13final_clone

‫نفتوگاز‬ ‫ماهنامه بین‌المللی‬

‫سال سوم‪ ،‬شماره سیزدهم‪ ،‬مهر‪ ،۹۸‬قیمت ‪ 22000‬تومان‬ ‫‪issn: 25382‌ 896‬‬

‫‪www.iranpipelines.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

‫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





















‫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.‬‬

‫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)‬

‫مقاله ‪ /‬اهمیت بان ‌کهای اطلاعاتی جمع آوری بروزحوادث درمدیریت‬
‫یکپارچگی خطوط لوله انتقال نفت و گاز‪34 /‬‬

‫پوشش ‪ /‬آشنایی مقدماتی بردانش فنی‬
‫«جوشکامپوزیت ها» درتعمیرخوردگی و تقویت خطوط لوله و مخازن ‪39/‬‬

‫حفاظتکاتدی‪/‬پتانسیلقابلقبول‬
‫درسیستم حفاظتکاتدی خط لوله ‪42/‬‬

‫فهرست‬

‫اخبار‪ /‬شخصی ‌تها ‪22 /‬‬
‫اخبار‪ /‬اخبارخطوط لوله ایران ‪24 /‬‬

‫کامپوزیت ‪ /‬با حمایت شرکت انتقال گازایران سه شرکت ایرانی به عرصه‬
‫تعمیرات خطوط لوله فشاربالا‪ ،‬با استفاده ازکامپوزیت وارد شدند‪26 /‬‬

‫پیگ ‪ /‬صلاحیت ارزیابی و کشف عیوب خطوط لوله‬
‫بوسیله پی ‌گهای هوشمند ‪ MFL‬و ‪27 / TFI‬‬

‫خط لوله راهبردی انتقال فرآورد‌ههای نفتی نائین‬
‫‪ -‬کاشان ‪ -‬ری به بهر‌هبرداری رسید‬

‫خط لوله نائین‪-‬کاشان‪-‬ری به طول ‪ ۴۲۰‬کیلومتر با ظرفیت انتقال روزانه ‪ ۳۰‬میلیون‬
‫لیتر ب ‌همنظور انتقال فرآورد‌ههای با کیفیت پالایشگاه ستاره خلیج فارس به مرکز کشور‬
‫به بهر‌هبرداری رســید‪ .‬مجتبی بشارتیان ‪ -‬مدیر خط لوله و نفت مخابرات منطقه تهران‬
‫‪ -‬در نشســت خبری با اشــاره به بهره برداری خط لوله نایین ‪ -‬کاشان ‪ -‬ری به طول‬
‫‪ ۴۱۵‬کیلومتر‪ ،‬اعلام کرد‪ :‬با راه اندازی این خط لوله امکان انتقال مستقیم بنزین یورو ‪۵‬‬
‫ســتاره خلیج فارس به تهران و کلان شهرهای نیمه شمالی کشور فراهم شد‪.‬وی درباره‬
‫جزییات خط لوله نایین کاشــان ری گفت‪ :‬میزان سرمایه گذاری این طرح ‪ ۶۰۶‬میلیارد‬

‫تومان برآورد شده است‪.‬‬

‫دکترتورج دهقانی‬
‫مدیرعامل شرکت‬
‫مهندسی و توسعه‬

‫نفت‬

‫مجتبی بشارتیان‬
‫مدیر خط لوله‬
‫و مخابرات نفت‬
‫منطقه تهران‬

‫مدیرعامل شرکت مهندسی و توسعه نفت با اشاره‬
‫به آغاز عملیات اجرایی طرح احداث خط لوله‬

‫انتقال نفت خام گوره ‪ -‬جاسک و پایانه مربوطه‪ ،‬از‬
‫برنام ‌هریز ‌یهای انجام شده برای استفاده حداکثری‬

‫از توان ساخت داخل و همچنین نیروی انسانی‬
‫بومی در اجرای این طرح ملی خبر داد‪.‬‬

‫به گزارش شــانا به نقل از شــرکت ملی نفت ایران‪ ،‬تورج دهقانــی اعلام کرد‪ :‬عملیات‬
‫مسیرســازی و احداث جاد‌ههای دسترسی در ‪ ۶‬پروژه تعری ‌فشده طرح احداث خط لوله‬
‫انتقال نفت خام گوره ‪ -‬جاســک‪ ،‬تاسیسات بی ‌نراهی و پایانه مربوطه در سواحل مکران‪،‬‬
‫عملیات خاکی و محوط ‌هســازی ساخت مخازن ذخیر‌هســازی نفت خام به روش ‪BOT‬‬

‫آغاز شده است‪.‬‬
‫وی افزود‪ :‬از پنج تلمب ‌هخانه این طرح‪‌،‬کار تجهیز کارگاه تلمب ‌هخان ‌ههای شماره ‪ ۱‬و ‪ ۳‬که‬
‫در برنامه بهر‌هبرداری زودهنگام قرار دارند‪ ،‬همچنین تلمب ‌هخان ‌ههای ‪ ۲‬و ‪ ۴‬به اتمام رسیده‬

‫و عملیات اجرایی آنها شروع شده است‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪23 ۹۸‬‬

‫شخصی ‌تها‬

‫روحانی‪ :‬آماد‌هایم شبکه گاز ایران را به‬
‫عراق متصل کنیم‬

‫حسن روحانی‪ ،‬امروز در نشســت خبری مشترک با عادل عبدالمهدی‪،‬‬
‫نخس ‌ت وزیر عراق‪ ،‬روابط بین دو کشور را عمیق و تاریخی عنوان کرد و گفت‪:‬‬
‫️در طول قر ‌نها همواره روابط بین ایران و عراق ب ‌هعنوان دو همسایه خوب‬
‫و رو به توسعه بوده‪ ،‬اما امروز برای توسعه روابط در شرایط ممتازی هستیم‪.‬‬
‫️▪برای برقراری اتصال شبکه برق و گاز ایران به عراق آماد‌هایم و معتقدیم‬
‫که این موضوع ن ‌هتنها برای دو کشــور‪ ،‬بلکه برای دیگر کشورهای منطقه در‬

‫آینده نیز تسری یابد‪/‬شانا‬

‫رئیس جمهوری‬ ‫حسن منتظرتربتی‬
‫مدیرعامل شرکت‬

‫ملی گاز ایران‬

‫مدیرعامل شرکت ملی گاز‪ :‬خط لوله‬
‫انتقال گاز ‪ ۳۶‬اینچ زاهدان دوراهی دشتک‬

‫به طول ‪ ۱۱۰‬کیلومتر با ‪ ۵۲۰‬میلیارد‬
‫تومان اعتبار در جریان است‪.‬‬

‫‪ 6‬هــزار میلیارد تومان اعتبار برای اجــرای ‪ ۱۱۲۰‬کیلومتر خط لوله گاز در‬
‫سیستان و بلوچســتان در نظر گرفته شده است و این پروژه با ‪ ۴۰‬درصد‬

‫پیشرفت در جریان بوده و نیمه اول سال آینده به بهره برداری می رسد‪.‬‬

‫‪ 22‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫خط لوله جدیدالاحداث ‪ 20‬اینچ نائین–کاشان–ری‬
‫آماده بهره‌برداری شد‬

‫با راه‌اندازی موقت خط لوله ‪ 20‬اینچ نائین–کاشــان–‬
‫ری‪ ،‬مســیر ارســال فرآوردههــای نفتــی از منطقه‬

‫بندرعباس تا منطقه ری کوتاه شد‪.‬‬

‫بهره‌برداری ‪ ۸۳۰‬کیلومتر خط انتقال گاز در سال ‪۹۸‬‬
‫بهرام صلواتی‪ ،‬سرپرســت شرکت مهندسی و توسعه‬
‫گاز ایران‪ :‬پارســال ‪ ۷۵۰‬کیلومتر خط لوله را به همراه‬
‫چندین ایســتگاه تقویت فشــار گاز بــه بهره‌برداری‬

‫رساندیم‪.‬‬
‫️اســفندماه پارســال ســه طرح مهم تولید مرکاپتان‪،‬‬
‫خط انتقال اتان و طرح پست برق پشتیبان به همت‬
‫شــرکت مهندسی و توسعه گاز با حضور رییس‌جمهور‬

‫به بهره‌برداری رسید‬

‫خوردگیلوله باعث ترکیدگیخطلولهاصلیگازآمل شد‬
‫ســاری ‪ -‬ایرنا ‪ -‬مدیر عامل شــرکت گاز مازندران با‬
‫تاییــد ترکیدگی خط لوله اصلی گاز شهرســتان آمل‬
‫گفت‪ :‬با انجام اقدامات ایمنی و امدادی شرایط تحت‬

‫کنترل است‪.‬‬
‫جعفر احمدپور در گفت و گوی تلفنی با خبرنگار ایرنا‬
‫افزود‪ :‬ایــن حادثه براثر خوردگی لولــه اصلی گاز در‬

‫ابتدای جاده شهری هراز امل رخ داد‪.‬‬
‫وی ادامه داد‪ :‬به محض وقوع این حادثه شــیراصلی‬
‫این خط لوله گاز از دو طرف بســته شــد و با حضور‬
‫آتش نشــان‌ها و نیروهای امدادی آتش خاموش و‬

‫شرایط در حالت کنترل است‪.‬‬
‫احمدپور گفــت‪ :‬در حال حاضــر گاز برخی از مناطق‬
‫آمل و ‪ ۲۰‬روســتای شهرستان قطع است و در تلاش‬
‫هســتیم با رفع خوردگی لوله گاز دوباره جریان گاز به‬

‫شبکه برگردد‪.‬‬

‫ترمیم ‪1500‬مترازخطوط لوله سی ‪‎‬لزده درمنطقه شمال‬
‫رئیــس تعمیرات و نگهداری خطوط لوله نفت منطقه‬
‫شــمال از ترمیــم ‪1‬هــزار و ‪ 500‬متر از خطــوط لوله‬

‫آسیب‪‎‬دیده از سیل‪ ‎‬اخیر در این منطقه خبر داد‪.‬‬
‫بــه گــزارش روابط عمومی شــرکت خطــوط لوله و‬
‫مخابــرات نفت ایــران ‪ -‬منطقه شــمال‪ ،‬اســحاق‬
‫اردشیری با اشــاره به اســتمرار فعالیت کارشناسان‬
‫تعمیرات خطوط لوله منطقه برای ترمیم خسار ‪‎‬تهای‬
‫ناشی از سیل ماه‪‎‬های گذشته‪ ،‬گفت‪ :‬بیش از ‪ 60‬نقطه‬
‫از خطــوط لوله منطقه در جریان ســیلاب اخیر دچار‬
‫خســارت شد که ریسک خطر در ‪ 10‬نقطه از این نقاط‬

‫بیش از سایر نقاط بود‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪25 ۹۸‬‬

‫اخبار خطوط لوله ایران‬

‫طبق مصوبه هیئت وزیران؛‬
‫طبق مصوبه هیئت وزیران‪ ،‬فعالیت شرکت لوله سازی‬
‫ماهشهر سدید برای انجام ابر پروژه ملی خط لوله نفت گوره‬

‫جاسک تسهیل می‌شود‪.‬‬
‫به گــزارش ایلنا؛ به دنبــال تصویب نامه هیــات وزیران برای‬
‫شرکت لوله سازی ماهشهر سدید که عامل رونق تولید در این‬
‫شرکت می‌شود‪ ،‬مدیریت و کارکنان این شرکت مراتب تشکر و‬

‫قدردانی خود را از این اقدام دولت ابراز داشتند‪.‬‬
‫بر این اســاس اقدامات لازم به منظور تامین مواد اولیه و آغاز‬
‫تولید در این شــرکت در اسرع وقت در حال انجام است‪ .‬این‬
‫خط لوله به طول ‪ ۱۱۰۰‬کیلومتر و با ظرفیت یک میلیون بشــکه‬
‫از گوره به جاســک توسط لوله ســازان داخلی احداث خواهد‬
‫شــد و نفت غرب کارون را به منظــور صادرات به دریای عمان‬

‫منتقل می‌کند‪.‬‬
‫بر اساس این گزارش‪ :‬شــرکت لوله سازی ماهشهر سدید در‬
‫زمینه تولید لوله‌های قطور فولادی درز جوش مســتقیم که در‬
‫صنعــت نفت و گاز کاربرد دارد فعالیت دارد و از شــرکت‌های‬

‫پیشرو در این عرصه به شمار میرود‪.‬‬

‫پوشش ‪ FBE‬برای لوله های طرح ملی گوره ‪ -‬جاسک‬
‫شرکت لوله ســازی اهواز از ابتدای خردادماه گذشته پوشش‬
‫‪ FBE‬لوله‌های طرح ملی گوره – جاســک را شــروع و امروز‬
‫اولین مرحلــه از بارگیری این لوله‌ها با حضور بازرســا ِن فنی‬

‫(ثالث) طرح صورت گرفت‪.‬‬
‫شرکت لوله ســازی اهواز از ابتدای خردادماه گذشته پوشش‬
‫‪ FBE‬لوله‌های طرح ملی گوره – جاســک را شــروع و اولین‬
‫مرحله از بارگیری این لوله‌ها با حضور بازرســا ِن فنی (ثالث)‬

‫طرح صورت گرفت‪.‬‬
‫به گــزارش روابط عمومی شــرکت لوله ســازی اهــواز‪ ،‬این‬
‫شــرکت در راستای رونق تولید‪ ،‬با استفاده از مواد خا ِم یکی از‬
‫شــرکت‌های تامین کننده داخلی‪ ،‬پوشش ‪ FBE‬لوله‌های این‬

‫پروژه ملی را کلید زد‪.‬‬
‫گفتنی است‪ ،‬پوشــش پودری ‪ FBE‬سطح خارجی لول ‌ههای‬
‫‪ 42‬اینچ مربوط به خط لولۀ انتقال نفت خام از گوره به جاسک‬
‫اســت که تا کنون شــرکت لوله ســازی اهواز توانسته حدود‬

‫‪ 60‬کیلومتر از پروژه را تامین کند‪.‬‬

‫پارگی یکی از خطوط لوله فرایندی علت آتش سوزی سکوی‬
‫شماره ‪ 9‬پارس جنوبی بود‪.‬‬

‫معــاون عملیات و پشــتیبانی شــرکت نفــت و گاز پارس از‬
‫مشــخص شــدن علت آتش سوزی سکوی شــماره ‪ 9‬پارس‬
‫جنوبی‪ ،‬خبر داد و گفت‪ :‬علت بروز حادثه در این ســکو‪ ،‬پارگی‬
‫یکی از خطوط لوله فرایندی ناشی از خوردگی درونی قسمتی‬

‫از زانوی خروجی محفظه ارسال توپک بوده است‪.‬‬

‫‪ 24‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫پیگ‬

‫صلاحیت ارزیابی وکشف عیوب‬
‫خطوطلولهبوسیلهپی ‌گهای‬
‫هوشمند‪ MFL‬و‪TFI‬‬

‫حمید حجتی‪۱‬‬

‫مقدمه‬ ‫چکیده‬
‫خطوط انتقال گاز در طــول مدت عمر خود به عیوب مختلفی دچار‬ ‫بــا گســترش روزافزون اســتفاده از خطــوط لوله به عنــوان حاملهای‬
‫م ‌یشــوند که این عیوب دارای انواع گوناگونی م ‌یباشد چه بسا عیوب‬ ‫انــرژی اســتفاده از سیســتمهای نویــن مدیریتــی کــه مهمتریــن آن‬
‫بالقو‌های که هنوز ناشــناخته هستند لازمه ایمنی و پایدار بودن خطوط‬ ‫(‪ PIMS (Pipeline Integrity Management System‬می‌باشــد و‬
‫انتقال شناخت و تشخیص این عیوب م ‌یباشد که با رو ‌شهای ارزیابی‬ ‫نیــاز به ارزیابی خطوط لوله به عنوان یکــی از کلیدهای ورودی به ‪PIMS‬‬
‫مناسب م ‌یتوان به این مطلب دسترسی پیدا کرد به عنوان مثال عیوب‬ ‫بیشــتر احســاس می‌شــود‪ .‬یکی از روش‌های ارزیابی خطوط لوله که در‬
‫کشــور ما نیز بطور فزاینده‌ای از آن اســتفاده می‌شود استفاده از پیگ‌های‬
‫موجود در خطوط لوله شامل‪:‬‬ ‫هوشــمند ‪ MFL‬و ‪ TFI‬می‌باشــد‪ .‬مطلب مهم صلاحیت ارزیابی و کشــف‬
‫عیوب مکانیکی مانند تورفتگی (‪ )Dent‬شکل ‪ 1‬و ترکهای خوردگی‬ ‫عیوب خطوط لوله بوســیله این پیگها می‌باشد و اینکه کاربران خطوط لوله‬
‫تنشی (‪ )Stress Corrosion Cracking‬شکل ‪ 2‬و دهها عیب کشف‬ ‫با مزایا و معایب و قابلیت‌های این نوع پیگها آشــنایی کامل داشته باشند‬
‫مطالب پیش رو تحقیقی در جهت آشــنایی کاربران خطوط لوله با پیگ‌های‬
‫شده و یا ناشناخته دیگر م ‌یباشد‪]1[ .‬‬ ‫‪ MFL، TFI‬و رعایــت موارد مهــم در هنگام پیگ‌رانی و دانســتن نکات‬

‫ضروری هنگام اســتفاده از گزارشات این پیگها می‌باشد‪.‬‬

‫شکل ‪ -1‬تورفتگی‪.‬‬ ‫کلمات کلیدی‪ :‬پی ‌گهای هوشمند ‪ MFL‬و ‪ ،TFI‬ارزیابی خطوط لوله‪ ،‬کشف‬
‫عیوب خطوط لوله‪.‬‬
‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪27 ۹۸‬‬
‫‪ .1‬کارشناس خدمات مهندسی‬

‫کامپوزیت‬

‫درراستای پیاده سازی فرمایشات رهبری درحوزه اقتصاد مقاومتی‪ ،‬گامی دیگردرمسیرخود اتکایی‬

‫با حمایت شرکت انتقالگازایران سه شرکت ایرانی به عرصه‬
‫تعمیرات خطوط لوله فشاربالا‪ ،‬با استفاده ازکامپوزیت وارد شدند‬

‫استفاده در تعمیرات خط لوله‬ ‫در این خصوص دکتر ســعید توکلی مدیر عامل شــرکت انتقال گاز‬
‫فازدوم‪ :‬بررسی تولید کنندگان و بازار داخلی مواد کامپوزیتی‬ ‫ایران بیان نمودند‪:‬‬
‫فازسوم‪ :‬طراحی و شبیه سازی المان محدود تعمیر کامپوزیتی‬
‫فازچهارم‪ :‬طراحی و اجرای تست های میدانی بر اساس استاندارد‬ ‫با توجه به اینکه این گونه تعمیرات از ســوی شــرک ‌تهای خارجی‬
‫انجام می شد و حتی نمایندگیهای داخلی این شرکتها با مشکل عدم‬
‫‪ISO 24817‬‬ ‫انتقال دانش فنی در حوزه طراحی و انتخاب مواد مواجه بودند‪ ،‬شرکت‬
‫فازپنجم‪ :‬بازرسی از تعمیرات انجام شده در شرکت انتقال گاز ایران‬ ‫انتقال گاز ایران از دوسال گذشته با تدوین یک برنامه جامع و یکپارچه‬
‫جهت دستیابی به این دانش و همچنین ارتقای توانمندی شرک ‌تهای‬
‫فازششم‪ :‬برگزاری دوره های آموزشی‬
‫فاز هفتم‪ :‬تدوین دســتورالعمل ارزیابی صلاحیت شرک ‌تهای ارایه‬ ‫داخلی‪ ،‬هدفگذاری نمود‪.‬‬
‫به منظور دســتیابی به انجام تعمیرات بدون تخلیه خط و جلوگیری‬
‫دهنده خدمات تعمیرات کامپوزیتی بر مبنای استاندارد ‪ISO 24817‬‬ ‫از هدر رفت گاز‪ ،‬افزایش پایداری انتقال‪ ،‬این شــرکت با بهره گیری از‬
‫فازهشــتم‪ :‬انجام ارزیابی شــرک ‌تهای داخلی و خارجی متقاضی‬ ‫تجربیات مشــاور در حوزه صنعت کامپوزیت‪ ،‬پروژه مشتمل بر فازهای‬

‫ارایه این خدمات‬ ‫ذیل را تعریف نمود‪:‬‬
‫با انجام فاز هشــتم پروژه‪ ،‬تنها سه شــرکت داخلی ‪ -1‬مانا ابتکار‬ ‫فاز اول‪ :‬بررسی خواص مکانیکی و شیمیایی مواد کامپوزیتی مورد‬
‫مهر ایرانیان ‪ -2‬سپاهان پلیمر فام ‪ -3‬آرین ساده ‪ ،‬موفق به گذراندن‬

‫فرآیند تست با مشخصات فنی ذیل شدند‪:‬‬
‫لوله ”‪ API 5L- X65 , 56”, 0.625‬با عیب مصنوعی ‪ %80‬خوردگی‬

‫خارجی به ابعاد ‪70cm* 35 cm‬‬
‫تست هیدروستاتیک ‪ 4‬ساعته با فشار ‪1450 psi‬‬
‫این تســت برای اولین بار در کشــور برای ارزیابی شرک ‌تهای ارایه‬
‫دهنده این خدمات طراحی و پیاده سازی گردیده است‪.‬‬
‫قبل ازانجام این پروژه دربخش خطوط انتقالگاز‪ ،‬ارایه این خدمات‬
‫در انحصار چند شــرکت خارجی قرارداشت که با تلاش صورت گرفته با‬
‫ورود شرک ‌تهای ایرانی به این عرصه این انحصار شکسته شد‪.‬‬
‫شرکت انتقال گاز ایران در جهت حفظ منافع و منابع ملی‪ ،‬آماده به‬
‫اشتراک گذاری این تجربیات با دیگر شرکتها می باشد‪.‬‬

‫‪ 26‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫پی ‌گهای ‪ MFL‬به هی ‌چوجه قادر به شناسایی عمق آن نم ‌یباشند‪ .‬این‬ ‫سیســتمهای مختلفی بر روی پی ‌گهای ‪ MFL‬موجود م ‌یباشد که‬
‫مورد با توجه به گزارشات پی ‌گرانی هوشمند ‪ MFL‬خط اول و دوم یزد‬ ‫این سیستمها به اختصار شامل‪:‬‬
‫مشــخص م ‌یباشد که عمق هیچ یک از موارد تورفتگیهای کشف شده‬
‫مشخص نم ‌یباشد‪ .‬م ‌یدانیم مهمترین پارامتر مهم در مورد تورفتگیها‬ ‫سیستمهای فاصل ‌هسنج که شامل حرکت چرخهای متصل به پیگ‬
‫عمق آنها م ‌یباشــد که بوسیله هیچ یک از انواع پی ‌گهای ‪ MFL‬قابل‬ ‫(‪ )Odometer‬و سیستم فاصل ‌هسنجی م ‌یباشد‪.‬‬
‫شناسایی نیستند‪ .‬در مورد ابعاد و موقعیتهای محیطی عیوب در بعضی‬
‫از موارد دچار اشتباه م ‌یشوند به طور مثال در مورد پیگ رانی خط دوم‬ ‫سیســتمهای انداز‌هگیری جهــت که هم موقعیــت محیطی عیب‬
‫یزد حدود ‪ %30‬از ابعاد کاستیهای فلز بیشتر از مقدار واقعی آن برروی‬ ‫را مشــخص م ‌یکند و هم اگر پیگ هوشــمند در طول مسیر حرکت‬
‫دورانی داشت این سیستم پاندولی مقدار دوران را ثبت و به پردازشگر‬
‫لوله بود که این باید مورد توجه کاربران خطوط لوله قرار گیرد‪]5[ .‬‬ ‫م ‌یفرستد تا این عامل در فرآیند شناسایی عیوب دخالت داده شود‪.‬‬
‫پی ‌گهای ‪ MFL‬درمورد شناسایی انواع ترکها بسیارضعیف م ‌یباشند‬
‫و بــه جرات م ‌یتوان گفت که پی ‌گهای ‪ MFL‬قادر به شناســایی هیچ‬ ‫سیستمهای محافظ فشار و ضربه و لرزش‪.‬‬
‫گونه ترکی نم ‌یباشــند مسئله مهم برای کاربران خطوط لوله جوشهای‬ ‫سیســتمهای کنترل ســرعت کــه در اکثر پیگها به صورت دســتی‬
‫محیطی و عیوب آنها م ‌یباشــد که در ســایت انجام گرفته و مشکلات‬
‫بیشتری نسبت به جوشهای طولی لوله دارد به دلیل تغییر ماهیت فلز‬ ‫م ‌یباشد‪.‬‬
‫در نواحی جوشکاری شــده و تغییر آرایش و دان ‌هبندی فلز بر اثر گرما‬ ‫سیســتم مغناطیس کننده که طول مشخصی از لوله را مغناطیس‬
‫نفوذپذیری مغناطیسی در این قسمتها کم شده نیز به دلیل ناهمواری‬
‫در این قســمتها به دلیل نفوذ ریشــه جوش به داخل ســطح تماس‬ ‫م ‌یکند‪( .‬شکل ‪)5‬‬
‫حسگرها از سطح لوله جدا شده و باعث گزارشات کاذب م ‌یگردد‪]3[ .‬‬ ‫سیستم حسگر و صفحات محافظ آن‪.‬‬
‫در گزارشــات پی ‌گرانی هوشــمند خط ً‪ 20‬یزد هیچ گونه عیبی برای‬ ‫سیستم ثبت داد‌هها که با استفاده از یک مبدل سیگنالهای آنالوگ‬
‫جوشــهای محیطی این خط گزارش نشد و در خط سراسری اول هیچ‬ ‫را به دیجیتال تبدیل کرده و در یک حافظه حالت جامد ذخیره م ‌یکند‪.‬‬
‫گونه گزارشــی مبنی بر وجود ترک بر روی این خط لوله بدست نیامد‪.‬‬ ‫سیســتم تغذیه که شامل باطریهایی با تکنولوژی روز دنیا و با طول‬
‫شارژ بالا برای پی ‌گرانی در مسافتهای طولانی م ‌یباشد‪]3[ .‬‬
‫[‪]6‬‬
‫بر اثر ایجاد ســطحهای مختلف مغناطیس در سطح لوله و فواصل‬ ‫شکل ‪ -5‬آناتومی و ساختارمغناطیسی پی ‌گهای ‪MFL‬‬
‫مختلف آنها با حســگرها و عدم پوشش کامل همه سطوح لوله توسط‬
‫میدان مغناطیسی این پیگها در مورد تعیین ابعاد و موقعیت محیطی‬ ‫محدودیتهای پیگ‌های ‪ MFL‬و مزیت‌های پیگ‌های ‪TFI‬‬
‫عیوب دچار مشکل م ‌یشوند‪ .‬پس با بیان مطالب فوق پی ‌گهای ‪MFL‬‬ ‫بعضی از عیوب کاســتی فلــز (‪ )Metal Loss‬توســط پی ‌گهای‬
‫در تشــخیص عیوب جوشهای محیطی و طولی از هر نوع قابل اعتماد‬ ‫‪ MFL‬با دقت خوبی شناســایی م ‌یشــوند‪ .‬عیوب داخلی خوردگی و‬
‫نیســتند و نم ‌یتوان برای ارزیابی عیوب جوش از آنها اســتفاده کرد‪.‬‬ ‫ســایش‪ ،‬نیز عیوب خوردگــی خارجی مانند‪ :‬خوردگیهــای حفر‌های‪،‬‬
‫برای بهبود عملکرد پی ‌گهای ‪ MFL‬در تعیین محل و موقعیت محیطی‬ ‫یکنواخت‪ ،‬توسط این پیگها کشف م ‌یشوند‪ .‬نیز عیوب مکانیکی مانند‪:‬‬
‫عیوب کاســتی فلز نوع دیگری از آرایش حســگرها به نام پی ‌گهای‬ ‫کند‌هشدگی‪ ،‬عیوب هنگام ساخت لوله (عیوب کارخان ‌های)‪ ،‬تورفتگی و‬
‫(‪ Transverse Field Inspection) TFI‬استفاده شده که در شکل‬ ‫ل ‌هشدگی را با تقریب قابل قبولی م ‌یتوانند کشف کنند‪ .‬نیز حفر‌هها و تا‬
‫‪ 6‬نشــان داده شده است‪ .‬با اســتفاده از توزیع میدان مغناطیسی در‬ ‫حدودی شیارهای محوری و محیطی موجود در لوله نیز قابل شناسایی‬
‫جهت محیطی سطوح بیشتر قابل پوشش م ‌یباشند نیز این نوع پیگ‬ ‫م ‌یباشــند نکته قابل توجه در مورد تورفتگ ‌یها (‪ )Dent‬این است که‬
‫تا حدودی قادر به شناســایی ترکهای محــوری در لوله با محدودیت‬

‫عرض ترک و تا حدودی ترکهای عمودی را شناسایی م ‌یکنند‪.‬‬
‫پی ‌گهای ‪ TFI‬در شناســایی درزهای خوردگــی طولی و اندازه آنها‬
‫خــوب عمل م ‌یکنند ولی در مورد عیوب خوردگی حفر‌های و یکنواخت‬
‫ماننــد پی ‌گهای ‪ Low‬عمل م ‌یکنند و در مورد کشــف ترکها و عیوب‬
‫جوش همچنان بسیار ضعیف و ناتوانند‪ .‬در ضمن پی ‌گهای ‪ TFI‬قادر‬
‫به تمیز دادن عیوب داخلی و خارجی نیســتند و در کشف اندازه عیوب‬

‫دقت خوبی ندارند‪.‬‬
‫حال با ترکیب پی ‌گهای ‪ -High MFL‬و ‪ TFI‬و بدســت آوردن یک‬
‫همپوشانی مناســب میدان مغناطیسی در دو جهت طولی و محیطی‬
‫اعمال م ‌یشود و کشف عیوب کاستی فلز (‪ )Metal Loss‬بسیار بهبود‬

‫بخشیده شده است‪.‬‬
‫قابلیت کشف عیوب خوردگی حفر‌های و یکنواخت و حتی شکافهای‬
‫خوردگــی طولی و عیوب مکانیکی و قابلیت کشــف اندازه همگی این‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪29 ۹۸‬‬

‫تغییر (‪)Anomaly‬است که ممکن است یک عیب در دیواره لوله باشد‪.‬‬
‫(شکل ‪)3‬‬

‫شکل ‪ -2‬ترک خوردگی تنشی‪.‬‬

‫شکل ‪ -3‬مکانیزم نشت شار‪.‬‬ ‫پس بــا توجه به گســتردگی و انواع مختلف عیــوب خطوط لوله‬
‫‪،‬رو ‌شهای ارزیابی متفاوتی در این مورد به کار م ‌یرود به همین دلیل‬
‫این میدان نشــتی انداز‌هگیری شده بستگی به عمق و طول و شکل‬ ‫نم ‌یتوان بیان نمود که با اســتفاده از یک نوع ارزیابی م ‌یتوان به تمام‬
‫عیب دارد و توسط نر ‌مافزارهای مربوطه تحلیل م ‌یگردد‪]3 , 2[ .‬‬ ‫عیــوب پی برد و از همین رو رو ‌شهای متفاوتی برای ارزیابی خطوط‬
‫لوله موجود م ‌یباشد نکته قابل توجه این است که به دلیل گستردگی‬
‫براســاس نوع قرار گرفتن حســگرها قابلی ‌تهای کشف پی ‌گهای‬ ‫عیوب هر کدام از این روشــها همه عیوب را پوشــش نم ‌یدهند یا به‬
‫‪ MFL‬تغییر کرده و انــواع گوناگونی را بوجود م ‌یآورند‪ .‬دو نوع آرایش‬ ‫عبارتــی هر روش دارای مزایا و معایبی م ‌یباشــد رو ‌شهای ارزیابی‬
‫در شکل ‪ 4‬نمایش داده شده است که بوسیله ترکیبی از این حسگرها‬ ‫مانند‪ :‬تســت هیدرواستاتیک‪ ،‬سیســتمهای مانیتورینگ‪ ،‬پی ‌گهای‬
‫پی ‌گهــای ‪ High – Resolution‬و ‪ Low – Resolution‬بوجــود‬ ‫هوشمند و‪ ..‬دهها روش که هم اکنون در کشورهای پیش رو در صنایع‬
‫م ‌یآید در پی ‌گهای نوع ‪ Low‬فقط محل عیوب مشــخص شده ولی‬ ‫نفت و گاز اســتفاده م ‌یشــود مطلب اصلی این م ‌یباشد که کاربران‬
‫اندازه عیوب مشــخص نم ‌یشود ولی در پی ‌گهای ‪ High‬با استفاده از‬ ‫خطوط لوله هستند که با استفاده از دید بالای مهندسی‪ ،‬روش و زمان‬
‫سیستمهای پیشرفت ‌هترو نوع آرایش حسگرها و استفاده ازتعداد بیشتر‬ ‫مناســب ارزیابی را برای خط لوله خود انتخــاب م ‌یکنند که در تمام‬
‫حسگ‌رها علاوه بر محل عیوب‪ ،‬اندازه عیوب نیز مشخص م ‌یشود‪ .‬و از‬
‫قیمت بالاتری نسبت به پی ‌گهای نوع ‪ Low‬برخوردار هستند ولی باز‬ ‫موارد فوق ‪ PIMS‬به عنوان هدایت کننده و راهنما عمل م ‌یکند‪.‬‬
‫این نوع پیگها در اندازه عیوب دچار اشــکال م ‌یشوند ولی محل عیوب‬ ‫در این مقاله ســعی بر این شــده که با مقایســه گزارشــات پیگ‬
‫رانی‌های هوشمند اخیر در خطوط انتقال گاز منطقه دو عملیات انتقال‬
‫را با دقت خوبی کشف م ‌یکنند‪]4[ .‬‬ ‫گاز (خــط لوله سراســری اول و دوم و خط لولــه ً‪ 40‬دوم یزد و خط‬
‫لوله ً‪ 24‬و ً‪ 20‬یزد) درســتی و نادرستی مطالب گردآوردی شده مورد‬

‫بررسی قرار گیرد‪.‬‬

‫شکل ‪ -4‬دو نوع ازآرایش حسگرها‪.‬‬ ‫تکنولوژی و ساختار پیگ‌های ‪MFL‬‬
‫فناوری نشت شــار مغناطیسی ابتدا در سال ‪ 1868‬توسط موسسه‬
‫معماری ‪ Naval‬در انگلستان اســتفاده شد برای شناخت این روش‬
‫باید با نشــت شــار (‪ )Flux Leakage‬و مغناطیــس (‪)Magnetic‬‬
‫آشــنایی داشت خطوط شار مغناطیسی برای نشان دادن توان و جهت‬

‫نیروی یک میدان مغناطیسی به کار م ‌یرود‪.‬‬
‫فاصله بین خطوط بیانگر شــدت و چگالی شــار م ‌یباشد در واقع‬
‫تعداد بیشترخطوط شاربیانگروجود میدان مغناطیسی قویترم ‌یباشد‪.‬‬
‫زمانی که مغناطیس در مجاورت یک دیواره فلزی قرار م ‌یگیرد دیواره‬
‫مســیر ترجیحی خطوط شار م ‌یباشــد‪ .‬تعدادی از خطوط که از دیواره‬
‫عبور نم ‌یکنند با هوا و گاز تشکیل میدان کوپلاژی م ‌یدهند‪ .‬قسمتهایی‬
‫از دیواره فلز که ضخامت آن کمتر اســت ســبب ایجاد یک شار نشتی‬
‫م ‌یشــود‪ .‬در چنین ناحی ‌های تعداد شار عبوری کمتر از حالت ضخامت‬
‫کامل دیواره م ‌یباشــد و شار نشت کرده و شکل میدان کوپلاژ گازی یا‬
‫هوا را تغییر م ‌یدهد یک حسگر در داخل لوله برای انداز‌هگیری میدان‬
‫مجاور دیــواره لوله بکار م ‌یرود‪ .‬در ناحی ‌های که ضخامت کمتر اســت‬
‫این حســگر چگالی لرزان بالاتری را ثبت م ‌یکند که بیانگر وجود یک‬

‫‪ 28‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫موارد ذیل قبل از قرار داد پی ‌گرانی باید مورد توجه قرار گیرد‪:‬‬ ‫شکل ‪ -8‬نمایش سیگنالهای دریافتی ازپی ‌گهای ‪ MFL‬و ‪.TFI‬‬
‫مناســب بودن پیگ جهت برنام ‌های که مد نظر کاربران خطوط لوله‬
‫برد کاری پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪TFI‬‬
‫م ‌یباشد‪.‬‬ ‫تلرانســها و باز‌ههای پی ‌گهای ‪ MFL‬و ‪ TFI‬برروی کیفیت ارزیابی‬
‫کیفیــت و دقــت و قابل اعتماد بودن گزارشــات بدســت آمده از‬
‫تاثیر گذار م ‌یباشد‪.‬‬
‫پی ‌گرانی‪.‬‬ ‫دقــت موقعیت طولی عیب در پی ‌گهــای ‪ MFL‬و ‪ TFI‬یک درصد‬
‫در دسترس بودن خدمات پشتیبانی و قیمت مناسب‪.‬‬ ‫فاصله نزدیکترین سرجوشــها م ‌یباشد و چون بیشتر لول ‌ههای موجود‬
‫به عبارتی یک بازرســی به وســیله پیگ هوشــمند و یک ارزیابی‬ ‫دوازده متــری م ‌یباشــد در اینجا دقت ‪ 1/0‬متر م ‌یباشــد و فعلا این‬
‫مناســب از عیوب باید به وســیله شالوده سیســتم مدیریت سلامت‬ ‫بهترین دقت در این نوع پیگها موجود م ‌یباشــد دق ‌تهای بالاتر از این‬
‫مورد گردم ‌یشود حال ممکن است عیوبی بر هم منطبق شوند مثلا یک‬
‫خطوط لوله (‪ )PIMS‬اداره شود‪.‬‬ ‫عیب داخلی و خارجی بر هم منطبق شــده و گزارش غیرواقعی نشتی‬
‫باید دانســت که بــرد کاری پیگها ‪ MFL‬و ‪ TFI‬محدود م ‌یباشــد‪.‬‬
‫داده شود‪]9 , 7[ .‬‬
‫(شکل ‪)9‬‬ ‫نیز دقت محیطی این نوع پیگها ‪ 30‬درجه م ‌یباشد‪.‬‬
‫با ترکیب پی ‌گرانی ‪ MFL‬و ‪ TFI‬در خط لوله گاز سراسری اول نتایج‬ ‫سرعت بهینه آنها بین ‪ 1‬الی ‪ 4‬متر بر ثانیه م ‌یباشد‪.‬‬
‫و گزارشــات بسیار مناسبی که بیشــتر عیوب این خط لوله را پوشش‬ ‫پیگها م ‌یتوانند عیوب کاستی فلز با عمق ‪ %10‬ضخامت لوله را کشف‬

‫م ‌یدهد بدست آمد‪]10 , 8[ .‬‬ ‫نمایند‪.‬‬
‫در اکثر پی ‌گهای ‪ MFL‬و ‪ TFI‬حداقل مســاحت قابل انداز‌هگیری‬
‫شکل ‪ -9‬برد کاری پی ‌گهای ‪ MFL‬و ‪TFI‬‬
‫عیوب مساوی با سه برابر ضخامت لوله م ‌یباشد‪.‬‬
‫تفسیر و بکارگیری اطلاعات بدست آمده توسط پیگ‌های هوشمند‬ ‫تغییرات بهینه دما‪ 4 :‬الی ‪ 45‬درجه سانتیگراد‪.‬‬
‫مهمترین مطلب این اســت که مفســر اصلی و بــه کار گیرنده این‬ ‫گستره ضخامت جدار لوله‪ 8 :‬الی ‪ 50‬میلیمتر‪.‬‬
‫اطلاعات و گزارشات خود کاربران خطوط لوله م ‌یباشند‪ .‬با توجه به دید‬ ‫حداقــل طول ترکهای محوری و عمودی جهت کشــف ‪ 60‬میلیمتر‬
‫بالای آنها نسبت به خطوط لوله خود و نیز اطلاعات وسیع آنها در مورد‬
‫تعمیرات و پارامترها و تمام کم و کیف خطوط لوله این آنها هستند که‬ ‫م ‌یباشد‪.‬‬
‫باید از این اطلاعات اســتفاده کنند و درستی یا کاذب بودن اطلاعات را‬ ‫عیوب لایه لایه شــدن (‪ )Lamination‬توســط ایــن پیگها قابل‬
‫تشــخیص داده و برنامه تعمیراتی را براساس گزارشات صحیح مدون‬
‫شنایایی نم ‌یباشد‬
‫کنند‪.‬‬
‫بکار بردن اطلاعات پیگ هوشــمند یکی از مهارتهای کاربران خطوط‬ ‫انتخاب پیگ مناسب‬
‫لوله م ‌یباشــد به عنوان مثال این کاربران هستند که وقتی پیگ عیب‬ ‫قبل از اجاره کردن و بکارگیری یک پیگ هوشــمند مهم اســت که‬
‫را خوردگی یا مکانیکی تفســیر م ‌یکند بایــد از این دو یکی را انتخاب‬
‫کرده و برنامه تعمیراتی را براساس آن طراحی کنند یا اگر چند عیب با‬ ‫بدانیم برای چه منظوری پی ‌گرانی م ‌یکنیم؟‬
‫فاصل ‌ههای نزدیک به هم بود م ‌یتوان حدس زد که این عیوب یکپارچه‬ ‫برای ارزیابی مجدد خطوط لوله‪ ،‬کشف عیوب‬
‫م ‌یباشند از این رو موارد ذیل هنگام بکار بردن گزارشات باید مورد توجه‬
‫در عوض تست هیدرواستاتیک و‪..‬‬
‫قرار گیرند‪]11[ :‬‬ ‫چه عیوبی را م ‌یخواهیم مشــخص کنیــم؟ (خوردگی‪ ،‬تورفتگی‪،‬‬
‫کاربران خطوط لوله در تفســیر اطلاعــات و برنام ‌هریزی تعمیرات‬
‫باید با پارامترهای مورد اســتفاده در پی ‌گهای هوشــمند مانند‪ERF :‬‬ ‫عیوب جوش و‪)...‬‬
‫و سیســتمهای انداز‌هگیری این پیگها و عیوب موجود در خطوط لوله و‬ ‫باید بدانیم که فعلا پیگی وجود ندارد که همه عیوب را مشخص کند‪.‬‬
‫موارد مطروحه برای داشتن یک استراتژی قبل از قرارداد پی ‌گرانی‬
‫مواردی از این قبیل آشنایی کامل داشته باشند‪.‬‬
‫هنــگام بکار بردن گزارشــات‪ ،‬نتایج بازرســیهای قبلی مانند‪ :‬پیگ‬ ‫لازم م ‌یباشد‬
‫نم ‌یتوانیم کلمه بهترین پیــگ را در بازار به کار ببریم پیگ انتخاب‬
‫شده توسط شما فقط و فقط برای خطوط لوله شما مناسب م ‌یباشد‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪31 ۹۸‬‬

‫عیوب بســیار بهبود بخشیده شده اســت ولی هنوز این پیگ با تمام‬
‫پیشــرفته بودن تکنولوژی خود قادر به شناســایی ترکها و مشــکلات‬

‫جوش نم ‌یباشد‪]7[ .‬‬

‫شکل ‪ -7‬قابلیت کشف ترکها درپی ‌گهای ‪.TFI‬‬

‫حال با استفاده از این مورد و ترکیب دو پی ‌گرانی اخیر در خط لوله‬
‫گاز سراســری اول که منتج به یک گزارش گردید باعث شد تا در جای‬
‫که گمان م ‌یرفت ترکهای ‪ SCC‬موجود باشد این موارد توسط ترکیب‬

‫دو پی ‌گرانی به درستی کشف گردد‪]8[ .‬‬

‫آنالیز و نمایش سیگنالهای پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪TFI‬‬ ‫شکل ‪ -6‬آرایش حسگرهای پی ‌گهای ‪.TFI‬‬
‫حال بخش مهم‪ ،‬تفسیر اطلاعت گرفته شده از پیگ‌های ‪MFL‬‬
‫و ‪ TFI‬می‌باشــد‪ .‬این کار توســط نرم‌افزارهایی انجام می‌شود که‬ ‫شناسایی ترکها توسط پیگ‌های ‪TFI‬‬
‫در آزمایشــگاه بوجود آمده اســت‪ .‬بدین ترتیب کــه تمام عیوب‬ ‫جریانهــای گردابــی (‪ )Eddy Current‬موجــود در پیگ‌هــای‬
‫موجود در خطوط لوله در شــرایط آزمایشگاهی بوجود آمده و پیگ‬ ‫‪ TFI‬باعــث ایجاد خطا می‌شــوند‪ .‬روش المانهای محدود (‪Finite‬‬
‫از آن عبور داده می‌شــود‪ .‬سپس ســیگنال دریافتی ثبت و به نام‬ ‫‪ Element Modeling) FEM‬همیشــه برای اندازه‌گیری نســبت‬
‫همان عیب ذخیره می‌شــود‪ .‬این بانک اطلاعات وسیع در ساخت‬ ‫میدان مغناطیســی به شــکل هندســی عیب بکار مــی‌رود‪ .‬برای‬
‫نرم‌افزارها دخالت داده می‌شــود این نرم‌افزارها بیشتر مقایسه‌ای‬ ‫ایــن تحلیل بــه منحنی ســطح مغناطیس شــوندگی‪ ،‬نوع طراحی‬
‫عمل می‌کنند و عیوب را دســته‌بندی کرده و تفســیر می‌کنند نیز‬ ‫مدار مغناطیســی و شــکل عیب احتیاج می‌باشــد اما باید دانست‬
‫تلرانســها و فشار و درجه حرارت کارکرد‪ ،‬شدت میدان مغناطیسی‬ ‫که روش ‪ FEM‬قادر به مقایســه و اندازه‌گیری ســیگنالهای عیوب‬
‫و مــواردی از این قبیل در تولید نرم‌افزار و شــرایط آزمایشــگاهی‬ ‫ترک و شــکاف طولی نمی‌باشــد‪ .‬مســئله مهم در مورد ترکها دهانه‬
‫ترک (‪ )Crack Opening‬می‌باشــد که بسیار کوچک بوده و اکثر‬
‫دخالت دارند‪.‬‬ ‫ترکها دهانه‌ای کمتر از ‪ 1/0‬میلیمتر دارند و با چشــم غیرمسلح قابل‬
‫پس از این اطلاعات و گزارشــات قابل فهم و تعدادی از نمودارهای‬ ‫دیدن نمی‌باشــند‪ .‬نیز به دلیل فواصل حســگرها از دو قطب میدان‬
‫ثبت فشار و دما و ســرعت و نیز نمودارهای ستونی و میل ‌های فراوانی‬ ‫مغناطیســی و بوجود آمدن ســطوح مختلف میدان مغناطیســی و‬
‫عیبها براســاس نوع عیوب و ‪)ERF (Estimated Repair Factor‬‬ ‫جریانهای گردابی‪ ،‬آنها یک میدان مغناطیســی متقارن را احساس‬
‫نمی‌کننــد نیز بزرگی حســگرها خود مزید بر علت می‌باشــد‪ .‬بدین‬
‫و‪ ...‬توسط این نر ‌مافزارها تهیه م ‌یشود‪.‬‬ ‫ترتیــب ‪ )POD (Probability Of Detection‬پیگ‌هــای ‪MFL‬‬
‫نشت شــار مغناطیســی به مقدار زیاد نشــانگر عیوب با وسعت‬ ‫در شناســایی ترکهایی مانند ‪ SCC‬نسبت به سایر پیگ‌هایی مانند‬
‫زیاد یا تغییر خواص و جنس لوله می‌باشــد‪ .‬در اکثر موارد شــکل‬
‫ســیگنالهای دریافتی توســط پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬مشابه شکل‬ ‫پیگ‌های آلتراسونیک کاهش پیدا می‌کند‪( .‬شکل ‪)7‬‬
‫عیب می‌باشد همین مورد باعث اشتباه و اشکال در تفسیر سیگنالها‬ ‫امــا در بعضی از مواقــع و در جاهایی که اجتماعــی از ترکهایی‬
‫می‌شود یک عیب بزرگ دارای سیگنال قوی می‌باشد ولی یک شیار‬ ‫مانند ‪ SCC‬موجود باشــد و کاربران از ایــن موضوع تقریبا اطلاع‬
‫بزرگ در طول با وجود اینکه یک عیب با وسعت زیاد می‌باشد دارای‬ ‫دارنــد و اطلاعاتی را به کمپانیهای پیگ‌رانی در این زمینه می‌دهند‬
‫سیگنال ضعیف یا حتی هیچگونه سیگنالی نمی‌باشد‪ .‬ترکهای طولی‬ ‫با ترکیب پیگ‌رانی ‪ MFL-High‬و ‪ TFI‬و بررسی نتایج و گزارشات‬
‫هیچگونه سیگنالی ایجاد نمی‌کنند‪ .‬و حسگرها به دلیل نوع طراحی‬ ‫آنهــا در موارد محدودی با توجه به عرض دهانه ترکهایی که نزدیک‬
‫و بــزرگ بودن انــدازه نمی‌توانند که این نوع ســیگنالهای ضعیف را‬
‫دریافت کنند تغییرات ســیگنال و نشت شــار مغناطیسی به وسیله‬ ‫به شیار هســتند می‌توانند این موارد را کشف نمایند‪]7 ,3[ .‬‬
‫نرم‌افزارهــای مربوطه و گرافهای رنگی نمایش داده می‌شــود‪, 3[ .‬‬

‫‪]8 ,7‬‬
‫ضمنا به وسیله ردیابی خطوط شار شکل و نوع عیب تشخیص داده‬

‫م ‌یشود‪( .‬شکل ‪)8‬‬

‫‪ 30‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫کامل بودن اطلاعات ورودی شرط لازم جهت یک ارزیابی مناسب‬ ‫حســگرها و میدانهای دوتایی باعث بهبود آنالیز عیوب مکانیکی و‬
‫خوردگی می‌شوند ولی سیستم کلی پیگ پیچید ‌هتر می‌شود‪.‬‬
‫توسط پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬می‌باشد‪.‬‬
‫اســتفاده از پیگ‌های ‪ TFI‬باعث آشکار شــدن برخی از درزهای‬
‫نتیجه گیری‬ ‫طولی مانند ترکهای چنگکی می‌شود‪ .‬ولی آنالیز سیگنالها سخ ‌تتر و‬

‫پیگ‌های هوشــمند هر روز هوشــمندتر می‌شــوند ولی بی عیب‬ ‫پیچید ‌هتر خواهد شد‪.‬‬
‫کوچک کردن طول پیگ برای عبور از خطوط با شــعای انحنای کم‬
‫نیستند و قادر به شناسایی همه عیوب خطوط لوله نم ‌یباشند‪.‬‬
‫باعث کم شدن دقت بازرسی می‌شود‪.‬‬
‫مهندسین و کاربران خطوط لوله قبل از انتخاب و استفاده از پیگ‬ ‫پارامتر مهم کنترل سرعت پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬در بازه استاندارد‬
‫می‌باشد که باعث افزایش دقت ارزیابی می‌شود‪ .‬انتخاب همه موارد‬
‫هوشــمند باید مطالبی را در مورد طراحی‪ ،‬تاریخچه و موارد عملیاتی‬ ‫فوق با تشــخیص کاربران خطوط لوله می‌باشد‪( .‬عدم کنترل سرعت‬

‫خطــوط لوله و نیز تکنولوژی و محدودیتهای پیگ هوشــمندی را که‬ ‫پیگ در خط ً‪ 20‬یزد باعث بدست آمدن گزارشات کاذب گردید)‬
‫پــس با توجه بــه موارد فوق می‌تــوان گفت که دقــت ارزیابی با‬
‫برای کشف عیوب بکار می‌برند بدانند‪.‬‬ ‫پی ‌گهای ‪ MFL‬و ‪ TFI‬به مواردی از قبیل سطح مغناطیس شوندگی‪،‬‬
‫نوع حســگرها‪ ،‬خواص لوله و ضخامت آن‪ ،‬سرعت پیگ و ده‌ها مورد‬
‫مفسران اصلی گزارشــات پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬کاربران خطوط‬ ‫دیگر بســتگی دارد که باید مورد توجــه کاربران خطوط لوله قرار گیرد‬

‫لوله می‌باشند‪.‬‬ ‫[‪]12 , 6 , 3‬‬

‫در بکار بردن گزارشــات پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬همیشــه باید یک‬ ‫تمیز بودن خطوط لوله شرط لازم جهت پی ‌گرانی ‪ MFL‬و ‪TFI‬‬
‫نکته حائز اهمیت این اســت که پودرهای ســیاه و لجنهای داخل‬
‫حاشیه اطمینان را اعمال نمود‪.‬‬ ‫خطوط لوله و مخصوصا سولفید آهن موجود در خطوط باعث اختلال‬
‫در ســیگنالهای ‪ MFL‬و ‪ TFI‬می‌شود‪ .‬ســولفید آهن بدلیل اختلال‬
‫نکته کلیدی قبل از عملیات پیگ‌رانی هوشمند اطمینان از تمیزی‬ ‫در میدان مغناطیســی و پودرها و لجنها به دلیل کاهش نفوذپذیری‬

‫خطوط لوله می‌باشد‪.‬‬ ‫مغناطیسی باعث ایجاد خطا می‌شوند‪]3 , 2[ .‬‬
‫پس کاربران باید بدانند که لازمه داشتن نتایج واضح‪ ،‬و قابل قبول‬
‫پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬در کشــف عیوبی مانند ترکها ضعیف عمل‬ ‫اطمینان از تمیز بودن خطوط لوله می‌باشــد و این میسر نیست مگر‬
‫با استفاده از پیگ‌های تمیز کننده مناسب‪ .‬مسئله حائز اهمیت دیگر‬
‫می‌کند‪.‬‬ ‫لزوم کنترل ســرعت پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪ TFI‬در بازه‌های تدوین شده‬
‫می‌باشد همین طور که قبلا گفته شده این مسئله باعث افزایش دقت‬
‫ترکیب دو پی ‌گرانی هوشمند ‪ MFL‬و ‪ TFI‬باعث بهبود قابل توجه‬ ‫بازرســی می‌شــود‪( .‬در خط لوله ً‪ 40‬دوم یزد بدلیل کثیف بودن خط‬
‫لوله گزارشات بدست آمده غیر قابل قبول و پی ‌گرانی هوشمند ‪MFL‬‬
‫در کشف عیوب خطوط لوله می‌گردد‪.‬‬
‫تکرار گردید)‪]13 , 12[ .‬‬
‫منابع‬
‫‪[1] Pipeline & Gas Journal, Volume No.239, Number2,‬‬ ‫نکات کلیدی قبل از عملیات پی ‌گرانی‬
‫‪February 2012. www.pgjonline.com‬‬ ‫بــا توجه به مزایــا و معایب پی ‌گهــای ‪ MFL‬و ‪ TFL‬این کاربران‬
‫‪[2] www.penspeninteyrity.com‬‬ ‫خطوط لوله هســتند که در مورد ارزیابی خطوط لوله خود توسط این‬
‫‪[3] Tom Bubenik, J. B. Nestleroth, and Brian Leis, “Introduction‬‬ ‫نوع پیگ تصمیم می‌گیرند اینکه هنگام ارزیابی کاســتی فلز برای ما‬
‫‪to Smart Pigging in Natural Gas Pipelines”, The Gas Research‬‬ ‫مهم اســت یا ترکها‪ .‬و این مورد بدرستی صورت نم ‌یپذیرد مگر با دید‬
‫‪Institute Keith Leewis, Project Manager ,December 2000.‬‬ ‫بالای مهندســی و داشتن اطلاعات کامل در مورد خط لوله مورد نظر‪.‬‬
‫‪[4] Robert Bickerstaff, Mark Vaughn, Gerald Stoker, Michael‬‬ ‫باید دانســت که قبل از پیگ‌رانی مــوارد ذیل برای کمپانی اجرا کننده‬
‫‪Hassard, and Mark Garrett, “Review of Sensor Technologies‬‬ ‫بســیار مهم و در نتایج و گزارشــات بســیار موثر می‌باشد و از آنها به‬
‫‪for In-line Inspection of Natural Gas Pipelines”, Sandia National‬‬
‫‪Laboratories, 2002.‬‬ ‫عنوان اطلاعات ورودی می‌توان نام برد‪]3 , 2[ :‬‬
‫‪[5] Report of Inspection by MFL Pig, 40” YAZD Gas Pipeline, by‬‬ ‫هندســه خط لوله (قطر و ضخامت) جنــس فولاد خط لوله‪ ،‬نوع‬
‫‪Linscan Co, Jun 2008 and February 2007.‬‬
‫‪[6] Report of Inspection by MFL Pig, 24” and 20” YAZD Gas‬‬ ‫جوش‪ ،‬کمینه تنش مخصوص و‪...‬‬
‫‪Pipeline, by Linscan Co, May 2007.‬‬ ‫اطلاعــات عملیاتــی خطوط لوله (فشــار و دمــای عملیاتی‪ ،‬نوع‬
‫‪[7] P.Mundell, K. Grimes. “Field Test Demonstrate TFI Detect‬‬
‫‪Long Seam Weld Defects”, 1998.‬‬ ‫محصول انتقالی و‪)...‬‬
‫‪[8] Report of Inspection by MFL and TFI Pig, IGAT 1 Pataveh -‬‬ ‫تاریخچه تعمیراتی و نتایج تســت هیدرواســتاتیک و بازرسیهای‬
‫‪Dehagh, by Spetsneftegaz Co, October 2009-May 2010.‬‬
‫‪[9] Thomas Beuker, “Overcoming The Specific Issues‬‬ ‫گذشته‬
‫‪Associated with The In-Line Inspection of Gas Pipelines”, UK,‬‬
‫‪Presented at the PPSA Seminar on 17th November 2010.‬‬
‫‪[10] www.roseninspection.net‬‬
‫‪[11] www.tdwilliamson.com‬‬
‫‪[12] The Effects of Velocity on Magnetic Flux Leakage‬‬
‫‪Inspection of Gas Pipelines, GRI Topical Report, GRI-95/0008.‬‬
‫‪June 1996. Nestleroth, J.B., Davis, R.J.‬‬
‫‪[13] Pigging Industry News by Pigging Products & Services‬‬
‫‪Association, February 2011. www.ppsa-online.com‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪33 ۹۸‬‬

‫مهمترین مســئله در تحلیل رشد عیوب این اســت که تلرانسها و‬ ‫هوشــمند‪ ،‬گزارشــات اختلاف پتانســیل لوله با خاک و نتایج تست‬
‫باز‌هها در هر دو مورد پی ‌گرانی همواره ثابت باشد و دو نوع پیگ از یک‬ ‫هیدواستاتیک‪ ،‬سوابق تعمیراتی و‪ ...‬را باید مورد توجه قرار داد‪.‬‬
‫دقت برخوردار باشند چون ممکن است گزارشات آنها غیرمعقول باشد‬
‫با توجه به محل قرار گرفتن عیوب و در دســت داشتن نقش ‌ههای‬
‫مانند‪ :‬رشد خوردگی منفی‪.‬‬ ‫خطوط لوله م ‌یتوان ازگزارشاتکاذب و تعمیرات غیرضروری جلوگیری‬

‫پارامترهای موثر در کشف عیوب به وسیله پیگ‌های ‪ MFL‬و ‪TFI‬‬ ‫نمود یا برعکس به نوع عیب و تعمیرات ضروری پی برد‪.‬‬
‫در جدول شــماره ‪ 1‬برای بهبود قابلیت کشــف عیوب در پی ‌گهای‬ ‫پی ‌گهای هوشــمند ب ‌یعیب نیســتند و تمام عیوب را از هم تمیز‬

‫‪ MFL‬و ‪ TFI‬مواردی ذکر شده است‪:‬‬ ‫نم ‌یدهند‬
‫مهمترین پارامترها کوچک کردن و بهبود خواص حسگرها می‌باشد‬ ‫همیشــه در بکار بردن داد‌هها و گزارشــات پی ‌گهای هوشمند یک‬

‫که باعث افزایش قابلیت کشف در این پیگها م ‌یشود‪.‬‬ ‫حاشیه اطمینان را باید رعایت کنیم‪.‬‬
‫اســتفاده از سیستم مغناطیسی نیرومندتر بدلیل قویتر و واضح‌تر‬ ‫با توجه به اندازه و موقعیت عیوب همیشه به دنبال علل عیوب نیز‬
‫شدن این ســیگنالها باعث تســهیل در آنالیز ســیگنالهای خوردگی‬
‫می‌شــود ولی همین میدان قویتر باعث کاهش قابلیت کشف عیوب‬ ‫باشیم‪.‬‬
‫مکانیکی می‌شود و با باقیماندن این میدان در خطوط لوله جوشکاری‬ ‫برای تخمین رشد عیوب احتیاج به دو پیگرانی در بازه زمانی مناسب‬
‫برروی خط نیز مشــکل خواهد شد‪( .‬مشکل جوشکاری بر روی خط‬
‫م ‌یباشد‪.‬‬
‫اول و دوم یزد)‬ ‫این نوع تحلیل بســیار ارزشمند اســت زیرا تعمیرات آینده و طول‬
‫عمر بهینه و اقتصادی خطوط لوله را پی ‌شبینی م ‌یکنیم و مکانیزمهای‬

‫حفاظتی و تعمیراتی خود را افزایش م ‌یدهیم‪.‬‬

‫‪Improvement‬‬ ‫جدول ‪ -1‬پارامترهای موثردرکشف عیوب‬

‫‪Pluses / Minuses‬‬

‫‪Small sensors‬‬ ‫‪Higher resolution / More complicated system (more thing to go‬‬
‫‪wrong); point versus area measurement‬‬

‫‪Stronger magnets‬‬ ‫‪Easier to analyze corrosion signals / Loss of sensitivity to mechanical‬‬
‫‪damage; remanent magnetism makes welding difficult‬‬

‫‪Dual magnets and Better ability to analyze corrosion and mechanical damage / Much‬‬

‫‪sensors‬‬ ‫‪more complicated system‬‬

‫‪Circumferential‬‬ ‫‪Ability to see some axial flaws, such as hook cracks / All signals are‬‬
‫)‪magnetizer (TFI‬‬ ‫‪harder to analyze‬‬

‫‪Tight bend radius Ability to inspect some previously un inspectable lines / Loss of sizing‬‬

‫‪capability‬‬ ‫‪accuracy‬‬

‫‪Speed control‬‬ ‫‪Higher accuracy and ability to inspect year round / Longer pig is‬‬
‫‪harder to launch and receive‬‬

‫‪ 32‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫اطمینان بخشی به صاحبان ســهام‪ ،‬دول ‌تها و جامعه در خصوص‬ ‫مقدمه‬
‫عملكرد ایمنی شبك ‌ههای انتقال خطوط لوله‪.‬‬ ‫نفت و گاز اگر چه مهمانان تازه وارد تاریخ بشرند‪ ،‬اما در همین مدت‬
‫كوتاه چنان فراگیر شــده اند كه بسیاری از شاخ ‌ههای علوم و فناوری‬
‫بهبود یا ارتقای خطوط لوله موجود با توجه به علل ریش ‌های حوادث و‬ ‫را متاثــر كرد‌هاند‪ .‬خطوط لوله به عنوان مهمترین ابزار جابجایی این دو‬
‫تعیین واكن ‌شهای اصلاحی یا برنام ‌ههای پیشگیرانه مناسب‪.‬‬ ‫ماده حیاتی‪ ،‬شریان اقتصاد و تجارت در بسیاری از كشورهای جهان از‬
‫حدود نیم قرن پیش نصب شده و نقش اساسی در اقتصاد هر كشور‬
‫ارائه اطلاعات و آمارهای كاربردی در خصوص سطوح ایمنی خطوط‬ ‫را بر عهده گرفته اند و با عبور از كوهســتا ‌نها‪ ،‬بیابا ‌نها‪ ،‬شهرها و آ ‌بها‬
‫لوله انتقال نفت و گاز در بخ ‌شهای مختلف عملیاتی و منطق ‌های و به‬ ‫همواره با مشكلات متعددی از نظر حفظ و نگهداری مانند شكستگی‪،‬‬
‫تخریب و خوردگی روبرو بوده كه همگی باعث كاهش طول عمر مفید‬
‫اشتراك گذاشتن تجربیات موفق‪.‬‬
‫پیش بینی شده برای آ ‌نها م ‌یشود‪.‬‬
‫سطوح حوادث‬ ‫هم اکنون در جهان حدود ‪ 80‬درصد گاز و فرآورد‌ههای نفتی از طریق‬
‫با توجه به اینكه همه حوادث خطوط لوله‪ ،‬به طورمستقیم برروی ایمنی‬ ‫‪ 2/4‬میلیــون کیلومتر خطوط انتقال از منابع تولید به مراکز فرآورش و‬
‫آ ‌نها تاثیرنمیگذارد‪ ،‬لذا برای ارائه مد ‌لهایكاربردی خطوط لوله‪ ،‬سطوح‬ ‫ســپس مراکز مصرف منتقل م ‌یشــوند که در واقع بیش از ‪ 75‬درصد‬
‫شریان اقتصادی جهان محسوب م ‌یشوند‪ .‬جمهوری اسلامی ایران با‬
‫زیربه عنوان حوادث قابل بررسی وگزارش‪ ،‬مد نظرقرارم ‌یگیرند‪:‬‬ ‫برخــورداری از ‪ 16‬هزار کیلومتــر خطوط لوله انتقال نفت و بیش از ‪24‬‬
‫آزاد شدن غیر عمدی نفت و گاز در محیط در اثر شرایط غیر ایمن؛ به‬ ‫هزار کیلومتر خطوط لوله انتقال گاز دارای طولان ‌یترین شــبکه خطوط‬
‫لوله نفت و گاز در منطقه خاورمیانه است‪ .‬همچنین طر ‌حهای در دست‬
‫عنوان مثال سوراخ شدن یا پارگی لوله‪.‬‬ ‫طراحــی و اجرای خط لوله در ایران (خطوط اصلی انتقال گاز شــامل‬
‫آســیب دیدن خط لوله طوری كه بر یكپارچگی آن تاثیر گذاشــته و‬ ‫خطوط ‪ 56‬اینچ ایگات ‪ 8 ،7 ،6 ،5 ،4‬و ‪ 9‬و خطوط متعدد انتقال نفت‬
‫مســتقیم ًا به یك شرایط ایمن تبدیل شــود؛ به عنوان مثال خراشیده‬ ‫خام و فرآورد‌ههای نفتی)‪ ،‬جمهوری اســامی ایران را به مهد صنعت‬
‫لول ‌هســازی و اجرای طر ‌حهای خط لوله در منطقه خاورمیانه و یکی از‬
‫شدن‪ ،‬ضربه خوردن و فرو رفتگی در اثر برخورد شی خارجی‪.‬‬ ‫مه ‌مترین کشورهای دنیا از این نظر تبدیل کرده است‪ .‬برای انتقال این‬
‫صدمه دیدن پوشش خطوط لوله طوری كه در طولانی مدت مشكل‬ ‫سرمایه عظیم باید هزین ‌ههای زیادی صرف شود مثل ًا برای احداث هر‬
‫متر خط لوله ‪ 56‬اینچ فشــار قوی گاز‪ ،‬از تهیه مواد اولیه‪ ،‬لوله سازی‪،‬‬
‫یكپارچگی در لوله ایجاد كند؛ بعنوان مثال خوردگی خارجی‪.‬‬ ‫پوشش دهی‪ ،‬حمل و نقل‪ ،‬جوشکاری و انجام آزمایشات لازم تا مرحله‬
‫وقوع شــبه حوادثی كه یكپارچگی خطــوط را تحت تاثیر قرار نداده‪،‬‬
‫بلكه م ‌یتواند یكی از ســه حالات فــوق را بوجود آورند؛ مانند عملیات‬ ‫بهره برداری‪ ،‬به حدود ‪ 5000‬دلار آمریکا سرمایه نیاز دارد‪.‬‬
‫اهمیت جمع آوری اطلاعات حوادث خطوط لوله‬
‫خاكی ناآگاهانه در مجاورت خطوط لوله‪.‬‬
‫آمارها نشــان م ‌یدهد كه خطوط لوله انتقال نفت و گاز یكی از ایمن‬
‫تصویر ‪ -1‬رابطه سطوح حوادث و تئوری كوه یخ‬ ‫ترین را‌ههای انتقال نســبت به ســایر رو ‌شها برای اجتماع بشــری‪،‬‬
‫محیط زیست و تدوام تولید است‪ .‬طبق مطالعات انجام شده در سال‬
‫بر اســاس مطالعات انجام شــده بین تعداد حــوادث و هر یك از‬ ‫‪ ،1980‬خطــوط لوله ‪ 40‬بــار ایمن تر از مخازن قابل حمل با قطار و صد‬
‫سطوح فوق‪ ،‬ارتباط معنی داری وجود دارد‪ ،‬كه در تئوری كوه یخ مطابق‬ ‫بار ایمن تر از مخازن كامیو ‌نها در بزرگرا‌هها هستند‪ .‬سیستم خط لوله‬
‫تصویر ‪ 1‬ارائه شــده اســت‪ .‬با توجه به این تصویر‪ ،‬به ازای تعداد قابل‬ ‫‪ 500‬هزار مایلی نفت و گاز آمریكا كه بین ســا ‌لهای ‪ 1950‬تا ‪ 1980‬اجرا‬
‫ملاحظ ‌های شــبه حادثه كه در خطوط لولــه اتفاق م ‌یافتد‪ ،‬فقط تعداد‬ ‫شد در مدت ‪ 11‬سال بین سال های‪ 1986-96‬در پی حوادثی در رابطه‬
‫محدودی انتشار غیرعمدی سیال در محیط اتفاق م ‌یافتد كه در صورت‬ ‫با خطوط لوله تنها ‪ 63‬كشته و ‪ 396‬مجروح به جای گذاشت‪ .‬در حالی‬
‫كنترل و مدیریت‪ ،‬م ‌یتوان تا حدودی از وقوع آ ‌نها پیشــگیری نمود‪.‬‬ ‫كه در مقایسه با آن فقط در سال ‪1998‬؛ ‪ 41480‬نفر در بزرگرا‌هها‪831 ،‬‬
‫بســیاری از صاحبان خطوط لوله انتقال نفت و گاز كه از سیستم جامع‬ ‫نفر در حوادث قطار و ‪ 808‬نفر در مراكز تفریحی قایقرانی و ‪ 621‬نفر در‬
‫خطوط لوله بهره مند هســتند‪ ،‬براحتی قادرند كه این سطوح مختلف‬ ‫حوادث هوایی آن كشور جان خود را از دست داد‌هاند‪ .‬در اروپای غربی‬
‫حدود ‪ 300‬هزار كیلومتر خط لوله نفت‪ ،‬معادل ‪ 634‬میلیون متر مكعب‬
‫حوادث خطوط لوله را مورد ارزیابی دقیق و نزدیك قرار دهند‪.‬‬ ‫محصول را انتقال م ‌یدهد كه بین ســال های‪ ،1971-95‬نشت نفت از‬
‫برخورداری از آمارهای دقیق و تعیین شــاخ ‌صهای كلیدی عملكرد‬ ‫این خطوط باعث ‪ 12‬مورد مرگ ‪-‬آن هم بدلیل آتش ســوزی متعاقب‬
‫تولید‪ ،‬ایمنی و زیســت محیطی در كشورها‪ ،‬تصویر روشنی از اطمینان‬
‫پذیری و ضرایب ریســك خطوط لوله را به نمایــش م ‌یگذارد تا بهره‬ ‫و نه در ابتدای زمان نشت– شده است‪.‬‬
‫بان ‌كهــای اطلاعاتــی در جمع آوری داد‌ههای حــوادث‪ ،‬آنالیز علل‬
‫ریش ‌های و بررسی پیامدها در سطوح مختلف؛ ابزار بسیار مناسبی برای‬
‫مدیریت ارشــد خطوط لوله در تصمیم گیر ‌یهای كلان شــرك ‌تها در‬

‫موارد زیر هستند ‪:‬‬
‫احداث خطوط لوله جدید برمبنای تجزیه و تحلیل خطرات احتمالی‪.‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪35 ۹۸‬‬

‫مقاله‬

‫اهمیتبان ‌کهایاطلاعاتیجمعآوریبروز‬
‫حوادث درمدیریت یکپارچگی خطوط لوله‬

‫انتقال نفتوگاز‬

‫بخش اول – بررسی آمارحوادث بی ‌نالمللی درخطوط لوله‬

‫علی آدم پیرا‪۱‬‬

‫چكیده‬
‫خطوط لوله به عنوان مهمترین ابزار جابجایی نفت و گاز‪ ،‬شریان اقتصاد و تجارت بسیاری از كشورها محسوب م ‌یشود‪ .‬با توجه به هزین ‌های‬
‫كه طراحی‪ ،‬ساخت‪ ،‬نصب‪ ،‬راه اندازی‪ ،‬بهره برداری‪ ،‬نگهداری‪ ،‬ارتقاء و تعمیر آ ‌نها در بر دارد‪ ،‬طبیعی است كه در كانون توجه فناوری قرار گیرند و‬
‫هزین ‌ههای عملیاتی و پژوهشی هنگفتی برای كاهش خسارات در مراحل ساخت تا تعمیر و ارتقاء آنها صرف شود‪ .‬خطوط لوله از مناطق مختلفی‬
‫مانند كو‌هها‪ ،‬دش ‌تها‪ ،‬شهرها و آ ‌بها برای شرایط فرآیندی مختلف؛ مانند فشار‪ ،‬دما‪ ،‬نرخ عبور جریان‪ ،‬تركیبات سیال‪ ،‬شرایط خورندگی‪ ،‬سمی‬
‫بودن‪ ،‬قابلیت اشــتعال و ســایر خواص فیزیكی و شیمیایی؛ عبور م ‌یكنند‪ ،‬بنابراین هر ســاله تحت تاثیر عواملی مانند خوردگی‪ ،‬دخالت عوامل‬
‫شــخص ثالث‪ ،‬خطاهــای عملیاتی‪ ،‬خرابكاری عمدی‪ ،‬حوادث طبیعی و‪ ...‬دســتخوش زوال م ‌یگردند‪ .‬برخــورداری از آمارهای دقیق و تعیین‬
‫شــاخ ‌صهای کلیدی عملکرد تولید‪ ،‬ایمنی و زیســت محیطی مربوط به حوادث خطوط لوله‪ ،‬تصویر روشنی از اطمینان پذیری و ضرایب ریسک‬
‫خطوط لوله را به نمایش م ‌یگذارد تا مالکان خطوط لوله بتوانند در تصمیم گیر ‌یهای اجرایی در راســتای کاهش تعداد و شــدت حوادث از آنها‬
‫اســتفاده کنند‪ .‬ضرورت ایجاد و مدیریت یک بانک اطلاعاتی قوی‪ ،‬مشــابه آنچه در جوامع غربی از آن استفاده م ‌یشود‪ ،‬برای مدیریت و کاهش‬

‫حوادث خطوط لوله در سطح کشور یک ضرورت اجتناب ناپذیر در فرآیند مدیریت کلان اجرایی کشور بشمار م ‌یرود‪.‬‬
‫کلمات کلیدی‪ :‬خطوط لوله؛ ‪ PIMS‬؛ پایگاه داده؛ ‪ Failure‬؛ حوادث؛‬

‫‪ .1‬رییس بازرسی فنی عملیات ‪ -‬شرکت بهره برداری نفت و گاز مسجدسلیمان – شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب ‪[email protected] ; [email protected]‬‬

‫‪ 34‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫‪Other Cause‬‬ ‫‪No. of Incidents‬‬ ‫نمودار‪ – 2‬توزیع حوادث درخطوط لوله گازاروپا بین سا ‌لهای ‪ 1970‬تا ‪2013‬‬
‫‪30‬‬ ‫‪)2013 – 1970 9th Report (period-EGIG‬‬
‫‪Internal cracking due to wet town gas‬‬ ‫‪4‬‬
‫‪Pipe-Fitting Welds‬‬ ‫‪3‬‬
‫‪Leaking Clamps‬‬ ‫‪1‬‬
‫‪Lightning‬‬ ‫‪1‬‬
‫‪Soil‬‬ ‫‪1‬‬
‫‪tress‬‬ ‫‪1‬‬
‫‪Threaded Joint‬‬ ‫‪41‬‬

‫‪Electric Cable Arc Strike‬‬
‫‪Total‬‬

‫‪Product Loss Cause‬‬ ‫‪No. of Incidents‬‬

‫‪Girth Weld Defect‬‬ ‫‪36‬‬

‫‪External Interference‬‬ ‫‪42‬‬

‫‪Internal Corrosion‬‬ ‫‪2‬‬

‫‪External Corrosion‬‬ ‫‪41‬‬

‫‪Unknown‬‬ ‫‪7‬‬

‫‪Other‬‬ ‫‪41‬‬ ‫نمودار‪ – 3‬توزیع حوادث درخطوط لوله گازاروپا بین سا ‌لهای ‪ 2004‬تا ‪2013‬‬
‫‪)2013 – 1970 9th Report (period-EGIG‬‬
‫‪Pipe Defect‬‬ ‫‪13‬‬
‫طول خطوط لوله بریتانیا تا پایان ســال ‪ 2014‬با توجه به نوع ســیال‬
‫‪Ground Movement‬‬ ‫‪7‬‬ ‫عبوری از درون خطوط لوله‪ ،‬در جدول ‪ 2‬مشــخص شــده است‪ .‬طول‬
‫کلی خطوط لوله بالغ بر ‪ 22000‬کیلومتر بوده اســت‪ .‬در نمودار ‪ 4‬تناوب‬
‫‪Seam Weld Defect‬‬ ‫‪3‬‬ ‫توزیع حوادث در خطوط لوله بریتانیا هر ‪ 1000‬کیلومتر در سال و جدول‬

‫‪Total‬‬ ‫‪192‬‬ ‫‪ 3‬تعداد حوادث خطوط لوله بریتانیا در سال ‪ 2014‬را نشان م ‌یدهد‪.‬‬

‫جدول ‪ – 3‬تعداد حوادث خطوط لوله بریتانیا درسال ‪UKOPA-Product 2014‬‬
‫‪)2014 –1962( Loss Incident and Fault Report‬‬

‫تا پایان ســال ‪ 2013‬میلادی طول خطوط لوله در ایالات متحده امریکا‬ ‫‪Service‬‬ ‫‪)length (Km‬‬ ‫‪Service‬‬ ‫‪)length (Km‬‬
‫بیش از ‪ 2250‬هزارکیلومتر تخمین زده شــد‪ .‬میزان آسی ‌بهای وارده‬ ‫‪20,388‬‬ ‫‪20‬‬
‫بــه خطوط لوله ایالات متحده امریکا بر اســاس گزارشــات مدیریت‬ ‫‪)Gas (Dry‬‬ ‫‪38‬‬ ‫‪Propane‬‬ ‫‪224‬‬
‫ایمنــی خطوط لوله و مواد خطرناک ‪ PHSMA‬در باز‌ههای مختلف در‬ ‫‪Propyl‬‬ ‫‪1141‬‬ ‫‪Crude Oil‬‬ ‫‪20‬‬
‫‪ne‬‬ ‫‪)(Spiked‬‬
‫نمودا‌رهای زیر نشان داده شده است‪.‬‬
‫‪Ethylene‬‬ ‫‪Butane‬‬

‫‪Condensate‬‬ ‫‪24‬‬ ‫‪Ethane‬‬ ‫‪38‬‬
‫‪251‬‬ ‫‪TOTAL‬‬ ‫‪22,158‬‬
‫‪Natural Gas‬‬
‫‪Liquids‬‬

‫جدول ‪ - 2‬طول خطوط لوله دربریتانیا تا پایان سال ‪UKOPA-Product Loss 2014‬‬
‫‪)2014 – 1962( Incident and Fault Report‬‬

‫نمودار‪ -5‬کل حوادث خطوط لوله امریکا با توجه به نوع خرابی بین سا ‌لهای ‪-2013‬‬ ‫نمودار‪ – 4‬تناوب حوادث درخطوط لوله بریتانیا هر‪ 1000‬کیلومتردرسال ‪UKOPA-‬‬
‫‪PHSMA – 1994‬‬ ‫‪)2014 –1962( Product Loss Incident and Fault Report‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪37 ۹۸‬‬

‫‪.APIA: Australian Pipeline Industry Association‬‬ ‫برداران خطوط لوله بتوانند در تصمیم گیر ‌یهای اجرایی از آنها استفاده‬
‫در كشورهای مختلف‪ ،‬آمار و حوادث مربوط به خطوط لوله با توجه به‬ ‫كنند‪ .‬شناخت حوادث خطوط لوله نفت و گاز در ایران با داشتن چندین‬
‫پارامترهایی مختلفی مانند نوع عیب‪ ،‬دوره زمانی ارزیابی‪ ،‬قطر و طول‬ ‫هزار كیلومتر خطوط لوله انتقال نفت و گاز و پروژ‌ههای توســع ‌های در‬
‫خطوط لوله‪ ،‬ضخامت‪ ،‬وضعیــت احداث (روزمینی یا زیرزمینی)‪ ،‬نوع‬ ‫چند ســال آتی‪ ،‬یك ضرورت اجتناب ناپذیــر در فرآیند مدیریت كلان‬
‫محصول‪ ،‬میزان محصول انتشــار یافته به بیرون‪ ،‬نوع فرآورده‪ ،‬ضریب‬
‫تكرار حوادث و‪( ...‬همانند جدول ‪ 1‬در دور‌ههای مشخص برای خطوط‬ ‫اجرایی كشور بشمار م ‌یرود‪.‬‬
‫لوله گاز اروپا) دســته بندی م ‌یشــوند‪ .‬در همه ایــن آمارها مهمترین‬ ‫بررسی آمار حوادث در خطوط لوله‬
‫گزار ‌شهــای متفاوتــی در خصوص آمار حوادث كشــورهایی نظیر‬
‫آسی ‌بهای وارده به خطوط لوله ناشی از عیوب زیر است‪:‬‬ ‫كانادا‪ ،‬آمریكا‪ ،‬روسیه‪ ،‬انگلستان‪ ،‬استرالیا و ژاپن سالانه منتشرم ‌یشود‬
‫نیروهای خارجی‪.‬‬ ‫كه حاكی از وجود یك سیســتم جمــع آوری‪ ،‬ثبت و تحلیل كوچك و‬
‫بزرگ و حتی شبه حوادث؛ با نا ‌مهای زیر در این كشورهاست‪:‬‬
‫عیوب ساخت لوله و نواقص طراحی و احداث خطوط لوله‪.‬‬ ‫‪.NEB: Nation Energy Board Canada‬‬
‫انواع خوردگی‪.‬‬ ‫‪DOT: US Department Transportation office of‬‬

‫حوادث طبیعی (زلزله‪ ،‬سیل‪ ،‬ریزش كوه و‪.)...‬‬ ‫‪.pipeline Safety‬‬
‫آسی ‌بهای شخص ثالث‪.‬‬ ‫‪.EGIG: European Gas pipeline Incident Data Group‬‬
‫‪.UKOPA: UK onshore pipeline Operators Association‬‬
‫عملیات نادرست و خطای عملیاتی‪.‬‬
‫سایر عیوب مانند حوادث عمدی‪ ،‬تن ‌شهای خاك و‪....‬‬

‫جدول ‪ – 1‬نتایج دور‌ههای خرابی درخطوط لوله براساس گزارش‪)2013 – 1970 9th Report (period-EGIG‬‬

‫كل خطوط لوله گاز اروپا در ســال‪ 2013‬میلادی بالغ بر ‪ 140000‬كیلومتر بوده اســت‪ .‬نمودار ‪ 1‬میزان توســعه خطوط لوله گاز در اروپا را در فاصله‬
‫بین سا ‌لهای ‪ 2013-1970‬نشان م ‌یدهد‪ .‬در نمودارهای بعدی میزان حوادث خطوط لوله با توجه به علت بروز حادثه در دو دوره ‪ 2013-1970‬و‬

‫‪ 2013-2004‬نشان داده شده است‪.‬‬

‫نمودار‪ - 1‬طول خطوط لوله دراروپا بین سا ‌لهای ‪ 1970‬تا ‪)2013 – 1970 9th Report (period-EGIG 2013‬‬

‫‪ 36‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫پوشش‬

‫آشناییمقدماتیبردانشفنی‬
‫«جوشکامپوزیتها»درتعمیرخوردگیو‬

‫تقویتخطوطلولهومخازن‬

‫دکترمهدی زونیا‪ ،‬رئیس هیات مدیره و مدیر ‪ R&D‬شرکت سپاهان پلیمرفام‪1‬‬
‫دکترجواد نوفرستی‪ ،‬مشاور توسعه بازار فناوری کامپوزیت شرکت سپاهان پلیمرفام‬

‫پس از ابلاغ "ســند مدیریــت خوردگی" از ســوی وزیر نفت‪ ،‬بر‬ ‫مقدمه و اهمیت موضوع‬
‫موضوع خوردگی بیشتر تاكید و توجه شده است که مهمترین اقدام‬ ‫خوردگی خطوط انتقال نفت و گاز علاوه بر صرف بودجه زیاد جهت‬
‫در مدیریت خوردگی‪" ،‬پیشــگیری" است‪ .‬تعمیر خوردگی خطوط و‬ ‫تعمیر‪ ،‬بعضا" خســارتهای اقتصــادی و پیامدهای اجتماعی و حتی‬
‫تقویت لوله‌های ســالم در حال بهره برداری و حتی لوله‌های جدید‬ ‫سیاســی در پی دارند اما در محاسبات دیده نمی شوند که برخی از‬
‫(قبل از نصب)‪ ،‬با "پوشش‌های کامپوزیت ضدخوردگی" از خوردگی‬ ‫آنها عبارتند از‪ :‬عدم استفاده از ظرفیت کامل خط‪ ،‬اتلاف منابع انرژی‪،‬‬
‫آنها پیشــگیری می‌کند و در نتیجه از پیامدهای اقتصادی‪ ،‬اجتماعی‬ ‫زیانهای زیســت محیطی‪ ،‬انتشــار کربن‪ ،‬حوادث احتمالی منجر به‬
‫فوت‪ ،‬مصدومیت یا خســارت مالی‪ ،‬قطــع موقت یا کاهش ظرفیت‬
‫و سیاسی اشاره شده نیز جلوگیری خواهد نمود‪.‬‬ ‫انتقال خــط و درنتیجه اعتراض بهره‪ ‬برداران داخلی و کشــورها در‬
‫در مقایســه با رو ‌شهای ســنتی‪ ،‬تعمیر و تقویت لولهها و مخازن‬
‫تحت فشار با پوشش كامپوزیت پیشرفته که روشی رایج در دنیاست‪،‬‬ ‫خطوط صادراتی‪.‬‬

‫‪ .۱‬شرکت سپاهان پلیمرفام (‪ :)Sepahanpf.ir‬دارای دانش فنی فناوری کامپوزیت‪ ،‬توانمندی داخلی‪ ،‬عضو وندور لیست شرکت ملی گاز ایران‪ ،‬خطوط لوله و مخابرات نفت‪ ،‬خطوط انتقال گاز ایران و‪...‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪39 ۹۸‬‬

‫مربوط به شرایط طراحی‪ ،‬احداث‪ ،‬بهره برداری و علی الخصوص جمع‬
‫آوری اطلاعــات مربوط به بروز حوادث در خطوط لوله انتقال نفت وگاز‬
‫در راستای تولید پایدار و حفظ شاخ ‌صهای ایمنی و زیست محیطی‪،‬‬
‫ضروری است‪ .‬در این مقاله ضمن ارائه اطلاعات بی ‌نالمللی‪ ،‬به اهمیت‬
‫وجود یک بانــک اطلاعاتی قوی در زمینه جمع آوری داد‌ههای مربوط‬
‫به بروز حوادث در خطوط لوله کشورهای مختلف پی برده ایم؛ در مقاله‬
‫بعد شــرایط ایجاد‪ ،‬پیاده سازی و استقرار یک بانک اطلاعاتی قوی در‬
‫راســتای جمع آوری اطلاعات مربوط به بروز حوادث در راستای حفظ‬

‫یکپارچگی خطوط لوله‪ ،‬مورد بررسی قرار م ‌یگیرد‪.‬‬

‫مراجع‬ ‫نمودار‪ -6‬کل حوادث خطوط لوله امریکا با توجه به نوع خرابی بین سا ‌لهای ‪-2013‬‬
‫‪PHSMA – 1986‬‬
‫[‪" .]1‬بررســی عیوب و علل بروز حوادث درخطوط لوله انتقال نفت و گاز"؛ آدم پیرا‪ ،‬علی؛ مجله مهندســی‬
‫نتیجه گیری‬
‫مكانیك (علمی– ترویجی‪ /‬فنی مهندسی)؛ شماره ‪69‬؛ پاییز ‪،1390‬‬ ‫اگر اطلاعات مربــوط به حوادث با توجه به مكانیز ‌مهای مناســب‬
‫تحلیل خراب ‌یها و پیامدهای احتمالی آ ‌نها در دسترس باشد‪ ،‬م ‌یتواند‬
‫[‪" .]2‬ارائه مدل كاربردی مدیریت اطلاعات حوادث در خطوط لوله گاز كشــور مبتنی بر سیســتم مدیریت‬ ‫به عنوان بهترین پشــتیبان در فرآیند شناخت حوادث محسوب گردند‬
‫و در صورتی كه داد‌ههــای حوادث خطوط لوله نیز در اختیار گرو‌ههای‬
‫‪"HSE‬؛ بهمن نیا‪ ،‬غلامرضا؛ اولین كنفرانس لوله و صنایع وابسته؛ ‪ 26‬و ‪ 27‬تیرماه ‪1386‬؛ سالن اجلاس‬ ‫ایمنی‪ ،‬بهره برداری‪ ،‬تعمیراتی‪ ،‬بازرسی و حتی سازما ‌نهای پژوهشی‪-‬‬
‫تحقیقاتی خارج از این صنعت قرار گیرد‪ ،‬م ‌یتواند علاوه بر پشــتیبانی‬
‫سران؛ تهران‪ ،‬ایران‪.‬‬ ‫عملكرد ایمنی مطلوب‪ ،‬فرص ‌تهای ارزیابی عملكرد سیستم و یا توسعه‬

‫[‪" .]3‬ارایــه راهكار جهــت كاربردی نمودن مدیریت بحران در مورد حــوادث مربوط به مخابرات و خطوط‬ ‫زیرساخ ‌تهای جدید را به همراه داشته باشند‪.‬‬
‫بدیهی است كه هر یك از حوادث مربوط به خطوط لوله‪ ،‬كلیه اركان‬
‫انتقال نفت و گاز"؛ میرزایی‪ ،‬مریم؛ شکوهی مقدم‪ ،‬شایان؛ دومین كنفرانس لوله و صنایع وابسته؛ ‪ 3‬و ‪4‬‬ ‫تولید اعم از نیروی انسانی‪ ،‬تولید‪ ،‬تجهیزات و محیط زیست را به نوعی‬
‫تحت تاثیر قرار م ‌یدهند‪ .‬از طرفی هدر رفتن بخشی از مواد ارزشمند كه‬
‫خردادماه ‪1388‬؛ مركز همای ‌شهای بی ‌نالمللی رازی؛ تهران‪ ،‬ایران‪.‬‬ ‫جزء محصولات و یا مواد اولیه ما به شمار م ‌یروند‪ ،‬از لحاظ اقتصادی‬
‫ناخوشــایند بــوده و از طرف دیگــر هزین ‌ههای هنگفتــی را در جهت‬
‫[‪" .]4‬ارائه یك مدل كاربردی جهت ارزیابی ریسك خطوط لوله نفت و گاز"؛ میراج‪ ،‬فرشته؛ فاطمی‪ ،‬مریم؛‬ ‫جایگزینی تجهیزات صدمه دیده و تعمیر و تعویض خطوط لوله‪ ،‬ایمن‬
‫ســازی‪ ،‬پاكسازی محیط زیســت و‪ ...‬را به شرك ‌تها تحمیل م ‌یكند‪.‬‬
‫ولی نژاد‪ ،‬محمود؛ اولین كنفرانس لوله و صنایع وابســته؛ ‪ 26‬و ‪ 27‬تیرماه ‪1386‬؛ ســالن اجلاس سران؛‬ ‫بنابراین وجود یک بانک اطلاعاتی قوی در زمینه جمع آوری داد‌ههای‬

‫تهران‪ ،‬ایران‪.‬‬
‫‪[5]. EGIG; www.EGIG.nl ; European Gas Pipeline Incident data Group. 9th report‬‬
‫‪1970-2013; Doc. No.: EGIG 14.R.0403; February 2015‬‬
‫‪[6]. UKOPA; www.ukopa.co.uk; United Kingdom Onshore Pipeline Operators‬‬
‫;)‪Association; UKOPA Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report (1962-2015‬‬
‫‪Dr. C J Lyons & Dr. J V Haswell; Report Number: UKOPA/16/006; Date of Issue:‬‬
‫‪December 2016.‬‬
‫‪[7]. UKOPA; www.ukopa.co.uk; United Kingdom Onshore Pipeline Operators‬‬
‫;)‪Association; UKOPA Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report (1962-2015‬‬
‫‪R A McConnell & Dr. J V Haswell; Report Number: UKOPA/14/0031; Date of Issue:‬‬
‫‪December 2014.‬‬
‫‪[8]. DOT; www.dot.gov; Department Of Transportation Of United State.‬‬
‫‪[9]. PHSMA; Pipeline & Hazardous Materials Safety Administration; www.phmsa.‬‬
‫‪dot.gov; Gas Transmission Integrity Management Progress Report; February-2011.‬‬
‫‪[10]. “Pipeline Risk Management Manual Ideas, Techniques, and Resources”; W.‬‬
‫‪Kent Muhlbauer; Third Edition; 2004; Gulf Professional Publishing; ISBN 0-7506-‬‬
‫‪7579-9.‬‬
‫‪[11]. “A METHOD FOR THE MONITORING AND MANAGEMENT OF PIPELINE‬‬
‫‪RISK – A Simple Pipeline Risk Audit (SPRA)”; By P Hopkins, R Fletcher, R Palmer-‬‬
‫‪Jones Andrew Palmer and Associates; UK 3rd Annual Conference on “Advances in‬‬
‫‪Pipeline Technologies & Rehabilitation 99”. Abu-Dhabi; November 1999.‬‬

‫آگاهانه تبلیغ کنید‬

‫!‪Be Wise When You Advertise‬‬

‫نشریه بی ‌نالمللی‬

‫نفتوگاز‬

‫‪Oil & Gas‬‬

‫‪ 38‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫کند و ســطح را تر نماید و همچنین در لایه‌های سطح ممزوج گردد و‬
‫توسط پیوندهای هیدروژنی و یا –بتواند‪ -‬از طریق ذوب مکانیکی در‬

‫سطح زیری نفوذ کند‪.‬‬
‫این پرایمر دو منظوره میباشــد و از طرف دیگر با پوشش پلیمری‬
‫پیوندهای قوی شبکه ای پلیمری ایجاد می‌کند که پرایمرها میبایست‬

‫سازگاری مناسبی با پوشش زیرین و پوشش نهایی داشته باشند‪.‬‬
‫پس از اعمال پرایمر مناســب می‌بایست از چسب و رزین سازگار‬
‫با پرایمر و همچنین دارای خواص مکانیکی بالا استفاده کرد‪ .‬خواص‬
‫مکانیکی لازم در موقعیتهای مختلف می‌بایســت طراحی و بر اساس‬

‫طراحی انجام شده انتخاب گردد‪.‬‬
‫پــس در جوش کامپوزیتها در ناحیه اتصــال در صورتی که مراحل‬
‫پوشــش به خوبی انجام گردد میتوان استحکام مکانیکی بالاتری از‬

‫لایه‌های زیرین داشته باشیم‪.‬‬

‫مینیمم کردن پوسته ای شدن در مورد اتصال چسبی‬

‫جمع بندی و پیشنهاد‪:‬‬ ‫جوش هیبرید مکانیکی و پلیمری‬
‫طبــق ســه روش معرفی شــده بصــورت مختصر‪ ،‬جوشــکاری‬ ‫در جوش به روش هیبریدی می‌توان اســتحکام و چسبندگی بین‬
‫کامپوزیت‌هــا به خوبی قابل انجام اســت‪ .‬فقط بایــد به فاکتورهای‬ ‫لایــه ای را به میزان کافی افزایش داد و اتصالات مکانیکی و پلیمری‬
‫بسیار مهم هر روش توجه کافی نمود‪.‬می توان جوشکاری کامپوزیتها‬ ‫به نوعی طراحی گردد که بتوان خواص مکانیکی و استحکام بین لایه‬
‫را بــه نوعی طراحی و اجرا نمــود که خواص مکانیکی و اســتحکام‬
‫چســبندگی بین لایه ایی از لایه‌های فبل اجرا شــده بالاتر باشد فقط‬ ‫ایی را تا چند برابر افزایش داد‪.‬‬
‫استفاده از هیبرید اتصال مکانیکی و پلیمری دارای شرایط خاص‬
‫باید به فاکتورهای بسیار مهم هر روش توجه کافی نمود‪.‬‬
‫مطابق روند دیگر کشورها‪ ،‬پوشــش کامپوزیت در تقویت و تعمیر‬ ‫و منحصر به فرد می‌باشد‪.‬‬
‫خوردگــی خطوط انتقال نفت و گاز و مخازن تحت فشــار‪ ،‬بســرعت‬ ‫در روش جوش هیبرید‪ ،‬زمان فاکتور بسیار مهمی است به طوریکه‬
‫توســعه خواهد یافت و جای رو ‌شهای ســنتی را خواهد گرفت‪ .‬لذا‬ ‫بتوان در زمان مناسب خواص مکانیکی مورد نیاز را بدست آورد وگرنه‬
‫آشــنایی با این فناوری و دانش فنــی مرتبط با آن برای متخصصین‬ ‫ممکن است شرایط و خواص مکانیکی از هر یک از حالتهای جداگانه‬
‫کمتر باشد و یا زمان اجازه ندهد که هر دو روش به خوبی اجرا گردد‪.‬‬
‫ذیربط ضروری است‪ .‬جوش کامپوزیت‪ ،‬یکی از این موارد است‪.‬‬
‫مدیریت شرکت سپاهان پلیمرفام که دارای دانش فنی کامپوزیت‬
‫و تجربــه بالای ‪ 18‬ســال در کاربرد این فنــاوری در صنایع‌های تک‬
‫می‌باشــد‪ ،‬آمادگی خود را برای ارائه برنامه‌های آموزشی تخصصی در‬
‫حوزه دانش فنی پوشــش کامپوزیت‪ ،‬در حوزه‌های ستادی و مناطق‬
‫عملیاتی شرکت‌های فعال حوزه نفت‪ ،‬گاز‪ ،‬پالایش و پتروشمی اعلام‬

‫می‌کند‪.‬‬

‫منابع و مراجع‪:‬‬

‫‪Nakazawa, M. Mechanism of adhesion of epoxy resin to steel surface. Nippon Steel‬‬
‫‪Technical Report, 1994‬‬
‫‪Grewell D.A.; Benatar A.; Park J.B. (2003). Plastics and Composites Welding‬‬
‫‪Handbook.‬‬
‫‪Rotheiser J. (2004). Joining of Plastics. Hanser Publishers, Munich. (This book is a‬‬
‫)‪practical handbook‬‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪41 ۹۸‬‬

‫قدیمی جوش می‌گردد‪.‬‬ ‫دارای مزایای متعــدد فنی‪ ،‬اقتصادی‪ ،‬اجتماعی‪ ،‬زیســت محیطی‪،‬‬
‫در روش اســتفاده از اتصــالات مکانیکــی در جــوش کامپوزیتها‬ ‫سرعت اجرا و ایمنی می‪ ‬باشد‪:‬‬
‫می‌بایســت پارامترهای مهمی را رعایت کرد که یکی از این پارامترها‬
‫اتصال و چســبندگی بالای اتصــال دهنده به لایه قبلــی کامپوزیت‬ ‫عدم نیــاز به قطع جریان خط لوله از ســرویس دهی و در نتیجه‬
‫می‌باشــد که اگر این اتصال از نطر خواص چسبندگی و فیکس شدن‬ ‫کمک به تداوم تولید‪ ،‬انتقال و بهره برداری‪ ،‬کمک به مدیریت دارایی و‬
‫به خوبی صورت نگرفته باشــد باعث ایجاد جوش ضعیف و در نتیجه‬ ‫حفظ سرمایه ها‪ ،‬جلوگیری از زیانهای اقتصادی (هدر رفت سوخت)‪،‬‬
‫اتصــال در ارتعاشــات و اعمال بار مکانیکی ضعیف تر شــده و نقطه‬ ‫عدم نیــاز به تخلیه خط یــا مخزن (عدم تخریب محیط زیســت)‪،‬‬
‫پیشــگیری از خوردگی مجدد بیرونی‪ ،‬تقویت ســرجوش ها‪ ،‬حذف‬
‫جدایش جوش اتفاق میافتد‪.‬‬ ‫تعمیر گرم (جوشــکاری)‪ ،‬پیشــگیری از خوردگی و آســیب دیدگی‬
‫اتصالات مکانیکی اشــکال متنوعی دارد بطوریکــه هر یک از این‬ ‫آنها حتی در تعمیرات ســنتی و خطوط انتقــال جدید (محل جوش‬
‫اشــکال بتواند نقاط اتصال مکانیکی بســیاری فراهم نماید تا جوش‬ ‫اتصال لوله‪ ‬ها)‪ ،‬تقویت کلاس خطوط انتقال برای استفاده از حداکثر‬
‫کامپوزیــت از اســتحکام مکانیکی بالایــی برخوردار باشــد‪ .‬اتصال‬ ‫ظرفیت آنها‪ ،‬پیشگیری از آسیب دیدگی آنها در برابر زلزله و‪ ....‬در کنار‬
‫دهنده‌های مکانیکی اشــکال مختلف و شــرایط کاربرد ویژه ایی دارد‬ ‫هزینه کمتر تعمیر و ســرعت بالای اجرای تعمیر (پوشــش)‪ ،‬از دیگر‬
‫که در مبحث خود به صورت مفصل توضیح داده می‌شود‪ ،‬می‌تواند به‬ ‫مزایــا و کاربردهای ویژه "تعمیر و تقویت با پوشــ ‌شهای کامپوزیتی‬

‫صورت پیچ و مهره و توریهای فلزی و‪ ...‬باشد‪.‬‬ ‫پیشرفته" است‪.‬‬
‫بعنوان نمونه و شاهد‪ ،‬طبق گزارش آقای مهندس توکلی مدیرعامل‬
‫جوش به روش پیوند شیمیایی و پلیمری‬ ‫شــرکت خطوط انتقال گاز ایران‪ ،‬این شرکت در سال‪ 96‬با استفاده از‬
‫کامپوزیتها همانطور که قبلا اشــاره شــد با مواد هم خانواده خود‬ ‫فناوری پوشــش کامپوزیت‪ ،‬بدلیل عدم نیاز به تخلیه لوله و هدررفت‬
‫ســازگاری بالایی دارد و براحتی با لایه‌های قبلی پیوند‌های شیمیایی‬
‫گاز‪ ،‬بالغ بر ‪ 140‬میلیارد تومان صرفه‪ ‬جویی اقتصادی داشته است‪.‬‬
‫و پلیمری خوبی ایجاد م ‌یکند‪.‬‬ ‫با وجود مزایای متعدد فناوری پوشــش کامپوزیت و وجود دانش‬
‫می تــوان با اســتفاده از جوشــهای پلیمری و پیوند شــیمیایی‬ ‫فنی و ‪#‬توانمندی_داخلی‪ ،‬همچنان در تعمیر خوردگی خطوط انتقال‬
‫استحکام بالاتری از لایه‌های قبلی ایجاد نمود به طوریکه با استفاده از‬ ‫نفت و گاز و مخازن‪ ،‬عمدتا" از روش‌های سنتی پرهزینه‪ ،‬کند و دارای‬
‫پرایمر و چسبهای مناسب بتوان قدرت چسبندگی بالاتری از لای ‌ههای‬
‫قبل ایجاد نمود تا چسبندگی لایه‌های جدید از لایه‌های قدیم بیشتر‬ ‫خطر استفاده می‌شود‪.‬‬
‫باشد و استحکام مکانیکی لایه‌های جدید اجرا شده از لایه‌های قدیم‬ ‫شاید علت آن‪ ،‬عدم آشنایی مجموعه بزرگ نفت و گاز و پتروشیمی‬
‫کشــور با این فناوری باشد که در تلاش هســتیم این دانش فنی را‬
‫بیشتر باشد‪.‬‬ ‫ترویج دهیم‪ .‬این مقاله یا یادداشــت آموزشی در همین راستا‪ ،‬برای‬
‫چســب‌ها و رزینهای مورد اســتفاده و همچنین پرایمرهای اتصال‬ ‫کمک به ترویج دانش فنی فناوری پوشــش‌های کامپوزیت منتشر‬
‫دهنده و پیش پیوند دهنده‪ ،‬تنوع و شرایط مختلفی دارد که فاکتورهای‬
‫زیادی در انتخاب صحیح آنها اثر گذار می‌باشــد‪ .‬اولبن انتخابی که در‬ ‫می‌شود‪.‬‬
‫جوش پلیمری می‌بایست مد نظر قرار گیرد انتخاب مناسب پرایمر یا‬
‫آستری می‌باشد و این پرایم‌رها در اصطلاح (‪DOUAL PURPOSE‬‬ ‫جوش کامپوزیتها‬
‫) می‌باشد‪ ،‬یعنی دو منظوره به طوریکه از یک طرف چسبندگی بسیار‬ ‫اســتفاده از فنــاوری یا تکنولوژی کامپوزیــت و صنعت غیر فلزی‬
‫خوبی به زمینه برقرار می‌کند که پیوندهای هیدروژنی قوی می‌باشــد‬ ‫دارای مزایای منحصر به فردی میباشد که شاید فلزات این ویژگیها را‬
‫و از طرف دیگر با پوشــش جدیدی که اعمال خواهد شد‪ ،‬پیوندهای‬
‫به خوبی غیرفلزات نداشته باشند‪.‬‬
‫شبکه ای قوی ایجاد می‌کند‪.‬‬ ‫تکنولوژی کامپوزیت تشکیل شده است از یک تقویت کننده و یک‬
‫سپس توسط چس ‌بهای مناسب پیوند و چسبندگی مناسب بین‬ ‫ماتریس‪ ،‬کــه ماتریس و تقویت کننده می‌تواند بر اســاس انتخاب‬
‫لایه ای طراحی و اجرا می‌گردد که انتخاب مناسب چسب یک تکنیک‬
‫اتصال می‌باشد و روش اجرای صحیح آن نیازمند طراحی مناسب در‬ ‫متریال مناسب‪ ،‬خواص مکانیکی مختلفی داشته باشد‪.‬‬
‫اعمال آن می‌باشــد‪ .‬یکی از عوامل مهم در چسبندگی خیس نمودن‬ ‫جوشکاری کامپوزیت‌ها به روش مختلفی قابل انجام می‌باشد که‬
‫ســطح ت وسط چسب مذکورمی باشد‪ .‬بطوریکه چسب بتواند سطح‬
‫مذکور را تر کند و ذرات آن بتواند در ســاختار ریز ســطح نفوذ نماید و‬ ‫در ذیل به آن اشاره م ‌یگردد‪:‬‬
‫جوش به روش مکانیکی‬
‫آمادگی اتصال قوی را ایجاد کند‪.‬‬ ‫جوش به روش پیوند شیمیایی و پلیمری‬
‫پرایمرهــا‪ ،‬چســبها و رزینهای مورد اســتفاده در این زمینه تنوع و‬ ‫جوش هیبرید مکانیکی و پلیمری‬
‫شــرایط اســتفاده مختلفی دارد که به صورت خلاصه در اینجا مطرح‬
‫جوش مکانیکی‪:‬‬
‫می‌گردد‪.‬‬ ‫اســتفاده از ابزار و اتصالات مکانیکی در افزایش خواص پیوستگی‬
‫پرایمرها از نوع "واش پرایمرهای پوششــی" می‌باشند که به چند‬ ‫و یکپارچگــی کامپوزیت‪ ،‬جوش کامپوزیت بــه روش مکانیکی گفته‬
‫می‌شــود‪ .‬به طوریکه این اتصال دهنده واسطه فلزی یا غیر فلزی در‬
‫دلیل‪ ،‬پس از آماده سازی سطوح (پلیمر یا فلز) اعمال م ‌یگردد‪:‬‬ ‫ســاختار لایه‌های قبل جانمایی و فیکس می‌گردد و سپس لای ‌ههای‬
‫‪ -‬به سطح اضافه م ‌یگردد تا در خلل فرج‌های میکروسکوپی نفوذ‬ ‫بعدی کامپوزیت از طریق اتصالات مکانیکی قرار داده شده به لای ‌ههای‬

‫‪ 40‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬

‫واکنش مستقل از نوع پوشــش خط لوله است‪ .‬پتانسیل منفی تر از‬ ‫مس و یا به اختصار ‪ CSE‬قرائت می‌شــوند و مبنای اعداد پتانسیل‬
‫عدد امکان پذیر است اما برمبنای بسیاری از تجارب عملی و علمی در‬ ‫متن حاضر نیز نســبت به این نوع الکترود مرجع است‪ .‬لازم به یاد‬
‫پتانسی ‌لهای منفی تر پتانسیل پلاریزه با نسبت ‪ 0.12‬ولت به ازای یک‬ ‫آوری اســت جهت قراردادی مثبت و منفی بودن پتانســیل قرائت‬
‫دهک جریان است (شیب پلاریزاسیون ‪ .)V/decade 0.12‬معنی این‬ ‫شده نیز بر این فرض استوار است که پراب منفی ولتمتر به الکترود‬
‫شــیب این است که برای منفی تر شدن در محدوده تصاعد هیدورژن‪،‬‬ ‫مرجع و پراب مثبت به ســازه متصل باشد‪ .‬روش اندازه گیری پیش‬
‫یعنی منفی تر از ‪ -1.2‬نسبت به ‪ ،CSE‬به ازای هر ‪ 0.12‬ولت نیاز به ‪10‬‬ ‫فرض نیز اســتاندارد‌های بین‌المللی نظیــر ‪ 0497-NACE TM‬و‬
‫برای جریان بیشتر در فصل مشترک فلز‪-‬الکترولیت است‪ .‬در نتیجه‬
‫م ‌یتوان گفت پتانســیل منفی تر از ‪ -1.2‬نسبت به ‪ CSE‬امکان پذیر‬ ‫‪ 1-15589 ISO‬و ‪ 15280 ISO‬است‪.‬‬
‫است اما اولا نشــانه صدمه به سیستم و پوشش است و ثانیا جریان‬ ‫براساس تعاریف ارائه شــده حالات زیر م ‌یبایست مورد توجه قرار‬

‫مازادی در حال استفاده است‪.‬‬ ‫گیرد‪:‬‬
‫ذکر این نکته خارج از لطف نیست که اگر چه این عدد در استاندارد‬
‫ذکر شده اما در عمل این مرز و شروع واکنش تصاعد هیدوژن م ‌یتواند‬ ‫الف) پتانسیل ‪ ON‬مثبت تر از پتانسیل خوردگی‪:‬‬
‫چند دهم ولت مثبت تر و یا حتی منفی تر باشــد‪ .‬بدون انجام تست‬ ‫در یــک سیســتم حفاظت کاتــدی جریان قــراردادی آند به طرف‬
‫پلاریزاســیون در همــان محیط و شــرایط‪ ،‬مبنا مقادیــر پیش فرض‬ ‫کاتد حرکت کرده و این جریان موجب پلاریزه شــدن ســطح (قطبی‬
‫شدن) م ‌یشود‪ .‬بر همین اساس پتانسی ‌لها حفاظت کاتدی همواره از‬
‫استاندارد است‪.‬‬ ‫پتانسیل خوردگی منفی تر خواهند بود‪ .‬مثبت تر بودن پتانسیل ‪ ON‬به‬
‫معنی حرکت جریان الکتریکی در مسیر معکوس حفاظت است‪ .‬این‬
‫ت) پتانسیل ‪ ON‬منفی تر از ‪ -3‬ولت نسبت به ‪:CSE‬‬ ‫حالت نشانه بسیار خطرناکی است و باید به خاطر داشت چنین حالتی‬
‫همانطور که در بالا به آن اشاره شد پتانسیل ‪ ON‬یا همان پتانسیل‬ ‫که به نوعی تداخل ‪ DC‬و پایدار اســت م ‌یتواند به سرعت و با وسعت‬
‫وصل مجموعه پتانســیل فصل مشترک فلز‪-‬الکترولیت (و به عبارتی‬
‫‪ )IOP‬و افت ‪ IR‬در مسیر اندازه گیری بین الکترود مرجع و سطح مورد‬ ‫زیاد به خوردگی منجر شود‪.‬‬
‫حفاظت است‪ .‬از سوی دیگر انتظار نمی رود پتانسیل ‪ IOP‬منفی تر از‬
‫‪ -1.2‬ولت و یا مقادیر نزدیک به آن نسبت ‪ CSE‬باشد‪ .‬براساس عمق‬ ‫ب) پتانسیل ‪ IOP‬منفی تر از پتانسیل ‪:ON‬‬
‫متداول خطوط لوله و مقاومت داخلی پیش فرض ولتمتر که در حدود‬ ‫با توجه به اینکه پتانســیل ‪ IOP‬همان پتانسیل ‪ ON‬بدون افت ‪IR‬‬
‫‪ 10‬مگا اهم است‪ ،‬انتظار افت پتانسیل بیشتر از ‪ 1‬تا ‪ 1.5‬ولت ناشی از‬ ‫مســیر اندازه گیری است‪ ،‬طبیعی اســت همواره مقداری مثبت تر از‬
‫‪ IR‬نمی رود‪ .‬از این رو انتظار نمی رود پتانسیل وصل یا همان ‪ ON‬از‬ ‫پتانســیل ‪ ON‬است‪ .‬در زمان اندازه پتانســیل ‪ IOP‬متداول است به‬
‫صــورت لحظه ای منابع جریان حفاظتی موثر به صورت همزمان قطع‬
‫‪ -3‬ولت نسبت به ‪ CSE‬منفی تر بشود‪.‬‬ ‫م ‌یشــود‪ .‬در خطوط لوله وقوع نوســان (‪ )Spike‬بعد از قطع جریان‬
‫متداول اســت‪ .‬این اسپای ‌کها م ‌یتوانند بســیار بزرگ باشند و حتی‬
‫ث) پتانسیل ‪:AC‬‬ ‫موجب شــوند پتانسیل ‪ IOP‬منفی تر از پتانسیل ‪ ON‬قرائت شود که‬
‫در زمان قرائت پتانســیل ‪ AC‬دو حالت کلی ممکن است‪ ،‬زمانی که‬
‫پتانسیل نوسانی ثبت شده متناسب با خروجی ترانسفورمررکتیفایرکم‬ ‫امری خطاست‪.‬‬
‫و زیاد م ‌یشــود و حالتی که پتانسیل قرائت شده متناسب با خروجی‬ ‫در لحظه قطع جریان در خطوط به هم پیوسته (از منظر الکتریکی)‬
‫ترانســفورمررکتیفایر تغییر نمی کند‪ .‬در حالت اول منبع این پتانسیل‬ ‫برای هم پتانسیل شدن جریانی همسان ساز (‪)Equilizing current‬‬
‫نوســانی رایپل ترانس بوده و انتظار نمی رود پتانســیل قرائت شده از‬ ‫ممکن اســت حرکت کند‪ .‬این جریان در زمان عدم وجود اسپایک نیز‬
‫ولتاژ ترانسفورمررکتیفایر بالاتر برود‪ .‬در حالتی که این پتانسیل نوسانی‬
‫مستقل از خروجی ترانسفورمررکتیفایر باشد و به عنوان مثال متاثر از‬ ‫م ‌یتواند منجر به شیفت پتانسیل قرائت شده بشود‪.‬‬
‫تداخل با مســیر کاب ‌لهای فشار قوی باشد قرائ ‌تهای چند صد ولتی‬ ‫برای رفع این نقیصه م ‌یتوان هم با بررسی دقیق زمان درستی برای‬
‫نیز خارج از ذهن نیست‪ .‬اگر چه ترکیب حالت اول و دوم بر روی کاغذ‬ ‫قرائت پتانســیل ‪ IOP‬در نظر گرفت و یا از پلاریزیشــن کوپ ‌نها و یا‬
‫محتمل است اما احتمال رخداد آن کم است‪ .‬در این حالت قرائ ‌تهای‬
‫پتانسیل ‪ AC‬متناسب با پارامترهای محیطی (مانند ولتاژ منبع بوجود‬ ‫پرا ‌بها استفاده نمود‪.‬‬
‫آورنده تداخل‪ ،‬نوع تداخل‪ ،‬مقاومت خاک‪ ،‬جنس پوشــش خط لوله‬
‫و‪ )...‬اســت و م ‌یتوانــد باز‌ههای غیر عادی چند صــد ولتی ‪ AC‬را به‬ ‫پ) پتانسیل ‪ IOP‬منفی تر از ‪ -1.2‬نسبت به ‪:CSE‬‬
‫از دید الکتریکی پتانســیل فصل مشترک فلز‪-‬الکترلیت یا همان‬
‫راحتی پوشش دهد‪.‬‬ ‫‪ IOP‬م ‌یتواند مقادیر بســیار منفی هم داشــته باشد مثلا مقادیر چند‬
‫ولت تا چند ده ولت منفی‪ .‬واکنشــی که در سطح فلز‪-‬الکترولیت رخ‬
‫قطعــا موارد بالا تمــام حالات ممکن قرائت ناصحیح پتانســیل را‬ ‫م ‌یدهد یک واکنش الکتروشــیمیایی اســت و بهترین و دقیقترین‬
‫پوشــش نمی دهد اما در بسیاری از حالات عملی کاراست و م ‌یتواند‬ ‫روش توضیح رخدادهای آن نیز مدل الکتروشیمیایی فلز‪-‬الکترولیت‬
‫مبنای به چالش کشــیدن صحت اندازه گیر ‌یهــای خارج از باز‌ههای‬ ‫اســت‪ .‬از منظر الکتروشیمی در پتانسی ‌لهای منفی تر از ‪ -1.2‬نسبت‬
‫بــه ‪ ،CSE‬واکنــش غالب در اکثر حال ‌تهای عملــی واکنش تصاعد‬
‫طبیعی باشد‪.‬‬ ‫هیدورژن است‪ .‬به همین علت این پتانسیل ملاک حد پتانسیل منفی‬
‫حفاظت در اســتانداردهای بی ‌نالمللی اســت‪ .‬لازم به ذکر اســت این‬

‫خطوط لوله نفت و گاز مهر‪43 ۹۸‬‬

‫حفاظت کاتدی‬

‫پتانسیلقابلقبولدرسیستم‬
‫حفاظتکاتدی خط لوله‬

‫مهدی عطارچی‪۱‬‬

‫آنها‪ ،‬به کشــف خطاهای دیگری در مسیر اندازه گیری و ثبت داد‌ههای‬ ‫درگزارش ثبت شده سیست ‌مهای حفاظتکاتدی خطوط لوله ممکن‬
‫حفاظت کاتدی پرداخت‪ .‬پتانســیل حفاظت کاتدی به طور معمول در‬ ‫اســت اعدادی بســیار خارج از باز‌ههای حفاظت و در برخی موارد غیر‬
‫حالت ‪ DC‬اندازه گیری م ‌یشــود و معیارهــای حفاظت نیز بر همین‬ ‫عادی مشاهده شود‪ .‬اعداد غیرعادی م ‌یتوانند بسیارنگرانکننده باشند‬
‫نوع اندازه گیری اســتوار هستند‪ .‬در زمان تداخل احتمال بوجود آمدن‬ ‫و موجب شــروع اقدامات اصلاحی بزرگی بشــود‪ .‬این در حالی است‬
‫پتانسیل ‪ AC‬نیز بر روی خط لوله محتمل است که در خصوص آن در‬ ‫که ممکن اســت شروع این مسیر که همان قرائت پتانسیل غیرعادی‬
‫با خطا همراه بوده باشــد‪ .‬به عبارت دیگر قرائت اشتباه موجب نگرانی‬
‫انتهای متن به آن اشاره خواهد شد‪.‬‬ ‫بی موردی شــده و اقدامات بعدی غیر ضروری را موجب شده است‪.‬‬
‫پتانســیل حفاظت کاتدی قرائت شده یک خط لوله که به صورت‬ ‫روی دیگر این رخداد این اســت که اپراتور اعداد غیرعادی پتانســیل‬
‫پیش فرض ‪ DC‬اســت‪ .‬این پتانســیل می‌توانــد به دو صورت (‪)1‬‬ ‫که م ‌یتوانند نشــانه یک مشکل حاد باشند را به دلیل نسبت دادن به‬
‫وصل یا ‪ ON‬و یا (‪ )2‬قطع لحظه ای یا به اصطلاح ‪ OFF‬و به شکل‬ ‫خطاهایی نظیر خطای انــدازه گیری یا اپراتوری ندیده گرفته و به طور‬
‫صحیح تر ‪ IOP‬و یا پتانســیل پلاریــزه فلز‪-‬الکترولیت اندازه گیری‬ ‫متناسب اقدامات بعدی را صورت ندهند‪ .‬هر دور روی این سکه بسیار‬
‫شــود‪ .‬در متن حاضر برای ســادگی بحث به پتانسیل دوم پتانسیل‬
‫‪ IOP‬گفته می‌شــود‪ .‬در زمانی که کلیه سیستم‌های حفاظت کاتدی‬ ‫نگران کننده و هزینه زا هستند‪.‬‬
‫خاموش اســت پتانســیل خط لولــه در خاک در حــدود مقادیری‬ ‫به طور قطع قضاوت در مورد اعداد به شــرایط هر سیســتم بستگی‬
‫ثابــت می‌ماند که به آن پتانســیل خوردگی آزاد گفته می‌شــود‪ .‬در‬ ‫دارد و صــدور قانونی جزئی برای هر شــرایط امکان پذیر نیســت‪ .‬اما‬
‫سیســتم‌های حفاظت کاتدی و بخصوص برای خط لوله مدفون در‬ ‫م ‌یتوان براساس اصول علمی و عملی برای پتانسی ‌لهای قرائت شده‬
‫خاک معمولا پتانســیل‌ها نســبت به الکترود مرجع مس‪/‬سولفات‬ ‫محدوده هایی را مشــخص کرد و در صورت قرائت پتانســیل فراتر از‬

‫‪ .1‬کارشناس شرکت برنا الکترونیک‬

‫‪ 42‬خطوط لوله نفت و گاز مهر‪۹۸‬‬













‫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