water Pipelines.‬‬
‫‪[15] Dr. rer. nat. Michael Quast, Denso GmbH, Leverkusen, Germany, Aspects of corrosion‬‬
‫‪protective tape technology, published in 3R international Special Edition 1/2006, pp. 52-57.‬‬
‫‪[16] http://www. dekotec. net/‬‬
‫‪[17] http://www. denso. de/‬‬
‫‪[18] https://sawyermfg. com/‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪41 ۹۷‬‬ ‫‪w w w. s a v a y. c o m‬‬

‫پوشش‬

‫بررسیکارآیی سیست ‌مهای‬
‫حفاظت کاتدی و پوشش خطوط لوله‬

‫قسمت دوم‬

‫شهرام شجاعیه‪1‬‬

‫‪-4‬فشردگی خاک ‪-5‬هوادار بودن‬ ‫چکیده‬
‫محی ‌طهای دریایی‪-1 :‬درجه شوری ‪-2‬دما ‪-3‬سرعت حرکت سیال‬ ‫ازلحاظ تئوری‪ ،‬حفاظتکاتدی به دو روش استفاده ازآندهای فداشونده و جریان‬
‫اعمالی توسط منبع خارجی با توجه به محاسبات مربوط به طراحی به سادگی قابل‬
‫‪-4‬جزر و مد و خشک و تر شدن مداوم سازه‬ ‫اجراست‪ .‬اصل محاسبات ترمودینامیکی م ‌یباشد ولی درعمل مشاهده م ‌یشود‬
‫با توجه به شــرایط مختلف ازجمله موانع الکتریکی‪ ،‬نوع خاک‪ ،‬پوشش لوله و‪...‬‬
‫اختلاف غلظت نمک‌های حل شده‬ ‫نقش شرایط سینتیکی و پارامترهای محیطی اهمیت بیشتری پیدا م ‌یکندکه افراد‬
‫شــکل ‪ 10‬تشــکیل پیل اختلاف غلظت نم ‌کهای حل شده در دو‬ ‫را سردرگمکرده و بعض ‌یها م ‌یگویند حفاظتکاتدی با محاسبات مطابقت ندارد‪ .‬در‬
‫این مقاله به عوامل مختلف تاثیرگذاربرحفاظتکاتدی خطوط لوله و عیب یابی این‬
‫ناحیه مجاور که لوله از آن عبور م ‌ینماید را نشان م ‌یدهد‪.‬‬ ‫سیست ‌مها پرداخته م ‌یشود‪ .‬ازجمله این عوامل‪ ،‬لول ‌ههایی است که دارای پوشش‬
‫معیوبم ‌یباشند‪.‬بنابرایندرابتدابایدبررس ‌یهایلازمدرموردوضعیتپوششدر‬
‫طول دوره بهره برداری ازخط لوله انجام شود‪ .‬اندازه گیری پتانسیل خطوط لوله در‬
‫نقاط با پوشش ضعیف م ‌یتواند نشان دهدکه تا چه اندازهکارآیی سیستم حفاظت‬

‫کاتدی تحت تاثیرقرارخواهدگرفت‪.‬‬

‫شکل‪ :10‬خوردگی دراثراختلاف غلظت یو ‌نها (نم ‌کهای حل شده) درمناطق مختلف خاک‬ ‫عوامل محیطی موثر بر خوردگی برای محی ‌طهای مختلف عبارتنداز‪:‬‬
‫محی ‌طهــای خــاک‪-1 :‬اختلاف در نوع خاک که ســازه در آن قرار‬
‫دارد ‪-2‬اختلاف در مواد شــیمیایی خاک ‪-3‬اختلاف در مقدار رطوبت‬

‫‪.1‬کارشناس ارشد مهندسی خوردگی و حفاظت مواد‪ ،‬سرپرست نوبتکاران بهره برداری‪ ،‬منطقه دو عملیات انتقالگاز‬

‫‪ 42‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫و پتانسیل آزاد خوردگی فولاد درخاک برابربا ‪UCu/CuSO4=-0. 6V‬‬ ‫میزان جریان اعمال شــده برای حفاظت چقدر باید باشد؟ این یک‬
‫اســت‪ .‬این اختلاف پتانســیل‪ ،‬موجب ایجاد جریــان الکتریکی بین‬ ‫ســوال مهم م ‌یباشــد‪ .‬در عمل و با توجه به تجربه ثابت شــده است‬
‫‪‌Coating holiday‬های خط لوله و بتن مسلح م ‌یشود‪ .‬از آنجایی که‬ ‫برای جلوگیری از خوردگی باید از جداولی که بر اســاس مطالب فوق‬
‫ســطح نقایص موجود در پوشش لوله کم م ‌یباشد در نتیجه دانسیته‬ ‫تهیه شده اند استفاده کرد‪ .‬پتانســیل حفاظتی برای خطوط لوله باید‬
‫جریان متمرکز و بالایی در مح ‌لهای ‪ holiday‬پوشش بوجود م ‌یآید‪.‬‬ ‫خیلی منفی تر از پتانسیل تعریف شده برای حفاظت نباشد زیرا خطر‬
‫این موضوع منجر به خوردگی موضعی بالا و بروز حوادث بعدی خواهد‬
‫جدایش پوشش و تردی هیدروژنی افزایش م ‌ییابد‪.‬‬
‫شد‪.‬‬ ‫اشــتباهی کــه در تنظیــم دوره ای پتانســیل خط لولــه و ترانس‬
‫رکتیفایرهای ایستگا‌ههای مختلف حفاظتکاتدی انجام م ‌یشود ناشی‬
‫عیب یابی سیستم‌های حفاظت کاتدیک و روش‌های رفع آنها‬ ‫از عدم توجه و درک لازم در مورد معیارهایی اســت که در استانداردها‬
‫بــا انجام فقط چند ســاعت بازرســی دوره ای و تعمیر و نگهداری‬ ‫آمده اســت‪ .‬همان گونه که قبل ًا گفته شــد معیار حفاظت کاتدی طبق‬
‫سیستم حفاظت کاتدیک‪ ،‬افزایش عمر مفید ساختما ‌نهای فلزی زیر‬ ‫جداولی که ارائه شــد براســاس نوع پوشــش خطوط لولــه و آن هم‬
‫زمینی را در پی خواهد داشت که م ‌یتواند پول هنگفتی را برای ما صرفه‬ ‫براساس پتانسیل خاموش یا پتانسیل پلاریزاسیون م ‌یباشد‪ .‬معمول ًا‬
‫تنظیم ترانس رکتیفایرها را براســاس پتانسیل روشن انجام م ‌یدهند‪.‬‬
‫جویی نماید‪.‬‬ ‫به هر حال بازرسی عینی و مستقیم پوشش خطوط لوله و آزمایشات‬
‫بحث ما در مورد این است که چرا باید سیستم مونیتور شود‪ ،‬چگونه‬ ‫مربــوط به نفوذ هیدروژن در فولاد که باعث تردی و تغییر اســتحکام‬
‫مونیتور شــود و چگونه اندازه گیری صحیــح را انجام دهیم و نقایص‬ ‫م ‌یشــود م ‌یتواند گویای این مطلب باشــد که آیــا توجه لازم در مورد‬

‫سیستم را مشخص نماییم‪.‬‬ ‫تنظیم صحیح پتانسیل خط لوله شده است یا نه؟‬
‫شــاید مهمترین جنبه از رو ‌شهای نگهــداری خوب‪ ،‬حفظ کردن و‬
‫ثبت داد‌هها م ‌یباشــد‪ .‬بدون ثبت کردن مناسب‪ ،‬یک برنامه نگهداری‬ ‫شکل‪ :11‬وابستگی سرعت انحلال فلزبه پتانسیل لوله نسبت‬
‫اساســ ًا بدون استفاده خواهد بود‪ .‬ثبت کردن مناسب نه تنها تاریخچه‬ ‫به خاک برای انواع خا ‌کهای مختلف‬
‫داد‌هها را برای طراحی آینده حفاظت کاتدی فراهم م ‌ینماید بلکه اغلب‪،‬‬
‫مدارکی را بعنوان منبع عیوب و نواقص تشــخیص داده شــده فراهم‬ ‫تداخل جریان‬
‫م ‌ینماید‪ .‬برای مثال در طول ارزیابی سالیانه یک سیستم تانک ذخیره‬ ‫جریان ســرگردان ‪ DC‬م ‌یتواند تا ‪ 100‬برابر بدتر از جریان سرگردان‬
‫زیرزمینی حفاظت شده توسط یک ترانس رکتیفایر‪ ،‬اندازه گیر ‌یهای‬ ‫‪ AC‬باشد‪ .‬برای تشخیص وجود جریان سرگردان باید تس ‌تهای لازم‬
‫پتانسیل حدود ‪ -800 mv‬هستند‪ .‬این م ‌یتواند نشان دهنده پیر شدن‬ ‫انجام شــود‪ .‬در تست جریان سرگردان ‪ AC‬مقدار جریان اندازه گیری‬
‫سیســتم باشــد و اینکه جریان خروجی از رکتیفایر باید افزایش داده‬ ‫شده باید کمتر از ‪ 1‬میلی آمپر باشد در غیر این صورت در مدار سیستم‪،‬‬
‫شود‪ .‬به هر حال‪ ،‬ســوابق آزمایش فوق‪ ،‬نشان م ‌یدهد همانطوری که‬ ‫جریان ســرگردان ‪ AC‬داریم‪ .‬در تست جریان ســرگردان ‪ DC‬مقدار‬
‫از یک سیســتم کهنه انتظار م ‌یرود‪ ،‬جریان در طول زمان کاهش پیدا‬
‫جریان سرگردان اندازه گیری شده باید کمتر از ‪ 0/01‬میلی آمپر باشد‪.‬‬
‫نکرده است‪ ،‬اما در واقع کمی افزایش یافته است‪.‬‬
‫پتانسی ‌لهای قبلی سازه نســبت به خاک ‪ -۱۲۰۰ mv‬بود که نشان‬ ‫تشکیل پیل‌های خوردگی‬
‫دهنــده وجود نقص در تعدادی از ســطوح م ‌یباشــد‪ .‬بعــد از انجام‬ ‫پتانسیل آزاد خوردگی فولاد در بتن برابر با ‪UCu/CuSO4=-0. 2V‬‬
‫تحقیقات‪ ،‬مشخص شد که نصب یک خط هوای جدید به سیستم ما‬
‫اتصال کوتاه الکتریکی نموده است‪ .‬این اتصال کوتاه به راحتی برداشته‬
‫شد و سطوح حفاظتی بازیابی شدند‪ .‬این یک مثال خوب از چگونگی‬
‫ثبت و نگهداری مناســب اطلاعات است که م ‌یتواند عیوب تشخیص‬

‫داده شده را شناسایی یا رد نماید‪.‬‬

‫خطا در خواندن پتانسیل خط لوله‬
‫پتانسیل فصل مشــترک لوله‪/‬خاک باید در فاصله بسیار نزدیک از‬
‫خط لوله اندازه گیری شود‪ .‬به عبارت دیگر الکترود مرجع باید بر روی‬
‫خط لوله قرارداده شــود و سپس پتانسیل اندازه گیری شود‪ .‬در هنگام‬
‫تست پوشش به منظور بررسی پلاریزاسیون خط م ‌یتوان این نوع خطا‬

‫را مشاهده نمود‪.‬‬

‫برخی عوامل موثر بر مقدار افت ولتاژ ‪ IR‬عبارتند از‪:‬‬
‫‪ -1‬شرایط محیطی‬
‫‪ -2‬کیفیت پوشش‬

‫‪ -3‬مقاومت ویژه خاک و مقدار جریان حفاظت کاتدی‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪43 ۹۷‬‬

‫پتانسیل پلاریزه شده واقعی‬ ‫‪ -4‬جریانهای سرگردان یا تداخلی‬
‫در لحظه ای که جریان قطع م ‌یشــود و اندازه گیری پتانسیل فوری‬ ‫‪ -5‬خطای ناشی از شیب میدان اطراف آندها‬
‫و در همان لحظه انجام شــود در این حالــت مقدار خطای افت ولتاژ‬
‫(‪ )IR error‬صفــر خواهد بود و پتانســیل اندازه گیری شــده همان‬ ‫‪ -6‬خطای ناشی از مقاومت اتصال‬
‫پتانســیل موثر یعنی پتانسیل پلاریزه شده واقعی است‪ .‬این پتانسیل‬ ‫‪ -7‬خطای ناشی از مخلوط شدن پتانسیل ها(‪Mixed Potential‬‬
‫که پتانســیل لحظه خاموش (‪ ) instantaneous off potential‬یا‬
‫(‪ )the instant off potential‬نامیده م ‌یشود(شــکل‪ ،)12‬معمول ًا به‬ ‫‪) Error‬‬
‫در جایی که سیســتم ‪ earth‬و فنداســیون بتنــی در مدار حفاظت‬
‫این صورت تعریف م ‌یشود‪:‬‬ ‫کاتــدی خطوط لوله قــرار دارند‪ ،‬مهمترین عامل بــروز خطا‪Mixed ،‬‬
‫پتانســیل اندازه گیری شــده باید در فاصله بین ‪ 0/1‬ثانیه تا ‪ 1‬ثانیه‬
‫‪ Potential Error‬م ‌یباشد‪.‬‬
‫بلافاصله پس از قطع کامل جریان اعمالی باشد‪.‬‬
‫اگرســازه دیگری در ارتباط الکتریکی با خط لوله باشــد‪ ،‬پتانسیل‬
‫شکل‪ :12‬خواندن پتانسیل لحظه خاموش به طورصحیح‬ ‫اندازه گیری شده دارای خطا م ‌یباشد‪ .‬مقدار خطای مذکور زمانی قابل‬
‫ملاحظــه خواهد بود که خط لوله دارای پوشــش بوده و ســازه بیگانه‬
‫روش‌های ارزیابی خوردگی خطوط لوله‬ ‫بدون پوشــش و یا دارای پوشــش ضعیف باشد‪ .‬بنابراین با بالا رفتن‬
‫تفسیر نتایج پتانسیل خوانی خطوط لوله‬ ‫کیفیت پوشــش خط لوله‪ ،‬خطای اندازه گیری شده بیشتر خواهد بود‬
‫تست پوشش توسط ‪ DCVG، CIPS، PCM‬و‪...‬‬ ‫زیــرا در این حالت فاصله نزدیک ترین ‪ holiday‬موجود بر پوشــش‬
‫ســازه اصلی تا الکترود مرجع بیشــتر از فاصله سازه بیگانه تا الکترود‬
‫استفاده از پی ‌گهای هوشمند‬ ‫مزبورخواهد بود‪ .‬زمانی که پتانســیل آزاد سازه بیگانه مثبت تر از سازه‬
‫ارزیابی مستقیم خوردگی خارجی خطوط لوله (‪)ECDA‬‬ ‫اصلی باشــد(مثلا اگر سازه بیگانه‪ earth ،‬مســی باشد و در ارتباط با‬
‫فولاد قرار گیرد) خطای وارد شده مثبت خواهد بود (مثلا اگر پتانسیل‬
‫مهندس خوردگی باید با بررســی نتایج آزمایشــات تست پوشش‪،‬‬ ‫اندازه گیری شــده ‪ -0/85‬ولت باشد‪ ،‬پتانســیل واقعی ممکن است‬
‫پتانســیل خوانی‪ ،‬کارآیی بسترهای آندی‪ ،‬وجود جریا ‌نهای سرگردان‬
‫و‪ ...‬بتواند تا حدودی وضعیت خوردگی لول ‌ههای زیرزمینی و وضعیت‬ ‫‪ -0/95‬ولت باشد)‪.‬‬
‫پوشــش را حدس بزند و بر اساس اطلاعات جمع آوری شده دستور‬ ‫به عبارت دیگر‪ ،‬زمانی کــه ناحیه کوچک آندی در برابر ناحیه بزرگ‬
‫ارزیابی مســتقیم خوردگی خارجی لول ‌ههای زیرزمینی را بدهد‪ .‬یکی‬ ‫کاتدی واقع م ‌یشــود مقدار خطای اندازه گیری زیادتر خواهد شد‪ .‬در‬
‫از همین موارد را که خودم شــخص ًا تجربه نمودم مربوط به خوردگی و‬ ‫مجتمع هایی که خط لوله در ارتباط با ‪ Earth‬مسی ایستگاه قرار دارد‪،‬‬
‫تخریب پوشش در بخشی از سیستم لوله کشی ایستگاه کمپرسور گاز‬ ‫با توجه به اینکه لول ‌هها دارای پوششگرم م ‌یباشند و سطح ‪ Earth‬نیز‬
‫دهق بود که با بررســی مقادیر پتانسی ‌لهای اندازه گیری شده در چند‬ ‫بدون پوشش است بنابر این سطح آندی کوچک(سطح‪h‌ oliday‬های‬
‫نقطه مختلف‪ ،‬مشــاهده شد در طول بیش از ‪ 5‬ســال‪ ،‬مقادیر اندازه‬ ‫موجود در پوشــش و در محل اندازه گیری پتانسیل) در مقابل سطح‬
‫گیری شــده پتانســیل نقاط مختلف یا کمتر از معیار حفاظت کاتدی‬ ‫کاتدی بزرگ (سطح لخت ‪ Earth‬مسی قرار م ‌یگیرد و پتانسیل اندازه‬
‫بوده یا به حد زیادی بالاتر از معیار م ‌یباشــند که همین امر سبب شد‬ ‫گیری شده دارای خطای مثبت خواهد بود‪ .‬همچنین اگر پتانسیل آزاد‬
‫دستور حفاری و بازرســی در این ناحیه داده شود‪ .‬بنابراین چند نقطه‬ ‫ســازه بیگانه منفی تر از سازه اصلی (مثلا سازه بیگانه آلومینیوم‪ ،‬روی‬
‫برای حفاری مشخص شد که نتایج آن منطبق بر پیش بینی و حدس‬
‫زده شــده بود‪ .‬هم وضعیت پوشش خیلی نامناسب بود و هم لول ‌هها‬ ‫یا منیزیم) باشد‪ ،‬خطای مزبور منفی خواهد بود‪.‬‬
‫بــر اســاس ‪ 13509 European Standard prEN‬م ‌یتــوان با‬

‫استفاده از کوپن خطای مزبور را به حداقل رساند‪.‬‬
‫در سیستم هایی که دچار تداخل جریان هستند و یا اینکه پی ‌لهای‬
‫گالوانیکی در آنها وجود دارد‪ ،‬پتانســیل لحظه خاموش دلالت بر سطح‬
‫حفاظت کاتدی واقعی سیســتم ندارد‪ .‬در ایــن حالت در هیچ لحظه‬
‫ای جریان بطور کامل قطع نخواهد شــد‪ ،‬زیرا با قطع جریان سیستم‬
‫حفاظت کاتدی‪ ،‬جریان ناشی از تداخل جریان از سیست ‌مهای مجاور و‬
‫یا پی ‌لهای گالوانیکی موجود در سیستم هنوز به قوت خود باقی است‬
‫و عاملی در بروز خطا در اندازه گیری پتانســیل لحظه خاموش خواهد‬
‫بــود‪ .‬همچنین بکارگیری روش پتانســیل لحظه خاموش در حفاظت‬
‫کاتدی به روش آند فداشونده بسیار مشکل و یا به عبارتی غیر ممکن‬

‫خواهد بود‪.‬‬
‫در اثر آسیب دیدن فلن ‌چهای ایزوله‪ ،‬پی ‌لهای گالوانیکی در اثر ارتباط‬
‫الکتریکی خط لوله با فندآســیون بتنی و سیستم ‪ Earth‬ایجاد شده‬
‫اســت‪ .‬بنابراین در چنین حالتی نم ‌یتوان از پتانسیل لحظه خاموش‬

‫برای اندازه گیری سطح حفاظت واقعی استفاده کرد‪.‬‬

‫‪ 44‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫‪-3. 05‬‬ ‫ورودی اسکرابر‬ ‫‪11‬‬ ‫در نقاط مختلف دچار خوردگی شــدید شــده بودند‪ .‬در چنین مواردی‬
‫‪-0. 61‬‬ ‫رسیور ‪ 56‬اینچ‬ ‫‪12‬‬ ‫لازم است که بازرس خوردگی ابتدا وضعیت پوشش را مشاهده نماید‬
‫‪-0. 52‬‬ ‫‪13‬‬ ‫و با برداشتن موضعی پوشش در چند نقطه وضعیت خوردگی لوله زیر‬
‫‪-0. 53‬‬ ‫ولو ‪7‬‬ ‫‪14‬‬ ‫پوشــش مشخص خواهد شــد‪ .‬درنهایت باید بتواند تفسیر صحیحی‬
‫‪-0. 51‬‬ ‫ولو ‪20‬‬ ‫‪15‬‬ ‫از دلایل خوردگی ارائه نماید‪ .‬پس از این مرحله‪ ،‬دســتور بلاستینگ و‬
‫‪-0. 28‬‬ ‫ولو ‪8‬‬ ‫‪16‬‬ ‫بازرسی مجدد پس از تمیز کاری سطح انجام م ‌یشود‪ .‬با توجه به عمق‬
‫‪-0. 45‬‬ ‫لانچر ‪ 56‬اینچ‬ ‫‪17‬‬
‫‪-0. 58‬‬ ‫انتهای لانچر ‪IJ»56‬‬ ‫‪18‬‬ ‫خوردگی ممکن است نیاز به تعمیر یا تعویض لوله باشد‪.‬‬
‫‪-0. 4‬‬ ‫شیر ‪18‬‬ ‫‪19‬‬ ‫مورد دیگری که در همین ایستگاه تقویت فشار گاز ممکن بود باعث‬
‫‪-0. 34‬‬ ‫شیر ‪A 18‬‬ ‫‪20‬‬ ‫بروز فاجعه بزرگی شــود عدم کنترل خوردگی و مونیتورینگ خوردگی‬
‫‪-0. 6‬‬ ‫ولو ‪ 42‬اینچ ورودی‬ ‫‪21‬‬ ‫قسمتی از خط لوله خروجی از ایستگاه بود که اگر پیگ رانی هوشمند‬
‫‪-0. 5‬‬ ‫ولو رابط ‪ 1‬به ‪2‬‬ ‫‪22‬‬ ‫انجام نشده بود‪ ،‬در اثر خوردگ ‌یهای موضعی شدید در چند نقطه از این‬
‫‪-0. 48‬‬ ‫رابط ‪ 1‬به ‪2‬‬ ‫‪23‬‬
‫‪-3. 05‬‬ ‫بلودان‬ ‫‪24‬‬ ‫خط‪ ،‬این بمب زیرزمینی عمل م ‌یکرد‪.‬‬
‫ولو ‪ 30‬رابط ‪ 2‬به ‪1‬‬
‫با انجام ‪ RCA‬نتایج زیر حاصل شد‪:‬‬
‫با بررســی مقادیر اندازه گیری شده پتانســیل در جدول شماره ‪،7‬‬ ‫نتایج اندازه گیر ‌یها نشان م ‌یدهد‪ ،‬خط دوم سراسری در محدوده‬
‫توزیع نامناســب پتانســیل حفاظــت کاتدی در محوطــه دهق ‪ 1‬و ‪،2‬‬ ‫ایســتگاه دهق در دوره بهره برداری فاقد پتانسیل حفاظتی کافی بوده‬
‫همچنین پتانســیل ناکافــی(‪ )under protection‬و اضافی (‪over‬‬ ‫و پایین بودن کیفیت پوشــش در زمان اجرا‪ ،‬سنگی بودن بستر کانال‬
‫‪ )protection‬بســیار شــدید در برخی نقاط دیده م ‌یشــود‪ .‬با توجه‬ ‫لوله و در نتیجه آســیب دیدن و جدایش پوشش در زمان اجرا و دوره‬
‫به اینکه مدت زمان زیادی این مشــکل وجود داشــته است‪ ،‬دستور‬ ‫بهره برداری‪ ،‬باعث تشکیل نقاط آندی با سطوح کوچک در این بخش‬
‫حفاری در چند نقطه برای بررسی وضعیت پوشش و خوردگی لول ‌ههای‬ ‫شده است‪ .‬درنتیجه‪ ،‬شرایط خوردگی در این نقاط فراهم گردیده است‪.‬‬
‫زیرزمینی داده شد‪ .‬نتایج بازرســی از این نقاط همان طور که حدس‬ ‫با توجه به عدم اعزام کارشناســان خوردگی در زمان حفاری ابتدایی‬
‫زده م ‌یشد تخریب پوشش لول ‌هها و بروز خوردگ ‌یهای موضعی شدید‬ ‫خطوط لوله خورده شده و عدم بازدید و بررسی از شرایط پوشش لوله‬
‫بود که درنهایت تصمیم به لوله کشی مجدد و به صورت روزمینی شد‪.‬‬ ‫و نقاط خورده شــده‪ ،‬جدایش پوشش‪ ،‬نفوذ خاک و آب زیر پوشش‪،‬‬
‫بررس ‌یها همچنین نشان دادندکه سیستم حفاظتکاتدی مربوطه نیاز‬ ‫کنده شدن پوشش‪ ،‬چسبندگی پوشــش‪ ،‬نوع و حجم و خصوصیات‬
‫فیزیکی و شیمیایی محصولات خوردگی و عدم نمونه برداری از خاک‬
‫به اصلاح داشته است‪.‬‬ ‫محل خوردگی جهت تســت ‪ PH‬خــاک‪ ،‬نم ‌کها ی موجود در خاک‪،‬‬
‫میــزان رطوبت‪ ،‬وجود باکتر ‌یهای هوازی و بی هوازی و‪ ...‬بســیاری‬
‫جدول ‪ :8‬اندازه گیری پتانسیل خروجی خط دوم سراسری‬ ‫از اطلاعــات مفید جهت تشــخیص قطعی و دلایــل و مکانیزم ایجاد‬
‫خوردگی در دســترس نیست‪ .‬لذا لازم به تاکید است اعزام کارشناس‬
‫ترانس لانچر ریسیور دهق ‪: 3‬‬ ‫خوردگی و بازرســی خوردگی در زمان حفار ‌یهای مربوط به خوردگی‬
‫خاموش‬
‫خطوط لوله در ابتدای کار ضروری و لازم م ‌یباشد‪.‬‬

‫‪v, 75 .13 =amp , V 86 .3=I‬‬ ‫شرایط‬ ‫جدول‪ : 7‬اندازه گیری اختلاف پتانسیل محوطه دهق ‪ 1‬و ‪2‬‬
‫‪50v .1- : DP‬‬ ‫اندازه‬
‫ترانس ‪ 688‬روی خط‪ :‬روشن‬ ‫گیری‪:‬‬

‫‪v , 3 .19:V‬‬ ‫‪amp 25 .17:A‬‬ ‫ترانس دهق ‪ 1‬و ‪2‬‬
‫‪35 .1-:DP‬‬

‫ترانس دهق ‪1‬و‪ :2‬خاموش‬ ‫پتانسیل روشنی‬
‫(ولت)‬
‫چاه‬ ‫‪W10‬‬ ‫‪-5. 72‬‬ ‫محل اندازه گیری‬ ‫‪1‬‬
‫‪-2. 3‬‬
‫ارت لانچر ونت‬ ‫(‪)273‬‬ ‫پایه کنار ‪1A TP‬‬ ‫محل اندازه‬ ‫‪-2. 11‬‬ ‫ورودی بنک ‪ A‬و ‪B‬‬ ‫‪2‬‬
‫گیری‬ ‫خروجی بنک ‪A‬‬ ‫‪3‬‬
‫کنار خط دوم استاک‬ ‫فنس روی ‪ W2‬ابتدای‬ ‫خروجی بنک ‪B‬‬ ‫‪4‬‬

‫‪273‬‬ ‫ایستگاه خط دوم کابل‬

‫آندی‬ ‫‪-1. 05‬‬ ‫فنس شماره ‪1‬‬ ‫‪5‬‬
‫‪-1. 55‬‬ ‫فنس شماره ‪2‬‬ ‫‪6‬‬
‫‪-8 .0‬‬ ‫پتانسیل‬ ‫‪-0. 98‬‬ ‫فنس شماره ‪3‬‬ ‫‪7‬‬
‫روشنی(ولت)‬
‫‪-31 .0 -34 .0 -25 .0 -27 .0 -29 .0 -36 .0‬‬

‫‪-31 .0 -34 .0 -25 .0 -27 .0 -29 .0 -36 .0 61 .0-‬‬ ‫پتانسیل‬ ‫‪-0. 81‬‬ ‫فنس شماره ‪4‬‬ ‫‪8‬‬
‫خاموشی‬ ‫‪-0. 66‬‬ ‫فنس شماره ‪5‬‬ ‫‪9‬‬
‫(ولت)‬

‫)‪0 0 0 0 0 0 -190 ΔV (mv‬‬ ‫‪63 .-0‬‬ ‫خروجی اسکرابر‬ ‫‪10‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪45 ۹۷‬‬ ‫‪w w w. s a v a y. c o m‬‬

‫بــا توجه به نوع و عمر پوشــش و به کمک جدول شــماره ‪ 9‬که از‬ ‫پوشش خطوط لوله‬
‫اســتاندارد استخراج شده اســت‪ ،‬کیفیت پوشــش مورد نظر تعیین‬ ‫استفاده از پوشــ ‌شهای بهینه و سازگار با حفاظت کاتدی‪ ،‬انتخاب‬
‫م ‌یشود‪ .‬لازم است قبل از تست پوشش‪ ،‬خط جدید از لحاظ الکتریکی‬ ‫نوع پوشش را محدود م ‌ینماید‪ .‬نم ‌یتوان گفت عملکرد بهتر پوشش‪،‬‬
‫از بقیه خطوط ایزوله شده و تمام ترانس رکتیفایرهای اطراف به مدت‬ ‫رابطه مســتقیم با قیمت پوشش اعمال شــده دارد‪ .‬پوشش انتخاب‬
‫‪ 72‬ساعت خاموش شــده و مبادرت به اندازه گیری پتانسیل طبیعی‬ ‫شده باید از لحاظ خواص فیزیکی و مکانیکی و سازگاری با محیط در‬
‫در نقاط تست نمود‪ .‬سپس از عدم وجود جریا ‌نهای تداخلی اطمینان‬ ‫حد بهینه باشــد‪ .‬حفاظت کاتدی خط لوله باعث محدود شدن انتخاب‬
‫حاصل نمود‪ .‬درنهایت با روشن کردن ترانس رکتیفایراصلی یا موقت بر‬ ‫خواهد شد‪ .‬پوشــش نباید مانعی برای انتقال جریان حفاظت کاتدی‬
‫روی این خط‪ ،‬اندازه گیری پتانسی ‌لهای روشن و خاموش و همچنین‬ ‫به نقاط آسیب دیده شود‪ .‬پوشش انتخاب شده نباید یک عایق کامل‬
‫ثبت پتانســیل ‪ AC‬انجام شود‪ .‬در صورتی که جریان ‪ AC‬موثری روی‬ ‫باشد‪ .‬نقص در پوشش مجاز نیست که توسط تست پوشش قبل از راه‬
‫خط وجود داشته باشد ابتدا باید اقدامات لازم برای رفع آن انجام شود‬ ‫اندازی خطوط جدید قابل شناسایی است‪ .‬پوشش مناسب باید بتواند‬
‫و تست پوشش دوباره باید انجام شود‪ .‬درنهایت‪ ،‬چگالی جریان روی‬ ‫کمک به پلاریزاســیون سریع تر خط لوله نماید‪ .‬نکات مهمی در تست‬
‫ســطح پوشش به منظور مقایسه با جدول شماره ‪ 9‬برای تایید یا عدم‬ ‫پوشش وجود دارد که اگر به آنها توجه نشود ایجاد خطا خواهد نمود‪.‬‬

‫تایید کیفیت پوشش خط لوله محاسبه م ‌یشود‪.‬‬ ‫اصول تست پوشش اولیه خط لوله (پلاریزاسیون خط لوله)‬
‫ایزوله نمودن خط مورد نظر از سایر خطوط توسط جدا نمودن اتصال‬
‫توجه به مقاومت خاک و استفاده از معیار صحیح حفاظت کاتدی‬ ‫الکتریکی در محل انشــعابات و تست و بازرسی کامل آنها و همچنین‬
‫اصرار بر رسیدن به پتانسیل ‪ -0/85‬ولت در تمام تس ‌تهای پوشش‬ ‫خاموش نمودن ترانس رکتیفایرهای ایســتگا‌ههای تاثیر گذار بر روی‬
‫کاری اشتباه م ‌یباشد و در بعضی شرایط لازم است از معیارهای دیگر‬
‫برای تایید پلاریزاسیون خط استفاده شود‪ .‬اگر مقاومت خاک به حدی‬ ‫خط مورد نظر باید انجام شود‪.‬‬
‫بالا باشــد که رســیدن به این پتانسیل غیرممکن شــود باید از معیار‬ ‫تنظیــم صحیح ترانــس رکتیفایر برای اندازه گیری پتانســی ‌لهای‬
‫روشن و خاموش در طول مسیر خط لوله طبق استاندارد باید به صورت‬
‫پتانسیل ‪ 100‬میلی ولت خاموش استفاده شود‪.‬‬
‫نسبت ‪ 4‬به ‪ 1‬انجام شود‪.‬‬

‫جدول‪ :9‬کاربرد چگالی جریان درتست پوشش برای چند نوع پوشش متداول‬

‫‪ 46‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫مقاله‬

‫آزمایش غیرمخرب پیشرفته با تکنیک‬
‫امواج هدایت شده (‪)Guided Waves‬‬

‫مسعود شاهی‪۱‬‬

‫آزمایش موج هدایت شده بعنوان ابزار اسکن‪:‬‬ ‫مقدمه ای بر اسکن دور برد با بهره گیری از امواج هدایت شده‬
‫اساسی اســت که تصدیق نماییم نقش مرســوم آزمایش هدایت‬ ‫آزمایش موج هدایت شده در حال حاضر روش خوبی برای بازرسی‬
‫شــده امروزه اسکن نمودن است‪ .‬اکوهای برگشتی از عیوب که توسط‬ ‫خط لوله م ‌یباشــد در این روش بطور موفقیت آمیزی امواج تنشــی‬
‫دســتگاه دریافت شده است نشــان دهنده وجود عیب م ‌یباشد‪ ،‬ولی‬ ‫مکانیکی در امتداد دیواره لوله هدایت م ‌یشــود که م ‌یتواند مســافت‬
‫اطلاعات جزیی تر در مورد ریخت عیوب را بطور کمی نم ‌یدهد‪ .‬بنابراین‬ ‫طولانــی را طی کند‪ .‬بنابراین بطور ســریع اســکن نزدیک به صدرصد‬
‫در رویه بازرسی اســتفاده از آزمایشات هدایت شده برای نشان دادن‬ ‫پوشــش داده شده فراهم م ‌یشود‪ ،‬ترانسدیوســر موج را به موقعیت‬
‫موقعی ‌تها حائز اهمیت است و ســپس اقدامات بعدی توسط سایر‬ ‫انتخاب شــده بروی خط ارسال م ‌یکند و سپس اکو برگشتی از بدنه‬
‫بازرس ‌یهای مرســوم بروی مح ‌لهای شناسایی شده انجام م ‌یشود‪.‬‬ ‫یا عیب را دریافت م ‌یکند زمان رســیدن اکوها بیانگر فاصله انعکاس‬
‫ایــن ترکیب بــرای دادن گزارش دهی حد آســتانه مفید م ‌یباشــد‪،‬‬ ‫دهند‌هها تا ترانسدیوسر م ‌یباشد در یک مرحله آزمایش فاصله ای به‬
‫اموج هدایت شــده پوشــش کاملی از لوله را در رنــج آزمایش فراهم‬ ‫اندازه ‪ 50‬متریا بیشترپوشش داده م ‌یشود امروزه بازرسی موج هدایت‬
‫م ‌ینماید‪ ،‬و همه موقعی ‌تها رابرای آگاهی از جزئیات که بوسیله سایر‬ ‫شــده طویل برای آشکارسازی خوردگی بروی خطوط لوله بالای زمین‬
‫بازرس ‌یها ضروری است مشخص م ‌ینماید بعبارت دیگر‪ GW‬احتمال‬ ‫مورد استفاده قرار م ‌یگیرد چنین خطوطی بوسیله رو ‌شهای مرسوم‬
‫آشکارســازی را بالا م ‌یبرد و بازرســی از هر محل را با ارزیابی صحیح‬ ‫بازرسی م ‌یشود اما مزیت استفاده ازموج هدایت شده افزایش سرعت‬
‫بازرســی و اطمینان از سطح پوشش دهی درحدود صدرصد م ‌یباشد‪.‬‬
‫شناسایی م ‌یکند‪.‬‬ ‫با بهبود تجارب این روش برای کاربردهایی با پیچیدگی بیشتر توسعه‬
‫اصول آزمایش موج هدایت شده ‪:‬‬ ‫یافت‪ ،‬شامل تقاطع خطوط با جاد‌هها‪ ،‬خطوط لوله دفنی‪ ،‬خطوط لوله‬
‫شــکل لوله برای هدایــت انرژی موج مورداســتفاده قرار م ‌یگیرد‪،‬‬ ‫زیر دریا‪ ،‬خطوط لوله پوشــش داده شده و هندس ‌ههای پیچیده که در‬
‫پراکندگی موج را کاهش و رنج بازرسی را افزایش م ‌یدهد‪.‬‬ ‫بعضی از این مــوارد جایگزین دیگری وجود ندارد بنابراین اســتفاده‬
‫از موج هدایت شــده از هزین ‌ههایی نظیر خاکبرداری برای جســتجو و‬
‫امواج هدایت شده و ترانسدیوسر ها‪:‬‬
‫امواج هدایت شــده امواجی اســت که انتشــار آن توســط شکل‬ ‫بررسی جلوگیری م ‌یکند‪.‬‬
‫ســاختاری یا مرزی هدایت م ‌یشود‪ .‬ســاختار جهت موج را هدایت‬
‫م ‌یکند در حالی که خواص موا ‌د‪ ،‬ســرعت‪ ،‬تن ‌شها و جابجا شــد ‌نها‬
‫را تعیین م ‌ینماید‪ .‬کارکرد امواج هدایت شــده در بین ساختار بطوری‬
‫اســت که م ‌یتواند مســافتی را بدون پراکندگی طی کند که این مزیت‬

‫اصلی این روش م ‌یباشد‪.‬‬

‫شکل ‪:1‬منحن ‌یها درگروه سرع ‌تهای انتشاریافته برای لوله ‪ 6‬اینچ رده ‪40‬‬
‫‪ .۱‬کارشناس متالورژی‪ ،‬شرکت لوله وپروفیل سپاهان‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪47 ۹۷‬‬

‫شکل ‪ :3‬شماتیک موج متقارن و نامتقارن‬ ‫در لول ‌هها‪ ،‬هندسه موج هدایت شده بوسیله قطر خارجی و ضخامت‬
‫دیواره لوله تعیین م ‌یشــود‪ .‬شکل یک منحن ‌یهای گروه سرعت موج‬
‫شــکل ‪ 2‬نشان م ‌یدهدکه ســیگنال انعکاس یافته از الگوی تقارن‬ ‫انتشــار یافته برای لوله با قطر خارجی اســمی ‪ 152‬میلیمتر(‪ 6‬اینچ)‬
‫محوری نیز متقارن اســت (یعنی‪ ،‬فقط شامل مد برخوردی)‪ .‬بعبارت‬ ‫رده ‪ 40‬لوله فولادی نشــان داده شده است گروه سرعت یعنی سرعت‬
‫دیگر‪ ،‬ســیگنال انعکاس یافته از الگوی نامتقارن محوری شــامل دو‬ ‫دسته موج برای مثال ‪pulsed‬یا ‪ tone burst‬و مقدار سرعت در ‪GW‬‬
‫قســمت متقارن و نامتقارن محوری اســت و این رفتار م ‌یتواند بیان‬ ‫مهم م ‌یباشــد‪ .‬برای همه اهداف کاربردی‪ ،‬حصول موفقیت آمیز اموج‬
‫کننده قابلیت آشکارسازی عیوب در جو ‌شها باشد‪ .‬جوش لب به لب‬
‫متقــارن محوری نباید موج مارپیچــی رامنعکس کند‪ ،‬بنابراین عیوب‬ ‫هدایت شده برای آزمایش غیر مخرب ضروری است‪:‬‬
‫در جوش عدم تقارن را ایجاد م ‌یکندو باعث انعکاس موج به شــکل‬ ‫خلــوص مد انتقال و دریافت بوســیله انتخــاب مدهای ویژه موج‬
‫مارپیچی م ‌یشــود‪ .‬برای این دلیل هر دو موج مارپیچی و پیچشــی‬
‫قابل اندازه گیری م ‌یباشــد و اطلاعات بصورت کامل فراهم م ‌یشود‪.‬‬ ‫هدایت شده‬
‫قابلیت امواج هدایت شده از همان قوانین گوناگون امواج ‪ bulk‬تبعیت‬ ‫مدهای تولید شده متفرق نشوند‪.‬‬
‫م ‌یکند توسط امواج هدایت شده‪ ،‬امکان پیدا کردن عیوب با عم ‌قهای‬ ‫تمام سطح مقطع دیواره لوله توسط صوت جاروب شود‪.‬‬
‫کمتــر از یک طول موج وجود دارد‪ .‬اســتحکام انعــکاس امواج از هر‬ ‫سیگنا ‌لهای دریافتی از هر جهت متمایز باشد‪.‬‬
‫وضعیت رابطه مســتقیم با مساحت تغییر ســطح مقطع لوله نسبت‬
‫بــه وضعیت محوری بعدی خــود دارد؛ همچنین اندازه طول عیوب بر‬ ‫بطــور معمــول ســازندگان تجهیــزات ‪ GW‬از تکنیــک تبدیــل‬
‫قابلیت انعکاس تاثیر گذار است‪ .‬مجموع رفتار بواسطه اثر تداخل بین‬ ‫کننــده های(ترانسدیوســرهای) پیزوالکتریــک اســتفاده م ‌یکنند‪.‬‬
‫انعکا ‌سها از شــروع تا ته عیب م ‌یباشد‪ .‬با جاروب فرکانس استفاده‬ ‫همچنین جایگزی ‌نهایی نظیر ترانسدیوســ‌رهای الکترومغناطیس و‬
‫شده توسط دســتگاه امکان ندیدن عیوب غیر ممکن است و بوسیله‬ ‫الکترومغناطیسی آکوستیکی نیزوجود دارد‪ .‬البته تکنیک پیزوالکتریک‬
‫ارتباط فرکانسی تمام بازه فرکانسی قابل استفاده است‪ .‬بازرس ‪GW‬‬ ‫معمولا بواسطه استحکام و کیفیت سیگنال دریافتی مطلو ‌بتر است‪.‬‬
‫م ‌یتواند فرکانس نمایش داده شــده از نتایج را بطور پیوسته در حین‬ ‫گذشــته از این بواســطه فرکانس پایین اپراتوری و طراحی مناســب‬
‫آنالیز دیتاها تغییر دهد و زمانی که دامنه عیب حداکثر م ‌یشــود طبقه‬ ‫پــروب‪ ،‬تبدیل کنند‌ههای پیزوالکتریک بطور ســاده با بدنه لوله کوپل‬
‫بندی را انجام دهد‪ .‬در شکل ‪ 3‬شماتیک موج متقارن و نامتقارن نشان‬ ‫م ‌یشــوند‪ .‬کوپل حاصل شــده با ایــن تکنیک بــدون هرگونه عامل‬
‫کوپلینگ و با حداقل شــرایط آماده سازی سطح (نظیر برطرف نمودن‬
‫داده م ‌یشود‪.‬‬
‫رنگ‪ ،‬پوست ‌ههای خوردگی و‪ ) ...‬پایدار و نتایج خوبی تکرار م ‌یشود‪.‬‬
‫میرایی صوت (استهلاک)‪:‬‬
‫یکی از مزی ‌تهای ‪ GW‬طی نمودن مســیری طولانی بدون کاهش‬ ‫آشکار سازی عیوب‪:‬‬
‫قابل توجهی از انرژی م ‌یباشد و میرایی به دلیل عوامل ذیل م ‌یباشد‪:‬‬ ‫آزمایش ‪ GW‬عموما بصورت پالس اکو( ‪ )pulse-echo‬م ‌یباشد‬
‫که در شــکل ‪ 2‬نشــان داده شده اســت‪ .‬موج تولید شده با پروب در‬
‫میرایی ذاتی مواد‬ ‫امتداد لوله انتشار م ‌ییابد و انعکاس نسبی از هر محلی که تغییری در‬
‫کاهش انرژی صوت از لوله به درون موادی که به آن متصل است‪.‬‬ ‫سطح مقطع لوله وجود داشته باشد بدست م ‌یآورد‪ .‬چنین مح ‌لهایی‬
‫شامل وضعی ‌تهای مناســب نظیر جو ‌شهای لب به لب‪ ،‬و از عیوبی‬
‫(برای مثال‪ ،‬ماسه یا گل از لوله دفن شده باشد)‬ ‫نظیرقسم ‌تهای خوردگی انعکاس بدست آید و سیگنا ‌لهای انعکاس‬
‫پراش از هر چیزی که تغییرات موضعی بروی لوله ایجاد کرده باشد‪.‬‬ ‫یافتــه دریافتی از هر محل ثبت م ‌یشــود‪ .‬لولــه در خط طولی تقارن‬
‫(نظیر تغییرات در هندسه‪ ،‬مواد چسبیده شده بروی لوله‪ ،‬زبری و‪) ...‬‬ ‫محوری دارد بدلیل اینکه شــکل لوله بطور محیطی یکنواخت اســت؛‬
‫لذا خط تقارن حفظ م ‌یشــود که به آن تقارن محوری گفته م ‌یشود‪ .‬و‬
‫به الگویی از لوله که خط تقارن را قطع نماید(نظیر عیوب‪ ،‬نشــت ‌یها و‬

‫منافذ)عدم تقارن محوری گفته م ‌یشود‪.‬‬

‫انتخاب مد‪:‬‬ ‫شکل ‪ : 2‬مدهای انعکاسی (‪) a‬مدمتقارن انعکاس و انتقال ازیک وضعیت با تقارن‬
‫ابتدا در اواسط ســال ‪ 1990‬از روش ‪ GW‬با استفاده از امواج طولی‬ ‫محوری( ‪) b‬انتقال‪ ،‬انعکاس و تبدیل مد ازیک وضعیت نامتقارن محوری(جایی که ‪T‬‬
‫استفاده شد بعد از آن سریعا تصدیق شد که مد پیچشی نسبت به مد‬
‫امواج پیچشی و‪ L‬امواج طولی و ‪ F‬امواج مارپیچی است)‬
‫طولی ارجحیت دارد و کاربرد آن بنا بر دلایل ذیل توسعه یافت‪:‬‬
‫مد پیچشــی فقط به دو ردیف پروب نیاز دارد(برای مد طولی چهار‬

‫ردیف لازم است)‬
‫مد پیچشی تمام بازه فرکانسی را منتشر م ‌یکند و بطور کامل متفرق‬

‫‪ 48‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫کیفیت داده ها‪:‬‬ ‫نم ‌یشود‪.‬‬
‫کیفیت داد‌ههای بدست آمده در حین آزمایش به شدت تاثیر پذیر‬ ‫نســبت ســیگنا ل به نویز مد پیچشــی بالاتر از مد طولی است لذا‬
‫ازدســتگاه و تنظیمات صحیح آن م ‌یباشد؛ بنابراین توصیه م ‌یشود از‬
‫عملکرد صحیح و تنظیم درست اطمینان حاصل شود‪ .‬موارد نیاز برای‬ ‫حساسیت بیشتری دارد‪.‬‬
‫مد پیچشی نســبت به ویســکوزیته مایع درون لوله غیر حساس‬
‫بازدید از دستگاه ‪ GW‬به شرح ذیل است‪:‬‬
‫‪ -‬بررسی توان پروب‬ ‫است‪.‬‬
‫دو مد طولی در حین آزمایش انتشــار م ‌ییابد لذا نشان ‌ههای کاذبی‬
‫‪ -‬بررسی استحکام کوپلینگ پروب‬
‫‪ -‬بررسی کابل پروب‬ ‫ایجاد م ‌یشود ولی مد پیچشی این مشکل را ندارد‪.‬‬

‫‪ -‬بررسی سخت افزار دستگاه و درجه حرارت‬ ‫اجرای آزمایش موج هدایت شده(‪)Guided Wave‬‬
‫‪ -‬کنترل نسبت سیگنال به نویز‬ ‫دســتگاه ‪ GW‬نتایج آزمایش را بصــورت ‪ A-Scan‬ارائه م ‌یکند‪،‬‬
‫نشــان دادن فاصله در امتداد طولــی لوله و ‪ C-Scan‬نمای لوله نورد‬
‫نتایــج این بازدیدها به همراه داد‌هها باید ثبت شــود‪ .‬هر گونه خطا‬
‫توســط نرم افزار دســتگاه پیغام هشــدار م ‌یدهد و دیدن داده بلوکه‬ ‫نشده( نمای بالای لوله) را نمایش م ‌یدهد‪.‬‬

‫م ‌یشود و آنالیز باید توسط پرسنل دارای گواهینامه انجام شود‪.‬‬ ‫اطلاعات مورد نیاز قبل از آزمایش‪:‬‬
‫ارائه نتایج‪:‬‬ ‫لازم اســت کارفرما اطلاعات لازم در خصــوص وضعیت آزمایش را‬
‫اعلام نماید‪ ،‬نظیر سایز‪ ،‬دسترسی محلی‪ ،‬چیدمان‪ ،‬انواع نگه دارند‌هها‬
‫شکل شماره ‪ 5‬نتایجی ازلوله با وضعیت متقارن(برای مثال‪ ،‬جوش)‬ ‫و جداکننده ها‪ ،‬عایق گذاری‪ ،‬پوشــش ها‪ ،‬آســتری‪ ،‬رســوبات‪ ،‬درجه‬
‫و نامتقارن(بــرای مثال‪ ،‬نگه دارنده) را نشــان م ‌یدهد نتایج آزمایش‬ ‫حرارت‪ ،‬وضعیت نرمال‪ ،‬عیوب شایع و پوشش دهی موردنیاز و هرگونه‬
‫‪ GW‬عموما با دو الگو نمایش داده م ‌یشود‪ :‬الگوی بالا ‪ C-SCAN‬از‬ ‫اطلاعــات در مورد تاریخچه خط لوله؛ برای مثال عیوب پیدا شــده در‬
‫گذشــته‪ ،‬نقش ‌هها و هر آیتم سودمند دیگر‪ .‬آماده سازی سایت و لوله‬
‫نمای بالا(لوله نورد نشده) و الگوی پایینی نمایش ‪A-SCAN‬‬ ‫لازم است که این شامل دسترسی ایمن به محل آزمایش است؛ برای‬
‫مثال خاک برداری یا نصب داربســت و یا کندن عایق و پوشش برای‬
‫اجــازه دادن نصب حلقه پروب بروی لوله‪ .‬بــازرس ‪ GW‬باید قبل از‬
‫شروع کار مشورت و رایزن ‌یهای لازم را برای انجام بهینه آزمایش انجام‬

‫دهد‪.‬‬

‫شکل ‪ : 5‬مثال نتایج‪)a( :‬نمایش نمای بالای لوله ازنوع ‪C-scan‬و(‪) b‬ردیابی نتیجه‬ ‫اجرای آزمایش ‪:‬‬
‫ازنوع ‪ .A-scan‬جو ‌شهای ‪W1‬و‪ .W2‬ازوضعیت تقارن محوری وازنوع احاطه شده‬ ‫شــکل شماره ‪ 4‬استقرار تجهیزات آزمایش را نشان م ‌یدهد‪ .‬عموما‬
‫پیرامون محیط لوله‪ ،‬درجایی که نگه دارنده ‪ S2‬نامتقارن‪ .‬محوری است که درموقعیت‬ ‫دستگا‌هها دارای باطری و پرتابل م ‌یباشد‪ .‬همچنین مقاومت لازم برای‬
‫ساعت شش قراردارد‪ B1 .‬تو رفتگی قرارگرفته شده نزدیک حلقه پروب و در‪ .‬جهت‬ ‫استفاده در سایت را دارند‪ .‬دستگاه به حلقه پروب‪ ،‬که بروی لوله نصب‬
‫است‪ ،‬از طریق دو عدد کابل متصل م ‌یباشد وآزمایش بوسیله نرم افزار‬
‫مثبت‪ .‬منظوراز‪ DAC‬تصحیح دامنه برحسب فاصله‪.‬‬ ‫نصب شــده بروی کامپیوتر پرتابل کنترل م ‌یشــودکه با کابل ‪ USB‬به‬
‫دســتگاه که در مجاور لوله متصل است‪ .‬تنظیم دستگاه ‪ GW‬و شبکه‬
‫ردیابی نتیجه ‪A-scan‬‬
‫درروش مرســوم مشــاهده داده‪ ،‬دامن ‌ههای دریافتی از هر دو موج‬ ‫داد‌هها در عرض چند دقیقه انجام م ‌یشود‪.‬‬
‫هدایت شده پیچشی و مارپیچی با نسبت فاصله از حلقه پروب دیده‬
‫م ‌یشود در الگوی پایین شکل ‪ ،5‬دامنه انعکاس یافته منتج از فاصله‬ ‫شکل ‪ :4‬مثالی ازوضع قرارگرفتن دستگاه آزمایش امواج هدایت شده‪ ،‬که نشان دهنده‬
‫با مد پیچشــی متقارن بوسیله منحنی سیاه و مد مارپیچی نا متقارن‬ ‫نصب رینگ قابل تنظیم بروی لوله‬
‫بوسیله منحنی آبی رنگ نمایش داده شده است‪ .‬در هر دو طرف حلقه‬
‫پروب‪ ،‬منطقه کوچکی بنام ناحیه مرده وجود دارد که آنالیز غیر ممکن‬
‫است و با رنگ سبز در شکل نشان داده شده است‪ .‬ناحیه مرده توسط‬
‫ناحیه نزدیک احاطه شده است‪ ،‬جایی که دامن ‌ههایی از امواج هدایت‬
‫شده دریافتی کوتاهتر از نشــان ‌ههای پیش بینی شده است و با رنگ‬
‫خاکســتری نمایش داده م ‌یشود‪ .‬تمهیدات ویژه ای در کاهش طول‬
‫این ناحیه مورد اســتفاده قرار م ‌یگیرد؛ برای مثال‪ ،‬زمانی که ســطح‬

‫مقطع کوچکی از لوله آزمایش شود‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪49 ۹۷‬‬ ‫‪w w w. s a v a y. c o m‬‬

‫دارند‌هها مشــخص شود‪ ،‬و همه ی نشــان ‌ههای بالاتر از منحنی ‪Call‬‬ ‫نمایش از نمای بالای لوله‪:C-SCAN‬‬
‫بعضی از سازندگان‪ ،‬سیست ‌مهای آزمایش موج هدایت شده را ارتقاء‬
‫‪ DAC‬باید بررســی شود همچنین همه نشان ‌ههای بالاتر از حد آستانه‪،‬‬ ‫داده انــد بطوری که قابلیت فرام کردن هــر دو نمایش ‪ A-SCAN‬و‬
‫‪C-SCAN‬را دارد‪ .‬نمایش ‪ C-SCAN‬تصویر دو بعدی دامنه انعکاس‬
‫اگر پایین تر از منحنی ‪ Call DAC‬باشد نیزباید بررسی شود‪.‬‬ ‫یافتــه نســبت به موقعیت محیطــی و فاصله از حلقه پــروب را ارائه‬
‫م ‌یدهد‪ ،‬حتی موقعیت عیوب را بصورت دقیق مشخص م ‌ینماید بویژه‬
‫بازرسی ثانویه‪:‬‬ ‫در جه ‌تهــای محیطی‪ .‬بــرای مثال‪ ،‬نگه دارنــده در کف لوله از عیب‬
‫در همیــن موقعیت محوری و در بالای لوله قابل تمایز اســت که این‬
‫بزرگی بازرسی ثانویه ازمحل نشانه هابوسیله نیازمند ‌یهایگزارش‬
‫اطلاعات از نتایج ‪ A-SCAN‬به تنهایی قابل حصول نم ‌یباشد‪.‬‬
‫تعیین م ‌یشود‪ .‬مطابق اصول فنی‪ ،‬در حقیقت بازرسی ثانویه بخشی از‬ ‫کالیبراسیون‪:‬‬

‫بازرسی ‪ GW‬نیست –توجه‪ ،‬برای مثال‪ ،‬مقرارت بازرسی موج هدایت‬ ‫دامنه سیگنال هدایت شده با فاصله در امتداد لوله کاهش م ‌ییابد‬
‫و پس از کالیبراســیون‪ ،‬این کاهش دامنه با اندازه گیری ساختار لوله‬
‫شــده و بازرســی ثانویه با دو رویه جداگانه تعیین م ‌یشود‪ .‬بهر حال‬
‫بطور دقیق برآورد شود‪.‬‬
‫آزمایش ‪ GW‬به همراه بازرسی ثانویه اثر بخش م ‌یشود‪.‬‬ ‫کالیبراسیون دامنه‪:‬‬
‫مکانیز ‌مهــای مختلفی باعث کاهش دامنه ســیگنال در زمان طی‬
‫مثال‌های کاربردی‪:‬‬ ‫شــدن در یک مســیر وجــود دارد و هدف از منحنی دامنه براســاس‬
‫فاصله(‪ )DAC‬تصحیح کاهش دامنه اســت‪ .‬با مراجعه به شــکل ‪5‬‬
‫آزمایش موج هدایت شــده کاربردهای وسیعی دارد‪ ،‬بیشترین اثر‬ ‫دو ســطح منحنی نشان داده م ‌یشــود‪ DAC ،‬جوش به رنگ سیاه و‬
‫‪ Call DAC‬به رنگ آبی‪ ،‬بــروی منحن ‌یها بطور مجزا ترکیبی از تنزل‬
‫بخشی را دارد و رنج وسیعی را نسبت به سایر رو ‌شهای آزمایش غیر‬ ‫نمایی و افت آنی دیده م ‌یشــود‪ .‬جو ‌شها بعنــوان مرجع برای تهیه‬
‫منحن ‌یهای ‪ DAC‬استفاده م ‌یشود لذا دامنه کالیبره م ‌یشود‪ .‬بعضی‬
‫مخرب پوشش م ‌یدهد‪.‬‬ ‫از تکنی ‌کهای کالیبراســیون پیشرفت ‌های توسط ســازندگان پیشنهاد‬
‫م ‌یگردد مانند تکنیک کالیبراســیون مطلق‪ ،‬کالیبراسیون توسط اندازه‬
‫اسکن سریع دور برد‪:‬‬ ‫گیری ابعاد جوش یا کالیبراسیون از اندازه گیری خروجی حلقه پروب‪.‬‬

‫یکی از مزایای اصلی ‪ GW‬رنج وســیع پوشش بازرسی خطوط لوله‬ ‫کالیبراسیون فاصله‪:‬‬
‫نرم افزار بطور فرضی ســرعت موج پیچشی در فولاد (برابر با سرعت‬
‫اســت که بدست م ‌یآید و این بواسطه قابلیت اسکن دوربرد از لوله در‬ ‫موج عرضی)را تعیین م ‌یکند و به اندازه کافی دقیق م ‌یباشد اگر لوله‬
‫در درجه حرارت بالا باشد ســرعت موج پیچشی کاهش م ‌ییابد و در‬
‫یک مرحله بازرســی م ‌یباشد‪ .‬خط لوله گاز ‪ 508‬میلیمتر(‪ 20‬اینچ) در‬ ‫هنگام کالیبرایون برای محاســبه دقیق موقعیــت‪ ،‬خطا م ‌یدهد برای‬
‫تصحیح بدست آوردن فاصله از متر برای اندازه گیری استفاده م ‌یشود‬
‫یک مرحله آزمایش حدود ‪ 230‬متر قابل بازرســی م ‌یباشــد؛ ‪ 100‬متر‬ ‫و فاصلــه مقیاس بندی م ‌یگردد بطوری که محل واقعی محاســبه و‬

‫در جهــت منفــی و ‪ 130‬متر در جهت مثبت محــور طولی‪ ،‬نتایج عدم‬ ‫منطبق شود‪.‬‬
‫نسبت سیگنال به نویز‪:‬‬
‫وجود خوردگی را در رنج بازرســی نشــان م ‌یدهد و حتی نامیزانی لبه‬ ‫ســیگنال به نویزکه همان نبست دامنه سیگنال به سطح نویز برای‬
‫اندازه گیری کیفیت آزمایش غیر مخرب استفاده م ‌یشود برای تعیین‬
‫جو ‌شهای محیطی را نیز نشان م ‌یدهد‪.‬‬ ‫حد آستانه(‪)Threshold‬بالاترین نسبت ســیگنال به نویز‪ ،‬بالاترین‬
‫احتمال آشکارســازی و کمترین عامل وقوع نشان ‌ههای کاذب را ایجاد‬
‫خوردگی در زیر اتصالات عایقی‪:‬‬ ‫م ‌یکند برای آزمایش ‪ GW‬جهــت یافتن خوردگی با کاهش ‪ 6‬درصد‬
‫ضخامت دیواره حداقل نسبت سیگنال به نویز باید ‪ 32‬دسی بل باشد‪.‬‬
‫شیوع اشکال خوردگی در زیر اتصالات عایقی یکی از کاربردهای اولیه‬ ‫برای بهترین تعادل بین حساسیت آشکارسازی و حداقل نشانه کاذب‬
‫آستانه ‪ 6‬دسی بل بالاتر ایجاد شود(یعنی دو برابر دامنه سطح نویز) تا‬
‫برای توسعه ‪ GW‬بود بخشکوتاهی ازاتصال عایقی(تقریبا ‪ 1‬متر)ازلوله‬ ‫نشان ‌ههای کاذب به منحنی‪ DAC‬برخورد نکنند‪.‬‬

‫برای نصب پروب حلقوی لازم است آزاد باشدکه ازاین محل چندین متر‬ ‫تفسیر نتایج‪:‬‬
‫تفســیر داد‌هها بخش مهمی از آزمایش ‪ GW‬م ‌یباشد با هر روش‬
‫ازهرطرف قابلیت دسترسی برای شناسایی وجود خوردگی درزیراتصال‬ ‫آزمایش غیر مخرب‪ ،‬موفقیت تفســیر وابســتگی زیــادی به آموزش‬
‫صحیــح و میزان تجربه بازرس دارد و این موضوع برای آزمایش ‪GW‬‬
‫وجــود دارد‪ ،‬به همین دلیل اهمیــت بهکارگیری و تضمین یکپارچگی را‬ ‫نیز مصداق دارد‪ .‬در ابتدای آزمایش باید محل همه جوش‪ ،‬فلنج و نگه‬

‫نسبت به سایر تکنی ‌کهای مرســوم برای بازرسی این نوع از خوردگی را‬

‫دارد(برای مثال تکنی ‌کهای رادیوگرافی)که م ‌یتواند درسطوح ایجاد خطا‬

‫نماید زیرا بازرسی ازتمام سطح مقطع امکان پذیرنم ‌یباشد‪.‬‬

‫لوله درجه حرارت بالا‪:‬‬

‫بعضــی از ســازندگان تجهیزاتــی تولید م ‌یکنند که برای بازرســی‬

‫لوله تحت درجه حرارت بالا طراحی شــده اســت(تا دمای ‪ 350‬درجه‬

‫سانتیگراد) برای مثال حلقه پروب نسوز که تا ‪ 203‬متر را در دمای ‪240‬‬

‫درجه سانتیگراد قابلیت بازرسی دارد‪ .‬سطوح خورده شده شناسایی و‬

‫توسط بازرسی ثانویه با دیگر تکنی ‌کها بازرسی م ‌یشود‪.‬‬

‫نتیجه گیری‪:‬‬

‫آزمایش راهنمایی شــده بهترین روش برای بازرســی خطوط لوله‬

‫م ‌یباشد‪ .‬لازم اســت به خاطر داشته باشیم که این روش اسکن باید‬

‫برای آشکارســازی‪ ،‬تعیین محل و طبقه بندی عیوب انجام م ‌یشــود‬

‫و بازرســ ‌یهای ثانویه بهمراه دیگر تکنی ‌کهای غیر مخرب کمی‪ ،‬برای‬

‫اندازه گیری و سایزینگ دقیق عیوب باید انجام شود‪ .‬استفاده از روش‬

‫موج هدایت شــده از صرف هزین ‌ههای زیاد برای جســتجو و بررسی‬

‫م ‌یکاهد و وضع قرار گیری دستگاه و بدست آوردن اطلاعات در مدت‬

‫زمان چند دقیقه انجام م ‌یشود‪.‬‬

‫‪Material evaluation VOL 75. NO. 10‬‬ ‫مرجع‪:‬‬

‫‪ 50‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬