نشریه شماره 12 خطوط لوله ی نفت و گاز

‫مقاله‬

‫بررسی تاثیراستفاده ازحرارت بازیاب توربینهای‬
‫گازی ایستگاه پمپاژنفت سمنان برای گرمایش‬

‫نفت با هدف کاهش مصرف انرژی‬

‫محسن شهابی‪ ،۱‬عباس اکبرنیا‪ ،‬حسنعلی ازگلی‪۲‬‬

‫‪ -4000TB‬اســتکه دردو وضعیت عمده عملیاتی با دبی نامی ‪ 000 ،90‬و‬ ‫چکیده‬
‫‪ 000 ،180‬بشکه درروزبهرهبرداری م ‌یشود‪ ،‬این ایستگاه انواع فرآوردههای‬ ‫دراین مقاله تاثیراســتفاده ازحرارت بازیاب توربینهای گازی ایستگاه پمپاژ‬
‫نفت سمنان برای گرمایش نفت با هدف کاهش مصرف انرژی مورد بررسی قرار‬
‫نفتی شامل ‪ GO1، KER2، MS3، ATK4‬را پمپاژم ‌یکند‪.‬‬ ‫گرفته است‪ .‬یکی ازراهکارهای کاهش ویسکوزیته درسیالات‪ ،‬گرمایش آنهاست‪.‬‬
‫ویســکوزیته‪ ،‬یکی از فاکتورهای موثر بر توان مصرفی پمپ اســت‪.‬‬ ‫بدین منظوربا آنالیزمحصولات احتراق خروجی ازاگزوزتوربین گازی و شــرایط‬
‫کاهش ویسکوزیته موجب افزایش عدد رینولدز (رینولدز عبارتست از‬ ‫محیطی ایستگاه‪ ،‬حرارت حاصل ازبویلربازیاب محاسبه شده است‪ .‬همچنین خط‬
‫نسبت نیروهای اینرسی به ویسکوز) م ‌یشود‪ ،‬بنابراین براساس نمودار‬ ‫لوله ذکرشــده و تجهیزات اصلی ایستگاههای سمنان و شاهرود و بویلربازیاب‬
‫مودی‪ ،‬ضریب اصطکاک و به تبع آن افت فشار درون لوله کم م ‌یشود‪.‬‬ ‫توسط نر ‌مافزار‪ PipelineStudio‬مدل شد ‌هاند‪ .‬با اجرای مدل مشخص شد که‬
‫افزایش شاخص ‪ API‬یا دمای متوسط خط موجب کاهش ویسکوزیته‬ ‫گرمایش سیال نفت گازبا استفاده ازمبدل پوسته و لوله‪ ،‬با فرض افت فشارصفر‬
‫شــده و موجب بروز اعداد رینولدز بالا و اصطکاک و انرژی پمپاژ کمتر‬ ‫درمبدل‪ ،‬موجب صرف ‌هجویی ‪ 279785‬گازطبیعی درسال م ‌یشود‪ .‬اما افزایش‬
‫م ‌یشــود‪ ،‬کاهش توان مصرفی پمپاژ به معنای افزایش راندمان است‬ ‫تلفات داخلی مبدل حرارتی و افت فشارجریان سیال ازمیزان این صرفه جویی‬
‫و موجب افزایش ظرفیت انتقال به علت افت فشار کمتر م ‌یشود‪]۳[ .‬‬ ‫کاسته است؛ به طوری که با افزایش تلفات تا مقداربحرانی‪ ،‬روند کاهش مصرف‬

‫گرمایش نفت‬ ‫سوخت معکوس شده و موجب افزایش آن م ‌یشود‪.‬‬
‫به طــور کلی دو راهکار عمده برای کاهش ویســکوزیته نفت وجود‬ ‫واژ‌ههای کلیدی‪ :‬ایســتگاه پمپاژنفت؛ خط لوله؛ صرف ‌هجویی انرژی؛ توربین‬
‫دارد‪ :‬یکی مخلوط کردن آن با مواد سبکتر و دیگری گرمایش آن است‪.‬‬
‫گرمایش به علت کاهش ســریع ویسکوزیته با دما یکی از راهکارهای‬ ‫گازی؛ بازیاب حرارت‬
‫جذاب بویژه برای نفت خام محســوب م ‌یشود‪ ،‬البته بایستی ذکر کرد‬
‫که گرمایش نفت کار آسانی نیست و نیاز به ملاحظات زیادی از جمله‬ ‫مقدمه‬
‫انبساط خط‪ ،‬تلفات حرارتی‪ ،‬تاثیر بر عملکرد پمپها و نرخ بالای خوردگی‬ ‫تقاضای جهانی برای نفت در طی دو دهه گذشــته افزایش شــدید‬
‫دارد[‪]۴‬؛ همچنیــن هزینه زیاد آن به علت صرف انرژی و ایزوله کردن‬ ‫داشته است‪ .‬در سالهای اخیر تقاضای جهانی ‪ %5 .1‬بیشتر از سال قبل‬
‫خط لوله از معایب آن محســوب م ‌یشود‪ .‬نمودار «شکل‪ » 1‬تغییرات‬ ‫بوده اســت‪ .‬مطالعات نشــان میدهد که در طی ‪ 20‬سال آینده حداقل‬
‫‪ 80%‬از تقاضــای انرژی جهان توســط نفت و گاز تامین خواهد شــد‪،‬‬
‫ویسکوزیته نفت خام را با دما نشان م ‌یدهد‪.‬‬ ‫بنابرایــن هیدروکربنها هنوز هم نقش اساســی در تامین انرژی جهان‬
‫نمودار «شکل‪ » 2‬اثر تغییرات ویسکوزیته به تغییرات توان مصرفی‬
‫پمپاژ بــرای خط لولهای به قطر ‪ 16‬ایتچ و طــول ‪ 161‬با ظرفیت ‪1126‬‬ ‫خواهند داشت[‪.]1‬‬
‫ایســتگاههای پمپاژ نفت یکی از صنایع انرژی بر در کشور میباشند‪،‬‬
‫نشان میدهد‪.‬‬ ‫در حال حاضر پتانسیل صرفه جوئی انرژی در خطوط انتقال نفت برابر‬
‫با ‪ 16 .0 Mboe/year‬اســت که معادل بــا کاهش ‪ 06 .0 mt CO2‬در‬

‫سال م ‌یباشد[‪.]۲‬‬
‫یکی از راهکارهای کاهش مصرف انرژی در ایستگاههای پمپاژنفت‬
‫کاهش ویســکوزیته نفت اســت‪ ،‬هدف از این مطالعه بررســی تاثیر‬
‫استفاده از حرارت گازهای خروجی از توربین گازی ایستگاه پمپاژ نفت‬
‫سمنان برای گرمایش نفت عبوری با هدف کاهش ویسکوزیته و توان‬

‫مصرفی پمپها است‪.‬‬

‫شکل‪ :1‬تغییرات ویسکوزیته یک نمونه نفت خام با دما(‪)Moshfeghian2009,‬‬ ‫ساختار سیستم‬
‫خط لوله انتقال فرآوردههای نفتی سمنان – شاهرود یکی از قطعات‬
‫‪1. Gas oil‬‬ ‫خط لوله اصلی تهران مشــهد‪ ،‬به طول ‪ 189 km‬و قطر‪ 22 in‬م ‌یباشــد‪.‬‬
‫‪2. Kerosene‬‬ ‫ایســتگاه پمپاژسمنان دارای سه پمپ اصلی با محرک توربینگازازنوع‬
‫‪3. Motor spirit‬‬
‫‪4. Aviation turbine kerosene‬‬ ‫‪ .۱‬شرکت خطوط لوله و مخابرات نفت ایران ‪Mohsenshahabi2@gmail. com‬‬
‫‪۲‬و‪ .۳‬پژوهشکده مکانیک سازمان پژوهشهای علمی و صنعتی ایران‬
‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪51 ۹۷‬‬ ‫‪abbasakbarnia@yahoo. com , a. ozgoli@irost. ir‬‬

‫جدول ‪ :1‬آنالیزاحتراق سوخت توربینها[نگارنده]‬

‫تولیدی‬ ‫‪%‬مولی‬ ‫مورد نیاز‬ ‫تولیدی‬ ‫تولیدی‬ ‫جزء‬
‫‪Kmol‬‬ ‫‪Kmol‬‬ ‫‪Kmol‬‬ ‫‪Kmol‬‬

‫‪96/63 96/63 193/2‬‬ ‫‪193/2‬‬ ‫‪726/4‬‬

‫‪2/54 1/27 4/44‬‬ ‫‪3/81‬‬ ‫‪16/69‬‬

‫‪0/42 0/14‬‬ ‫‪0/7‬‬ ‫‪0/56 2/63‬‬

‫‪0/28 0/07 0/45‬‬ ‫‪0/35‬‬ ‫‪1/69‬‬

‫‪0/5 0/1 0/8 0/6 3/0‬‬

‫‪- 0/56‬‬ ‫‪-‬‬ ‫‪- 0/56‬‬ ‫شکل‪ :2‬اثرتغییرات ویسکوزیته به تغییرات توان مورد نیازپمپاژبرای خط لوله ای به قطر‬
‫‪1/23 1/23‬‬ ‫‪-‬‬ ‫‪--‬‬ ‫‪ 16 in‬و طول‪.)Moshfeghian2009,(161 km‬‬

‫‪101/6‬‬ ‫‪100‬‬ ‫‪199/6‬‬ ‫‪198/5‬‬ ‫‪786/9‬‬ ‫جمع‬ ‫در مطالع ‌های نشــان داده شده که اســتفاده از گرمایش نفت خام‬
‫رابطه‪۱‬‬ ‫موجب افزایش فاصله ایستگاههای پمپاژ به مقدار ‪ 30%‬شده است‪]۵[ .‬‬
‫رابطه‪۲‬‬ ‫یکی از خطوط معروف در این حوزه‪ ،‬خط لوله ‪ 48‬به طول ‪ 800‬مایل‬
‫در آلاســکا است که با استفاده از سه هیتر موجب افزایش دمای نفت‬
‫جدول ‪ : 2‬اجزای فلوگاز[نگارنده]‬ ‫از ‪ 20 C°‬به ‪ 50 C°‬م ‌یشود‪ .‬با این روش و اضافه نمودن چند حلقه با‬
‫ســرمایه گذاری ‪ 48‬میلیون دلار‪ ،‬ظرفیت حمل به مقدار ‪146000 bpd‬‬
‫اجزاء ‪flue gas‬‬ ‫‪%Vol‬‬ ‫‪%Mas‬‬ ‫‪1/872‬‬
‫‪Water,vapor‬‬ ‫‪0/846‬‬ ‫افزایش یافته است‪]۶[ .‬‬
‫‪15/4‬‬ ‫‪9/7‬‬ ‫‪1/039‬‬ ‫یکی دیگــر از خطوط معروف‪ ،‬خط لولهــای در ونزوئلا به طول ‪200‬‬
‫‪7/9‬‬ ‫‪12/2‬‬ ‫‪0/918‬‬ ‫و قطر ‪ 36‬اســت که در آن نفت خام قبل از پمپاژ با نفتا مخلوط شــده‬
‫‪61/1‬‬ ‫‪60/4‬‬ ‫و ســپس به مقدار ‪ f 18‬گرم م ‌یشــود‪ ،‬این روش در کنار اضافه کردن‬
‫‪15/5‬‬ ‫‪17/5‬‬ ‫یک ایســتگاه پمپاژ میانی موجب افزایش ظرفیــت انتقال به مقدار‬

‫جدول ‪ :3‬دادههای مورد نیازبرای محاسبه توان حرارتی موجود درجریان فلوگاز‬ ‫‪ 200000 bpd‬شده است‪]۷[ .‬‬

‫سهم‬ ‫فشار‬ ‫دمای‬ ‫دمای‬ ‫محاسبه توان حرارتی اگزوز توربینها‬
‫در محصولات‬ ‫جزئی‬ ‫نقطه‬ ‫گازهای‬ ‫نقطه شــبنم مخلوط گاز و بخار‪ ،‬درجه حرارتی اســت که در فشــار‬
‫شبنم‬ ‫ورودی به‬ ‫ثابــت‪ ،‬بخار تبدیل به مایع م ‌یشــود‪ .‬این نقطــه در بویلرها از اهمیت‬
‫احتراق‬ ‫آب‬ ‫اگزوز‬ ‫خاصی برخوردار است زیرا چگالش بخار موجب خوردگی اسیدی بویلر‬
‫م ‌یشــود‪ .‬احتمال رسیدن دمای دود به نقطه شبنم در انتهای ‪HRU5‬‬
‫‪34 1/070‬‬ ‫‪%‬‬ ‫‪Kpa °C‬‬ ‫‪°C‬‬ ‫بیشتر اســت‪ ،‬فشــار محصولات احتراق در این ناحیه با فشار محلی‬
‫‪15/4‬‬ ‫‪16/5 56‬‬ ‫‪456‬‬ ‫ســایت بعلاوه افت فشار دودکش برابر اســت‪ .‬این دما عامل محدود‬

‫مدلسازی‬ ‫کننده برای استفاده از حرارت گازهای خروجی توربین است‪.‬‬
‫برای مدلسازیگرمایش سیال و به علت پرهیزازریسکهای عملیاتی‪،‬‬ ‫با استفاده از آنالیز جزیان ‪ Flue gas‬و جداول ترمودینامیک‪ ،‬دمای‬
‫گرمایش نفت با محصولات احتراق توربین گاز‪ ،‬همانند «شــکل‪ » 3‬از‬
‫دو مبدل پوســته لوله اولیه و ثانویه استفاده شده است‪ .‬هدف مبدل‬ ‫شبنم محصولات احتراق ‪ 56‬درجه سلسیوس محاسبه شده است‪.‬‬
‫اولیه‪ ،‬گرمایش آب با محصولات احتراق و هدف مبدل ثانویه‪ ،‬گرمایش‬ ‫برای محاسبه ظرفیت حرارتی جریان فلوگاز در اگزوز توربین از رابطه‬
‫‪ 1‬و جدول اجزای فلوگاز اســتفاده شده است(جدول ‪ .)2‬گرمای ویژه‬
‫نفت با آب گرم شده است‪.‬‬ ‫محصولات احتراق ‪ = 1/070‬محاسبه شــده است‪ .‬داد‌ههای مورد نیاز‬
‫محاســبات انجام شده برای مبدل ثانویه نشــان از ‪ psi4/34‬افت‬ ‫برای محاســبه توان حرارتی موجود در جریان فلوگاز در جدول ‪ 3‬ارائه‬
‫فشــار جریان ســیال نفت گاز در این مبدل برای هــر توربوپمپ دارد‪.‬‬ ‫شــده است‪ .‬با اســتفاده از این جدول و رابطه ‪ ،2‬توان حرارتی جریان‬

‫فلوگاز ‪ 6591‬بدست آمد‪.‬‬

‫‪5. HEAT RECOVERY UNIT‬‬

‫‪ 52‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫همانطور که در نمودار شکل ‪ 4‬دیده م ‌یشود استفاده از هیتر موجب‬ ‫ایستگاه پمپاژ و خط لوله به همراه مبدل پوسته لوله مدل شده است‪.‬‬
‫کاهش ویســکوزیته و انرژی ویــژه و افزایش دبی از ‪ 656‬به ‪ 674‬در‬ ‫در جدول ‪ 4‬مشخصات مدل ارائه شده است‪.‬‬
‫حالت توان ثابت مصرفی پمپ شــده است‪ .‬سپس با افزایش تلفات‬
‫جریان در هیتر‪ ،‬انرژی ویژه شــروع به افزایش کرده است‪ .‬با رسیدن‬ ‫‪Flue gas‬‬
‫تلفات جریانی درون هیتر به ‪ 27 psi‬مقدار انرژی ویژه مشابه وضعیت‬
‫خاموشــی هیتر شده اســت‪ .‬لازم به یادآوری است که تلفات داخلی‬
‫مبدل ثانویه محاســبه شــده‪ psi4/34 ،‬است‪ .‬استفاده از هیتر در این‬
‫حالت تا تلفات داخلی ‪ 27 psi‬منفعت انرژی دارد و با افزایش تلفات‪،‬‬
‫اثرات افزایش توان مصرفی به علت افت فشار‪ ،‬بر کاهش توان به علت‬

‫کاهش ویسکوزیته غالب م ‌یشود‪.‬‬

‫نتیجه گیری‬ ‫‪Cold water‬‬ ‫‪Hot water‬‬
‫‪pump‬‬ ‫‪Cold oil from pump station‬‬
‫با اســتفاده از نتایج مدل و کل فرآورده عبوری از ایستگاه در مدت‬
‫‪Hot oil to pipeline‬‬ ‫‪Cold water‬‬
‫یک ســال‪ ،‬مشاهده م ‌یشود که گرمایش ســیال نفت گاز با استفاده‬ ‫شکل ‪ :3‬شماتیک سیستم بازیاب حرارت‬

‫از مبدل پوســته و لوله‪ ،‬با فرض افت فشــار صفــر در مبدل‪ ،‬موجب‬ ‫‪.‬‬

‫صرفهجویی‪ 279785‬گاز طبیعی شده است‪ .‬با افزایش تلفات داخلی‬ ‫جدول ‪ : 4‬مشخصات مدل خط لوله همراه با مبدل حرارتی[نگارنده]‬

‫هیتر و افت فشــار جریان ســیال‪ ،‬از منافع انرژی این موضوع کاسته‬ ‫نوع توان حرارتی راندمان‬ ‫دمای عمق‬
‫عایق‬ ‫سیال‬
‫شــده اســت؛ به طوری که با افزایش تلفات به بیش از ‪ ،30 psi‬روند‬ ‫لوله‬ ‫محیط‬ ‫‪API‬‬
‫لوله ‪ kw‬بویلر‬ ‫کاری‬
‫کاهش مصرف سوخت معکوس شده و موجب افزایش آن م ‌یشود‪.‬‬ ‫‪°C‬‬

‫محاســبات فوق برای خط لوله مشابه با ‪ 2 in‬عایق فایبرگلاس در کنار‬ ‫‪%90‬‬ ‫‪6591‬‬ ‫‪ 1/2‬دفنی‬ ‫‪Bitumen‬‬ ‫نفت‬
‫‪15 40‬‬
‫پوشش مرسوم انجام گرفت و نتایج نشان از ‪ 16%‬صرفه جویی بیشتر‬ ‫گاز ‪5‬‬

‫در مصرف انرژی بود‪.‬‬ ‫مدل در ابتدا در حالت خاموشــی بویلر و ســپس در حالت روشن‬
‫بودن آن و سپس با افزایش مقدار افت فشار جریان سیال درون هیتر‬
‫منافع انرژی اشــاره شده با فرض افت فشار صفر در مبدل حرارتی‬
‫به صورت مرحل ‌های اجرا شده است‪.‬‬
‫بدســت م ‌یآید‪ .‬در حالی که محاسبات نشان داد که افت فشار جریان‬
‫‪Specefic energy - kw.Hr/m3‬‬‫‪13.2‬‬ ‫‪680‬‬ ‫‪S.E‬‬
‫در مبدل طراحی شده ‪ 34 psi‬م ‌یباشد‪ .‬به این معنی که منافع انرژی‬ ‫‪Flow - m3/hr‬‬‫‪13.1‬‬‫‪675‬‬ ‫‪flow‬‬
‫‪670‬‬
‫حاصل از گرمایش سیال نفت گاز به علت کاهش ویسکوزیته‪ ،‬بخاطر‬ ‫‪13‬‬ ‫‪10 20 30 40‬‬ ‫‪665‬‬
‫‪12.9‬‬ ‫‪Pressure drop in heater - psi‬‬ ‫‪660‬‬
‫وجود تلفات اصطکاکی در مبدل ثانویه و انرژی مصرف شده در مبدل‬ ‫‪12.8‬‬ ‫‪655‬‬
‫‪12.7‬‬ ‫‪650‬‬
‫اولیه برای پمپاژ آب از بین میرود‪ ،‬خلاصه نتایج این مطالعه عبارتند از ‪:‬‬ ‫‪12.6‬‬ ‫‪645‬‬
‫‪12.5‬‬ ‫‪640‬‬
‫استفاده از حرارت گازهای خروجی توربین گاز در یک مبدل حرارتی‬ ‫‪50‬‬
‫‪0‬‬
‫و گرمایش سیال موجب کاهش توان مصرفی پم ‌پها به علت کاهش‬

‫ویسکوزیته م ‌یشود‪.‬‬

‫افزایش تلفات داخلی مبدل موجب افزایش مصرف انرژی م ‌یشود‪.‬‬

‫اســتفاده از مبدل حرارتی موجب تلفــات جریانی ‪ 34 psi‬در خط‬

‫لوله م ‌یشود‪.‬‬

‫اســتفاده از حــرارت بازیاب توربینها برای گرمایش ســیال به علت‬

‫بوجود آوردن تلفات اصطکاکی جریان‪ ،‬در ایستگاه سمنان منافع انرژی‬

‫ندارد‪.‬‬

‫منابع‬

‫‪1. Santos, I. C. V. M and others , FACTORS THAT AFFECT CRUDE OIL VISCOSITY AND TECHNIQUES‬‬
‫‪TO REDUCE IT: A REVIEW, BRAZILIAN JOURNAL OF PETROLEUM AND GAS | v. 11 n. 2 | p. 115-‬‬
‫‪130 | 2017 | ISSN 1982-0593‬‬
‫‪2. Sojdei F , Eslami M and Sayfi N,Potentials of energy conservation in the industry sector of Iran,‬‬
‫‪eceee industrial summer study proceedings.‬‬
‫‪3. Moshfeghian Mahmood , 2009, Considering the effect of crude oil viscosity on pumping‬‬
‫‪Requirements , petroskills , Tip of the Month‬‬
‫‪4. A. Saniere and others , Pipeline Transportation of Heavy Oils,a Strategic, Economic and‬‬
‫‪Technological Challenge , Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, Vol. 59 (2004), No. 5, pp.‬‬
‫‪455-46‬‬
‫‪5. Ricardo Dunia* and Thomas F. Edgar , Study of Heavy Crude Oil Flows in Pipelines with‬‬
‫‪Electromagnetic Heaters, Energy Fuels, 2012, 26 (7), pp 4426–4437‬‬
‫‪6. John M. Gerez and Archie R. Pick , Heavy Oil Transportation by Pipeline,‬‬
‫‪Francis Yip,2003, New operation strategies in heavy crude pipeline will increase profit margin,‬‬
‫‪www. ogj. com‬‬

‫شکل ‪ :4‬تغییرات انرژی ویژه و دبی با افت فشاردرون هیتر‪ -‬مدل گرمایش سیال‪ -‬بهره‬
‫برداری با دبی حداقل[نگارنده]‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪53 ۹۷‬‬ ‫‪w w w. s a v a y. c o m‬‬

‫مخازن‬

‫شرایط حذف تست هیدرواستاتیک‬
‫مخازن ذخیره و خطوط لوله‬

‫درصنایع نفت‪ ،‬گازو پتروشیمی‬

‫عارف محمدزاده نوین‪1‬‬

‫تخلیه و انتقال آن م ‌یباشد‪ .‬اگرچه معمول ًا تست هیدرواستاتیک فلزرا دچارتسلیم‬ ‫چکیده‬
‫و تغییرشکل دائمی و خارج شدن ازرفتارالاستیک نم ‌یکند‪ ،‬اما خود این تنشهای‬ ‫تستهای هیدرواستاتیک مخازن بزرگ ذخیره نفت خام و فرآورد‌هها که معمول ًا‬
‫الاستیک باقیمانده درشرایطی که با سایرتنشــهای بوجود آمده درحین مراحل‬ ‫طبق اســتانداردهای مرجع ‪ API 620‬و ‪ API 650‬طراحی و ســاخته م ‌یشوند و‬
‫ســاخت و نصب مخازن یا خطوط لوله ترکیب شــده و آثارآنها با هم جمع شود‪،‬‬ ‫همچنین خطوط لولــه طویل انتقال نفت‪ ،‬گازو فرآورد‌ههــا که معمول ًا مطابق با‬
‫رفتارفلزرا درطول عمرطراحی دستخوش تغییراتی خارج ازحدود انتظارم ‌یکند‪.‬‬ ‫استانداردهای مرجع ‪ API 1104، API 1111، ASME B31. 4‬و ‪ASME B31. 8‬‬
‫چنانچه بتوانیم تستهای هیدرواستاتیک مخازن ذخیره بزرگ و خطوط لوله طویل را‬ ‫طراحی و اجراء م ‌یگردند‪ ،‬همواره بخش مهمی ازمنابع مالی‪ ،‬زمان پروژه و منابع‬
‫با اعمال برخی ملاحظات اضافی درمرحله طراحی‪ ،‬با تنش زدایی اتصالات جوشی‬ ‫انسانی را به خود اختصاص م ‌یدهد‪ .‬این مطلب بخصوص زمانیکه بواسطه شرایط‬
‫ضخیم (مثل ًا‪ ،‬ضخامت بالاتراز‪ 20‬میلیمتر) و افزایش میزان بازرسیهای غیرمخرب‬ ‫خاص سایت پروژ‌هها میزان منابع قابل دسترس آب باکیفیت مناسب برای انجام‬
‫(مانند التراسونیک‪ ،‬تست نشرموج آکوستیک و ذرات مغناطیسی یا مایعات نفوذ‬ ‫تستها با محدودیتهایی مواجه بوده یا دامنه تغییرات دمایی سایت درطول مدت‬
‫کننده) جایگزینکنیم‪ ،‬ضمن حفظ معیارهای ایمنی فنی دراجرای پروژه‪ ،‬تاثیرقابل‬ ‫انجام تست وسیع بوده ویا شرایط جوی سایت برای انجام تست هیدرواستاتیک‬
‫ملاحظه ای درحفظ منابع محیط زیســت (خاک‪ ،‬آب و هوا) داشته و علاوه برآن‪،‬‬ ‫مناســب نباشــد‪ ،‬اهمیت خاصی پیدا م ‌یکند‪.‬گاهی نیزاگرچه منابع آب کافی و‬
‫امکانات سایت پروژه مناسب است‪ ،‬ولی به لحاظ قوانین و مقررات زیست محیطی‬
‫صرفه جویی چشمگیری درمدت زمان اجرای پروژ‌هها حاصل خواهد شد‪.‬‬ ‫پــروژه‪ ،‬امکان تخلیه آب (که معمول ًا حاوی میــزان قابل توجهی ازمواد بازدارنده‬
‫دراین مقاله ســعی شده است که امکان حذف تست هیدرواستاتیک مخازن‬ ‫خوردگی‪ ،‬رنگهای مشخصکننده نشت و سایرمواد آلاینده است‪ ) .‬به محیط وجود‬
‫ذخیره بزرگ و خطوط لوله طویل درصنایع نفت‪ ،‬گازو پتروشیمی به اختصارمورد‬ ‫نداشــته و مستلزم پیش بینی و فراهم نمودن تجهیزات و تانکرهای متعدد برای‬

‫بحث و بررسی قرارگیرد‪.‬‬

‫‪ .۱‬مهندس ارشد مکانیک (بازرسی فنی)‪ ،‬شرکت نیپک‪aref. novin@gmail. com ،‬‬

‫‪ 54‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫شکل ‪ – 1‬فرآیند تولید لوله بدون درز( با قطرنامی‪ 10‬تا ‪ 26‬اینچ)‬ ‫مقدمه‬
‫کشــور ایران با وســعتی معادل ‪ 1648195‬کیلومتــر مربع در غرب‬
‫ازهرگروه لوله تولید شده دارای یک شماره ذوب‪ ،‬نمون ‌ههایی بصورت‬ ‫قاره آســیا‪ ،‬در منطقه خاورمیانه‪ ،‬در زمره کشورهای کم بارش و خشک‬
‫تصادفی مورد تســت هیدرولیک فشار – نشــت قرار م ‌یگیرد‪ .‬البته‪،‬‬ ‫جهان قرار داشته‪ ،‬و میانگین بارش سالانه آن کمتر از ‪ 250‬میلیمتر (در‬
‫تستهای مخرب و غیرمخرب و بازرسیهای دیگری نیز در مراحل حین‬ ‫مقایســه با میانگین بارش سالانه جهان که برابر ‪ 850‬میلیمتر است‪) .‬‬
‫ســاخت و تولید لول ‌هها و در بازرســی نهائی‪ ،‬توسط پرسنل متخصص‬ ‫است‪ .‬در سالهای گذشته روند بارشهای جوی کشور رو به کاهش بوده و‬
‫کنترل کیفیت خط تولیــد لول ‌هها بصورت متداول انجام م ‌یگیرد‪ ،‬تا از‬ ‫هشدارهای متعدد وزارت نیرو و سازمان آب و فاضلاب کشور‪ ،‬در جهت‬
‫صحــت ابعاد و ســامتی و ایمنی آن برای کاربرد مورد نظر مشــتری‬ ‫تشویق عموم جامعه به صرفه جویی در مصرف آب‪ ،‬همواره و بخصوص‬
‫در نیمه اول ســال مطرح بوده اســت‪ .‬لذا‪ ،‬چنانچــه بتوان این صرفه‬
‫اطمینان حاصل گردد‪.‬‬ ‫جوییها را در صنعت نیز بکار گرفت‪ ،‬گام موثری در جهت حفظ و صیانت‬
‫در کارخانجات نورد و تولیــد ورقهای فولادی نیز‪ ،‬فعالیتهای کنترل‬ ‫از منابع آب کشور برداشته خواهد شد‪ .‬در این خصوص‪ ،‬بررسی شرایط‬
‫کیفیت و بازرســی از مراحل ذوب و ریخته گری تختال (‪ )Slab‬تا به‬ ‫امکان حذف تست هیدرواستاتیک مخازن ذخیره بزرگ و خطوط لوله‬
‫پایان مرحله تولید ورقهای نورد شده و برشکاری‪ ،‬علامتگذاری و بسته‬ ‫طویل یکی از زمین ‌ههایی اســت که شــاید پس از سیستمهای خنک‬
‫کننده با سیال عامل آب‪ ،‬بیشترین تاثیر را در میزان مصرف منابع آب‬
‫بندی آنها برای حمل به انبار صورت م ‌یگیرد‪.‬‬
‫مراحل پیش از نورد تختال (‪ ،)Slab‬اغلب شامل بازرسی چشمی‪،‬‬ ‫دارد‪.‬‬
‫کنترل آنالیز شــیمیایی‪ ،‬تســت مایعات نفوذکننده‪ ،‬و گاهی ســختی‬
‫سطحی‪ ،‬درمقایسه با مشخصات فنی جنس خواسته شده و همچنین‬ ‫اهمیت تست هیدرواستاتیک‬
‫تست التراســونیک (جهت بررسی وتشــخیص میزان عیوب داخلی‬ ‫هــرگاه مراحل ســاخت و نصب یک مخزن ذخیــره و یا یک خط‬
‫لوله به اتمام م ‌یرســد‪ ،‬تســت هیدرواســتاتیک آن بر مبنای کدها و‬
‫تختال) م ‌یباشد‪.‬‬ ‫استانداردهای مرجع‪ ،‬به منظور اثبات سلامت و یکپارچگی و بررسی هر‬
‫پس از تائید تختالهای ریخته گری شده‪ ،‬چنانچه میزان ناخالصیها‬ ‫گونه نشــت احتمالی انجام م ‌یگیرد‪ .‬در هر تست هیدرواستاتیک و یا‬
‫و عیوب فیزیکی آن در حد رواداری استاندارد مرجع تعیین شده باشد‪،‬‬
‫آنها را برای آماده ســازی جهت نورد گرم‪ ،‬بــه کور‌ههای گازی بزرگ با‬ ‫تست فشار – نشت‪ ،‬در حقیقت دو نکته نهفته است‪:‬‬
‫اتمســفر کنترل شــده منتقل نموده و تختالها را گرم م ‌یکنند تا بطور‬ ‫بررســی یکپارچگی و عدم وجود عیوب احتمالــی (حتی به ظاهر‬
‫یکنواخــت به دمای حدود ‪ 1200‬تا ‪ 1300‬درجه ســانتیگراد برســند‪ .‬در‬
‫این شــرایط‪ ،‬تختال آمادگی لازم را برای شکل پذیری و نورد گرم پیدا‬ ‫جزئی) در جنس و ساختار مواد اولیه ( ورق‪ ،‬لوله‪) ...،‬‬
‫م ‌یکند‪ .‬در حیــن مراحل انجام نورد گرم‪ ،‬معمول ًا اکســیدهای فلزی‬ ‫بررسی ســامتی و یکپارچگی اتصالات جوشــکاری شده که برای‬
‫تشــکیل شــده بر روی ســطح تختال در مراحل متوالی عبور از میان‬
‫ساخت مخزن و یا نصب و اجراء خط لوله‪ ،‬بکار رفته است‪.‬‬
‫غلطکهای دستگاه نورد‪ ،‬از روی سطح فلز زدوده م ‌یشود‪.‬‬
‫پــس از انجام نورد گرم و برشــکاری ورق‪ ،‬چنانچه عملیات حرارتی‬ ‫ماهیت و ویژگیهای فرآیند ساخت و تولید لوله و ورق نورد گرم شده‪.‬‬
‫تکمیلی‪ ،‬نظیر نرمالیزاســیون‪ ،‬برای ورق مورد ســفارش تعیین شده‬ ‫در کارخانجات تولید لول ‌هها‪ ،‬بســته به نوع کاربرد لوله‪ ،‬از فرآیندهای‬
‫باشد‪ ،‬این عملیات مطابق با روی ‌ههای اجرایی مربوطه انجام م ‌یگیرد‪.‬‬ ‫مختلفی اســتفاده م ‌یشود‪ ،‬که یکی از آنها در شکل ‪ 1‬نشان داده شده‬
‫پس از آن‪ ،‬بازرســیهای مخرب شــامل آنالیز شیمیایی و مشخصات‬
‫مکانیکی خواســته شده در سفارش مشــتری‪ ،‬از هر سری ذوب بطور‬ ‫است‪.‬‬
‫نمونه انجام گرفته و تســتهای التراسونیک نیز جهت اطمینان از عدم‬

‫وجود تورق (‪ )Lamination Test‬بر روی ورقها صورت م ‌یگیرد‪.‬‬
‫عمومــ ًا تورق (‪ )Lamination‬در اثر گســترش رســوبات گوگردی‬
‫باقیمانده در تختال (‪ )Slab‬بصورت یک عیب صفحه ای در اثر انجام‬
‫نــورد گرم بوجود م ‌یآیــد و چنانچه میزان آن بیشــتر از حدود تعیین‬
‫شــده در استاندارد مرجع باشد‪ ،‬بعنوان یک عیب جدی و عامل ایجاد‬
‫عدم یکپارچگی در ورق محســوب م ‌یگردد و نم ‌یتوان از آن ورق برای‬
‫مقاصد فرم دادن و جوشــکاری در ســاخت مخازن و سایر تجهیزات‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪55 ۹۷‬‬

‫که البته با احتساب آب لازم در مانیفلدها و هواگیری و‪ ...‬حدود ًا به‬ ‫استفاده نمود‪ .‬بازرســی تعیین میزان تورق (‪ ،)Lamination‬معمول ًا‬
‫‪ 68000‬متر مکعب بالغ خواهد شد‪.‬‬ ‫توسط تستهای التراسونیک انجام م ‌یگیرد‪.‬‬

‫چنین مقادیری‪ ،‬بخصوص هنگامیکه مشــخصات آب مورد نیاز از‬ ‫امروزه‪ ،‬گروه قابل توجهی از لول ‌هها و ورقهای فولادی کربن – منگنزدار‬
‫قبیل داشتن نمک پائین (هدایت الکتریکی حدود ‪ 10 S/m، pH‬حدود‬ ‫(‪ )C-Mn‬توســط فرآینــد ‪Thermo-Mechanically Controlled‬‬
‫‪ ،)5‬ذرات معلــق کمتر از ‪ 50‬میلی گرم بر لیتر و غیره مطرح م ‌یگردد‪،‬‬ ‫‪ )Processing (TMCP‬ساخته م ‌یشوند‪ .‬در این روش‪ ،‬ورق نورد گرم‬
‫شرایط دشــوارتری را برای تامین آب بوجود م ‌یآورد‪ .‬بخصوص اینکه‬ ‫شده یک مجموعه سیکلهای عملیات حرارتی کنترل شده ترمومکانیکی‬
‫پس از انجام موفقیت آمیز تست هیدرواستاتیک خطوط لوله‪ ،‬مراحل‬ ‫خاص را برای تثبیت خواص مکانیکــی و متالورژیکی خود در محدوده‬
‫بعدی از قبیل شستشــو و تخلیه هریک به نوبــه خود به حجم قابل‬ ‫خواسته شده طی م ‌یکند‪ .‬اغلب فولادسازان مشهور جهان‪ ،‬خطوط تولید‬
‫خود را بر مبنای این فرآیند طراحی نموده و محصولات مربوطه را با قید‬
‫ملاحظه ای از آب با مشخصات نزدیک به آب آشامیدنی نیاز دارند‪.‬‬ ‫نمودن انجام فرآیند تولید به طریقه ‪ TMCP‬در گواهینام ‌ههای نورد ورق‬

‫بررسی امکان جایگزینی تستهای غیرمخرب برای تست هیدرواستاتیک‬ ‫(‪ )Mill Test Certificates‬صادرو به خریدارعرضه م ‌یکنند‪.‬‬
‫بر طبق اســتاندارد طراحی مخازن تحت فشــار(‪،)ASME BPVC‬‬ ‫درعمل‪ ،‬ویژگیهای محصول تولید شــده توســط فولادسازان مشهور‬
‫فشار تست هیدرواستاتیک م ‌یبایست به گونه ای طرح و انتخاب گردد‬ ‫جهان‪ ،‬نســبت به حداقل خواص تعیین شده در استانداردهای مرجع‪،‬‬
‫که میزان کرنش غیرالاستیکی که در فلز پایه بوجود م ‌یآید‪ ،‬هرگز از مرز‬
‫‪ %0/2‬تجاوز نکند [‪ .]1‬البته‪ ،‬همانگونه که قبل ًا نیز اشاره شد‪ ،‬ورق و لوله‬ ‫بهتر بوده و از کیفیت بالاتری برخوردار است‪.‬‬
‫در طول طی مراحل شــکل دادن و خم کاری سرد در کارگاه یا سایت‪،‬‬
‫دچار کارســختی شده و از این رو دانه بندی فلز خواص جهتی یافته و‬ ‫شکل ‪ – 2‬شمای کلی ازفرآیند تولید به روش ‪.TMCP‬‬
‫همچنین میزان چکشخواری و انعطاف پذیری آن (‪ )Ductility‬کاهش‬
‫م ‌ییابد‪ .‬معمول ًا در طراحی مهندســی‪ ،‬کاهش میزان چکشــخواری و‬ ‫برآورد حجم آب قابل صرفه جویی‬
‫قابلیــت انعطاف فلز‪ ،‬بعنوان یک زنگ خطر برای وقوع شکســت ترد‬ ‫بطورکلی‪ ،‬میزان حجم آب قابل صرفه جویی بواسطه حذف تستهای‬
‫مطرح بوده و طراح همواره تمایل به پرهیز از این پدیده دارد‪ .‬از ســوی‬ ‫هیدرواستاتیک را م ‌یتوان از روی حجم آب موردنیاز برای انجام تستها‬
‫دیگــر‪ ،‬فولادهای کربن ‪ -‬منگنزدار ‪ C-Mn‬کــه امروزه در کارخانجات‬ ‫برآورد نمود‪ .‬بعنوان مثال‪ ،‬برای یک مخزن ذخیره نفت خام با ظرفیت‬
‫فولادســازی مشــهور جهان تولید م ‌یشــوند‪ ،‬دارای تنش تســلیم و‬ ‫‪ 500000‬بشکه‪ ،‬میزان آب لازم برای انجام تست هیدرواستاتیک حدود ًا‬
‫استحکام نهائی نزدیک بوده‪ ،‬بطوریکه غالب ًا تنش تسلیم آنها بین ‪0/8‬‬ ‫برابر اســت با ‪ 90000‬مترمکعب‪ .‬مخازن ذخیره ‪ 500000‬بشکه ای جزء‬
‫الی ‪ 0/9‬اســتحکام نهائی م ‌یباشــد‪ .‬بنابراین‪ ،‬چنانچه مجموعه ای از‬ ‫مخازن متداول و پرکاربرد در صنایع نفت بوده و طبق اســتاندارد ‪API‬‬
‫عوامل حین ســاخت منجر به جمع آثار تنشــهای باقیمانده و کرنش‬ ‫‪ 650‬در زمان تســت هیدرواستاتیک بایستی حداقل فشار تست برابر‬
‫تجمیع یافته (‪ )Accumulated Strain‬در فلز پایه شود‪ ،‬بدون شک‬ ‫‪ 350‬کیلوپاســکال باشــد‪ .‬همچنین‪ ،‬چنانچه یک خط لوله خشکی با‬
‫عمر ســرویس فلز و در نتیجه آن تجهیز را تحت الشعاع قرار م ‌یدهد‪.‬‬ ‫قطــر نامی ‪ 24‬اینچ و ضخامت جداره ‪ 0/5‬اینچ و با طول ‪ 250‬کیلومتر‬
‫بدین ترتیب‪ ،‬چنانچه امکان حذف تســت هیدرواستاتیک و جایگزین‬ ‫را در نظر بگیریم‪ ،‬میزان تقریبی آب مورد نیاز برای پرکردن خط و تست‬
‫نمودن آن با یک ســری تســتهای غیرمخرب و عملیات تنش زدائی‬
‫وجود داشته باشد‪ ،‬میزان ریسکی که متوجه تجهیزات م ‌یگردد‪ ،‬بطور‬ ‫هیدرواستاتیک آن برابر است با‪:‬‬
‫‪¼ π. [((24-1) x 0. 0254) 2] x 250000 = 67012 m3‬‬
‫محسوسی کاهش خواهد یافت‪.‬‬
‫امروزه‪ ،‬طراحی تجهیزات صنعتی و حتی کالاهای عمومی بر مبنای‬
‫معیار کمینه نمودن هزینه دوره عمر (‪Minimization of Life Cycle‬‬
‫‪ )Costs‬انجــام م ‌یگیرد‪ .‬در این معیار‪ ،‬ضمن حفظ الزامات ایمنی در‬
‫طراحــی‪ ،‬این نکته که هیچ توجیهی بــرای افزایش طول عمر بیش از‬
‫عمر طراحی یک تجهیز یا یک محصول وجود ندارد‪ ،‬مستتر م ‌یباشد‪.‬‬
‫طبق استاندارد طراحی مخازن تحت فشار‪ ،ASME‬چنانچه ضخامت‬
‫فلز پایه (البته با ‪ )1 .P No‬از‪ 38‬میلیمتر بیشتر باشد‪ ،‬بایستی عملیات‬
‫تنش زدائی بر روی مخزن (بخصوص اتصالات جوشکاری شده) انجام‬
‫گیرد‪ .‬درطراحی و ساخت مدارهای لولهکشی (‪ ،)Piping‬این الزام سخت‬
‫گیرانــه تر بوده و از ضخامت ‪ 19/1‬میلیمتر (برای لول ‌ههای فولاد کربنی و‬
‫کربن – منگنز) انجام عملیات تنش زدائی (‪ )PWHT‬الزامی م ‌یگردد‪ .‬در‬
‫طراحی و ساخت مخازن ذخیره و اجرا و نصب خطوط لوله‪ ،‬این موضوع‬
‫مشروط به توافق و قرارداد میان سازنده وکارفرما م ‌یگردد‪ ،‬و چنانچه این‬
‫الزام در مفاد توافق و قرارداد وجود داشته باشد‪ ،‬بایستی فرآیند ‪PWHT‬‬
‫براساس یک رویه اجرایی مبتنی براستانداردهای مرجعکه قبل ًا به تائید‬

‫‪ 56‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫لوله و جایگزین نمودن تســتها و بازرســیهای غیرمخــرب و عملیات‬ ‫کارفرما رسیده است‪ ،‬انجامگیرد‪.‬‬
‫تنش زدائی از اتصالات جوشی ضخیم‪ ،‬طبع ًا مانند هر موضوع متداول‬ ‫چنانچه بخواهیم تست هیدرواستاتیک مخازن ذخیره بزرگ (یعنی‬
‫مهندسی‪ ،‬مستلزم برآورد مزایا و هزین ‌ههای تحمیل شده آن به اقتصاد‬ ‫با گنجایش حدود ‪ 50000‬بشــکه به بالا) و خطــوط لوله طویل (یعنی‬
‫پروژه م ‌یباشد‪ .‬بازرسیهای غیرمخرب و عملیات تنش زدائی اتصالات‬ ‫خطوط لوله با طول بیشتر از ‪ 15000‬متر) را حذف کنیم‪ ،‬و سیال عامل از‬
‫جوشی در شرایط سایت‪ ،‬معمول ًا بسیار ساده نبوده و تامین تمهیداتی‬ ‫گروه مواد سمی‪ ،‬آلاینده‪ ،‬هیدروژن‪ ،‬یا بخار سوپرهیت با فشار و دمای‬
‫را م ‌یطلبــد‪ .‬آنچه که در این میان م ‌یتواند بعنوان یک عامل مشــوق‬ ‫بالا نباشد (یعنی جزء گروه سیالات ‪ M‬طبق استاندارد ‪.31 ASME B‬‬
‫اضافی در نظر گرفته شــود‪ ،‬حفظ منابع آب و صیانت از محیط زیست‬ ‫‪ 3‬نبوده) و لول ‌هها نیز تحت تاثیر تنشــهای متناوب خستگی نباشند‪،‬‬
‫است که معمول ًا هزین ‌ههای تخریب آنها در پروژ‌هها محاسبه نم ‌یگردد‪.‬‬ ‫در این صورت م ‌یتوان با افزودن میزان درصد بازرســیهای غیرمخرب‬
‫چنانچــه تخریب جنگل حرا در خلیج نایبند عســلویه در نتیجه اجراء‬ ‫برای کلیه اتصالات جوشــی و انجام عملیات تنش زدائی (‪)PWHT‬‬
‫پروژ‌ههای توســعه میادین پــارس جنوبی‪ ،‬تخریب صدهــا هکتار از‬ ‫بــر روی اتصالات جوشــی با ضخامت بیش از ‪ 20‬میلیمتر‪ ،‬با ســطح‬
‫جنگلهای دنا و مراتع دامن ‌ههای شــرقی رشته کوههای زاگرس مجاور‬ ‫اطمینان قابل قبولی از انجام تست هیدرواستاتیک صرفنظر نمود‪ .‬باید‬
‫به اســتانهای لرســتان و کهکیلویه را جهت اجراء پروژ‌ههای خط لوله‬ ‫توجه داشت که این مطلب برای مواردی که فرآیندهای ساخت و تولید‬
‫سراســری انتقال گاز‪ ،‬فاجعه دریاچه ارومیــه و‪ ...‬را صرف ًا بعنوان چند‬ ‫مواد و تجهیزات از ســطح کیفی قابل قبولی برخوردار نباشــد‪ ،‬توصیه‬
‫نمونه از هزاران در نظر بگیریم‪ ،‬خواهیم دید که محیط زیســت ســالم‬ ‫نم ‌یگردد‪ .‬همچنین‪ ،‬در صورتیکه تســت هیدرواستاتیک حذف گردد‪،‬‬
‫و منابع طبیعی بزرگترین ســرمای ‌ههای ملی است که شاید بتوانیم با‬ ‫تس ‌تهای ‪ Air-Soap Leak Test‬برای سطوح کف مخازن ذخیره و‬
‫مدیریت صحیح بخش عمده ای از آنها را برای نسلهای آینده این مرز‬ ‫برای ‪ Reinforcement Pad‬ناز ‌لها حذف نشــده و م ‌یبایست طبق‬

‫و بوم به میراث بگذاریم‪.‬‬ ‫استاندارد انجام گیرد‪.‬‬

‫منبع‬ ‫بحث و نتیجه گیری‬
‫بررسی امکان حذف تست هیدرواستاتیک مخازن ذخیره و خطوط‬
‫‪M. Mohitpour, H. Golshan, A. Murray; Pipeline Design & Construction, 2/ed, ASME Press, 2006.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪57 ۹۷‬‬

‫تکنولوژی‬

‫اندازه گیری دیواره باقیمانده زیربرآمدگ ‌یهای خوردگی فعال‬

‫مرکزتحقیقات خطوط لوله ایران‬

‫شکل ‪ :2‬نتایج اسکن ‪ QSR‬ازنواحی ‪ A، B‬و ‪C‬‬ ‫نتایج زیر از یک واحــد ‪ QSR1‬در اندازه گیری دیواره باقیمانده از‬
‫شکل ‪ :3‬تصویرنشان دهنده نمای نزدیک پایه ناحیه ‪ A‬و اطراف‬ ‫یک خط ‪ 12‬اینچی رده ‪ 40‬تحت شرایط زیر بدست آمده است‪.‬‬
‫لوله گذاری شده در محیط دریایی‬

‫پوشــش رنگ داده شده‪ .‬ضخامت رنگ به طور متوسط ‪ 04 .0‬تا ‪.0‬‬
‫‪ 05‬اینچ است‪.‬‬

‫بخشــی از فضای خط لوله شــامل خطوطی با اندازه‌های مختلف‬
‫می‌شود‪ .‬فاصله خطوط روی زمین عموما بین ‪ 6‬تا ‪ 8‬اینچ است‪.‬‬

‫لوله کشی بوسیله تست موج هدایت شده معمول توسط موج ساز‬
‫‪G4‬مورد بررسی قرار گرفته است‪.‬‬

‫یک منطقــه به عنوان ناحیه تخریب شــده در طــول یک منطقه‬
‫گسترده مشخص شده است‪ .‬بازرسی چشمی نزدیک‪ ،‬برآمدگی‌های‬
‫خوردگــی فعال در اطراف یک پایه زیر لوله را نشــان می‌دهد که هم‬
‫چنیــن امکان خوردگی خارجی در زیر لوله در منطقه پایه وجود دارد‪،‬‬
‫جایی که لوله با پدهای سایشی در تماس است و مقدار تخریب قابل‬

‫تشخیص نیست‪.‬‬
‫بر اســاس نتایج ‪ ،GWT‬بدترین مورد تخریب (مشــخصه ‪ )B‬بر‬
‫اســاس تحلیل داده در حدود ‪ %35‬دیواره از بیــن رفته تخمین زده‬

‫شده است‪.‬‬
‫نتایج ‪ QSR‬خوانش مواد کاســته شده ‪ 30 .0 ،29 .0‬و ‪ 31 .0‬را به‬
‫ترتیب در نواحی ‪ A، B‬و ‪ C‬نشان می‌دهد‪ .‬به عبارت دیگر در یک مورد‬
‫تخریــب بدتــر ‪ %29‬دیــواره از بیــن رفتــه اســت‪.‬‬

‫شکل ‪ :4‬نمای نزدیک ناحیه ‪ C‬برآمدگی خوردگی‬ ‫شکل ‪ :1‬نتیجه ‪ GWT‬ازناحیه مورد نظر‬

‫‪ 58‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫سیستم اسکن اتوماتیک جوش ورق اتصال لوله به لوله‬

‫مرکزتحقیقات خطوط لوله ایران‬

‫پروب آلتراســونیک در داخل شــفت خالی اسکنر قرار گرفته و به‬ ‫بازبینی جو ‌شهای ورق لوله به لوله به طور سنتی محدود به بازرسی‬
‫داخل لوله بازرسی شده درون مبدل حرارت فرستاده می‌شود‪ .‬پروب‬ ‫چشمی‪ ،‬نفوذ مایع و تست نشت هیدروژن م ‌یشود‪ .‬تمام این تکنی ‌کها‬
‫ابتدا چرخیده و ســپس در راســتای محور منتقل می‌شــود و بدین‬ ‫فقط اطلاعاتی درمورد شرایط سطحی جو ‌شهای بازبینی شده مثل ترک‬
‫ترتیب یک حرکت چرخشــی پیچشــی را فراهم م ‌یآورد‪ .‬بازبینی به‬ ‫ســطحی یا ناپیوستگ ‌یهای سطحی به دســت میدهند و قادرنیستند‬
‫ترتیب چند میلیمتر قبل و بعد از جوش شــروع و تمام می‌شود‪ .‬یک‬ ‫عیــوب داخلی جوش ماننــد فقدان هم جوشــی(‪،)lack of fusion‬‬
‫مکانیزم مرکزی این اســت که بازبینــی را در مرکز لوله به پیش برد‪.‬‬ ‫آخال(‪ )inclusion‬یا خلل و فرج توده شده(‪ )clustered porosity‬را‬
‫تشخیص دهند‪ .‬عیوب داخلی برای یکپارچگی جوش بحرانی هستند‪.‬‬
‫نرخ بازبینی بین ‪ 60‬تا ‪ 90‬جوش در ساعت است‪.‬‬ ‫این تکنولوژی یک تکنولوژی جایگزین بنابر مبانی تســت آلتراسونیک‬
‫استاندارد ارایه داده است که م ‌یتواند آنها را تشخیص دهد‪ .‬این تکنیک‬
‫اسکنر ورق اتصال لوله به لوله‬ ‫بسیار سریع است بطوریکه زمان خاموشی را مینیمم کرده و یک اسکن‬
‫اسکنر ورق اتصال لوله به لوله یک واحد قابل حمل دستی است که‬ ‫کامل از محدوده جوش به دســت میدهد‪ .‬ایــن تکنیک این امکان را‬
‫می‌تواند بوســیله اپراتور اسکنر و هم چنین از راه دور به وسیله لبتاب‬ ‫فراهــم م ‌یآورد که جرییات داده برای هر جوش به صورت مجزا ذخیره‬
‫به کار گرفته شود‪ .‬اسکنر شامل یک موتور‪ ،‬یک شفت با ترانسدیوسر‬ ‫ســازی شــود مثل اطلاعات اندازه گیری دقیق ابعاد و موقعیت عیوب‬
‫آلتراسونیک و یک صفحه کلید برای کنترل دستی اسکنر است‪ .‬یک‬ ‫یافت شده درداخل جوش‪ .‬این داد‌هها را م ‌یتوان برای تعمیرات درخود‬
‫مکانیزم مرکزی در انتهای شــفت‪ ،‬درست مقابل پروب آلتراسونیک‬ ‫سایت یا درصورت نیازدرمراحل بعدی مورد استفاده قرارداد‪ .‬این ابزاربه‬
‫قرار گرفته اســت‪ .‬شفت خالی بوده و شــامل کابل‌های ترانسدیوسر‬ ‫راحتی قابل انتقال بوده و نیازی به آماده ساز ‌یهای قبل از تست برای‬
‫و یک شــیلنگ برای منبع آب اســت از آن جهت کــه آب به عنوان‬
‫کوپلنت بین ترانسدیوسر و دیواره لوله داخلی استفاده می‌شود‪ .‬موتور‬ ‫تامین امنیت ندارد‪.‬‬
‫این تکنیک از مبانی نرمال تســت آلتراســونیک بهره میگیرد اما‬
‫م ‌یچرخد و شفت را با ترانسدیوسر باهم منتقل می‌کند‪.‬‬ ‫بوســیله یک اسکنر تجهیز شده اســت که به طور بخصوصی طراحی‬
‫اسکنر می‌تواند بوســیله پروب‌های مختلفی تجهیز شود بسته به‬ ‫شده است‪ .‬این اسکنر می‌تواند جوش را برای عیوب داخلی در تمامی‬
‫اینکــه عیب مورد نظر از چه نوعی باشــد‪ .‬پرو ‌بهای ‪ 0‬درجه معمولا‬ ‫طول جــوش و ناحیه ‪ 100‬درصدی محیط و با تشــخیص اندازه‌های‬
‫برای عیب فقدان هم جوشــی و خلل و فرج توده شــده بکار می‌رود‬ ‫واقعی اســکن کند‪ .‬عیوب داخلی مانند فقدان هم جوشــی‪ ،‬آخال یا‬
‫درحالیکه پروب‌های زاویه دار برای تشخیص ترک در جوش استفاده‬
‫خلل و فرج توده شده به راحتی قابل تشخیص اند‪.‬‬
‫می‌شوند‪.‬‬

‫پل ‌تفرم ساهارا‬

‫مرکزتحقیقات خطوط لوله ایران‬

‫این اطلاعات می‌تواند به طور گســترده توسط کاربران برای افزایش‬ ‫پلت فرم ســاهارا ابزاری است قابل کنترل که با ویدیو زنده م ‌یتواند‬
‫دقــت حفاری در هنگام حفاری به منظور نگهداری و تعمیر خط لوله‬ ‫نشت ‌یها و حفرات گازی در خطوط لوله آب و فاضلاب را شناسایی کند‪.‬‬
‫بازخورد زمانی واقعی و جزییات دقیق محل نشت برای اپراتورهای‬
‫استفاده شود‪ ،‬علی الخصوص در محیط‌های شهری پیچیده‪.‬‬
‫این ابزاربه اپراتوراجازهکنترل نزدیک و حساسیت بالا درطول بازرسی‬ ‫خط لوله‬
‫پلت فرم ســاهارا یک ابزار قابل کنترل اســت که انواع راهکارها را‬
‫بدون ایجاد مزاحمت در روند معمول سرویس خط لوله را میدهد‪.‬‬ ‫برای خطوط لوله آب و فاضلاب پیشــنهاد می‌کند؛ مانند شناســایی‬
‫حفره گاز و نشتی‪ CCTV ،‬درون خط لوله و پیش عملیات خط لوله‪.‬‬
‫ســاهارا یک گزینه به صرفه برای محل نشــتی دقیق در خط لوله‬
‫و مجموعه به مشــتریان می‌دهد‪ ،‬درحالیکــه هم چنین گزینه اندازه‬
‫گیری با ویدیو زنده و نقشــه برداری از خط لوله را در اختیار کاربران‬

‫قرار می‌دهد‪.‬‬
‫با اســتفاده از این اطلاعات عملی‪ ،‬کاربران می‌توانند با اطمینان در‬
‫ارتباط با هدررفت آب و ارزیابی شرایط واحد خود تصمیم گیری کنند‪.‬‬
‫نشتی یابی ســاهارا بالای زمین بوسیله سنسورها دنبال می‌شود‬
‫که هم چنین می‌تواند برای تشــخیص دقیق نشــتی استفاده شود‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪59 ۹۷‬‬

‫یادداشت فنی‬

‫استفاده ازفصل ‪ 4‬استاندارد ‪API 579‬‬
‫برای خط لوله‬

‫یوسف اکبری‪۱‬‬

‫مقدمه ‪:‬‬
‫یکی از محدودی ‌تهای اســتاندارد ‪ ASME B31G‬برای ارزیابی خوردگی و کاهش ضخامت خطوط لوله این است که این استاندارد در زمانیکه‬
‫خوردگی‪ Hoop stress ،‬را تحت تاثیر قرار م ‌یدهد قابل استفاده نم ‌یباشد‪ .‬مفهوم این موضوع این است که اگر خوردگی دور تا دور محیط لوله‬
‫باشد در محاسبات ایجاد خطا کرده و شرایط ناایمن م ‌یشود‪ .‬با توجه به این وضعیت م ‌یتوان فصل چهار و وپنج استاندارد ‪ API 579‬را به عنوان‬

‫جایگزین استفاده کرد‪ .‬در این یادداشت فنی نحوه ارزیابی خوردگی یکنواخت با یک مثال از خط لوله بررسی م ‌یشود‪.‬‬
‫نحوه ارزیابی خوردگی و کاهش ضخامت در یک خط لوله ‪ 14‬اینج ‪:‬‬

‫خط لول ‌های ‪ 14in‬با حداکثر فشار بهره برداری ‪ ,2030psi‬از جنس ‪ 5L X56 API‬با ضخامت ‪ 75in .0‬دارای خوردگی داخلی طولی و محیطی‬
‫در ادامه عنوان شده است‪ .‬بیشترین عمق خوردگی مشاهده شده برابر با ‪ 2in .0‬است و خط به مدت ‪ 10‬سال در سرویس بهره برداری م ‌یباشد‬
‫و دوره بازرســی بعدی ‪ 5‬ســال بعد م ‌یباشد‪ .‬آیا امکان ادامه سرویس بهره برداری از خط مذکور وجود دارد؟ ضریب طراحی (‪ )F‬برای خط لوله‬

‫مذکور برابر با ‪ 6 .0‬م ‌یباشد‪.‬‬
‫گام اول‪:‬‬

‫مشخص کردن داد‌ههای طراحی و ساخت‪ ،‬تاریخچه بهره برداری و داد‌ههای بازرسی جهت ارزیابی‬
‫داده طراحی و ساخت شامل قطر لوله‪ ،‬ضخامت اسمی‪ ،‬فشار طراحی و متریال در جدول ذیل قید شده است‪.‬‬

‫شکل ‪ :1‬نحوه مش بندی ناحیه دارای خوردگی و برداشت داده ها‬

‫‪.۱‬کارشناس ارشد مهندسی شرکت احداث‬

‫‪ 60‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫‪Material‬‬ ‫جدول ‪ :1‬داد‌ههای مربوط به طراحی و ساخت و تعمیر نگهداری‬ ‫‪5L X56 API‬‬
‫‪50‬‬
‫‪  ‬‬ ‫‪14‬‬
‫‪2030‬‬
‫‪)0C(Temperature‬‬ ‫دما ‪-‬درجه سانتیگراد ‪T‬‬
‫‪75 .0‬‬
‫‪)Diameter(in‬‬ ‫قطر خارجی ‪D‬‬ ‫‪10‬‬
‫‪5‬‬
‫‪)Pressure(psi‬‬ ‫‪MOAP‬‬ ‫حداکثر فشار بهره برداری‪psi-‬‬
‫‪005 .0‬‬
‫‪nominal thickness‬‬ ‫‪tnom‬‬ ‫ضخامت اسمی‪-‬اینچ‬

‫‪operation age‬‬ ‫عمر بهره برداری‪ -‬سال ‪ ‬‬

‫‪next inspection date‬‬ ‫دوره بازرسی بعدی ‪-‬سال ‪I‬‬

‫‪corrosion rate internal-mm/year’s‬‬ ‫‪)Cr(int‬‬ ‫سرعت خوردگی داخلی‪-‬اینچ بر سال‬

‫خوردگی و کاهش ضخامت داخلی دور تر از ناحیه ‪loss‬‬

‫‪ ‬‬ ‫عیب‪-‬اینچ‬ ‫‪05 .0‬‬

‫‪corrosion rate in uniform corrosion area-mm/‬‬ ‫‪Crml‬‬ ‫سرعت خوردگی در ناحیه خورده شده ‪-‬اینچ بر‬ ‫‪02 .0‬‬
‫‪year’s‬‬ ‫‪)d(max‬‬ ‫سال‬ ‫‪2 .0‬‬

‫‪Maximum Corrosion Depth‬‬ ‫‪ ‬‬

‫‪Feature Corrosion allowance internal‬‬ ‫‪)FCA(int‬‬ ‫خوردگی مجاز آتی داخلی ‪-‬اینچ‬ ‫‪025 .0‬‬
‫‪Feature Corrosion allowance‬‬ ‫‪FCA‬‬ ‫خوردگی مجاز آتی در ناحیه خورده شده‬ ‫‪1 .0‬‬

‫‪Total Feature Corrosion allowance‬‬ ‫‪FCA(ml)=FCA(int)+FCA‬‬ ‫‪125 .0‬‬

‫گام دوم ‪:‬‬
‫پروفیل ضخامت مربوط به شکل ‪ 1‬با توجه به ضخامت سنجی به صورت ماتریسی یادداشت شود‪.‬‬
‫پیشــنهاد م ‌یشــود ماتریسی مشابه با آنچه در جدول ‪ 2‬قید شده است برای عم ‌قهای خوردگی در نقاط مختلف مشخص نمود‪ .‬این موضوع‬

‫برای خوردگ ‌یهای خارجی از اهمیت زیادی برخوردار م ‌یباشد‪.‬‬
‫‪tc = tnom – Loss- FCAint= 0. 75-0. 025-0. 05=0. 675in‬‬
‫با توجه به مقدار ضخامت (‪ )tc‬در ‪ 5‬سال آینده م ‌یتوان ضخام ‌تهای باقیمانده در ناحیه دارای خوردگی را در هر نقطه محاسبه نمود‪ .‬به عنوان‬
‫مثال در ناحیه ای که دارای بیشترین عمق خوردگی است‪ ،‬ضخامت باقیمانده (‪ )tmm‬برابر است با‪:‬‬

‫‪tmm = tc – d-FCA = 0. 675- 0. 2-0. 1=0. 375in‬‬

‫جدول ‪ :2‬ضخامت باقیمانده با توجه ضخامت سنجی انجام شده (شکل ‪)2‬‬

‫‪  C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11‬‬

‫‪M1‬‬ ‫‪525 .0 505 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪495 .0 505 .0 475 .0 475 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪455 .0 575 .0‬‬ ‫‪575 .0‬‬

‫‪M2‬‬ ‫‪425 .0 465 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪505 .0 475 .0 425 .0 495 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪465 .0 395 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬

‫‪M3‬‬ ‫‪475 .0 445 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪375 .0 385 .0 475 .0 33 .0-‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪395 .0 405 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬

‫‪M4‬‬ ‫‪405 .0 465 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪375 .0 445 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬

‫‪M5‬‬ ‫‪395 .0 475 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪395 .0 435 .0 395 .0 445 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪425 .0 385 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬

‫‪M6‬‬ ‫‪375 .0 375 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪435 .0 395 .0 375 .0 475 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪465 .0 405 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬

‫‪M7‬‬ ‫‪455 .0 385 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪63 .0- 405 .0 455 .0 575 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪375 .0 395 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬

‫‪M8‬‬ ‫‪465 .0 415 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪475 .0 445 .0 465 .0 375 .0‬‬ ‫‪464 .0‬‬ ‫‪375 .0 375 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬

‫‪M9‬‬ ‫‪445 .0 435 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪375 .0 385 .0 445 .0 475 .0‬‬ ‫‪565 .0‬‬ ‫‪515 .0 385 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬

‫‪M10‬‬ ‫‪465 .0 395 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪385 .0 405 .0‬‬ ‫‪465 .0 375 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪515 .0 465 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬

‫‪M11‬‬ ‫‪475 .0 405 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪415 .0 395 .0 535 .0 385 .0‬‬ ‫‪505 .0‬‬ ‫‪475 .0 425 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪61 ۹۷‬‬

‫‪M12‬‬ ‫‪375 .0 445 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪435 .0 375 .0 445 .0 415 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪545 .0 395 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬

‫‪M13‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬
‫‪M14‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬
‫‪M15‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬
‫‪M16‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪464 .0‬‬
‫‪M17‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪565 .0‬‬
‫‪M18‬‬ ‫‪435 .0 465 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪23 .1-‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬
‫‪M19‬‬ ‫‪464 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬
‫‪M20‬‬ ‫‪375 .0 375 .0‬‬ ‫‪565 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬
‫‪M21‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪475 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬
‫‪M22‬‬ ‫‪455 .0 385 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬
‫‪M23‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪575 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬
‫‪M24‬‬ ‫‪465 .0 465 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪535 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪535 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪485 .0‬‬ ‫‪435 .0‬‬
‫‪M25‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪495 .0‬‬ ‫‪515 .0‬‬
‫‪M26‬‬ ‫‪445 .0 425 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪515 .0‬‬ ‫‪505 .0‬‬
‫‪M27‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪405 .0‬‬ ‫‪485 .0‬‬ ‫‪415 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬ ‫‪495 .0‬‬
‫‪M28‬‬ ‫‪465 .0 395 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪395 .0‬‬ ‫‪495 .0‬‬ ‫‪425 .0‬‬ ‫‪385 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪375 .0‬‬
‫‪M29‬‬ ‫‪574 .0‬‬ ‫‪535 .0‬‬ ‫‪445 .0‬‬ ‫‪575 .0‬‬ ‫‪515 .0‬‬ ‫‪455 .0‬‬ ‫‪515 .0‬‬ ‫‪465 .0‬‬ ‫‪485 .0‬‬
‫‪475 .0 385 .0‬‬

‫‪375 .0 405 .0‬‬

‫‪385 .0 465 .0‬‬

‫‪415 .0 425 .0‬‬

‫‪435 .0 415 .0‬‬

‫‪395 .0 455 .0‬‬

‫‪405 .0 395 .0‬‬

‫‪445 .0 375 .0‬‬

‫‪385 .0 485 .0‬‬

‫م ‌یشــود‪ .‬ولی یکی از مــواردی که باید در نظر بگیریم این اســت که‬ ‫کمتریــن ضخامت باقیمانده در ‪ 5‬ســال آینده برابــر با ‪375in .0‬‬
‫انحراف از معیار داد‌هها که نحوه محاسبه آن در (‪)API 579-Table 4. 3‬‬ ‫م ‌یباشــد و حداقل ضخامت لازم برای این خط با توجه به اســتاندارد‬
‫عنوان شــده است باید از ‪ 1 .0‬کمتر باشد‪ .‬در صورتیکه ‪ 1 .COV>0‬باشد‬
‫م ‌یبایســت از روش ‪ CTP‬یا ‪ Critical Thickness Profile‬جهت‬ ‫‪ ASME B31. 8‬برابر است با‪:‬‬
‫‪MRT= PD/2SEFT =(2030×14)/(2×56000×0. 6×1)=0. 423In‬‬
‫ارزیابی استفاد کرد‪.‬‬ ‫با توجه به اینکه کمترین ضخامت باقیمانده (‪ )375In .0‬از حداقل‬
‫ضخامت مورد نیاز (‪ )423in .0‬کمتر است‪ ،‬بر اساس استاندارد طراحی‬
‫گام سوم‪:‬‬ ‫و ســاخت ‪ ASME B31. 8‬خوردگی مشــاهده شده مورد تایید نبوده و‬
‫ســطح ‪ 1‬ارزیابی‪ :‬محاسبه ضخامت متوســط باقیمانده با حداقل‬
‫لازم است یکی از تصمی ‌مهای زیر اتخاذ م ‌یشود‪.‬‬
‫ضخامت مورد نیاز‬ ‫برشکاری و تعویض ناحیه دارای خوردگی‬
‫‪0. 424in>0. 423in , tam > MRT , Result is Accept‬‬
‫نتیجه ارزیابی در گام ‪ 1‬مثبت و خوردگی مشــاهده شده مورد تایید‬ ‫استفاده از استاندارد ‪ ASME B31G‬جهت ارزیابی ( با توجه به اینکه‬
‫م ‌یباشــد ولی در صورت رضایت بخش نبودن ســطح یک م ‌یتوان با‬ ‫خوردگی دور تا دور محیط لوله را فرا گرفته اســت‪ ) .‬اســتفاده از این‬
‫لحاظ کردن فاکتور اســتحکام باقیمانده برابر با ‪ 9 .0‬ضخامت متوسط‬
‫باقیمانده را با ‪ 90‬درصد حداقل ضخامت مورد نیاز مقایسه کرد‪.‬‬ ‫استاندارد توصیه نم ‌یشود‪.‬‬
‫‪0. 424in>0. 9×0. 423in(0. 38in) , tam >0. 9 MRT , Result is‬‬ ‫استفاده از فصل ‪ 4‬استاندارد ‪ API 579‬جهت ارزیابی‬
‫در صورت تصمیم به اســتفاده از فصل ‪ 4‬استاندارد ‪ , API 579‬ادامه‬
‫‪Accept‬‬
‫ارزیابی به صورت ذیل انجام م ‌یشود‪.‬‬
‫نتیجه گیری‪:‬‬ ‫گام دوم‪ :‬انجام ‪ FFS‬درکاهش ضخامت یکنواخت با دو روش انجام‬
‫م ‌یتوان از فصل ‪ 4‬اســتاندارد ‪ API 579‬به عنــوان جایگزینی برای‬ ‫م ‌یگردد‪ .‬که در یادداشــت فنی روش ‪ PTR‬یــا ‪Point Thickness‬‬
‫‪ ASME B31G‬در خــط لوله اســتفاده کــرد‪ .‬محدودیت روش ‪PTR‬‬ ‫‪ Reading‬مد نظر م ‌یباشد‪ .‬در این حالت م ‌یبایست متوسط ضخامت‬
‫در فصل ‪ 4‬از اســتاندارد ‪ API 579‬فاکتور انحراف از معیار اســت که با‬
‫باقیمانده برای همه داد‌ههای قید شده در جدول ‪ 2‬محاسبه شود‪.‬‬
‫استفاده از روش ‪ CTP‬م ‌یتوان از این محدودیت صرف نظر کرد‪.‬‬ ‫‪tam = (∑ Ci Mj)/n= (0. 525+0. 505+0. 475+…. )/319 =0. 424in‬‬
‫در ایــن حالت به جــای کمترین ضخامت باقیمانــده(‪)375in .0‬‬
‫از ضخامت متوســط باقیمانــده (‪ )424in .0‬جهت ارزیابی اســتفاده‬

‫‪ 62‬خطوط لوله نفت و گاز اسفند ‪۹۷‬‬

‫اخبار کوتاه‬

‫ایمن سازی خطوط درمنطقه خلیج فارس‬

‫ممکن و با رعایت کلیه نکات ایمنی انجام شد‪.‬‬ ‫هشــت نقطه خوردگی شناسایی شده توسط پیک هوشمند برروی‬
‫وی ادامه داد ‪ :‬حجــم خاکبرداری در این عملیات ‪ 164‬متر مکعب‬ ‫خط لوله ‪ 26‬اینچ در محدوده سرچاهان(بندرعباس) ترمیم شد‪.‬‬

‫بود‪.‬‬ ‫به گزارش روابط عمومی شرکت خطوط لوله و مخابرات نفت منطقه‬
‫خلیج فارس؛ کارشــناس ارشد واحد نگهداری و تعمیرات خط منطقه‬
‫گفت‪ :‬این عملیات به منظورتعمیر نقاط خوردگی شناسایی شده توسط‬
‫پیک هوشمند و با هدف پایداری خطوط و بهر‌هبرداری مناسب و انتقال‬

‫سریع و ایمن فرآورده ها نفتی انجام پذیرفت‪.‬‬
‫امیــر طائی در خصــوص علل ایجاد خوردگی خطــوط در این نقاط‬
‫افزود‪ :‬عوامل طبیعی‪ ،‬نوع خاک و شــوره زار بودن اطراف لوله‪ ،‬عوامل‬
‫فیزیکی و‪ ...‬از جمله عواملی است که باعث خوردگی این هشت نقطه‬

‫شده است‪.‬‬
‫وی بیــان داشــت‪ :‬ترمیم و تعمیر نقاط خوردگــی خط ‪ 26‬اینچ با‬
‫جوشــکاری چهار ست نیم لوله و چهار عدد پچ دست ساز به ضخامت‬
‫‪ 20‬میلی متر توســط واحد نگهداری و تعمیرات خط‪ ،‬با حد اقل زمان‬

‫افزایش ‪ ۷۰۰‬کیلومتربه خطوط لوله نفت کشور‬

‫مدیرعامل شركت ملی پالایش و پخش فراورد‌ههای نفتی ایران با‬ ‫با بهر‌هبرداری از دو خط لوله جدید تا پایان سال حدود ‪ 700‬کیلومتر‬
‫تاكیــد بر اهمیت خط لوله مارون‪ -‬اصفهــان افزود‪ :‬حفظ و نگهداری‬ ‫به طول خطوط لوله نفت و فرآورد‌ههای نفتی کشور اضافه م ‌یشود‪.‬‬
‫خط لوله ای با قدمت بیش از ‪ 40‬سال نیاز به كار شبان ‌هروزی و تلاش‬
‫همیشــگی دارد كه این مهم توســط همكاران شــركت خطوط لوله و‬ ‫به گزارش روابط عمومی شركت خطوط لوله و مخابرات نفت ایران‪،‬‬
‫مهندس صادق آبادی معاون وزیر نفت در حاشــیه بازدید از خط لوله‬
‫مخابرات نفت ایران بدون وقفه در حال انجام است‪.‬‬ ‫مارون ‪ -‬اصفهان گفت‪ :‬خط لوله نایین‪ -‬كاشان‪ -‬ری به سایز ‪ 20‬اینچ‬
‫به گفته وی این خط لوله با انتقال ‪ 540‬تا ‪ 600‬هزار بشكه نفت خام‬ ‫و طول ‪ 400‬كیلومتر و خط لوله شــازند‪ -‬قم‪ -‬ری به سایز ‪ 26‬اینچ و‬
‫از اهواز به پالایشگاه اصفهان‪ ،‬علاوه بر تامین نیاز این پالایشگاه‪ ،‬بخشی‬ ‫به طول ‪ 270‬كیلومتر دو خط لول ‌های هســتند كه با افتتاح كامل آ ‌نها‪،‬‬
‫ظرفیت انتقال نفت و فرآورد‌ههای نفتی افزایش چشمگیری م ‌ییابد‪.‬‬
‫از نیاز پالایشگا‌ههای تهران و تبریز را هم تامین می كند‪.‬‬





‫فرم اشتراک ماهنامه خطوط لوله نفت و گاز‬

‫هزینه اشتراک‬

‫فروش تک نسخه ماهنامه‪ ۲۲/000 :‬تومان حق اشتراک شش ماهه‪1۲0/000 :‬تومان‬
‫حق اشتراک یکساله‪ 2۲0/000 :‬تومان حق اشتراک دوساله‪400/000 :‬تومان‬

‫اطلاعات متقاضی‬

‫متقاضی حقیقی‪ /‬نام و نام خانوادگی‪:‬‬
‫رشته و مدرک تحصیلی‪ :‬تلفن همراه ‪ :‬تلفن مستقیم‪:‬‬

‫پست الکترونیکی‪:‬‬

‫متقاضی حقوقی‪ /‬نام سازمان‪/‬شرکت ‪:‬‬
‫نام متقاضی دریافت ماهنامه‪ :‬سمت‪:‬‬

‫تلفن همراه‪ :‬تلفن مستقیم‪ :‬پست الکترونیکی‬
‫تعداد نسخه درخواستی از شماره‪:‬‬

‫تمدید اشــتراک(کد اشــتراک‪ ) . . ... ... ... ... ... ... ... ...‬اشتراک جدید(کداشتراک‪... ... ... ... ... ... ...‬‬
‫‪) . ...‬‬

‫آدرس دقیق پستی برای ارسال ماهنامه‪ :‬استان‪ :‬شهرستان‪:‬‬
‫خیابان‪ :‬کدپستی‪ 10‬رقمی‪:‬‬

‫شماره حساب برای واریز وجه اشتراک‬

‫شــماره حســاب‪ / 3707524471‬شــماره کارت‪ / 5859831000901461‬شــماره شــبا‬
‫‪IR 710180000000003707524471‬‬

‫بنام‪ :‬حمیدرضا اطلاعی ‪ /‬بانک‪ :‬تجارت(‪)207‬‬

‫توضیحات‬

‫لطفا پس از تکمیل فرم اشتراک و واریز مبلغ حق اشتراک‪ ،‬فرم تکمیل شده به همراه فیش واریزی را به‬
‫یکی از سه طریق پست به آدرس دفتر نشریه ( تهران؛ ابتدای پل کریم خان زند؛ خیابان حسینی؛ پلاک‬

‫‪27‬؛ طبقه ‪3‬؛ واحد‪ ،) 8‬فکس (‪ )02189780607‬و یا ایمیل ‪ mepipeline@gmail. com‬ارسال نمایید‪.‬‬
‫‌درصورت تغییر نشــانی‪ ،‬مراتب را به دبیرخانه نشریه اطلاع دهید‪ .‬درغیر اینصورت‪ ،‬مسئولیتی بابت ارسال‬

‫نشریه به آدرس اشتباه یا ارسال مجدد نشریه متوجه ارسال کننده نخواهد بود‪.‬‬
‫امضا مسئول و مهر سازمان‬



Oil & Gas Magazine
Issue 12, march2019
issn: 25382‌ 896

www. iranpipelines. com

niashimi

Manufacturing and trading company

The only manufacturer of heat shrinkable sleeves & the 3PLY-NST 800 Heat Shrinkable Sleeves - NSH 80
first manufacturer of 2ply & 3ply anti corrosion cold applied
tapes with co-extruded procedure in the Middle east www. niashimi. com sales@niashimi. com

Tel:(+98 21)88510381-6 Fax:(+98 21)88510383