Разработка методов переизоляции протяженных участков магистральных газопроводов

Колотовский, Александр Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов переизоляции протяженных участков магистральных газопроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов переизоляции протяженных участков магистральных газопроводов"

На правах рукописи

003489184

КОЛОТОВСКИЙ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПЕРЕИЗОЛЯЦИИ ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

1 7 ЛЕН 2009

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2009

003489184

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» -филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ - Севернипигаз»

Научный руководитель:

доктор технических наук Кузьбожев А.С.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Колотилов Ю.В.

кандидат технических наук Комаров Д.Н.

Ведущая организация:

ОАО «ВНИПИгаздобыча»

Защита состоится « час. ЪО мин. на заседании

диссертационного совета Д 511.001.02 при ООО « Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « » ¿^Ж-ЯЪ^^ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н.

Курганова И.Н.

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Обеспечение надежной и безопасной работы газопроводов и предотвращение их разрушения по причине коррозии достигается за счет реализации комплекса противокоррозионных мероприятий, важнейшим из которых является защита от коррозионно-активной среды при помощи гидроизоляционных покрытий.

На основе анализа опыта длительной эксплуатации подземных газопроводов можно констатировать, что полимерная ленточная изоляция к настоящему времени выработала свой ресурс, что приводит к массовому развитию коррозионных повреждений.

В настоящее время интенсивными темпами ведется масштабный ремонт протяженных участков, изолированных ленточными покрытиями, путем их замены покрытиями на основе битума. Вполне очевидно, что конструкция и материал новых покрытий являются более совершенными, чем традиционные ранее применяемые битумно-резиновые покрытия, армированные стеклохолстом.

Вместе с тем, любой, даже самый современный, полимерный материал изоляции под влиянием специфических условий нахождения в грунтовой среде стареет и изменяет свои защитные свойства. В связи с этим, большое значение имеет изучение основных закономерностей изменения защитной способности покрытий, эксплуатирующихся в условиях электрохимических воздействий.

Следует подчеркнуть особенности переизоляции протяженных участков газопроводов, связанные с применением особых технологий ремонта, вопросами качественной замены покрытий, достоверного назначения участков для ремонта, диагностирования и мониторинга состояния покрытий после переизоляции.

Для битумного покрытия, в большей степени, чем для других типов полимерных покрытий, например, для полиэтиленовых лент или полиэтиленовой изоляции заводского нанесения, свойственны более интенсивные процессы диффузии воды через материал покрытия. В связи с этим, необходимо разработать комплекс методов ускоренных имитационных испытаний битумных покрытий, адаптированный к указанным воздействиям, и позволяющий получить не только лабораторные оценки, но и исследовать процессы в реальных условиях эксплуатации газопроводов.

Определяя защитную способность покрытия в определенных эксплуатационных условиях и, оценив воздействующие эксплуатационные факторы, можно прогнозировать граничные параметры ресурса гидроизоляционных свойств покрытий. На этой основе заблаговременно планировать необходимые капитальные ремонты покрытий, что поможет своевременно предотвратить развитие коррозионных поражений и возможные аварии.

Вместе с тем, процесс выбора и обоснования участков, требующих замены и капитального ремонта ленточной полимерной изоляции до настоящего времени, не был систематизирован, в связи с чем ремонты покрытия выполнялись на основании какой - либо одной профильной информации, например, данных электрометрических обследований. Однако, данный метод неинформативен для выделения участков повреждения покрытий, с которыми связано массовое проявление

«подпленочной» коррозии, определяющей значительные объемы работ по ремонту и замене труб.

Поэтому, при выборе участков газопроводов для замены покрытий следует учитывать не только обособленное состояние покрытий, но также фактическую поврежденность металла труб и коррозионную активность грунта для комплексного прогнозирования технического состояния газопроводов с целью проведения ремонта на наихудших участках.

Цель работы: Разработка методов переизоляции, мониторинга и прогнозирования защитных свойств покрытий протяженных участков газопроводов для продления их ресурса и сохранения их гидроизоляционных свойств при длительных сроках эксплуатации магистральных газопроводов.

Задачи исследования:

- обобщить и проанализировать факторы, вызывающие ухудшение защитных свойств покрытий газопроводов, дать оценку существующим методам контроля покрытий на протяженных участках эксплуатируемых газопроводов;

- разработать критерии выбора протяженных участков для переизоляции;

- разработать алгоритм комплексной оценки состояния протяженных участков для назначения к переизоляции;

- разработать методику оценки и ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции с его адаптацией к автоматизированной системе обработки данных;

- разработать методы интегральной оценки и непрерывного мониторинга динамики изменения гидроизоляционной способности покрытий для реальных условий эксплуатации газопроводов с учетом изменения емкостно-резистивных свойств покрытий за счет водонасыщения;

- разработать комплекс лабораторных методов ускоренных имитационных испытаний битумных покрытий, позволяющий выявлять механизм и уровень ухудшения защитной способности покрытий.

Научная новизна:

- предложена методика ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции и автоматизированный алгоритм ее реализации, основанный на расчете комплексного критерия, характеризующего приоритетность выбора участков, в виде бальной системы оценок технического состояния газопроводов на основе показателей аварийности, дефектности изоляции, состояния электрохим-защиты, коррозионных характеристик грунта, параметров поврежденности труб.

- усовершенствована методика определения состояния изоляционных покрытий на протяженных участках газопроводов при назначении их к переизоляции и контроле качества ремонта, основанная на предлагаемом критерии градиента снижения переходного сопротивления во времени, рассчитываемого на основании нормирования имеющейся многолетней базы данных электрометрических измерений.

- получены экспериментальные данные, раскрывающие тенденции изменения гидроизоляционных свойств битумных покрытий на начальной стадии их водонасыщения. При имитировании этих процессов на основе физического экспе-

римента в лабораторных и трассовых условиях предложен новый метод диагностирования и критерии оценки состояния протяженных участков газопроводов после переизоляции на основе тестирования электрических волновых параметров сигнальной двухпроводной линии.

Защищаемые положения:

- разработка методики оценки технического состояния и ранжирования участков газопроводов для переизоляции, позволяющей обосновать перечень участков для первоочередного ремонта;

-разработка алгоритма комплексной оценки состояния протяженных участков и расчета интегрального индекса приоритетности для назначения к переизоляции, что позволяет адаптировать их к автоматизированной системе обработки данных;

- обоснование критериев выбора протяженных участков для переизоляции;

- разработка новых и усовершенствованных методов мониторинга покрытий, позволяющих проводить интегральную оценку их состояния на протяженных участках переизоляции;

- обоснование критериев и методов испытаний покрытий при их водонасы-щении, позволяющих обосновать возможность выявления дефектных мест на протяженных участках газопроводов после переизоляции.

Практическая ценность работы заключается в разработке стандартов организации «Газпром трансгаз Ухта» МР - 1908 - 04 «Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции», на ее основе - системы автоматизированной обработки материалов по техническому состоянию газопроводов и СТП 60.30.21-00159025-21-003-2009 «Методика по определению состояния изоляции протяженных участков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию».

Разработанные стандарты внедрены при проведении переизоляции МГ Пун-га-Ухта-Грязовец, Ухта-Торжок, Пунга-Вуктыл-Ухта общества «Газпром трансгаз Ухта. В результате установлены протяженные участки трубопроводов, требующие проведения комплексного ремонта, включая отбраковку и замену поврежденных труб, и проведение механизированного ремонта покрытий.

По результатам промышленного внедрения работ по переизоляции газопроводов общества «Севергазпром» в 2003-2004 гг. получен экономический эффект порядка 100 млн. руб., обусловленный снижением материальных затрат на восстановление коррозионно поврежденных участков газопроводов за счет применения технологии переизоляции, не требующей массовой замены поврежденных участков труб новыми трубами.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- Международных деловых встречах «Диагностика...», (10-я, Кипр, 2000 г., 11-я Тунис, 2001 г., 12-я, Турция, 2002 г., 14-я, Египет, 2004 г.)

- Третьей международной конференции «Диагностика трубопроводов», г. Москва, 2001 г.;

- Третьей международной конференции «Водородная обработка материалов», г. Донецк, 2001 г.;

- Третьей международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.;

- Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (СТ8-2009), г. Москва, 2009 г.;

- Конференциях ВНИИГАЗ и его филиала Севернипигаз, Ухтинского государственного технического университета, семинарах и деловых встречах ОАО «Газпром» и его дочерних обществ за период 1995-2008 г.г.

Публикации: по теме диссертации опубликовано 18 работ, из них 13 - в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК Минобрнауки РФ, получено 2 патента РФ.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 186 страниц текста, 85 рисунков, 21 таблицу и список литературы из 150 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснованы актуальность и значимость выбранной темы, степень ее разработанности, охарактеризованы научно-методические пути ее решения.

В первой главе показано, что механизм защитного действия покрытий характеризуется типом их взаимодействия с окружающей трубопровод грунтовой средой. Отмечено, что для разных типов покрытий механизм защитного действия различен. Магистральные газопроводы (МГ) большого диаметра 1020-1420 мм, построенные в 1970-80 г. и эксплуатируемые ОАО «Газпром», изолированы от коррозии преимущественно битумно-мастичным покрытием и полимерными лентами различных производителей, наносимыми при строительстве в трассовых условиях. В частности, типы антикоррозионных покрытий газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта» общей протяженностью более 10 тыс. км распределяются ориентировочно в следующем соотношении: битумная изоляция - 25, различные виды полимерных лент - 70, полиэтиленовое покрытие заводского нанесения -5%.

На основе анализа Опыта длительной эксплуатации подземных газопроводов констатировано, что полимерная ленточная изоляция практически не защищает трубопроводы от коррозии. Напротив, существует проблема так называемой «подпленочной» коррозии, которая не обнаруживается методами диагностики покрытий с поверхности земли. В массовом порядке наблюдается проявление катодного отслаивания, образование гофров на изоляции при засыпке, отслоение в результате недостаточной адгезии. Общеизвестно, что данный тип покрытий характерен для участков МГ, подверженных развитию коррозионного растрескивания под напряжением (КРН).

К типичным повреждениям битумных покрытий относят потерю адгезии к металлу под действием катодной защиты, высокую проницаемость коррозионных ионов, значительную деформацию слоя битума под действием грунта и силы тяжести трубопровода. Известны примеры как неблагополучной эксплуатации би-тумно-резиновой изоляции газопровода Бухара - Урал, нефтепровода Узень -

Гурьев, так и вполне успешной работы МГ Вуктыл-Ухта-1, эксплуатируемого ООО «Газпром трансгаз Ухта». Время безаварийной эксплуатации МГ Вуктыл-Ухта-1 составляет 33 года, в то время как для газопроводов, изолированных полимерными лентами, аварийные разрушения по причине КРН, происходят уже через 16-23 года работы.

Анализ показывает, что в большинстве случаев полимерные покрытия не предотвращают полностью коррозионный процесс на поверхности металла трубопровода, а обеспечивают его торможение. Противокоррозионное действие покрытия недостаточно объясняется его изоляционными свойствами. В частности, проницаемость битумных покрытий в сравнении, например, с полиэтиленовыми лентами, по отношению к воде, кислороду и электролиту — наиболее распространенным агентам коррозии — достаточна для протекания коррозионного процесса на поверхности металла под покрытием. Однако при этом в течение определенного периода времени эксплуатации покрытие обладает достаточно высокими защитными свойствами.

Можно констатировать, что основной проблемой материала битумных покрытий в ходе эксплуатации МГ является его водонасыщение в обводнённых грунтах, в результате чего битумно-резиновая изоляция теряет адгезию к поверхности металла, происходит отслаивание, стимулируемое катодной поляризацией. Итак, с одной стороны, влагопоглощение битумных покрытий приводит к коррозии, с другой стороны битумные покрытия пропускают воду, а с ней проникает и ток катодной защиты, происходит равномерная поляризация металла труб, поэтому на таких газопроводах крайне мало аварий по причине КРН.

Выполнен обзор и анализ методов оценки состояния защитных покрытий газопроводов, которые классифицированы по этапам проведения контроля, начиная от оценки свойств материала, из которого в дальнейшем будет изготовлено покрытие, до мониторинга свойств покрытия эксплуатируемого трубопровода дистанционными методами.

Проводимые стандартные испытания битумных покрытий чаще всего применяют при получении стандартных характеристик свойств, не обеспечивающих необходимых условий для имитирования водонасыщения, которые обусловливают изменение защитной способности битумов в эксплуатационных условиях. Оценка качества битумных покрытий стандартными методами не может дать достоверной характеристики их эксплуатационных свойств.

Таким образом, для прогнозирования защитных свойств битумных покрытий необходимо экспериментально установить ряд важных особенностей в протекании процесса их водонасыщения.

Во второй главе представлен алгоритм выбора и обоснования участков для проведения выборочного ремонта покрытий, позволяющий систематизировать материалы, характеризующие техническое состояние газопроводов. В соответствии с разработанной методикой выполнен сбор исходных материалов, характеризующих техническое состояние газопровода (системы многониточных газопроводов), в пределах одного линейно-производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ). К ним относятся: - акты расследования аварий;

- перечни участков повышенной коррозионной опасности (ПКО) и высокой коррозионной опасности (ВКО);

- результаты внутритрубной дефектоскопии (ВТД);

- результаты интенсивных, (комплексных) электрометрических и других видов обследований;

- реестры потенциально-опасных участков, составленные по наличию признаков КРН.

Из исходных материалов сделана выборка численных значений показателей, которые характеризуют выбранные, согласно методике, оценочные факторы (рис. 1).

Участок МГ 40-50 км в пределах ЛПУ МГ

Нет

'" < данных > \ ВТД /

Учитываемые факторы

1. Коррозионные и стресс-коррозионные дефекты по ВТД

2. Темп развития повреждений

3. Аварийность

1. Аварийность

2. Дефекта покрытий

3. Эффективность систем ЭХЗ

4. Коррозионная активность грунта

5. Участки ВКО и ПКО

6. Реестры КРН_

Рис. 1. Алгоритм оценки участков газопроводов для назначения к выборочной переизоляции

Осуществляется первичная обработка численных значений показателей, которые представляются в установленном табличном и далее в графическом виде. Выполняется расчет показателей (индексов) по каждому оценочному фактору с применением разработанных формул. Индексы рассчитываются для каждого стометрового участка газопровода.

Рассчитанные индексы выражаются в относительных единицах - долях единицы, процентах (баллах). Для каждого стометрового участка рассчитывается интегральный показатель, полученный начислением суммы баллов по каждому оценочному индексу. Результаты расчетов индексов и интегрального показателя в целом представляются в виде графиков (гистограмм числовых значений индексов, характеризующих каждый рассматриваемый стометровый участок газопровода). Численное значение интегрального показателя определяет приоритетность проведения переизоляции: с его увеличением необходимость в переизоляции возрастает.

После обработки технических материалов выполняется анализ распределения интегрального показателя по всему рассматриваемому газопроводу. Назначаются критерии оценки (граничные значения интегрального показателя) по очередности переизоляции (первоочередные, второй очереди и т.п.), устанавливаемые индивидуально для данного газопровода.

В пределах межкранового участка газопровода (40 - 50 км) выделяются на схеме протяженные участки газопроводов, для которых интегральный показатель приоритетности переизоляции превышает установленные граничные значения. Объединяются проранжированные стометровые участки в протяженный единый участок, при условии образования его суммарной длины не менее 1,5 км. Проводится первичная оценка участков газопровода на основе среднего значения интегрального показателя, рассчитываемого для каждого пятикилометрового участка.

При планировании переизоляции рекомендовано руководствоваться максимальной протяженностью первоочередных участков в пределах 40-50 км. По преимущественному группированию первоочередных участков устанавливается направление движения механизированной колонны. Для обработки исходной информации получены следующие показатели, характеризующие техническое состояние газопроводов (таблица 1).

Расчет индексов ведётся по каждому из оценочных параметров.

Выполняется анализ аварийности участка газопровода с использованием исходной информации из актов технического расследования причин аварии. При отсутствии аварий на данном участке газопровода учитывается аварийность на параллельных газопроводах технологического коридора. В результате участок газопровода будет характеризоваться интегральным индексом аварийности 1Л, который определится суммированием показателей по каждой аварии.

Для оценки дефектности изоляционных покрытий используются результаты интенсивной электрометрии, рассчитывается плотность дефектов изоляционного покрытия. Определяется индекс дефектности изоляции Рт исходя из следующего соответствия: каждым 10 % плотности дефектов изоляции соответствует 1 балл приоритетности газопровода к переизоляции, соответственно 20%-2 балла и т.д.

Таблица 1

Расчетные индексы и критерии выбора участков для ремонта изоляции_

Расшифровка величин | Критерии | Значение (баллы)

N М Индекс аварийности:/, = £П,+£ПР , ПА =/(Р,,а,Рхр,Рл), ПР = ДЛя./5,,,,/>„,,,/>„,. .Я,,) /-1 У-1 ПА - характеристика аварии, ПР - показатель риска

Рпа ~ причина аварии Коррозия До 20 лет 2,0

Менее 20 лет 3,0

Стресс-коррозия До 15 лет 3,5

15-25 лет 2,5

Более 25 лет 2,0

Брак металла 0,8

Брак CMP 0,5

Рхр - характер разрушения Состояние металла Хрупкое 3,0

Пластичное 1,0

Протяженность линии разрыва Свищ 0,5

Менее 30 м 1,0

Более 30 м 2,0

Термическое воздействие Пожар 2,0

Нет 1,0

Рл - локализация аварии Место в коридоре МГ На данном МГ 1,0

На паралл. МГ 0,7

Концентрация по трассе МГ (расстояние между авариями, м) Менее 500 2,0

Более 500 1,0

Ркд — качество диагностирования Наличие возможности для ВТД Имеется 0,5

Нет 2,0

Сроки проведения обследований Менее 3 лет 0,3

3-5 лет 0,5

Более 5 лет 1,0

Рзн- защита населения Близость и концентрация людей 1.5

Малонаселенные районы 0,5

Рмр - масштабы разрушения Диаметр МГ, мм 1420 2,5

1220 2,0

1020 1,5

Менее 1020 1,0

Рпг - потери газа Более 3-10Ь м"7сут 1,5

Менее 3-10' м'/сут 1,0

Pap - аварийное резервирование Возможность переключения потока газа (перемычки, телемеханика) Имеется 0,5

Нет 0,0

Плотность дефектов изоляции (дг,- - длина дефекта изоляции, L -длина участка) I*, р _ м ди L Каждым 10 % плотности дефектов изоляции (участков с неполной защитой) соответствует 1 балл приоритетности к переизоляции

Показатель состояния ЭХЗ (у,- - длина участка с недозащитой и перезащитой) Л р _ i-i 3X3 L

Индекс фактической поврежден-ности по ВТД (Р - число поврежденных труб; Ыд-число дефектов; G -средняя глубина дефектов) 1г .¡г J _ [JOB ЛРАСП втд 100% Количество баллов численно равно 1Втд, выраженной в долях единицы

кпов = ■ G

Темп развития повреждений Ту. (a, L, h, - размеры повреждений на трубе, мм, N, М - число повреждений и поврежденных труб; г - время проведения ВТД) V " - V г2 Г, = —-—, [см'/год] Дг Менее 50 1,0

>iL/=I J J, Более 50 2,0

Эффективность электрохимической защиты (ЭХЗ) по протяженности газопровода определяется путем выявления участков, на которых значения потенциалов меньше (по абсолютной величине) минимального защитного потенциала. Для оценки эффективности ЭХЗ рассчитывается плотность участков с неполной защитой. Каждые 10 % участков неполной защиты соответствуют 1 баллу приоритетности проведения переизоляции по фактору эффективности работы средств ЭХЗ Рэп, соответственно 20 % - 2 баллам и т.д. При совпадении участков неполной защиты с участками ПКО дополнительно добавляется 1 балл, ВКО - 2 балла. Для выявления потенциальноопасных участков газопроводов, предрасположенных к стресс-коррозии, используются результаты комплексных исследований газопроводов в отношении КРН.

Для оценки коррозионной активности грунтов используются результаты измерения удельного электрического сопротивления грунтов с шагом 100 м. Результаты оценки представляются в виде графической строки «Коррозионная активность грунтов», в которой отмечается средний балл коррозионной активности грунта на стометровых участках. Для оценки плотности коррозионных дефектов используются результаты ВТД, рассчитывается интегральная характеристика 1ВТД. На основе периодических пропусков ВТД определяется темп развития повреждений Тк-

Разработанная универсальная система оценки технического состояния газопроводов позволяет сравнивать различные показатели в относительных единицах (баллах) и может быть легко скорректирована применительно к конкретному исходному материалу. В методике учтены факторы, существенно влияющие на достоверность оценки состояния антикоррозионных покрытий и коррозионного состояния труб, а сам анализ факторов основан на имеющемся материале и не требует дополнительных затрат, связанных с протяженными обследованиями. Перечисленные особенности методики определяют её эффективность и наполняемость непосредственно в зоне деятельности линейно-производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) с использованием их собственных специалистов.

Большие объемы исходных данных и необходимость представления результатов в единообразной форме потребовала автоматизировать разработанный алгоритм оценки технического состояния газопроводов в виде программы для персонального компьютера, которая существенно упрощает, ускоряет, устанавливает единообразный порядок вычислений. Такая программа была разработана с помощью пакета Office 2003 Windows ХР Professional. Основным управляющим окном программы является пользовательский интерфейс, позволяющий управлять ходом проведения по всем этапам выполнения программы.

На основе результатов ВТД проводится оценка фактической дефектности газопроводов, вычисляются коэффициенты, характеризующие фактическую по-врежденность (количество поврежденных туб, количество дефектов, индекс ВТД, темп развития повреждений и т.д.). Для этого в программу вставляются данные из отчета ВТД для участка газопровода.

Для оценки состояния изоляции газопроводов и полноты ЭХЗ используется второй массив данных интенсивных электроизмерений, на основе которых дела-

ется выборка, сопоставление и расчёт участков неполной электрохимической защиты участков с наличием сквозных дефектов покрытия. При этом предусмотрена возможность автоматизированного уточнения и корректирования координаты интенсивных измерений по отношению к данным ВТД.

В третьем массиве данных учитываются сведения по потенциально-опасным участкам МГ с высокой вероятностью коррозии и КРН. Используются данные по аварийности, показателям высокой коррозионной опасности и реестры по участкам КРН. Итоговые баллы рассчитываются для получения информации, характеризующей общее техническое состояние участков газопроводов. Этот параметр является основным при принятии решения о приоритетности ремонта изоляции. Прочие баллы рассчитываются при необходимости решения аналитических задач с применением математической статистики. Результаты итогового расчета представляются в текстовом редакторе.

Во третьей главе разработаны и усовершенствованы методы, позволяющие проводить длительный контроль состояния защитных покрытий при эксплуатации газопроводов.

Недостатком существующих методов выявления сквозных дефектов покрытий, основанных на утечке электрического тока, является их недостаточная информативность, обусловленная отсутствием прямого и постоянного во времени контакта с грунтом, за счет которого осуществляется натекание защитного или контрольного тока и индикация дефекта. Вследствие этого возникают условия для непостоянного воздействия катодной поляризации на металл трубы за счет переменного увлажнения с перерывами защитного действия средств ЭХЗ, что создает наиболее благоприятные условия для развития коррозионных процессов. Методик тестирования этих процессов во времени не существует.

Задачей разработки является выявление наиболее опасных сквозных дефектов защитных покрытий, расположенных в условиях непостоянного действия средств ЭХЗ. Суть способа заключается в выявлении участков газопроводов с периодическим циклическим увлажнением. При повышении уровня грунтовых вод происходит обводнение грунта и затекание воды в места повреждений изоляции. Тем самым возникает электрический контакт металла трубы в сквозном повреждении покрытия с грунтом (или его образование при наличии воздушного зазора) за счет устранения омического барьера на границе. Происходит снижение удельного электрического сопротивления грунта в результате его водонасыщения. Этот процесс вызывает повышение силы защитного тока на УКЗ, продолжающийся до подъема грунтовой воды на максимальный уровень в пределах сечения трубопровода и наоборот. Предложенный способ опробован на участке газопровода диаметром 1420 мм Пунга-Ухта-Грязовец Сосногорского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта», имеющем характерные дефекты покрытий, приводящие к развитию критических дефектов труб. Установлены различия в градиентах защитного потенциала при электрометрическом обследовании в периоды высокого иВ1 и низкого иНх уровня грунтовых вод. В эти же периоды определены изменения удельного электрического сопротивления грунта рв и рн (рис. 2).

16 км

Авария Авария 10.06.98 27.04.95

Ход газа

Участок переменного смачивания газопровода

а)

сл/„, мв

250

16,000 16,100 16,200 16,300 16,400 16,500 16,600 16,700 16,800 16,900 17,000

Ц м

и,х/ин1, отн. ед. б)

16,000 16,100 16,200 16,300 16,400 \16,500 16,600 16,700/ 16,800 16,900 17,000

Участки с высокой вероятностью коовозии I-, м

В)

Рис. 2 Фрагмент геологического разреза участка 16-17 км (а), распределение градиентов потенциала (б), отношения ив±/ин± и рн/рв (в)

Периоды высокого и низкого уровня грунтовых вод (УГВ) определяли по стабилизации защитного тока установок катодной защиты (УКЗ), соответственно

на максимальных и минимальных значениях. При опробовании метода проведены также измерения УГВ в контрольных скважинах, обсаженных перфорированными пластиковыми трубами. Установлено положение полосы переменного смачивания, ограниченной высоким и низким уровнем грунтовых вод относительно поперечного сечения трубопровода. Отмечен участок переменного смачивания трубопровода: 16300 - 16900 м. Вычислено изменение отношения ив±/ищ_ и рн/рв на исследуемом участке трубопровода. Выявлены участки, на которых иВ1/ищ. превышает рн/рв - это участки с координатами 16350 - 16430 м и 16750 - 16830 м. Путем контрольного шурфования доказано, что выявленные участки являются предрасположенным к развитию коррозионных процессов за счет непостоянного воздействия защитного тока на металл в дефектах защитного покрытия.

Из предыдущего примера видно, что оценка защитных свойств покрытий при реализации бесконтактных методов на переменном токе характеризуется наличием негативного фактора в виде изменяющихся свойств грунта. В связи с этим, предлагается оборудовать переизолируемые участки трубопроводов стационарно устанавливаемыми протяженными сигнальными линиями. Основное преимущество таких линий - возможность непрерывного контроля протяженных участков трубопроводов при отсутствии факторов случайной погрешности в виде непрерывно хаотически меняющихся электрофизических свойств окружающего трубопровод грунта.

Сущность предлагаемого метода заключается в установке во время проведения переизоляции на поверхности трубопровода вдоль его оси двухпроводной сигнальной линии, изготавливаемой промышленным способом. Сигнальная линия выполняется в виде двух металлических плоских электрических проводников, нанесенных на диэлектрическое основание в виде ленты (рис. 3). Преимущества -малые габаритные размеры, простота изготовления и нанесения на трубопровод. Полосковая линия крепится на клейкое диэлектрическое основание к металлу трубы, поверх нее наносится битумное покрытие. В процессе эксплуатации происходит водонасыщение покрытия на отдельных участках газопровода.

1 - компьютер; 2 - рефлектометр; 3 - осциллограмма, 4 - пункт подключения, 5 - трубопровод; 6 - сигнальная линия; 7 - битумное покрытие, 8 - диэлектрическое основание, 9 - электрические проводники

Рис. 3 Схема подключения (а) и установки на металл трубы (б) сигнальной линии для определения водонасыщения битумного покрытия на газопроводе

Поскольку волновое сопротивление двухпроводной линии есть величина постоянная по всей ее длине и не зависит ни от напряжения, ни от тока в линии, то любое изменение диэлектрических свойств линии в любом месте вызывает только в этом месте отклонение сопротивления от волнового.

Для установления местоположения участка и степени его водонасыщения сигнальную линию предлагается периодически тестировать методом рефлекто-метрии. Для однородной неискаженной линии

где ¿о и Со - соответственно индуктивность и ёмкость линии, отнесенные к единице длины, обычно к одному километру газопровода. Неоднородность волнового сопротивления характеризуется коэффициентом отражения

II 7-7

Р _ OTP _ ^П (У)

и Z +Z '

где, U0TP - амплитуда отраженного импульса, U30m - амплитуда зондирующего импульса, Z„, Z„ - номинальное волновое сопротивление линии и сопротивление в месте повреждения покрытия газопровода.

Если послать в сигнальную линию зондирующий сигнал в виде короткого импульса или его перепада, то в месте отклонения волнового сопротивления - неоднородности - произойдет отражение части энергии импульса в сторону передатчика.

Предложенный способ контроля водонасыщения битумного покрытия испытан на участке трассы магистрального газопровода с использованием упрощенного датчика в виде фрагмента фольгированного стеклотекстолита, на поверхности фольги которого поверхность разобщена на два несвязанных гальванически электрода. Датчик устанавливали под покрытие в процессе его нанесения. К электродам основы датчика присоединяли измерители емкости и сопротивления. Установлено, что в начальный период эксплуатации трубопровода (до 2 лет) происходит снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия в среднем на 15 % с последующей его стабилизацией. Темп снижения зависит от расположения датчиков индикаторного устройства, что обусловлено неравномерным водонасыщением покрытия по окружности трубопровода. Изменение электрической емкости датчиков неоднозначно: часть из них имеет прирост показателя за счет водонасыщения, другая часть характеризуется снижением емкости, по всей видимости, за счет образования сквозных каналов утечки тока.

Наиболее широко известным методом интегральной оценки покрытия на протяженных участках газопроводов является метод переходного сопротивления. Однако его практическая реализация связана с необходимостью специальных измерений, которые не входят в стандартно применяемые методы электрометрии. Поэтому, базовый интегральный метод определения переходного сопротивления защитного покрытия газопроводов был доработан с возможностью использования данных многолетних периодических измерений потенциала «труба-земля», что позволяет оценить динамику деградации защитных свойств покрытия и не требует отключения установок катодной защиты (УКЗ), находящихся до и после исследуемого участка.

При расчете переходного сопротивления используются данные периодических измерений разности потенциалов «труба-земля», выполненных на контрольно-измерительных пунктах МГ с шагом 1 км, или интенсивных измерений с шагом 5 м. Со временем при эксплуатации МГ происходит уменьшение переходного сопротивления, что вызывает перераспределение наложенных защитных потенциалов вдоль газопровода с их уменьшением менее допустимой величины ит|„. Данное несоответствие компенсируется увеличением напряжения на выходе установок катодной защиты (рис. 4). Кп 0м.мг

300000

250000

100000

50000

1995

2000

ч 1, годы

а) б)

Рис. 4 Схема изменения наложенного потенциала (а) и динамика снижения переходного сопротивления покрытия (б) во время эксплуатации газопровода

Поэтому в интегральном распределении потенциалов требуется выделить изменения, обусловленные ухудшением состояния защитного покрытия, устранив при этом мешающее в расчетах влияние регулирования режимов УКЗ.

Для этого определяется исходное состояние системы защитного покрытия на начальном этапе его эксплуатации через коэффициенты

и1 и1

и (3)

1 V* г К '

где и\ \\и[- потенциалы в точках дренажа, К/ и К2' - потенциалы на выходе

УКЗ.

Рассчитываются приведенные значения разности потенциалов в точках дренажа УКЗ, которые должны быть получены в результате изменения напряжения на выходе УКЗ до значений V,2 и V22 при неизменном состоянии защитного покрытия

иГ=У^кпи>"-=У2>-к2. (4)

Тогда изменения разности потенциалов в точках дренажа УКЗ только за счет уменьшения переходного сопротивления защитного покрытия будут характеризоваться выражениями

Аи1=и?-иГ, шг=и\-иГ- (5)

Далее рассчитывается промежуточные значения функции Unp - f(x), приведенной к функции i/(r2) = fix) с помощью переводного коэффициента, который определяется из выражения

Ъ-а U,nP , и?'

*'<<>=^х<'гдеа=77Г'6=77Г (6)

На основе приведенных распределений наложенной разности потенциалов рассчитывается переходное сопротивление покрытия методом итераций, с последовательным определением интегрального наложенного потенциала, постоянной распространения тока и продольного сопротивления трубопровода, используя для этого средства оптимизации решений программы MS Excel.

В итоге строится график зависимости переходного сопротивления от срока эксплуатации, полученную зависимость аппроксимируется прямой. Определяется градиент снижения переходного сопротивления во времени, который является показателем деградации защитных свойств покрытия

(7)

КЛЕР - Т

где R"ep, R„ep - переходное сопротивление в начальный и конечный период времени соответственно; Т - длительность эксплуатации, годы.

В четвертой главе представлены результаты испытаний битумных покрытий при их водонасыщении.

Проведено изучение кинетики водонасыщения образцов мастики битумно-резиновой изоляционной МБР-65 и МБР-90 по ГОСТ 15836-79 при длительном выдерживании образцов в водных растворах. Изготовлены круглые образцы из стальной фольги (подложка) диаметром 40 мм. Нанесено битумное покрытие на всю поверхность подложки путем ее погружения в разогретый битумный материал. Подготовлены образцы покрытия различной толщины 1 и 5 мм путем погружения образца с остывшим покрытием в ванну с разогретым битумом. Водона-сыщение определено весовым методом.

Анализ результатов (рис. 5) показывает, что при экспозиции 90 суток максимальная величина водонасыщения образца битумного покрытия МБР-65 составляет 2,1% для покрытия толщиной 1 мм. Для данной толщины покрытия в зависимости от типа коррозионно-активной среды установлен различный темп прироста водонасыщения: максимальный в кислой среде с рН 1,65, промежуточный в нейтральной среде рН 6,86 и минимальный в среде с рН 12,45. Для образцов покрытия МБР-95 характер зависимостей подобный, расхождение водонасыщения в каждой точке экспозиции для выбранной среды не превышает 0,1 %. Коррозионные процессы металла труб под действием грунтового электролита сопровождаются изменением поляризационных характеристик процесса. Однако, существующие методы оценки процессов коррозии металла не учитывают защитного действия полимерных покрытий.

Были проведены испытания в коррозионно-активных растворах образцов трубной стали, изолированных битумным покрытием, имеющим различные степени деградации защитных свойств за счет водонасыщения.

20 40 60 80 100 т, cyr

t, сут

1 - МБР - 65,2 - МБР - 90

Рис. 5. Зависимость водонасыщения образцов битумного покрытия толщиной 1мм (а) и 5 мм (б) от времени экспозиции в водных средах

Степень развития коррозионных процессов контролировалась визуальным способом при помощи металлографического микроскопа и методом поляризационного сопротивления с использованием в качестве рабочего электрода образца трубной стали, изолированного битумным покрытием. При этом задавалась различная степень деградации защитных (антикоррозионных) свойств покрытия за счет водонасыщения, достигаемого, как за счет длительной экспозиции, так и за счет механического моделирования пористости. Поляризационные испытания проводили с помощью потенциостата IPC - PRO в стандартной трехэлектродной ячейке (рис. 6). Установлено, что защитная способность покрытий обратно пропорциональна темпу поляризации металла образца в данной коррозионной среде. С увеличением степени поляризации металла образца, обусловленной увеличением водонасыщения битумного покрытия, его поляризационное сопротивление и, соответственно, защитная способность уменьшается и наоборот.

Для исследования процесса фронтального развития водонасыщения, который предполагается предопределяющим в начальной стадии, был реализован метод исследования емкостных свойств образцов битумных покрытий. Измерения проводились при низком напряжении по двухэлектродной схеме. Для измерения электрической ёмкости расплавленный битум зажимался между двумя стальными пластинами - измерительными электродами до полного охлаждения. Использовались измерители LCR Е7-11 (диапазон 0,5 пФ-1000 мкФ) на фиксированной частоте измерения 100, 1000 Гц и Е7-20 (диапазон 0,001пФ-1Ф) в диапазоне частот 25 Гц-20 кГц.

[¡, мА]

Lgi, [¡, мА]

0 -'-п- --и —I —

V* »\§

( ,3 0,4 0,7 0

-200] Л А V

* \ 4 л1 V \ Л" •Д ъ у

-400 \ 9 Л* А\АШ* Л

5 \ • 3 \§ \ Мч.

, мВ -600 г * \ ч • я Л* ^^ • Ч Л V* V \ У

«ч \ «\ 'А \

А \\ ч я

-800 6 1 \

■4 V ЛУ

О ^чГ 1« 1 \\ ■

-1000

д» •>

> в

-1200

-НОС

-200

-боа

и, мВ

а)

б)

1 - \У=1%, 2 - 2%, 3 - 5%, 4 - 7%, 5 - имитатор сквозного дефекта 8=25 мм2, 6-50 мм2 Рис. 6 Поляризационные кривые, снятые с образца с образца с битумным покрытием в среде с рН 1,65 (а), 6,86 (б)

Анализ полученных результатов показывает, что наиболее заметным является изменение емкости образца покрытия толщиной 3 мм, принимающей значения от 25 пФ при водонасыщении покрытия (\У=5 %) до 213 пФ при его водона-сыщении до 70 %, т.е. приращение емкости составило 8,5 раз (рис. 7, а).

С увеличением толщины покрытия происходит прогнозируемое закономерное снижение начальной емкости образцов, а темпы ее прироста при увеличении водонасыщения для толщины 4 и 5 мм примерно сопоставимы. Электрическая емкость образцов покрытий также была исследована в зависимости от ступенчато изменяемой частоты тестирующего переменного напряжения (рис. 7, б).

Установлено, что изменение ёмкости при водонасыщении образца обратно пропорционально частоте подаваемого тока и описывается уравнением вида:

Св = С.. + (445 - 65 • Л)--—-, (8)

где Св - ёмкость конденсатора при подаче тока определённой частоты, пФ; Сц -начальная ёмкость конденсатора, пФ; со - частота подаваемого тока, Гц; к - толщина битума.

Таким образом, выявлено, что с ростом степени увлажнения возрастает размах изменения емкости Св(со) с изменением частоты. Использование этой зависимости служит для выявления и ранжирования фронтального увлажнения изоляции при эксплуатации газопроводов.

5000 10000 15000 20000

£Гц

1 - толщина покрытия 1 мм, 2-2 мм, 3-3 мм, 4-4 мм, 5-5 мм Рис. 7 Зависимость электрической емкости образцов битумного покрытия от водонасыщения (а) и частоты тестирующего переменного тока (б)

Основные выводы:

1. Разработана комплексная методика ранжирования и обоснования перечня протяженных участков для переизоляции, позволяющая систематизировать материалы, характеризующие техническое состояние газопроводов с учетом данных о фактическом наличии повреждений на основе внутритрубной дефектоскопии, состоянии антикоррозионной защиты на основе электрометрии и данных по по-тенциальноопасным участкам и устанавливать приоритетный перечень первоочередных ремонтов.

2. На основе анализа диагностирования ремонтируемых покрытий газопроводов при переизоляции классифицированы наиболее опасные повреждения полимерных лент в виде сдвига, отслаиваний, приводящие к массовой коррозии и коррозионному растрескиванию под напряжением, а также повреждения битумных покрытий в виде сквозных дефектов и неоднородного водонасыщения.

3. Разработана и внедрена в обществе «Газпром трансгаз Ухта» автоматизированная система обработки данных по техническому состоянию протяженных участков газопроводов для переизоляции, позволяющая реализовать разработанный алгоритм в виде программы для персонального компьютера.

4. Разработаны резистивно-емкостный и поляризационный методы оценки состояния битумных покрытий при переизоляции, позволяющие дифференцировать процессы фронтального и неоднородного сквозного водонасыщения и оце-

нить степень противодействия коррозионным процессам по сопротивлению поляризации.

5. Разработан новый метод ранжирования сквозных дефектов покрытий на участках переизоляции газопроводов на основе различий в градиентах защитного потенциала с учетом сопротивления грунтов и уровня грунтовых вод, позволяющий проводить селекцию дефектов покрытий по опасности коррозии и КРН. Метод опробован на участке переизоляции МГ Пунга-Ухта-Грязовец общества «Газпром трансгаз Ухта».

6. Усовершенствован метод определения переходного сопротивления покрытия на протяжных участках переизоляции газопроводов на основе данных электрометрии, что позволяет устранить необходимость длительной деполяризации газопроводов, оценить и прогнозировать динамику изменения защитных свойств покрытия во времени.

7. Предложен для промышленного использования и опробован на участке газопровода метод мониторинга водонасыщения покрытий протяженных участков переизоляции с помощью сигнальной линии, позволяющей выявлять места водонасыщения покрытий по отклонению волнового сопротивления с помощью метода рефлектометрии.

8. По результатам работы разработаны стандарты организации «Газпром трансгаз Ухта» МР - 1908 - 04 «Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции» и СТП 60.30.21-00159025-21-003-2009 «Методика по определению состояния изоляции протяженных участков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию».

9. По результатам промышленного внедрения работ по переизоляции газопроводов общества «Севергазпром» в 2003 - 2004 гг. получен ежегодный экономический эффект порядка 100 млн. руб., обусловленный снижением материальных затрат на восстановление коррозионно поврежденных участков газопроводов за счет применения технологии переизоляции, не требующей массовой замены поврежденных участков труб новыми трубами.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Яковлев А.Я., Колотовский А.Н., Шарыгин В.М. Обеспечение эксплуатационной надежности МГ Севергазпрома / Газовая промышленность. - 1997. -№9.-С. 17-18.

2. Яковлев А.Я., Колотовский А.Н., Шарыгин В.М. Эксплуатационная прочность труб с дефектами / Газовая промышленность. - 2000. - № 2. - С. 35-37.

3. Салюков В.В., Колотовский А.Н., Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C. Предрасположенность труб большого диаметра к стресс-коррозионным разрушениям / Газовая промышленность. — 2000. - № 12. - С. 44-46.

4. Колотовский А.Н., Теплинский Ю.А., Конакова М.А., Чумиков Е.Ю., Борщевский A.B. Коррозионное повреждение магистральных газопроводов / Газовая промышленность. - 2001. - № 5. - С. 32-33.

5. Ельников В.В., Алексеев В.И., Деянова Е.В., Воронин В.Н., Колотовский А.Н., Аленников С.Г. Обеспечение надёжности функционирования линейной части МГ / Газовая промышленность. - 2001. - № 3. - С. 13-14.

6. Колотовский А.Н., Яковлев А.Я., Воронин В.Н., Платовский Ю.В., Теплинский Ю.А., Конакова М.А. Систематизация аварий МГ по причине КРН / Газовая промышленность. - 2002. - № 8. - С. 34-37.

7. Волгина Н.И., Королев М.И., Колотовский А.Н., Салюков В.В., Определение участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Ремонт, восстановление, модернизация. - 2003. - № 12. - С. 4-9.

8. Королев М.И., Волгина Н.И., Колотовский А.Н., Салюков В.В., Воронин

B.Н., Романцов C.B. Современные технологии обследования магистральных газопроводов, подверженных КРН / Ремонт, восстановление, модернизация. - 2004. -№ 1. - С. 29-34.

9. Колотовский А.Н., Ермолаев С.А., Бриллиантов А.Н. Современные методы и технологии обследования подводных переходов магистральных трубопроводов / Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С. 11-18.

10. Колотовский А.Н. Обработка данных ВТД о техническом состоянии подземных трубопроводов перед капитальным ремонтом / Газовая промышленность. - 2009. - № 4. - С. 64-67.

11. Колотовский А.Н. Оценка параметров антикоррозионной защиты газопроводов перед капитальным ремонтом на основе данных интенсивных электроизмерений / Газовая промышленность. - 2009. - № 5. - С. 56-58.

12. Колотовский А.Н. Определение технического состояния подземных газопроводов перед капитальным ремонтом / Газовая промышленность. - 2009. - № 6.-С. 55-57.

13. Колотовский А.Н., Северинова JI.H. Оптимизация электрохимзащиты подземных магистральных трубопроводов / Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 6. -

C. 2-6.

14. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Северинова Л.Н., Меркурьева И.А. Оценка поврежденности подземных трубопроводов на основе данных ВТД перед капитальным ремонтом изоляции / Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2009. - № 3. - С. 26-30.

15. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Северинова JI.H. Прогноз технического состояния газопроводов для ремонта полимерных покрытий / Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2009. - № 3. - С. 31-35.

16. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Шкулов С.А., Севери-нова JI.H. Мониторинг влагопоглощения битумного покрытия при эксплуатации подземного газопровода / Контроль. Диагностика. - 2009. - № 7. - С. 11-14.

17. Шарыгин В.М., Колотовский А.Н., Теплинский Ю.А., Салюков В.В. Способ ремонта трубопровода / Патент РФ № 2180718 Заявл. 08.12.1999. Опубл. 20.03.2002. Бюл. № 8.

18. Шарыгин Ю.М., Колотовский А.Н., Теплинский Ю.А., Максютин И.В., Прозоров С.Ф., Филиппов А.И. Полимерная муфта для ремонта труб с локальными коррозионными дефектами и способ её установки / Патент РФ № 2219423 Заявл. 23.07.2001.Опубл. 20.12.2003. Бюл. № 36.

Подписано к печати « 26 » ноября 2009 г. Заказ № 5760 Тираж 100 экз. 2 уч.-изд.л. ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Колотовский, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ГАЗОПРОВОДОВ И АКТУАЛЬНОСТЬ ПЕРЕИЗОЛЯЦИИ.

1.1. Механизм защитного действия материалов полимерных покрытий.

1.2. Виды защитных покрытий трассового нанесения, применяемых при строительстве газопроводов в 1960-80 гг.

1.3. Факторы, влияющие на снижение защитных свойств покрытий.

1.3.1. Грунтовые условия.

1.3.2. Электрохимическая поляризация метала трубопровода.

1.3.3. Качество строительства и балластировки.

1.4. Обоснование необходимости переизоляции газопроводов с ленточным покрытием трассового нанесения.

1.4.1. Состояние металла труб в сквозных повреждениях ленточного покрытия.

1.4.2. Сдвиг и отслаивание покрытия и связанные с ними повреждения металла.

1.5. Анализ опыта длительной эксплуатации МГ с битумным изоляционным покрытием.

1.5.1. Анализ повреждений битумных покрытий, приводящих к аварийным разрушениям газопроводов.

1.5.2. Изменение свойств материала битумных покрытий при длительной эксплуатации.

1.6. Обзор и классификация методов оценки состояния и мониторинга покрытий газопроводов.

1.6.1. Стандартные методы оценки свойств материалов защитных покрытий на образцах.

1.6.2. Методы оценки качества покрытий после их нанесения на трубы.

1.6.3. Методы оценки состояния покрытий при эксплуатации газопроводов.

1.7. Выводы по главе 1. Цель и задачи исследования.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОГО РАНЖИРОВАНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ ДЛЯ ПЕРЕИЗОЛЯЦИИ.

2.1. Разработка алгоритма комплексной оценки состояния протяженных участков для назначения к переизоляции.

2.2. Разработка критериев выбора протяженных участков для переизоляции на основе анализа данных внутритрубной дефектоскопии.

2.3. Разработка критериев выбора протяженных участков для переизоляции на основе комплексной оценки его коррозионного состояния.

2.4. Разработка автоматизированной системы обработки данных по ранжированию протяженных участков газопроводов для переизоляции.

2.4.1. Автоматизированная обработка данных внутритрубной дефектоскопии.

2.4.2. Оценка состояния антикоррозионной защиты газопроводов на основе данных интенсивных электроизмерений.

2.4.3. Определение технического состояния на основе данных по потенциально-опасным участкам.

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ И МОНИТОРИНГА ПОКРЫТИЙ НА ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКАХ ГАЗОПРОВОДОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

3.1. Разработка критериев селекции сквозных дефектов покрытий с учетом влияния грунтовых условий.

3.2. Опробование метода мониторинга влагопоглощения битумного покрытия на газопроводе с помощью стационарных резистивных датчиков.

3.3. Разработка стационарной системы мониторингового контроля водонасыщения покрытий протяженных участков газопроводов.

3.4. Совершенствование метода контроля переходного сопротивления покрытия на протяженных участках газопроводов.

3.4.1. Сущность усовершенствованного метода определения переходного сопротивления изоляции.

3.4.2. Пример расчета переходного сопротивления покрытия на основе результатов контрольных периодических измерений.

3.4.3. Определение переходного сопротивления покрытия на основе результатов интенсивных электроизмерений.

3.4.4. Расчет динамики снижения переходного сопротивления покрытия на основе периодических измерений потенциала.

3.4.5. Автоматизация расчета постоянной распространения тока с помощью табличного редактора Microsoft Excel.

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИСПЫТАНИЯ БИТУМНЫХ ПОКРЫТИЙ В УСЛОВИЯХ ИХ ВОДОНАСЫЩЕНИЯ.

4.1. Исследования развития коррозионных повреждений в условиях водонасыщения битумных покрытий.

4.1.1. Исследование кинетики влагопоглощения битумным покрытием на подложке.

4.1.2. Исследование связи водонасыщения битумных покрытий с развитием коррозионных процессов.

4.2. Электрическая модель замещения битумного покрытия при его водонасыщении.

4.3. Определение резистивных свойств битумных покрытий после их экспозиции в водных средах.

4.4. Исследование емкостных свойств образцов битумных покрытий.

4.5. Разработка метода оценки влагопоглощения с использованием оригинальных датчиков влажности.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов переизоляции протяженных участков магистральных газопроводов"

Вместе с тем, любой, даже самый современный, полимерный материал изоляции под влиянием специфических условий нахождения в грунтовой среде стареет и изменяет свои защитные свойства [61, 87, 146]. В связи с этим, большое значение имеет изучение основных закономерностей изменения защитной способности покрытий, эксплуатирующихся в условиях электрохимических воздействий [47, 86].

Применяемые в настоящее время параметры и, соответственно, стандартные методы, которыми оценивают защитные свойства изоляции, не позволяют изучать процессы, растянутые во времени, и тем самым прогнозировать ресурс защитной способности покрытий, то есть его долговечность [81, 103].

Вместе с тем, процесс выбора и обоснования участков, требующих замены и капитального ремонта ленточной полимерной изоляции до настоящего времени, не был систематизирован, в связи с чем, ремонты покрытия выполнялись на основании какой - либо одной профильной информации, например данных электрометрических обследований. Однако, данный метод неинформативен для выделения участков повреждения покрытий, с которыми связано массовое проявление «подпленочной» коррозии, определяющей значительные объемы работ по ремонту и замене труб.

Задачи исследования:

1) Обобщить и проанализировать факторы, вызывающие ухудшение защитных свойств покрытий газопроводов, дать оценку существующим методам контроля покрытий на протяженных участках эксплуатируемых газопроводов;

2) Разработать критерии выбора протяженных участков для переизоляции;

3) Разработать алгоритм комплексной оценки состояния протяженных участков для назначения к переизоляции;

4) Разработать методику оценки и ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции с его адаптацией к автоматизированной системе обработки данных;

5) Разработать методы интегральной оценки и непрерывного мониторинга динамики изменения гидроизоляционной способности покрытий для реальных условий эксплуатации газопроводов с учетом изменения емкостно-резистивных свойств покрытий за счет влагонасыщения;

6) Отработать комплекс лабораторных методов ускоренных имитационных испытаний битумных покрытий, позволяющий выявлять механизм и уровень ухудшения защитной способности покрытий;

7) Дать оценку экономической эффективности разработанным методам переизоляции и интегральной оценки защитной способности гидроизоляционных покрытий на потенциально-опасных в отношении коррозии и КРН участках газопроводов.

Научная новизна:

1) Обоснована возможность использования для выбора участков газопроводов для переизоляции интегрального коэффициента приоритетности, рассчитываемого суммированием индексов по формуле у = / .С1л> Рпт Рэхз' 1гр> Iвтп■> ^лг) Т „ Рпи где * - индекс аварииности, д" - плотность

Р т дефектов изоляции, 3X3 - плотность участков неполной защиты по ЭХЗ, гр - индекс кор

I т розионной активности грунта, вгд - индекс фактической поврежденности по ВТД, темп развития повреждений.

2) Введен и подтвержден опытным опробованием на трассе газопровода критерий селекции сквозных повреждений покрытия по вероятности процессов коррозии, определяемый из неравенства где ив, ин - градиенты электрических потенциалов, ин Рв

Рву Рн " удельные электрические сопротивления грунта, измеренные при высоком и низком уровнях грунтовых вод, соответственно.

3) Экспериментально методом поляризационного сопротивления установлено, что защитные свойства покрытий газопроводов в их взаимосвязи с водонасыщением могут быть охарактеризованы на основе параметра темпа поляризации трубной стали, которая описывается линейной регрессионной моделью вида ип = -((5001п(рЯ)-3800)1п(ИО - 12001п(р#) +16000) ^(0 + + ((3001п(>#) - 2400) 1п(Ж) -\1Шп{рН) +11000) где ип - напряжение поляризации, В; / - ток поляризации, А, IV - водонасыщение, %, рН- водородный показатель.

4) Экспериментально установлено, что с ростом степени увлажнения битумного покрытия возрастает размах изменения емкости Св(со), обратно пропорциональный частоте подаваемого тока, что описывается следующим уравнением, позволяющим выявлять и ранжировать фронтальное увлажнение изоляции газопроводов:

Св =С„+(445-65-/г)--—-, в я © + (1650-130-Л) где Се - ёмкость образца покрытия при подаче тока определённой частоты, пФ; Сн - начальная ёмкость, пФ; ©-частота подаваемого тока, Гц; Л - толщина битума.

5) Металлографическими наблюдениями установлена пороговая величина водона-сыщения битумного покрытия газопроводов 30%, характеризующая начало развития неоднородных коррозионных процессов в феррито - перлитной структуре трубных сталей, а зависимость площади коррозионных повреждений под битумным покрытием от его водо-насыщения с достоверностью аппроксимации К2= 0,94 характеризуется линейной моделью вида 5 = 89 18,4, где Бк - площадь коррозионных повреждений, IV - водонасыще-ние, %.

Защищаемые положения:

- методика оценки технического состояния и ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции;

- алгоритм комплексной оценки состояния протяженных участков и расчета интегрального индекса приоритетности для назначения к переизоляции;

- критерии выбора протяженных участков для переизоляции

- новые и усовершенствованные методы мониторинга и интегральной оценки состояния изоляционных покрытий;

- методы испытаний битумных покрытий при их водонасыщении.

Практическая ценность работы заключается в разработке стандартов организации «Газпром трансгаз Ухта» МР - 1908 - 04 «Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции», на ее основе - системы автоматизированной обработки материалов по техническому состоянию газопроводов и СТП 60.30.2100159025-21-003-2009 «Методика по определению состояния изоляции протяженных участков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию».

Разработанные стандарты внедрены при проведении переизоляции МГ Пунга-Ухта-Грязовец, Ухта-Торжок, Пунга-Вуктыл-Ухта общества «Газпром трансгаз Ухта». В результате установлены протяженные участки трубопроводов, требующие проведения комплексного ремонта, включая отбраковку и замену поврежденных труб и проведение механизированного ремонта покрытий.

По результатам промышленного внедрения работ по переизоляции газопроводов общества «Севергазпром» в 2003-2004 гг. получен экономический эффект порядка 100 млн. руб., обусловленный снижением материальных затрат на восстановление кор-розионно поврежденных участков газопроводов за счет применения технологии переизоляции, не требующей массовой замены поврежденных участков труб новыми трубами.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- Международной конференции-семинаре им. Д.Г. Успенского, г. Ухта, 2-7 февр.

1998 г;

- Третьей международной конференции «Безопасность трубопроводов», г. Москва,

1999 г.;

- Международной научно-практической конференции «Информация и реклама», г. Москва, 1999 г.;

- Международных деловых встречах «Диагностика.», (10-я, Кипр, 2000 г., 11-я Тунис, 2001 г., 12-я, Турция, 2002 г., 14-я, Египет, 2004 г.);

- Третьей международной конференции «Диагностика трубопроводов», г. Москва, 2001 г.;

- Третьей международной конференции «Водородная обработка материалов», г. Донецк, 2001 г.;

- Третьей международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.

- Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (СТЗ-2009), г. Москва, 27-28 октября 2009 г.;

- Международной конференции «Актуальные вопросы противокоррозионной защиты» (РАСР-2009), г. Москва, 14-15 октября 2009 г.;

- Конференциях ВНИИГАЗ и его филиала Севернипигаз, Ухтинского государственного технического университета, семинарах и деловых встречах Газпром и его дочерних обществ за период 1995-2008 г.г.

Полученные в ходе исследований результаты использованы при выполнении научно-исследовательской работы в 2003-2008 гг. на тему «Разработка и внедрение новых методов натурных исследований и коррозионного прогнозирования на подземных трубопроводах ООО «Севергазпром».

Публикации: по теме диссертации опубликовано 16 работ, из них 12 - в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, содержит 186 страниц текста, 85 рисунков, 21 таблицу и список литературы из 170 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Колотовский, Александр Николаевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1) На основе анализа изменения защитных свойств покрытий газопроводов при длительной эксплуатации обоснованы характерные повреждения полимерных лент в виде сквозных повреждений, сдвига, отслаиваний, приводящие к массовой коррозии и коррозионному растрескиванию под напряжением, и битумных покрытий в виде сквозных дефектов и неоднородного водонасыщения.

2) Разработана комплексная методика ранжирования и обоснования участков для проведения выборочного ремонта покрытий, позволяющая систематизировать материалы, характеризующие техническое состояние газопроводов с учетом данных о фактическом наличии повреждений на основе внутритрубной дефектоскопии, состоянии антикоррозионной защиты на основе электрометрии и данных по потенциально-опасным участкам по признакам КРН и устанавливать приоритетный перечень первоочередных ремонтов.

3) Разработана и внедрена в обществе «Газпром трансгаз Ухта» автоматизированная система обработки данных, позволяющая реализовать разработанный алгоритм оценки технического состояния газопроводов в виде программы для персонального компьютера, которая существенно упрощает, ускоряет, устанавливает единообразный порядок вычислений и повышает качество обработки исходных материалов.

4) Разработан комплекс методов оценки состояния битумных покрытий газопроводов в коррозионных средах, включая резистивно-емкостные и поляризационный методы определения защитной способности покрытий, позволяющие дифференцировать процессы фронтального и неоднородного сквозного водонасыщения и оценить степень противодействия коррозионным процессам по сопротивлению поляризации.

5) Разработан и запатентован новый метод ранжирования сквозных дефектов покрытия газопроводов на основе различий в градиентах защитного наложенного потенциала с учетом изменения сопротивления грунтов за счет колебания грунтовых вод, позволяющий проводить селекцию сквозных дефектов по ожидаемой вероятности развития коррозионных процессов и КРН. Метод опробован на участке МГ Вуктыл-Ухта общества «Газпром трансгаз Ухта».

6) Усовершенствован метод определения переходного сопротивления покрытия газопроводов на основе имеющейся многолетней базы электрометрии и интенсивных измерений путем совокупного анализа распределений защитных потенциалов между станциями катодной защиты методом итераций, что позволяет устранить необходимость длительной деполяризации газопроводов, оценивать и прогнозировать динамику изменения защитных свойств покрытия во времени.

7) Проведены лабораторные испытания образцов покрытий газопроводов, в результате которых установлены математические модели, описывающие зависимости во-донасыщения образцов битумных покрытий от геометрической электрической емкости и сопротивления образцов, частоты переменного тестирующего напряжения, степени поляризации металла образца и фактического начала развития процессов коррозии, устанавливаемых оптическим металлографическим методом.

8) Предложен и опробован на участке газопровода метод мониторинга водона-сыщения битумных покрытий при эксплуатации при помощи стационарных резистивно-емкостных датчиков. Предложена для промышленного использования двухпроводная сигнальная полосковая линия, устанавливаемая на поверхность трубопровода в процессе переизоляции газопроводов, позволяющая выявлять места отклонения волнового сопротивления за счет водонасыщения покрытий с помощью метода рефлектометрии.

9) По результатам работы разработаны стандарты организации «Газпром трансгаз Ухта» МР - 1908 - 04 «Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции» и СТП 60.30.21-00159025-21-003-2009 «Методика по определению состояния изоляции протяженных участков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию».

10) По результатам промышленного внедрения работ по переизоляции газопроводов общества «Севергазпром» в 2003 - 2004 гг. получен ежегодный экономический эффект порядка 100 млн руб., обусловленный снижением материальных затрат на восстановление коррозионно поврежденных участков газопроводов за счет применения технологии переизоляции, не требующей массовой замены поврежденных участков труб новыми трубами.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колотовский, Александр Николаевич, Москва

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления KP H // Физика металлов. 1992. - № 6. - С. 18-20.

2. Абрамов О.В., Розенбаум А.П. Прогнозирование состояния технических систем. М.: Наука, 1990. -126 с.

3. Александров Ю.В. Опыт применения механизированных комплексов при капитальном ремонте изоляционных покрытий // Транспорт и подземное хранение газа: Науч. техн. сб. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2004. - № 3. - С. 20-26.

4. Андрианов В.Р. Берман Э.А. Дефектоскоп для контроля сплошности изоляционных покрытий магистральных трубопроводов "Крона-1Р". М.: МГЦТНИ, 1984 -78 с.

5. Андриксон Г.А., Калнрозе З.В., Уржумцев Ю.С. Прогнозирование ползучести полимерных материалов при случайных процессах изменения нагрузок и температурно-влажностных условий окружающей среды // Механика полимеров. 1976. - № 4. - С. 616621.

6. Антонов В.Г., Апексашин A.B., Фатрахманов Ф.К., Карпов C.B., Ляшенко A.B. Состояние нормативной базы по противокоррозионной защите транспорта, добычи и переработки газа и пути ее совершенствования // М-лы НТС. М.: ИРЦ Газпром. - 2002. -С. 10-15.

7. Басин В. Е. Адгезионная прочность. М.: Химия, 1981. - 208 с.

8. Безопасность России. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ Знание, 2002. 56 с.

9. Белый В.А., Егоренков Н.И., Плескачевский Ю.П. Адгезия полимеров к металлам. Минск: Наука и техника, 1971. - 286 с.

10. Березин В.Л., Громов Н.И. Поточное строительство магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1988. 232 с.

11. Березин В.Л., Ращепкин К.Е,, Телегин Л,Г. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М., Недра, 1978. 196 с.

12. Богданофф Дж., Козин Ф. Вероятностные модели накопления повреждений. -М.: Мир, 1989.-344 с.

13. Богуславский Л.И., Ванников A.B. Органические полупроводники и биополимеры. М.: Наука, 1968. - 180 с.

14. Болотин В.В. Методы теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. М.: Стройиздат, 1982. - 351 с.

15. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1984. - 312 с.

16. Болотов A.C., Розов В.Н., Коатес К., Васильев Г.Г., Клейн В.Н. Коррозионное растрескивание на магистральных газопроводах // Газовая промышленность. 1994. - № 6.-С. 12-14.

17. Борисов Б.И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 123 с.

18. Борисов Б.И. Оценка фактора миграции пластификатора из покрытия в условиях грунтовой среды // Коллоидный журнал. -1978. № 3. - С. 23-25.

19. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987.-385 с.

20. В.Е. Гуль, Шенфиль Э.З. Электропроводящие полимерные композиции. М.: Химия, 1984.-240 с.

21. Валуйская Д.П., Серафимович В.Е. Результат» обследования изоляционного покрытия из поливинилхлоридных лент // Строительство трубопроводов. 1966. - № 9. -С. 16-18.

22. Вентцель Е.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения. М.: Наука, 1988. - 480 с.

23. Вопросы математической теории надежности / Под ред. Б.В. Гнеденко. М.: Радио и связь, 1983. - 524 с.

24. Воробьев A.A., Воробьев Г.А. Электрический пробой и разрушение твердых диэлектриков. М.: Высшая школа, 1966.-222 с.

25. Воронин В.Н., Халлыев Н.Х., Тютьнев A.M. Современные решения по повышению эффективности ремонта газопроводов // Газовая промышленность. 2004. -№ 10. - С. 56-57.

26. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. М.: Недра, 1978. 185 с.

27. Гарбер ЮИ. Механизм защитного действия изоляционных покрытий наружной поверхности подземных трубопроводов // Строительство трубопроводов. -1992. -№9,10,12.

28. Гарбер Ю.И. Эффективность изоляционных покрытий, нанесенных в трассовых условиях // Строительство трубопроводов. 1992. - №7. - С.21-24.

29. Гарбер Ю.И., Серафимович В.В. Параметры работоспособности противокоррозионных покрытий подземных трубопроводов за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-45 с.

30. Глазков В.И. Искровой метод контроля сплошности изоляционных покрытий магистральных трубопроводов. М.: ВНИИСТ, 1960. - 59 с.

31. Глазков В.И., Зиневич A.M., Котик В.Г. и др. Защита от коррозии протяженных металлических сооружений: Справочник. М.: Недра, 1969. - 312 с.

32. Глазков В.И., Котик В.Г., Глазов Н.П. Определение переходного сопротивления подземных металлических трубопроводов // Коррозия и защита в нефтедобывающей промышленности. 1967. - № 5. - С. 29-34.

33. Глазов Н.П., Шамшетдинов К.Л., Глазов H.H. Сравнительный анализ требований к изоляционным покрытиям трубопроводов // Защита металлов. 2006. - Т. 42.-№ 1.-С. 103-108.

34. Горшенина Г.И., Михайлов Н.В. Полимербитумные изоляционные материалы. М.: Недра, 1967. 238 с.

35. ГОСТ 9.602-89 Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. М.: Изд-во стандартов, 1989. - 56 с.

36. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. М.: Изд-во стандартов, 1998. - 42 с.

37. Гуль В.Е., Кулезнев В.И. Структура и механические свойства полимеров. М.: Высшая школа, 1966. 320 с.

38. Дедешко В.Н., Салюков В.В., Митрохин М.Ю., Велиюлин И.И., Алексашин A.B. Технологии переизоляции и новые изоляционные материалы для защиты МГ // Газовая промышленность. 2005. - № 2. - С. 68-70.

39. Детектирование отслоений защитных покрытий трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - №2. - С. 37-39.

40. Дуэйн Трэйси. Влияние отслоения изоляции трубопровода на катодную защиту // Нефтегазовые технологии. №3. - 1997. - С.41-45.

41. Егерман Г.Ф., Джафаров М.Д., Никитенко Е.А. Ремонт магистральных газопроводов. М.: Недра, 1973. 288 с.

42. Защита от коррозии, старения, биоповреждений машин, оборудования, сооружений: Справочник / Под. ред. A.A. Герасименко. Т. 1,2. - М.: Машиностроение, 1987.

43. Зиневич A.M. Метод прогнозирования скорости старения покрытий подземных металлических трубопроводов // Строительство трубопроводов. 1966. - № 81 < -С. 14-16.

44. Зиневич A.M. Прогнозирование долговечности защитных покрытий подземных трубопроводов // Строительство трубопроводов. -1971. №11. - С. 13-14.

45. Зиневич A.M. Требования к битумной изоляции трубопроводов при электрозащите // Строительство трубопроводов. -1964. № 1. - С. 6-10.

46. Зиневич A.M., Глазков В,М., Котик В.Г. Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии. М.: Недра, 1975. - 288 с.

47. Зиневич A.M., Козловская A.A. Антикоррозионные покрытия. М.: Стройиздат, 1989. - 112 с.

48. Зиневич A.M., Марченко А.Ф. Разработка новых конструкций битумных изоляционных покрытий для защиты подземных трубопроводов от почвенной коррозии: Экспресс-информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - № 1. - с. 23-26.

49. Зиневич A.M., Семенченко В.К. Некоторые факторы, влияющие на состояние изоляционных покрытий газопроводов большого диаметра // Строительство трубопроводов. -1980. №5. - С. 23-25.

50. Зиневич A.M., Храмихина В.Ф. и др. Воздействие катодной поляризации на стальную поверхность под пленочным покрытием // Строительство трубопроводов. -1979. №8-С. 25-27.

51. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1985. - 231 с.

52. Илатовский Ю.В., Теплинский Ю.А., Конакова М.А. и др. Альбом аварийных разрушений на объектах ЛЧМГ ООО «Севергазпром». Ухта: Севернипигаз, 2002. - 334 с.

53. Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Современные методы диагностики магистральных газопроводов. Л.: Недра, 1987. - 232 с.

54. Йен Б.К. Геотехническая оценка воздействия грунта на изоляционные покрытия трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1985. - №10,11.

55. Казарновский Д.М., Тареев Б.М. Испытания электроизоляционных материалов. М.: Энергия, 1980. -296 с.

56. Канайкин В.А., Лоскутов В.Е., Матвиенко А.Ф., Патраманский Б.В. Технология внутритрубной дефектоскопии магистральных газопроводов // Дефектоскопия. 2007. - № 5. - С. 30-41.

57. Карякина М.И. Физико-химические основы процессов формирования и старения покрытий. М.: Химия, 1980. - 124 с.

58. Карякина М.И., Попцов В.Е. Технология полимерных покрытий. М.: Химия, 1983, 335 с.

59. Келлнер Дж. Д. Катодное отслоение изоляционных покрытий трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом,1987. С. 56-59.

60. Кеше Г. Коррозия металлов / Пер. с нем. под ред. Я.М. Колотыркина. М.: Металлургия, 1984. -400 с.

61. Козловская A.A. Срок службы битумных и каменноугольных покрытий в натурных условиях агрессивных грунтов // Газовая промышленность. 1979. - № 6. - С. 20-24.

62. Койков С.Н., Цикин А.Н. Электрическое старение твердых диэлектриков. Л.: Энергия, 1968. - 184 с.

63. Коллакот Р. Диагностика повреждений. М.: Мир, 1989. - 512 с.

64. Конакова М.А. Закономерности и особенности КРН труб МГ ООО «Севергазпром»: авторефер. дис. канд. техн. наук. М.: МГВМИ, 2001. -26 с.

65. Конакова М.А., Яковлев А.Я., Алейников С.Г., Романцов С.В., Теплинский Ю.А. Анализ причин аварийных разрушений МГ в ООО «Севергазпром» // Газовая промышленность. 2003. - № 5. - С. 63-64.

66. Конелли Г., Желлар Г. Трехслойные трубопроводные покрытия для повышенных температур эксплуатации // Нефть, газ и нефтехимия. 1990. - №3. - С. 6671.

67. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1984. - 832 с.

68. Коррозия и борьба с ней. Улиг Г.Г. / Пер. с англ. под ред. Сухотина А.М Л.: Химия, 1980.-455 с.

69. Кревелен Ван. Свойства и химическое строение полимеров: Пер. С англ. / Под ред. А.Я. Малкина. М.: Химия, 1976. - 414 с.

70. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт. -М.: Наука, 1985.-238 с.

71. Кудакаев С.М., Аминев Ф.М., Файзуллин С.М., Аскаров P.M. Диагностика и ремонт магистральных газопровов // Газовая промышленность. 2004. - № 5. - С. 7-9.

72. Лущейкин Г.А. Методы исследования электрических свойств полимеров. -М.: Химия, 1988.-с. 160.

73. Максимов Р. Д., Соколов Е. А., Мочалов В. П. Влияние температуры и влажности на ползучесть полимерных материалов // Механика полимеров. 1975. - № 6. -С. 976-982.

74. Малкин А.Я., Чалых А.Е. Диффузия и вязкость полимеров. Методы измерения. М.: Химия, 1979. - 304 с.

75. Марченко А.Ф. и др. Количественные показатели защитных покрытий подземных трубопроводов. / Проектирование и строительство трубопроводов и нефтегазопромысловых сооружений. Вып. 3, 1976. - С.23-31.

76. Мжачих Е.И., Сухарева Л.А., Яковлев В.В. Биокоррозия и физикохимические пути повышения долговечности покрытия // Практика противокоррозионной защиты. -2006. -№ 1. С.56-58.

77. Михайлов М.М. Влагопроницаемость органических диэлектриков. М.: Изд-во ГЭИ, 1960. - 163 с.

78. Михайлов М.М. Электроматериаловедение. М. Л.: Госэнергоиздат, 1953.230 с.

79. Назаров А.П., Тьери Д. Гидролиз межфазных связей в двойном электрическом слое металл полимер // Защита металлов. - 2005. - Т. 41. - № 2. - С.115-126.

80. Наумова С.Ф., Гарбер В.Д., Михайловский Ю.Н., Зубов П.И. Влияние проницаемости и адгезии полимерных покрытий к металлу на скорость развития коррозионного процесса под защитной пленкой // Лакокрасочные материалы и их применение. 1966. - № 5. - С. 31-35.

81. Нейман М.Б. Старение и стабилизация полимеров. М.: Наука, 1964. - 59 с.

82. Новые методы испытаний для оценки покрытий трубопроводов. // Экспресс информ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1995. - №2. - С. 8-16.

83. Организация строительства магистральных трубопроводов / Ю.П. Баталин, В.Л. Березин, Л.Г. Телегин и др. М.: Недра, 1980. 187 с.

84. Ортон М.Д. Измерение защитного потенциала трубопровода в местах отслоения изоляционного покрытия. // Нефть, газ и нефтехимия. 1986. - №3. - С. 72-75.

85. Ott К.Ф. Стресс-коррозионная повреждаемость магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2000. - № 4. - С. 38-41.

86. Ott К.Ф. Стресс-коррозия на газопроводах. Гипотезы, аргументы и факты / К.Ф. Ott. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 70 с.

87. Перепечко И.И. Свойства полимеров при низких температурах. М.: Химия, 1977.-372 с.

88. Петров H.A. Исследование влияния катодной поляризации на изоляционные покрытия и технико-экономическое обоснование применение повышенных потенциалов / Труды ВНИИСТ — 1970, С. 108-116.

89. Печеный Б.Г. Битумы и битумные композиции. М.: Химия, 1990. - 256 с.

90. Притула В.В. Механизм и кинетика стресс-коррозии подземных газопроводов / В.В. Притула. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 55 с.

91. Притула В.В., Глазков В.В. Влияние катодной поляризации на переходное сопротивление магистральных трубопроводов / Труды ВНИИСТ 1987, С. 100-110.

92. Протасов В.Н. Полимерные покрытия в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1985. - 186 с.

93. Протасов В.Н. Полимерные покрытия нефтепромыслового оборудования: Справ, пособие. М.: Недра, 1994 - 219 с.

94. Протасов В.Н., Макаренко A.B. Управление качеством полимерного покрытия подземных нефтегазопроводов на стадии их премирования // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2004. - № 2. - С. 51-57.

95. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров / М.В. Кузнецов, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов, В.Ф. Котов. М.: Недра, 1992. 187 с.

96. Прыгаев А.К., Ефремов А.П., Бакаева Р.Д. Анализ свойств защитных покрытий как средство управления качеством металлоконструкций в процессе эксплуатации // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2005. - № 12. - С. 7784.

97. Рахматуллин Н.М., Файзуллин С.М., Аскаров P.M. Переизоляция газопроводов: опыт ООО «Баштрансгаз» // Газовая промышленность. 2007. - №2. С. 4852.

98. Рейтлингер С.А. Проницаемость полимерных материалов. М.: Химия, 1974.- 272 с.

99. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлов. Локальные и коррозионные процессы. М.: Металлургия, 1970. -448 с.

100. Сажин Б.И. Электропроводность полимеров. М.: Химия, 1965. - 160 с.

101. Сажин Б.И., Лобанов О.С. и др. Электрические свойства полимеров. Л.: Химия, 1986.-224 с.

102. Санжаровский А.Т. Методы определения механических и адгезионных свойств полимерных покрытий. М.: Наука, 1974. - 274 с.

103. Санкактар Э., Жазови X. Моделирование гофрообразования на ленточных защитных покрытиях трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988. № 3. -С. 65-71.

104. Сафонов E.H., Низамов K.P., Гребенькова Г.Л., Гарифуллин И.Ш. Эффективность применения противокоррозионных покрытий на объектах ОАО «АНК Башнефть» // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 4. - С. 71-73.

105. Сборник методик выполнения испытаний (измерений) при производстве наружного антикоррозионного полиэтиленового покрытия труб / Сост. А.И.Гриценко, В.К. Скубин. М.: ВНИИГАЗ, 1995. - 61с.

106. Светличнов К.В., Заводчиков A.B., Семеняшко A.C. Обоснование очередности ремонта участков линейной части магистральных трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2004. - № 8. - С. 6-10.

107. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. М.: Высшая школа, 1989. -432 с.

108. Седых А.Д., Лякишев Н.П., Кантор М.М., Антонов В.Г. Коррозионное растрескивание под напряжением металла труб // Газовая промышленность. 1997. - № 6. - С.43-46.

109. Сергеева Т.К. Стресс-коррозионные разрушения магистральных газопроводов России // Безопасность трубопроводов. 1995. - С. 139-159.

110. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. М.: Нефть и газ, 1996. - 345 с.

111. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения для газонефтепроводов и хранилищ. М.: Недра, 1989. - 342 с.

112. Скудра А. М., Кирулис Б. А. Критерий адгезионной прочности при воздействии нормальных и касательных напряжений // Механика полимеров. 1974. -№2.-С. 246-251.

113. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз / P.A. Алиев, И.В. Березина, Л.Г. Телегин и др. М.: Недра, 1987. - 271 с.

114. Справочник по пластическим массам / Под ред. В. М. Катаева. М.: Химия, 1975.-443 с.

115. Ставровский Е.Р., Сухарев М.Г., Карасевич В.Г. Методы расчета надежности магистральных газопроводов. Новосибирск: Наука, 1989. - 125 с.

116. Старение и стабилизация полимеров. Под ред. A.C. Кузминского. М.: Химия, 1966.-208 с.

117. Стеклов О.И. Развитие системного подхода к анализу стресс-коррозионной повреждаемости магистральных газопроводов / О.И. Стеклов, Т.С. Есиев, И.А. Тычкин. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. 51 с.

118. Стрижевский И.В., Зиневич A.M., Никольский К.К. Защита металлических сооружений от подземной коррозии. М.: Недра, 1981.-293 с.

119. Структура и коррозия металлов и сплавов: Атлас / Под ред. Е.А. Ульянина. -М.: Металлургия, 1989. 398 с.

120. Сухотин A.M. Вопросы теории растворов электролитов в средах с низкой диэлектричекской проницаемостью. М.: Гостехиздат, 1959. - 188 с.

121. Тагер Г.В. Физикохимия полимеров. М.: Химия, 1978. - 544 с.

122. Таленкин В.Г., Ефимов H.A. Методика ускоренных испытаний изоляционных покрытий трубопроводов на катодное отслаивание // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981. - №8. - С. 13-15.

123. Телегин Л.Г., Карташев Г.И. Организация строительства линейной части магистральных трубопроводов. М., «Недра», 1971. 200 с.

124. Теплинский Ю.А., Быков И.Ю. Стойкость антикоррозионных покрытий труб в условиях Крайнего Севера. СПб.: Инфо-да. - 2004. - 296 с.

125. Техническая диагностика газотранспортных магистралей / Г.В. Крылов, М.Н. Чекардовский, Н.М. Блошко и др. Киев: Наукова Думка, 1990. - 280 с.

126. Технические средства диагностирования. Справочник / Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1987. - 672 с.

127. Тобольский A.C. Свойства и структура полимеров. М.: Химия, 1964. - 96 с.

128. Трубопроводный транспорт нефти и газа / P.A. Алиев, В.Д. Белоусов, Немудров и др. и др. М.: Недра, 1988. - 368 с.

129. Тютьнев A.M. Прогрессивные технологии для капитального ремонта изоляционного покрытия МГ // Газовая промышленность. 2005. - № 2. - С. 74-75.

130. Уайтекер Т. Не допускать коррозии труб под изоляцией // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 8. - С. 63-64.

131. Улиг Г. Коррозия металлов. М.: Металлургия, 1986. - 305 с.

132. Управление эксплуатацией трубопроводных магистралей / Г.В. Крылов,. В.М. Макаров, С.А. Тимашев и др. М.: Наука, 1990. - 280 с.

133. Хаймбл И. Система для трехслойного покрытия труб полиэтиленом // Нефтегазовые технологии. 1986. - № 5. - С. 38 - 40.

134. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2000. 238 с.

135. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. М.: Недра, 1990.-204 с.

136. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Несущая способность трубопроводов, прокладываемых в сложных условиях // Повышение надежности газотранспортных систем в сложных климатических условиях: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗ. 1980. - С. 26-30.

137. Харионовский В.В., Курганова И.Н., Клюк Б.А. Несущая способность участков газопроводов в слабонесущих грунтах // Газовая промышленность. 1987. - № 6. - С. 2324.

138. Храмихина В.Ф., Борисов Б.И., Глазков В.В. Исследование защитной способности полимерных изоляционных систем при комплексном воздействии на них основных факторов эксплуатации // Проектирование и строительство трубопроводов, 1980.-№5.-С. 34-36.

139. Храмихина В.Ф., Глазков В.В. и др. Стойкость к катодному отслаиванию пленочных покрытий в грунтовых условиях / Труды ВНИИСТ. 1983. - С. 131-136.

140. Черкасов Н.М., Гладких И.Ф., Загретдинова Н.М., Гумеров К.М., Ямалеев К.М. Воздействие «Асмола» на поверхность металла труб в условиях подземных трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2005. - № 4. - С. 7-17.

141. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г, Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1992. 243 с.

142. Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов / В.Д. Черняев, Э.М. Ясин, В.Х. Галюк, И.И. Райхер. М.: Недра, 1992. 245 с.

143. Яковлев А.Я. Об обеспечении требований безопасности на газотранспортных объектах предприятия «Севергазпром» // М-лы совещ., конф., семинаров. М.: ИРЦ Газпром, 1999. - С. 136-140.

144. Яковлев А.Я., Воронин В.Н., Колотовский А.Н., Платовский Ю.В., Теплинский Ю.А., Конакова М.А. Систематизация аварий МГ по причине КРН // Газовая промышленность. 2002. - № 8. - С. 34-37.

145. Яковлев А.Я., Колотовский А.Н., Шарыгин В.М. Обеспечение эксплуатационной надежности МГ Севергазпрома // Газовая промышленность. 1997. -№9.-С. 17-19.

146. Яковлев Е.И., Иванов В.А., Крылов Г.В. Системный анализ газотранспортных систем Западной Сибири. Новосибирск: Наука, 1989. - 301 с.

147. Якубович C.B. Испытание лакокрасочных материалов и покрытий. М.: Госхимиздат, 1952. - 480 с.

148. Parkins R.N. Intergranular stress-corrosion cracking of high-pipeline in contact with pH solution // Corrosion, 1987,- V. 43,- № 5.- P. 130.

149. Parkins R.N., Alexandrov A. Majumdar. The stress corrosion cracking of C-Mn steel in environments containing carbon dioxide // Corrosion, 1986.- P. 205.

150. Parkins R.N., Markworth A.Y., Holbrook Y.H., Fessler R.R. Hydrogen gas evolution from cathodically protected surfaces // Corrosion, 1985. -V. 41. -№ 7. -P. 389-397.

151. Covering (Coating) of Steel Pipes and Section with Thermo Plastic Coating with Epoxy Resin Powder or Polyurethane Tar: DIN 3671.

152. Nielsen L. Mechanical properties of polymers. N. Y.: Beinhold, L. Chapman and Hall, 1962.-274 p.

153. Polyethylene Coated Steel Pipes: JIS G3469.

154. George M. Harris, Alan Lorenz. New coatings for the corrosion protection of steel pipelines and pilings in severely aggressive environments // Corrosion Science, 1993. Vol. 35. -Issues 5-8.-P. 1417-1423.

155. Maocheng Yan, Jianqiu Wang, Enhou Han, Wei Ke. Local environment under simulated disbonded coating on steel pipelines in soil solution // Corrosion Science, May 2008. -Vol. 50. Issue 5. - P. 1331-1339.

156. Y.J. Xie, W. Tang Stress intensity factor for cracked submarine pipeline with concrete cover//Ocean Engineering, Vol. 33, Issues 14-15, October 2006, P. 1841-1852

Информация о работе

Колотовский, Александр Николаевич
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.19

Диссертация

Разработка методов переизоляции протяженных участков магистральных газопроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы