Разработка методов повышения эффективности противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы

Агиней, Руслан Викторович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов повышения эффективности противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов повышения эффективности противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы"

003484322

УДК 622.691.4:620.193/.197

АГИНЕЙ РУСЛАН ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

2 6 НОЯ 2009

Ухта - 2009

003484322

УДК 622.691.4:620.193/. 197

АГИНЕЙ РУСЛАН ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Ухта - 2009

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

Научный консультант: доктор технических наук

Александр Сергеевич Кузьбожев

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Алексей Анатольевич Коршак

доктор технических наук, профессор Юрий Дмитриевич Земенков

доктор технических наук, профессор Зафар Хангусейн - оглы Ягубов

Ведущая организация: Российский государственный

университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится «18» декабря 2009 г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат разослан «14» ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

канд. техн. наук, доцент Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Обеспечение надежного функционирования газотранспортной системы (TTC) - основная задача газотранспортных предприятий. Важным элементом этой системы являются подземные магистральные газо и продуктопрово-ды (МГ). На долю МГ приходится подавляющее число крупных аварий и отказов во всей газовой промышленности. МГ является потенциально опасным объектом и обладает огромным энергетическим потенциалом, способным оказывать значительное негативное воздействие на окружающую среду. Только за последнее десятилетие на магистральных трубопроводах произошло более 500 аварий, повлекших за собой человеческие жертвы, причинивших огромный экологический и экономический ущерб.

В отчетах Ростехнадзора отмечено, что основные угрозы целостности магистрального трубопроводного транспорта являются следствием интенсивного развития коррозионных и стресс-коррозионных процессов на МГ большого диаметра. Если в период с 1991 по 1996 год доля аварий по причине коррозии в общем балансе аварийности по ОАО «Газпром» составляла около четверти, с 1998 по 2003 годы аварии по этой причине составили треть от общего количества, то в 2006-2007 годах они составляли уже более 50 %.

Опыт эксплуатации МГ показывает, что, несмотря на полную защищенность трубопроводов от коррозии по протяженности средствами электрохимической защиты (ЭХЗ), около 90% всех выявляемых средствами диагностики повреждений труб являются повреждениями коррозионного характера, расположенными в отслаиваниях гидроизоляционных покрытий, выполненных преимущественно из полимерных лент. Данные покрытия из-за несовершенной технологии нанесения и низких показателей механической прочности на ряде участков МГ утратили свои функциональные свойства.

В современных условиях строительство ведется с применением труб изолированных экструдированными полимерами заводского нанесения, но такое покрытие также склонно к отслаиванию на кромках в результате тепловых ударов при транспортировке, хранении и монтаже секций труб.

Ежегодно на МГ выявляют сотни тысяч коррозионных повреждений метала труб, снижающих несущую способность и надежность МГ и требующих немедленной реализации превентивных методов, включающих оценку эффективности и оптимизирование работы ЭХЗ с учетом дефектности покрытия, а также целенаправленный ремонт покрытия на основе данных диагностирования его технического состояния. Объемы и тенденция роста количества и размеров коррозионных повреждений МГ свидетельствуют о том, что в настоящее время такие методы разработаны недостаточно.

Кроме этого, сегодня, в условиях перехода ряда месторождений в заключительную стадию эксплуатации и обводнения продукта, актуальна проблема коррозии внутренней поверхности труб. Скорость коррозии может составлять несколько миллиметров в год, что за непродолжительное время приводит к образованию сквозных повреждений металла трубы и разливу продукта. Проблема актуальна как для нефтепроводов, так и для конденсатопроводов (ЮЛ), примером которого в Республике Коми является КП «Вуктыл - Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ)». Борьба с коррозией внутренней поверхности труб заключается в применении ингибиторов, однако их действие на магистральных трубопроводах малоэффективно вследствие их большой протяженности. Высокой защитной способностью обладает внутреннее покрытие труб, однако замена труб требует значительных материальных затрат.

Вышесказанное свидетельствует о том, что противодействие интенсивному развитию коррозионных процессов на трубах МГ является актуальной ведомственной и государственной задачей в настоящее время, а с учетом увеличения срока эксплуатации объектов ГТС, также в будущем.

При написании диссертации автор обобщил и использовал научный опыт, содержащийся в теоретических и методологических трудах известных отечественных и зарубежных ученых и специалистов по диагностированию покрытий и противокоррозионной защите нефтегазопроводных систем, среди которых: Г.В. Акимов, Н.П. Алешин, B.JI. Березин, Б.И. Борисов, И.Ю. Быков, Г.Г. Винокурцев, Ю.И. Гарбер, Н.П. Глазов, А.Г. Гумеров, И.Н. Ермолов, Н.П. Жук, A.M. Зиневич, О.М. Иванцов, В.В. Клюев, Ф.М. Мустафин, H.A. Петров, А.Е. Полозов, В.В. Пригула, В.Н. Протасов, И.Л. Розенфельд, И.В. Стрижевский, Ю.А. Теплинский, Ф.К. Фатрахманов, Л.И. Фрейман, В.В. Харионовский, W.V. Baeckmann, R. Browseau, Li Chan, F. Gan, Z.-W. Sun, W. Schwenk, R.N. Parkins, S. Qian и многие другие.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями.

Результаты диссертации использованы при реализации научно-исследовательских работ в области противокоррозионной защиты газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта», выполненных филиалом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» в период 1999-2009 гг.

Цель работы. Повышение эффективности противокоррозионной защиты (ПКЗ) длительно эксплуатируемых МГ путем разработки, научного обоснования и внедрения комплекса методов.

Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:

1. Оценка и разработка методов повышения эффективности ПКЗ труб в условиях сформировавшихся отслаиваний покрытия, включая:

- разработку методики лабораторных и полевых испытаний образцов, имитирующих металл трубы в отслаивании покрытия с воздействием катодной поляризации и коррозионно-активной среды;

- определение зависимостей поляризационного потенциала металла в образце от расстояния до устья отслаивания покрытия, силы поляризующего тока, пространственного положения анода, электрических свойств среды;

- обоснование метода повышения эффективности защиты воздействием переменного тока.

2. Разработка методики повышения эффективности ПКЗ технологических газопроводов в условиях промышленных площадок (ГШ), включая:

- определение на физических моделях точности регрессионных зависимостей, описывающих защитный потенциал металла трубопроводов в условиях действия нескольких станций катодной защиты.

- разработку промышленного регламента оптимизации работы средств ПКЗ трубопроводов в условиях промышленных площадок.

- реализацию методики на территории промышленной площадки компрессорной станции (КС) №10 Сосногорского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта».

3. Создание новых и адаптация существующих методов и средств оценки эффективности ПКЗ, включая:

- разработку средств и методов измерения поляризационного потенциала подземных трубопроводов;

- разработку методики интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, для повышения точности оценки размера сквозных повреждений покрытия малой площади (до 50 см2);

- разработку методики ранжирования участков трубопроводов по предрасположенности к образованию повреждений покрытия для целенаправленного применения методов полевой диагностики.

4. Разработка и внедрение методики акустического реверберационного контроля заводского покрытия труб, включая:

- разработку акустической модели с определением оптимальных параметров акустических преобразователей;

- установление критериев и точности выявлении отслаиваний покрытия на лабораторных образцах;

- разработку неразрушающей технологии количественной оценки прочности соединения покрытия с металлом трубы;

- промышленное внедрение метода на трубах с заводским покрытием сверхнормативного хранения, предназначенных для газоснабжения Камчатской области.

5. Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая.

- выявление особенностей коррозионной поврежденности внутренней поверхности трубопроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии и последующего обследования дефектов в шурфах;

- проведение имитационных коррозионных испытаний металла в условиях многофазной среды «пластовая вода - газовый конденсат»;

- разработку методов выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды.

Научная новизна:

1) На образцах металла с отслаиванием покрытия высотой 5 мм и площадью устья 3 см2 установлено, что поляризация металла образцов до минимального критерия защиты минус 0,85 В достигается на расстоянии не более 40 мм от точки натека-ния тока (устья отслаивания). Установлена зависимость поляризационного потенциала металла от условий натекания катодного тока, расстояния между сквозным дефектом в покрытии и точкой измерения, плотностью тока и собственным потенциалом. Доказано, что в отслаивании наиболее достоверным критерием ЭХЗ является значение поляризационного потенциала металла относительно среды.

2) Установлено, что наложение переменного синусоидального тока плотностью 8-12 мА/м2 в диапазоне частот 100-1000 Гц позволяет достичь минимального критерия ЭХЗ на расстоянии от устья отслаивания сопоставимом в шириной полимерной ленты (450 мм) при площади устья 3 см2 и высоте отслаивания — 5 мм.

3) Обосновано, что потенциал металла в точке трубопровода в условиях защиты несколькими станциями катодной защиты (СКЗ) может быть определен с помощью линейной регрессионной модели. Погрешность модели относительно фактических данных менее 12 %, а в диапазоне потенциалов минус 0,85 - 2,5 В - менее 6,0%. Также линейная модель обладает наименьшей по сравнению с экспоненциальной и квадратичной полиномиальной моделью суммой квадратов отклонений от факта. Предложены критерий оптимизации для расчета требуемых режимов СКЗ с учетом текущего состояния грунта и изоляционного покрытия в момент измерения, а также сезонных колебаний свойств грунта.

4) Определено, что площадь эквивалентного повреждения покрытия, определяемая по результатам электроизмерений зависит от условий измерения и параметров работы средств ЭХЗ. Установлена зависимость для интерпретации результатов электрометрических измерений при оценке площади сквозных повреждений покрытия. Для определения местоположения повреждения покрытия по окружности газопровода при электрометрических измерениях предложен коэффициент неоднородности поля катодного тока.

5) Расчетным путем установлены и подтверждены на лабораторных образцах критерии диагностирования заводского покрытия ультразвуковым (УЗ) ревербера-ционным методом при проведении контроля со стороны металла труб. Предложены уравнения для расчета коэффициента отражения от границы «датчик - среда» и коэффициента затухания в среде. Разработаны технология и критерии количественной оценки прочности адгезии покрытия к металлу трубы.

6) Имитационными испытаниями образцов из конденсатопровода доказано, что наиболее интенсивное развитие коррозии происходит на границе «газовый конденсат - вода»: потеря массы образцов на 25-65% больше, чем образцов, экспозиро-ванных в пластовой воде. В динамике скорости коррозии датчиков модели трубопровода, установленных в водной среде и на границе жидких сред, отличаются в 1,65,2 раз зависимости от скорости движения жидкостей;

7) Расчетом параметров акустического поля доказано, что для реализации ре-верберационного метода контроля среды через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее рациональным является применение датчика с рабочей частотой 5,0 МГц и диаметром пьезопластины 10,0 мм. Установлены критерии определения типа транспортируемой среды УЗ реверберационным методом по отношению амплитуд эхо-сигналов.

Методы исследований. В работе использованы аналитические и экспериментальные методы исследования эффективности противокоррозионной защиты металла трубопроводов на лабораторных, стендовых и натурных объектах.

Основные защищаемые положения диссертации:

• Результаты лабораторного и полевого исследования эффективности ЭХЗ в отслаиваниях покрытия в условиях катодной поляризации, в том числе с наложением переменного тока.

• Регламент повышения эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов промышленных площадок КС, включая методику расчета требуемых выходных параметров СКЗ с учетом состояния покрытия и свойств грунта.

• Метод и устройства для измерения поляризационного потенциала трубопроводов.

• Метод оценки коррозионной поврежденности поверхности образцов при лабораторных испытаниях.

• Методика интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, предусматривающая учет условий измерения и параметров ЭХЗ, а также адаптацию линейных координат точек измерения.

• Метод ультразвукового диагностирования качества приклеивания покрытия заводского нанесения при контроле со стороны металла трубы.

• Метод ультразвукового диагностирования среды в конденсатопроводе для определения границ участка с расслоенным потоком и назначении противокоррозионных мероприятий.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

На основе результатов исследований разработаны шесть стандартов организации (СТО) ООО «Газпром трансгаз Ухта» (до 2008 г. ООО «Севергазпром»), По материалам получены одиннадцать патентов РФ, что характеризует новизну и промышленную применимость полученных в работе результатов.

Результаты работы внедрены на предприятиях ОАО «Газпром»:

- методика оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП внедрена на КС-10 Сосногор-ского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта» компрессорный цех №3. Рассчитаны требуемые параметры защитного тока каждой из СКЗ, рекомендованы мероприятия по ремонту и установке новых анодных заземлений. Получен экономический эффект порядка 1,5 млн. руб.;

- новый алгоритм интерпретации результатов интенсивных электроизмерений и методика прогнозирования повреждений изоляционного покрытия реализованы на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец 0,5-25 км, в результате установлены участки МГ, требующие первоочередного ремонта покрытия. Экономический эффект от внедрения составил 8,7 млн. руб.;

- метод ультразвукового контроля покрытия реализован при освидетельствовании заводского покрытия более 2700 труб сверхнормативного хранения, предназначенных для газификации Камчатской области. В результате установлена возможность применения труб для нового строительства, предложены наиболее эффективные способы ремонта повреждений. Экономический эффект от внедрения — более 100 млн. руб.;

- метод ультразвукового контроля многофазного потока внедрен на И! Вук-тыл-СГПЗ. Установлены границы участков КП с расслоенным типом течения транспортируемой потока. Предложены мероприятия для снижения коррозии труб КП. Экономический эффект - 3,8 млн. руб.

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии и перспективы» (г. Ухта, УГТУ, 2003г.); Х1Л1 Международной конференции «Актуальные проблемы прочности» (г.Калуга, 2004 г.); XV Коми республиканской молодежной научной конференции (г. Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2004 г.); Международных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (г. Ухта, УГТУ, 2004 - 2009 гг.); Конференции молодых ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» «Актуальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-Печорской провинции» (г. Ухта, Севернипигаз, 2005 г.); Научно-технических конференциях молодёжи АК «Транснефть» ОАО «Северные МН» (Ухта, ОАО «Северные МН», 2006-2009 гг.); Седьмой Всероссийской конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007 г.); 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», г. Тюмень, 2007 г.; Конференциях сотрудников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2006 - 2009 гг.; VII Международной интернет-конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении)^ г. Брянск, БГИТА, 2006 - 2007 гг.); Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (Р1ТБО-2007) (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.); Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее. Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (СТ8-2007) (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.); III научно-практической конференции молодых специалистов ИТЦ ООО «Севергаз-пром» (г. Ухта, ИТЦ ООО «Севергазпром», 2007 г.); XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2008» (г. Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008 г.); V научно-практической конференции молодых работников ООО «Газпром трансгаз Ухта» «Молодежь, наука, инновации» (г. Ухта, ООО «Газпром трансгаз Ухта», 2008 г.); научно-практическом семинаре молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», посвященном 60-летию ВНИИГАЗа (г.

Ухта, Севернипигаз, 2008 г.); совместном заседании Президиума Коми НЦ УрО РАН, Ученого совета УГТУ, Совета ректоров РК и КРО РАЕН (г. Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2008 г.); 3-й Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.; VI научно-практической конференции молодых специалистов и ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2009» (г. Ухта, Севернипигаз, 2009 г.); «Рассохинских чтениях», посвященных памяти профессора Г.В. Рассохина (г. Ухта, УГТУ, 2009 г); Международной конференции РАСР-2009 «Актуальные вопросы противокоррозионной защиты» (г. Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009 г.).

Публикации: по теме диссертации опубликовано 70 работ. В том числе 11 патентов РФ, 4 монографии, 6 СТО, 32 статьи опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень...» ВАК Министерства образования и науки РФ, из них 7 - в изданиях, рекомендованных экспертным советом по Проблемам нефти и газа.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, 7 глав, заключения, содержит 398 страниц текста, 207 рисунков, 48 таблиц и список литературы из 380 наименований.

Содержание работы

Во введении дано обоснование актуальности выбранной темы, сформулированы цели и задачи исследований, раскрыты степень разработанности темы, ее научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе выполнен анализ вопроса эффективности противокоррозионной защиты объектов ГТС длительной эксплуатации. Показано, что за период с 1981 года только на МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта» произошло около 80 аварий, из них около 70 % связаны с коррозионными повреждениями, а в первую очередь, с коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН).

Коррозия является наиболее распространенным повреждением стенки труб, выявляемым средствами внутритрубной диагностики (ВТД). Анализ результатов ВТД показывает, что более 90 % повреждений представляют собой потерю металла, связанную преимущественно с коррозией, в т.ч. около 2,0 % дефектов имеют относительную глубину более 50% толщины стенки труб.

Показано, что в настоящее время задача противокоррозионной защиты МГ решается совместным действием гидроизоляционных покрытий, препятствующих доступу коррозионных агентов к металлу трубы и ЭХЗ, работающей при наличии повреждений в покрытии, при этом критерием эффективности работы ЭХЗ является поляризационный потенциал металла трубопровода относительно грунта.

Существующая система МГ диаметром 1220-1420 мм, пик строительства которой пришелся на 1970-1980 годы, изолирована полимерными лентами трассового нанесения и покрытиями на основе битума, армированного стеклохолстом, которые в ряде случаев исчерпали ресурс работоспособности.

Основными дефектами покрытия являются:

- сквозные повреждения, формирующиеся в результате механического повреждения при строительстве, а также в процессе эксплуатации при взаимодействии с грунтом и балластировочными устройствами;

- повреждения сдвига, возникающие в результате взаимного перемещения трубопровода относительно грунта. Наиболее характерным является сдвиг покрытия под воздействием усадки грунта обратной засыпки;

- отслаивания покрытия, инициированные в сквозных повреждениях и в последующем развивающиеся под действием катодной поляризации и среды.

Полимерные ленты предрасположены к сдвигу и образованию гофр, ориентированных параллельно оси трубы. По данным Э. Санкактара и X. Жазови место с наибольшей вероятностью образования гофр расположено в точке 148° на окружности трубы относительно вертикали, что соответствует области на МГ с наибольшим количеством обнаруживаемых коррозионных дефектов.

Определено, что коррозионные повреждения металла труб локализуются преимущественно в дефектах отслаивания и сдвига антикоррозионного покрытия. Такие повреждения покрытия не препятствуют доступу коррозионных агентов к незащищенному металлу, но в то же время, вследствие хороших диэлектрических свойств, экранируют действие электрохимической защиты.

Обзор работ, посвященных оценке действия катодной защиты в щелевом элементе, в том числе, смоделированном на реальных моделях трубопроводов, показал, что потенциал станции катодной защиты поддерживается на необходимом уровне только в устье отслаивания. С удалением от устья более чем на 50-100 мм, наложенный потенциал резко снижается и не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164-98 и не приводит противокоррозионной защите металла труб.

Анализ выявил проблему оптимизации работы средств ЭХЗ трубопроводов 1111. Практически на линейной части МГ такая задача решается регулированием выходным параметров станций катодной защиты (СКЗ), применением дополнительных СКЗ или распределенных анодных заземлителей.

Однако распределение электрического поля катодной защиты в условиях 1111, когда сеть сложноразветвленных трубопроводов защищена несколькими СКЗ, аноды которых установлены по периметру ПП, практически невозможно описать матема-

тическими зависимостями, вследствие влияния большого количества не учитываемых факторов. Это затрудняет реализацию разработанных методик, большой вклад в развитие которых внес Ф.К. Фатрахманов, и в ряде случаев потенциал трубопроводов ПП не соответствует действующим критериям защиты (рис. 1).

450

Координата, м

П1ЛШгТШО)С4ЛШОП(0

Координата, м

Рис. 1. Пример распределения защитного потенциала по длине трубопровода КС несоответствующего ГОСТ Р 51164-98

Автором предложена структурная схема реализации комплексной методики оптимизации работы ЭХЗ трубопроводов ПП, включающая: проведение лабораторных исследований с получением эмпирических зависимостей на моделях; анализ данных об объекте; разработку и реализацию комплекса мероприятий (рис. 2).

Лабораторные исследования. Получение экспериментальных зависимостей на стенде

Исследование перетекания тока между двумя трубопроводами с моделированием:

- состояния изоляции;

- величины поляризации;

- взаимоположения трубопроводов и наличия перемычек

Оценка экранирования токов ЭХЗ моделированием действия:

- ж/б опор;

- стальных резервуаров;

- защитных заземлений и заземлений молниезащиты;

- кабелей

Моделирование натекания токов катодной защиты в зависимости от:

- режимов работы станций защиты;

- электрических свойств фунта;

- расположения и сопротивления растеканию токов анодных заземлителей

Разработка методики

Практическая реализация. Этап 1. Получение данных об объекте исследования

Определение положения подземных сооружений и анодных заземлений Анализ измерения потенциала трубопроводов Оценка состояния изоляции Оценка свойств грунта Локализация то-копроводящих перемычек

Этап 2. Разработка комплекса мероприятий по оптимизации работы средств защиты

Регулирование режимов работы станций защиты

Перенос анодных или защитных заземлений

Установка дополнительных экранов или анодов

Установка или удаление перемычек

Ремонт изоляции трубопровода

Рис. 2. Структура комплексной методики оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП

Проанализированы электрометрические методы диагностирования покрытий длительно эксплуатируемых трубопроводов, в частности метод интенсивных электроизмерений, научные основы которого заложили ученые ФРГ Вальтер фон Бек-ман, Вильгельм Швенк. Однако методам присущ ряд недостатков, которые не позволяют эффективно их использовать при коррозионном мониторинге трубопроводов, в частности отмечены: низкая точность определения площади повреждения покрытия, недостаточная разработанность методик определения местоположения повреждения по окружности трубы, низкая приспособленность метода для контроля многониточных трубопроводов. Это снижает информативность и достоверность таких измерений при назначении ремонтных мероприятий на МГ.

Кроме этого отмечено, что существует проблема корректного измерения поляризационного потенциала трубопроводов. Анализ известных методов, показал, что они не обеспечивают требуемой точности измерений в условиях одиночных дефектов изоляционного покрытия и неравномерности процессов натекания тока катодной защиты.

Современные двух и трехслойные покрытия из экструдированных полимерных материалов обладают высокими адгезионными и механическими свойствами, благодаря чему гарантируется их работоспособность в грунтовых условиях длительное время. Однако в работах Ю.А. Теплинского и И.Ю. Быкова показано, что во время хранения, транспортировки и монтажа секций труб, заводское покрытие также может повреждаться под действием негативных факторов природно-климатического и строительного характера, приводящих к сдвигу и отслаиванию кромок покрытия. Специалистами филиала «Севернипигаз» разработан метод ультразвукового (УЗ) диагностирования заводского покрытия труб. Однако метод работает только при установке УЗ датчика со стороны покрытия, что не позволяет эффективно диагностировать трубы, сложенные в штабель и предложить метод для применения в составе внутритрубного ультразвукового диагностического комплекса МГ. Кроме этого метод не позволяет количественно оценивать снижение адгезии покрытия к металлу.

Опыт эксплуатации КП показал, что несмотря на существующие системы очистки и подготовки жидких углеводородов к транспорту в трубопроводы может попадать пластовая вода, содержащая коррозионно-активные компоненты. При этом в трубопровод закачиваются многофазные эмульсионные среды, которые при перекачке могут разделяться на компоненты, в том числе с выделением на отдельных

участках трубопроводов свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоростью локальной коррозии, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

Выделены две группы методов повышения защиты трубопроводов от внутренней коррозии. Первая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды. Реализация методов возможна, однако они не обладают достаточной эффективностью при защите протяженного трубопровода вследствие изменения термобарических условий. Известны безреагентные методы, в частности, связанные с магнитной обработкой транспортируемой среды, однако при их применении необходим выбор режима обработки конкретной среды.

Вторая группа методов связана с использованием коррозионно-стойкого оборудования. Это достигается применением труб из коррозионно-стойких марок сталей или покрытий внутренней поверхности труб. Основным недостатком является значительные капитальные вложения при их реализации. Наиболее целесообразным является применение труб с внутренним покрытием только на коррозионно-опасных участках КП, но критерии выбора таких участков разработаны недостаточно.

В работе проанализированы коррозионные сквозные повреждения КП «Вук-тыл - СГПЗ». КП изготовлен из труб диаметром 530 мм, толщиной стенки 8,0 мм, марка стали труб 17ГС. Длина КП - 186 км. Исследования металла и продуктов коррозии показали, что процесс развивался с внутренней поверхности труб и связан с возникновением гальванопар, обусловленных химической неоднородностью поверхности металла, в условиях коррозионно-активной среды, которая преимущественно состоит из пластовой воды и метанола.

Таким образом, проведенный анализ показал, что снижение коррозионной повреждаемости длительно эксплуатируемых МГ является актуальной научно-технической проблемой и целью настоящей работы.

Вторая глава посвящена исследованию полноты ЭХЗ металла под отслоившимся покрытием. Для проведения лабораторных исследований разработана конструкция образца, моделирующего металл трубы, расположенный в отслаивании покрытия. Образец состоит из полого стального цилиндра, помещаемого с зазором 5 мм в полиэтиленовую оболочку. В оболочке установлены узел затекания тока (устье) площадью 3 см2, штуцера для дренирования электролита, двенадцать капилляров1 для измерения поляризационного потенциала и проволочные датчики для оценки скорости коррозии.

'Шесть капилляров (номера 7-12) расположены на одной образующей с устьем, шесть остальных (номера 1-6)- на диаметрально противоположной образующей

При исследованиях образец помещался в ванну с электролитом, в который погружался анод (рис. 3).

1 - образец; 2 - трубки с электролитом; 3 - анод; 4 - блок питания (модель СКЗ); 5 - электрод сравнения; 6 - узел натекания тока; 7 - капилляр; 8 -точка измерения

Рис. 3. Схема натекания тока при поляризации образца

Измерением потенциала поверхности металла в модели отслаивания установлено, что критерий защищенности минус 0,85 В достигается только в ближайшей к устью точке (точка 7, расстояние до устья 40 мм) при плотности тока поляризации более 120 мА/м2 (рис. 4).

и,в 0,8800 ■

минип П ^

4-3 2 1

Рис. 4. Распределение потенциала в точках 7 —

12 при р = 3,35 Ом-м при силе поляризующего тока: 1-0; 2-0,89; 3 -2,18; 4 - 3,77; 5 - 5,49; 6 - 7,25; 7-9,84; 8-11,62 мА

0.6600 -

0,8400

0,8200

0,8000

0,7800

- 0,7600 -

- 0,7400

- 0,7200

- 0,7000

- 0,6800

минус

7 8 9 10 11 12

Номер точки измерения

При анализе полученных результатов установлено, что зависимость потенциала металла в отслаивании от силы (плотности) тока можно аппроксимировать прямыми общего вида:

и Ца-ВД + ЬН + и,,, (1)

где а и Ь - коэффициенты, зависящие от свойств среды; Ь - расстояние между устьем и точкой в зоне отслаивания; ] - плотность поляризующего тока, мА/м2; и^ - собственный потенциал образца в модельной среде, В.

Далее образцы выдерживались при поляризации в течение 40 сут после чего оценивались коррозионные повреждения. Применяли оригинальный метод, заключающийся в разбивании корродированной поверхности сегмента на цветовые облас-

Устье дефекта

Линии

¡'л; Некорродированная \ Щ поверхность 5

Номера

Гематит

Магнетит

ти с определенным составом продуктов коррозии, измерении утонения металла в каждой из областей и расчете суммарных повреждений (рис. 5).

Для представленного примера: Некорродированная металлическая по верхность: 794174/1291200= 61,506%; Гематит - 246254/ 1291200=19,072%; Магнетит - 250 777/1291200=19,422%.

Рис. 5. Пример реализации методика оценки коррозионной поврежденности с помощью программ обработки графических изображений

Проанализированы повреждения 36 фрагментов каждого из трех испытанных образцов. Установлено, что коррозионная потеря металла с коэффициентом 0,37 коррелирует со средним поляризационным потенциалом металла каждого сегмента, за-

Для повышения эффективности защиты в отслаивании оценивалось воздействие переменного тока на поляризационный потенциал металла образца. Генератор

синусоидальных сигналов включался параллельно модели СКЗ. Сила переменного тока поддерживалась на уровне 1,0 мА (плотность тока - около 10,6 мА/м2). Установлено, что наибольшей эффективностью обладает ток частотой 100-1000 Гц (рис. 7). В каждой точке образца потенциал удовлетворяет критерию минус 0,85 В.

и, в и,в

£ Гц £ Гц

Рис. 7. Зависимость поляризационного потенциала в точках 1-6 (а) и 7-12 (б) от частоты накладываемого переменного тока (шифр кривых - номера капилляров)

Полевые испытания образцов выполнялись на участках МГ, характеризующихся высокой интенсивностью коррозионных процессов.

Для проведения испытаний была разработана конструкция зондов и схема их подключения и установки. Выполнены коррозионные испытания зондов в течении 120 сут с мониторингом скорости коррозии датчиками сопротивления. Определено, что скорость коррозии в течении первых 20 суток увеличивается до 0,5-0,8 мм/год, затем снижается до 0,2 мм/год, что связано с пассивацией поверхности металла образцов. При регулировании режимов действующей СКЗ металл в зонде не поляризовался до достижения минимального критерия ЭХЗ. По результатам испытаний разработан алгоритм реализации предлагаемого метода на участке МГ (рис. 8).

Рис. 8. Последовательность реализации метода ЭХЗ с наложением переменной составляющей на участке магистрального газопровода

Для осуществления внедрения метода, в последующих главах в диссертации разрабатывались методы ранжирования участка газопровода с определением мест с высокой вероятностью образования повреждений покрытия, электрометрические методы выявления отслаиваний покрытия, устройства и метод для измерения поляризационного потенциала в отслаивании.

В третьей главе представлена методика оптимизации работы противокоррозионной защиты трубопроводов ПП.

Для моделирования совместной защиты двумя СКЗ разработан лабораторный стенд (рис. 9), включающий емкость с грунтом, модели СКЗ и три типа модели трубопровода с повреждениями покрытия в виде складок (тип 1), пропусков (тип 2), множественных точечных дефектов (тип 3).

Методика испытаний заключалась в последовательном определении зависимости поляризационного потенциала от силы тока на выходе каждой их двух станции отдельно, а также при их при и их совместной работе.

1 - резервуар; 2 - модель трубопровода; 3 - модель анодного заземления; 4 - электрические проводники; 5 - разъединитель катодной линии; 6 - регулируемый источник постоянного тока (модель станции катодной защиты) Рис. 9. Схема электрических соединений элементов лабораторного стенда

Выполнялись шесть различных экспериментов с изменением типов моделей трубопроводов, типов применяемых электродов сравнения, работы экранов защитного тока и анодов (рис. 10).

Аппроксимация результатов испытаний выполнена регрессионными математическими моделями общего вида:

- линейной иШи„=и0| +Ап111+Ап212;

- квадратичной полиномиальной Цп0л=исн + ВП111+ Сп^+В^Ъ + С^^2;

- экспоненциальной иэксп^и +ехр (Оп11] +0^2);

где Цн - потенциал при отключенных станциях защиты в ¡-ой точке; I - сила

тока СКЗ, А; А, В, С и Э -коэффициенты аппроксимирующих зависимостей.

Н Ч1

Переходное сопротивление Тип неполярнзующегоса изоляции модели. Ом м2 электрода сравнения Наличие экрана в тоне Сопротивление действия моделей СКЗ растекання тока анода

» I

4050 2S63 1S7S Медносуль- Хлоре q)có-(1 тип) (2 тип) (3 тип) фатный (МС) рянын (ХС) Отсутствуют Два экрана 10 Омм

1 г -

В зоне УКЗ1 В зоне УКЗ 2 22 Омм

Рис. 10. Параметры лабораторных испытаний

В диапазоне от стационарного потенциала до минус 3,5 В рассчитаны суммарные квадратичные отклонения значений потенциала, определяемых с помощью моделей от фактических. Установлено, что из предложенных моделей линейная является наиболее приемлемой, погрешность относительно фактических данных составляет не более 12%, а в практически значимом диапазоне потенциалов минус 0,85 - 2,5 В - менее 6,0%.

В общем виде линейную модель, определяющую потенциал в i-ой точке трубопровода, можно представить в виде:

UrUoi+XCA^), (2)

j-i

где Uo¡ - потенциал при отключенных станциях защиты в i-ой точке, В; Ау -параметр влияния j-ой станции катодной защиты на потенциал i-ой точки измерения; Ij - сила тока на выходе j-ой станции катодной защиты, А; п - количество станций защиты, влияющих на потенциал в i-ой точке.

Для подбора требуемой силы тока на выходе станций разработана методика с

применением редактора MS Excel®. Для расчета составляют линейные уравнения

(2), и далее для каждой точки измерения подбирают такие значения силы тока СКЗ,

чтобы выполнялся критерий оптимизации |u¡ - U^ | ->0,

..i

где U¡ - поляризационный потенциал в i-той точке, В; икрит - критерий эффективности катодной защиты, выбираемый из регламентируемого диапазона исходя из электрических свойств грунта в момент измерения, В; к - количество точек измерения.

В работе показано, что расчет требуемых выходных параметров работы СКЗ будет корректен только для действующих условий натекания тока, в частности удельного электрического сопротивления грунта, учет которого предложено выполнять

расчетом значения икр1П. исходя из соотношения текущего (в момент выполнения измерения), наименьшего и наибольшего годового значения силы тока СКЗ:

(3)

и = и +(и -и )1из Imi"

Крит min \ max mm/

^max ^min

где Umax и Umin - максимальный и минимальный (по модулю) регламентируемый потенциал, В;

1ИЗ, Iraax, Imin - измеренная (текущая), максимальная и минимальная годовые сила тока на станции, А

На рис. 11 представлен алгоритм разработанной комплексной методики повышения эффективности работы противокоррозионной защиты трубопроводов ПЛ.

| Намечают точки шпроляпошфшацилпюго потенциала

-I.L

Выключают СКЗ и де поляризуют трубопроводы и измеряют стащюнарный потенциал Uu и сопротивление грунта

л L

Последовательно вшочают каждую ю СКЗ и пошагово увеличивают выяэдко й тог с изиерекнет Ux.,

Устанавливают вээффндаент влияния сшгдаи и в точке контроля к - А.^. A»ia AUu-n^fc

JJ-

Рассчитываю т требуеиые выездные режимы на вьео да станции дая соответствия Uj требованиям НТД при это» критерий устанавливают с учетом со противления грунта Ux-Uel+AuIi + Ал1; + ...+А«1 U]

и:-ииг+ Atli+A-I; + ...+ А^ц I U,»UMl+AuIi+АаЬ+.,.+A^U J

Определяют наякчке. местоположение возмоасных сторонних источников блуждающих токов. При валичнл организовывают превентивные мероприятия

Выполняю* расчет по верхнему пределу ззщятыв качестве критерия заадсценноста

33Z

Выдал азот точки контроля несоответствующие по потенциалу нижнему пределу диапазона, требуемого НТД

Опр tftMaxn СКЗ с рксолохегаеы аяо дав наиболее Близко к указанным точкам, атакясе с максимальным хоэффгицкен-ток BTsuKKf станции в даннис точках

3ZE

Тестирование анодньк за- Оцеюэ состояли зеопд-

зеылеялй Ц>! 0НКЫ5С ШКр ЫТИЙ

Установка иовьеино&шлс зазеыяктегей в блин участков трубопроводов с виде* ленншк точкам»

Рехокт юоллшюкного покрытия УЧАСТКОВ трубопроводов

Восстановяекне работоспособности анодкюс заземл*

Рис. 11. Алгоритм реализации методики повышения эффективности работы противокоррозионной защиты трубопроводов ПП

Особенностями методики является оценка работоспособности анодных заземлений и поиск повреждений изоляционных покрытий. Эти методы реализуются дистанционно с поверхности грунта. Кроме этого автором предложены методы локализации источников блуждающих токов.

Методика внедрена на компрессорном цехе (КЦ) №3 КС-10 Сосногорского ЛПУМГ. Результаты электроизмерений показали, что из десяти контрольных точек на трех потенциал не соответствует требованиям.

Анализ данных периодических измерений силы тока на выходе СКЗ В2, показал, что максимальная сила тока (при неизменных регулировках станции) 1шах=5,16 А зафиксирована в мае, минимальная - в августе Imm=3,7 А. Сила тока на момент измерения (сентябрь 2008 г.) составляла 1из= 4,05 А. Согласно (3) при Umax= I -2,51 В и Umin= I -1,05 | В (по ГОСТ Р 51164-98), ЦфиН-1,41 В.

Для расчета силы тока на выходе станций были сняты зависимостей потенциала в контрольных точках от силы тока на выходе СКЗ В1 и В2, свидетельствующие о низкой эффективности станции В2. Расчет доказал целесообразность вывода СКЗ В2 КЦ-3 в резерв.

Для повышения эффективности защиты в точках контроля 3-15; 3-13; 3-12 рекомендуется проведение ремонта анодного заземлителя, подключенного к станции В1 КЦ-3. Расчетное значение силы тока, составляющее 1,56 А, свидетельствует о большом запасе преобразователя В1 КЦ-3 по мощности, который можно задействовать ремонтом или установкой дополнительных анодов.

В четвертой главе показано, что методы измерения поляризационного потенциала, реализуемые с поверхности грунта обладают недопустимой погрешностью.

Классифицированы неравномерности напряженности электрического поля вокруг трубопровода, создаваемого катодным током, характеризующие его поляризационный потенциал: I рода - по длине трубопровода; II рода - по окружности трубопровода; III рода - экранирующее действие границы "грунт — воздух".

Установлено, что первые два рода неравномерности в наибольшей степени влияют на потенциал в точке трубопровода.

Если определить неравномерность I рода распределения защитного потенциала NK3K производную от потенциала Ux по х, то получим:

N=dUx/dx=-aU0 ет, (4)

где х - продольная координата трубопровода; Ux - потенциал в точке х; а - постоянная распространения тока.

Максимальной величины неравномерность достигает в точке дренажа, т.е. при

х=0:

N(^0)=Nmax=-aU0, (5)

Неравномерность I рода зависит от величины потенциала в точке дренажа, переходного сопротивления катода и от его продольного сопротивления.

Неравномерность II рода также зависит от переходного сопротивления изоляции и при значении более 104 Ом м2 не превышает 10%, при наличии в покрытии сквозных повреждении, разница в поляризации поверхности трубопровода обращенной к аноду, превосходит потенциал обратной его поверхности в 4-5 раз. Эти данные подтверждает анализ результатов ВТД, показывающий, что количество коррозионных дефектов МГ относительно вертикали различно.

Поэтому при измерении потенциала наибольшей точностью обладают устройства, выполненные в виде зонда погружаемого на глубину дефекта покрытия в котором необходимо измерить потенциал. Примером такого устройства является модуль СИМФ, разработанный специалистами института «Газпром ВНИИГАЗ».

Применение датчика потенциала со встроенным электродом сравнения позволяет исключить омическую составляющую Ш и составляющую, обусловленную влиянием электрического поля соседних ниток трубопроводов:

Ит( 1рх) = 0, (6)

где х — расстояние от места установки электрода сравнения до трубопровода, м; р - удельное сопротивление среды, Омм.

При х=10"3м значение омического падения напряжения на участке составляет величину, сопоставимую с погрешностью самих измерений.

Напряженность электрического поля в любой точке определяется суперпозицией полей различных источников. Напряженность поля, создаваемого параллельными нитками вдоль оси х, перпендикулярной плоскости датчика потенциала, равна

Ех= -аи/ск. (7)

В случае монотонности функции напряженности электрического поля в однородной среде, с уменьшением расстояния между двумя точками поля разность потенциалов между ними также уменьшается.

Однако для максимальной имитации необходимо сымитировать экранирующее действие покрытия. Предложенное автором измерительное устройство (рис. 12) изготовлено из оргстекла и представляет собой полую конструкцию внутри которой располагается образец из стали идентичной металлу трубы. На верхней поверхности измерительного устройства выполнено шесть отверстий: первое имитирует сквозной дефект изоляционного покрытия; четыре отверстия предназначены для установки капилляров системы измерения потенциала в полости образца; шестое - для подключения дыхательной трубки.

1 - уплотнение; 2 - капилляр; 3 - крышка; 4 - «дыхательная» трубка;

5 - контактный провод»; 6 - стальной образец; 7 - корпус устройства; 8 - устье дефекта Рис. 12. Устройство для измерения поляризационного потенциала

Кроме этого для эффективного использования устройства разработаны методические приемы, позволяющие установить местоположение повреждения покрытия на МГ и его размер, в результате чего достигается высокая точность измерения поляризационного потенциала трубопровода.

Во пятой главе показано, что при электроизмерениях разность потенциалов между двумя электродами сравнения для повреждения покрытия круглой формы, при условии у, определяется выражением:

1р

"Ф.

271

(8)

ди = ф

Г-гг Г _

(12+у2)2

где В - диаметр трубопровода; ди - разность потенциалов, мВ; I- сила тока в месте измерения, А; р- удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-м; г - глубина повреждения от поверхности земли, м; у - расстояние между электродами сравнения, м.

Из формулы (8) следует, что ди зависит от силы тока в месте измерения, удельного электрического сопротивления грунта, глубины прокладки трубопровода, расстояния между электродами сравнения. Таким образом, из двух значений градиента потенциала, характеризующих одинаковые по площади повреждения покрытия, большее значение будет иметь величина, фиксируемая ближе к точке подключения катодной защиты к трубопроводу и при большем значении тока на выходе катодной станции.

Для расчета площади повреждения 8П0В по результатам измерения градиентов потенциала предложен коэффициент пропорциональности ф и параметр к, учитывающий условия измерения и работу средств ЭХЗ в месте измерения, тогда:

= Диф/к (9)

где ф - коэффициент, определяемый по результатам контрольных шурфований для данного типа покрытия и диаметра газопровода;

к = н (10)

где г - сопротивление грунта на участке измерения, Ом; ] - плотность тока, натекающего в повреждение покрытия, А/м2.

Для определения сопротивления г преобразуем выражение (8):

ди =_р_ I 2 я

(И)

(12+у2)\

Тогда выражение (9) с учетом (10) и (11), при расположении участка трубопровода между двумя станциями катодной защиты, примет вид:

8П0.=фЛШ(^ /я

1,а,

12а2

2я(х,2 + а,2)3'2

2я(х22 + а22)3'2

)• 02)

02 + у2)2.

Для примера на рис. 13 представлены результаты измерения параметров и расчета площади повреждения покрытия на участке МГ, км 14,7-18,7 при ф=1,05-10'2. ди, мВ _ ]

14700

к, В/м2; г, Ом;], мкА/м ю

137001,М

18700 I, М

1,м

1 - градиент потенциалов, 2 - расчетная плотность тока, 3 -электрическое сопротивление грунта, г; 4 - параметр к; 5 - расчетная площадь повреждений покрытия, Бпов

Рис. 13. Зависимости измеряемых и расчетных параметров на участке газопровода

МГ, км 14,7-18,7

Для учета тока, натекающего на параллельно проложенный МГ, предложена следующая модель (рис. 14): точечные сквозные повреждения расположены на средней образующей параллельно проложенных трубопроводов, обращенной к общему анодному заземлению их системы катодной защиты; изоляционное покрытие непроницаемо для электрического тока; сторонние источники и потребители тока отсутствуют; грунт однороден и изотропен.

<- 1обш= 11+ Ь Т, I ,- УКЗ 2

Анод

Дефект 1

Дефект 2

Рис. 14. Эквивалентная электрическая схема модели

Так, показания милливольтметра 1, являются функцией силы тока протекающего на участке измерения:

и^(10бщ).

Тогда

и2=Г(12), аИра^а,)

Т.к. 10бщ = 12+ II или 1!= 1общ -12, для принятой модели расчетное значение ирас, определяется как:

ирас=и,-и2,

Кроме этого с практической точки зрения важно, уточнить местоположение дефекта по отношению трубопроводу (слева или справа), для снижения объемов земляных работ.

Зная об асимметричности электрического поля вокруг трубопровода, можно расположить электроды несимметрично относительно оси трубопровода, а по одну сторону от оси МГ ближе к анодному заземлению.

Показания милливольтметров модели определятся уравнением (8). Причем в случае расположения повреждения покрытия на стороне газопровода, обращенной к электродам, показания, приведенные к единому значению разноса электродов будут равны, т.к. электрическое поле в пределах расстановки электродов однородно. В случае расположения повреждения на противоположной стороне, наблюдается возмущение поля, которое можно определить через коэффициент неоднородности поля:

ии,

¡;=_1у

и".

и "г

(13)

где и^ и2 и Ц^/ Ц^г - отношение расчетных и измеренных разностей потенциалов при заданном разносе электродов.

При значении коэффициента неоднородности ниже 0,1 поле считается однородным и повреждение расположено со стороны установки электродов.

Для определения и^ и2 при удалении второго электрода от оси МГ на 5 м можно использовать график (рис. 15).

I -1=1 м; 2 -1=2 м; 3 -1=3 м Рис. 15. Зависимость отношения и,/и2 от удаления электрода первого для разной глубины прокладки трубопровода 1

Удаление первого электрода сравнения от оси МГ, м

Опыт показал, что точность определения координат точек интенсивных электроизмерений невысока, поэтому необходимо адаптировать эти координаты к системе координат геолого-инженерных изысканий в следующей последовательности:

1. Отмечают координаты контрольных точек, фиксируемых как на геологическом разрезе, так и на данных интенсивной электрометрии - река, ручей, УКЗ и т.д.

2. Разбивают исследуемый участок газопровода на отрезки протяженностью 0,5 - 2,0 км ограниченные контрольными реперами.

3. Определяют координаты точек измерения интенсивным методом внутри отрезка с соответствующим шагом измерения Б (обычно 5 метров):

X: Хо, X] ... хш - координаты точек базового ряда (по данным инженерно-геологических изысканий), xi - хм =8, где ¿б[0;т];

У: уо, у, ... уп - координаты по результатам интенсивной электрометрии, Х)-У>1=8,где]б[0;п].

4. Приравнивают координаты контрольных реперов ряда У(уо, у„) к координатам ряда X (х0, хга), для этого изменяют шаг Б ряда У таким образом, чтобы обеспечить соответствие привязок реперов с базовым рядом.

5. Вычисляют координаты промежуточных рядов X1 и У1 по формулам

У гУ! - Уо; - хо

6. Определяют коэффициент несоответствия:

К=х1га/у'п

7. Рассчитывают скорректированные значения координат ряда У11:

уП1= у'|ХК-хо 26

(14)

(15)

Для определения предрасположенности участка МГ к дефектообразованию покрытия, предложена система повреждающих факторов (рис. 16).

Факторы, влияющие на повреждаемость покрытий

Сквозные дефекты Дефекты сдвига Отслаивание

1. Показатель текучести грунта 1. Плотность грунта ненарушенной структуры [. Глубина заложения трубопровода, м

2. Пластичность грунта 2. Показатель текучести 2. Характеристика покрытия

3. Угол наклона трассы, град 3. Тангенс угла внутреннего грения 3. Температура нанесения изоляции, град. С

Ф. Угол поворота трассы, град Сцепление грунта, кПа 4. Время с момента нанесения цо засыпки МГ

5. Уровень грунтовых вод ¡УГВ), м 5. Глубина заложения трубопровода, м 5. УГВ, м

5. Величина сезонных изменений УГВ, м б. УГВ, м 5. Плотность грунта ненарушенной структуры

7. Наличие и тип балластировки 7. Угол наклона трассы, град 7. Поляризационный потенциал, В

8. Наличие защиты трубы 8. Угол поворота трассы 8. Расстояние до УКЗ, м

9. Характеристика покрытия 9. Характеристика покрытия Расстояние от анода до трубопровода, м

10. Величина воронок напряжения, мВ 10. Диаметр трубопровода, мм 10. Температура продукта, град. С

Рис. 16. Классификация факторов, повреяедающих покрытие

Критерием высокой вероятности наличия повреждений покрытия с вероятностью более 0,7 является превышение индексом состояния покрытия (ИСП) значения 1-Ю"3:

1=Ш, (17)

¡=1

где индекс 1-того фактора, обуславливающего образование повреждения покрытия.

Система индексов для каждого фактора разработана на основе анализа состояния покрытия при капитальном ремонте МГ. На рис. 17 представлен пример расчета ИСП на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец км, 15,07-15,4.

В шестой главе разработан способ определения повреждений в покрытиях с возможностью его применения в составе внутритрубных дефектоскопов. Предложена модель двухслойной конструкции, имитирующая металл трубы (слой А) с наклеенным на него покрытием (слой Б).

Значение ИСП 0,01

0,001 0,0001

15070

15120

15170

15220

15270 15320 15370

Линейная координата, м Рис. 17. Эпюры вероятного состояния изоляционного покрытия

УЗ колебания вводятся в слой А, при этом слой А имеет больший характеристический импеданс (произведение скорости УЗ волны на плотность материала), чем слой Б (рис. 18, а, б).

в) т-

Г"

Ат

Время

1 - введенная УЗ волна; 2 - волны, распространяющиеся в слое А;

3 - волны, распространяющиеся в слое Б; 4 - зондирующий импульс; 5 - огибающая эхо-сигналов; 6 - эхо-сигналы в слое А; 7 - эхо-сигналы в слое Б; 8 - датчик Рис 18. Процесс распространения УЗ волн в модели: а) наличие акустического контакта между слоями А и Б; б) отсутствие контакта между слоями А и Б.

Импульсы на экране дефектоскопа: в) в слое А; г) в слоях А и Б при наличии контакта На рис. 18, в, г представлены осциллограммы экрана дефектоскопа при введ нии УЗ импульсов в модель двухслойной конструкции.

Для определения критериев качества адгезии изготавливались четыре образ1 из фрагментов металла трубы и покрытием разной толщины (табл. 1).

По результатам работы получена серия осциллограмм экрана дефектоско] (рис. 19) на основе которых разработаны критерии выявления отслоений покрыт! при различных толщинах металла (табл. 2).

Параметр Образец №1 Образец №2 Образец №3 Образец №4

Толщина металла, мм 12,0 12,0 19,0 12,0

Общая толщина покрытия, мм 3,0 5,0 5,0 5,0

в т.ч. полиэтилена 2,5 4,5 4,5 4,5

сополимера этилена 0,5 0,5 0,5 0,5

Размеры покрытия, ммхмм 80x50 80x50 120x80 50x50

Размеры металла, ммхмм 80x50 80x50 120x80 80x50

Диаметр искусственных дефектов покрытия, мм 18,0 и 7,0 25,0 и 10,0 30,0; 20,0 и 10,0 15,0

Шероховатость поверхности металла, Яг 20 100 20 20

рремя

: в) :

^.....LLLL.LL.LL...

11444444.4.

и М М б ..1.1.11.. ММ

Время

Время Время

а, в - бездефектный участок; б, г - центр наибольшего повреждения покрытия Рис. 19. Осциллограммы УЗ дефектоскопа в процессе сканирования фрагментов образцов 1 (а и б), 2 (в и г)

Таблица 2. Критерии выявления нарушения соединения полимерного покрытия

Толщина стенки трубы, мм Шероховатость поверхности трубы, Яг Толщина покрытия, мм Диаметр дефекта, мм Критерии

Дес] зект Бездефектная область

Р„/Рп+1 п Рп/Рп+1 п

12 20 3,0 7; 20 0,55-0,6 6-8 0,45-0,5 4-5

100 5,0 10; 25 0,55-0,60 6-9 0,40-0,45 4-5

20 5,0 более 25 15 0,75-0,7 7-10 0,30-0,35 2-3

19 20 5,0 10; 20; 30 0,40-0,45 4-5 0,35-0,4 2-3

Для расчета параметров датчика (преобразователя) и выбора его типа, необходимы значения коэффициента отражения ультразвука от границы «датчик - среда» и коэффициента затухания в среде. Разработан метод, заключающийся в измерении отношения амплитуд сигналов реверберации на двух разнотолщинных образцах материала и расчете коэффициентов решением системы уравнений:

P"i _ ф (m ■ Н,) Г, ф(п-Н,) Р"г _Ф (к-Н2)

[Rm-П:

--25Н.

-25Н,

^Р12 Ф (s-H2)

где ш, п, к, s - порядковые номера эхо-сигналов, причем m>n, k>s;

Р" I Р"2 Л

и —— отношение амплитуд эхо-сигналов на первом и втором образцах

соответственно;

Hi и Н2 - толщина первого и второго образцов соответственно, м;

cp(ni'Hi), ф(к-Н2), cp(n-Hi), 9(s-H2) - функция ослабления УЗ импульса в результате дифракционного расширения акустического поля преобразователя для толщины m-Hi, k-H2, n-Hi, s-H2, соответственно, дБ;

Rm-пэп - коэффициент отражения от границы «датчик - среда»;

5 - коэффициент затухания ультразвуковых колебаний в материале, дБ/м.

Автором разработана технология неразрушающей оценки адгезии покрытия к металлу труб. Метод заключается построении зависимости амплитудно-временного распределения с помощью эталонного элемента, состоящего из фрагментов трубы покрытия различной толщины. На графике (рис. 20) наносят точки с координатам (Анорп;т), (А'норп;т'), (А"норп;т"), характеризующие амплитуду и время регистрации (i первого полупериода первого эхо-сигнала при нормативной адгезии и толщине пс крытия h], h2 и Ьз. Учитывая экспоненциальный вид зависимости, строят графи функции AHOpn=f(x).

Время т, мкс

Рис. 20. Пример построения зависимостей для оценки адгезии

Прогнозируемо снижают адгезию, используя известную зависимость адгезии от температуры. На основе полученных данных строят зависимости амплитуды первого полупериода от толщины покрытия А' „= f("t) при определенной температуре нагрева t°,C (на рис. 20 показаны примеры зависимостей А' п= f(t) при t=40, 20 и 70°С).

Аналогичным образом на зависимости строят точки, характеризующие амплитудно-временные параметры второго и третьего эхо-сигналов.

При оценке адгезии покрытия на трубе фиксируют два параметра: толщину покрытия (время регистрации первого эхо-сигнала) и амплитуду первого эхо-сигнала. Критериями при выявлении фрагментов покрытия с нулевым значением адгезии является очередность регистрации эхо-сигналов и соотношение амплитуд первого и последующих эхо-сигналов. Несоответствие времени регистрации и амплитуды эхо-сигналов или появление во временном интервале дополнительных эхо-сигналов свидетельствует о нарушениях сплошности в полиэтиленовом покрытии или металле трубы.

УЗ метод реализован при аттестации 2700 труб с заводским покрытием из экс-трудированного полиэтилена, предназначенных для строительства системы газоснабжения г. Петропавловск-Камчатский. Трубы хранились на открытых площадках и в трассовых условиях в течение 8-10 лет и требовали проведения обследования покрытия перед их дальнейшим применением.

Разработана технология диагностирования покрытия труб, учитывающая вероятность развития дефектности покрытия в зависимости от времени хранения, климатических условий хранения и места нахождения труб в штабеле.

Установлено, что наиболее характерным повреждением покрытия является отслаивание на кромке, при этом дефектный участок покрытия подлежит удалению. Последующую изоляцию металла труб предложено выполнять после сварки монтажных стыков с помощью необходимого количества термоусаживающихся муфт.

Седьмая глава посвящена исследованиям направленным на снижение коррозии конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ. Магнитной ВТД КП, выполненной на участке 0-124 км зарегистрировано 2560 повреждений коррозионного происхождения. Удельная плотность дефектов по участкам пропуска составила: 0-5 км - 104,6; 5-35 км - 34,9; 35-37 км - 20,5; 37-68 км - 25,8; 68-124 км - 8,9 дефектов на км, т.е. наблюдается снижение дефектности по линейной протяжённости.

Обследованием наиболее глубоких дефектов в шурфах было установлено, что на участке 0-5 км 313 из 317 дефектов (98,7%) являются коррозией внешней поверхности трубопровода, повреждений внутренней поверхности нет. На 37-124 км 208 из 358 дефектов соответствует внутренним дефектам (58,1%), остальные - внешним.

Наибольшая плотность внутренних дефектов отмечается на участке 37-68 км — 158 дефектов из 174 обследованных, т.е. более 90%.

Сопоставление плотности дефектообразования на внутренней поверхности с расчетным и фактическим давлением в КП (рис. 21) позволило сделать вывод, что внутренние повреждения локализованы на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы. При этом установлено, что градиент снижения фактического давления выше расчетного, что может быть обусловлено потерей реального диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон, с малым движением нижних слоев потока.

С 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Координата КП, км

Рис. 21. Сопоставление графиков расчетного 1 и фактического 2 давления в КП, высотных отметок трассы 3 и плотности внутренних повреждений 4

Для имитационных коррозионных испытаний металла были отобраны образц стали 17ГС из труб КП и вода с головных сооружений Печорокожвинского и Ву1 тыльского месторождений.

Первый вид испытаний - оценка коррозионной активности вод электрохим! ческими методами. Исследования выполнены в статическом состоянии и при пер( мешивании среды, а также с продувкой С02. Установлено, что коррозионная актш ность обеих сред высокая, при перемешивании раствора и продувке С02 наблюдае-ся увеличение скорости коррозии (рис. 22).

Далее выполнялись статические испытания образцов в трехфазной среде: во: дух, конденсат и пластовая вода. Время экспозиции - 10 суток. Установлено, чт удельная потеря массы образцов, расположенных в пластовой воде 90-125 мг/см2. ¥. границе «конденсат-вода» - 115-190 мг/см2, несмотря на то, что вторая группа о( разцов была расположена частично в некоррозионно-активном конденсате.

а) б)

1 и 2 - в статических условиях; 3 и 4 при движении среды Рис. 22. Поляризационные кривые стали марки 17ГС в воде с головных сооружений Печорокожвинского а) и Вуктыльского б) месторождений

Для определения скорости коррозии в модели трубопровода, транспортирующего многофазную среду, был изготовлен лабораторный стенд. В модель, выполненную из полиэтиленового цилиндра, заливали на 1А высоты воду Печорокожвинского месторождения, до % высоты - конденсат, имеющий возможность прокачиваться насосом. В модели диаметрально противоположно устанавливались две группы резистивных датчиков коррозии. Модель имела возможность вращения вокруг своей оси, при этом линия, соединяющая центры датчиков, поворачивалась на угол ср относительно горизонта.

На рис. 23 представлены графики зависимости средней скорости коррозии от угла поворота модели ср. При ср=0 - обе группы датчиков расположены в конденсате; ф=45° - первая группа на границе «вода-конденсат», вторая на границе «воздух-конденсат»; ф=90° первая группа в воде, вторая в воздухе.

Таким образом, определено, что скорости коррозии на границе воды и конденсата выше скорости коррозии в воде в 1,6-5,15 раза в зависимости от скорости движения среды.

Для выбора метода оценки типа течения многофазной среды в КП проанализированы известные ультразвуковые методы. Такие методы реализуются с помощью нескольких датчиков, а интерпретацию показаний осуществляет ЭВМ. Автором предложен ультразвуковой реверберационный метод, который осуществляется с помощью одного датчика, а анализ данных выполняет дефектоскопист, проводящий контроль. Сущность реверберационного метода заключается в измерении и обработке параметров серии затухающих эхо-сигналов (рис. 24).

1 - первая группа датчиков; 2 - вторая группа датчиков Рис. 23. Зависимость средней скорости коррозии Укор от угла поворота <р при расходе

конденсата 0,1 л/с а) и 0,2 л/с б)

Скорость затухания связана с отношением амплитуды последующего эхо-сигнала к предыдущему:

= <р[(п+1)Нм] о о -25мНм (-19л

Р , <р[пНм]

где Нм - толщина стенки трубы, м; 6М - коэффициент затухания в металле, дБ/м; Рмп+1 и Рмп - амплитуда п-го и п+1-го при реверберации УЗ в металле; 11мс- мс дуль коэффициента отражения от границы «металл - среда»; ф[Н] - функция, опре деляющая ослабление донного сигнала в результате дифракционного расхождени акустических лучей, дБ.

1 - эхо-сигнал зондирующего импульса; 2,3,4 - первый, второй и третий эхо-сигнал, соответственно Рис. 24. Схема получения многократноотраженных эхо-сигналов в стенке труб] а) и осциллограмма экрана дефектоскопа б)

Величина Ямс, различная для газовой, водной и конденсатной сред, влияет на скорость затухания эхо-сигналов. Расчетом доказано, что при контроле через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее рациональным является применение датчика с рабочей частотой 5,0 МГц и диаметром пьезопластины 10,0 мм. В этом случае затухание УЗ в стенке КП при выбранной частоте и коэффициентах отражения обеспечит значение отношения амплитуд эхо-сигналов порядка 0,8 и, следовательно, можно наблюдать серию затухающих эхо-сигналов (7-10 шт.).

Экспериментально установлено, что для различных сред скорость затухания эхо-сигналов разная: при контакте с газовой фазой наблюдается 10, при контакте с водой - 7, при контакте с конденсатом — 8 эхо-сигналов. В результате расчетным путем установлены и экспериментально подтверждены критерии определения типа среды:

РМ п+1 РМ Рм

—— = 0,86 - газ; —!!± = 0 82 - конденсат; = о 80 - вода.

Рм р" пм

Г " Г " Р п

Разработанные методы позволяют определить на КП коррозионно-опасные участки с расслоенным потоком течения среды, которые для КП Вуктыл-СГПЗ составляют около 21% и обосновать на них реализацию противокоррозионных мероприятий - применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием или метода магнитной обработки транспортируемой среды для снижения коррозии конденсато-проводов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные научно-практические результаты и выводы:

1) На основе анализа мирового и отечественного опыта в области противокоррозионной защиты магистральных газонефтепродуктопроводов установлены причины ее неэффективности, связанные с низкой работоспособностью ЭХЗ в отслаиваниях изоляционного покрытия, несоответствием критериям защиты сложно-разветвленных трубопроводов промышленных площадок, недостаточной точностью оценки эффективности защиты, несовершенством методов выявления повреждений покрытия. Для магистральных трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая пластовую воду, характерна интенсивная коррозия внутренней поверхности стенок труб.

2) Разработаны мероприятия по повышению работоспособности ЭХЗ в условиях отслаивания полимерных покрытий, включая разработку и экспериментальное обоснование критериев ЭХЗ и способа наложения переменного тока на постоянный

ток катодной защиты. Определены наиболее эффективные параметры переменного электрического тока, позволяющие достичь критериев защиты под отслоившимся покрытием на расстоянии от устья не менее 450 мм.

3) Разработана методология оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП, включаю щая методы оценки текущего функционального состояния системы защиты и опре деления параметров влияния СКЗ на потенциал трубопроводов, расчета оптималь ных выходных параметров СКЗ, с учетом фактического состояния изоляции, элек трических свойств грунта в момент проведения исследования, а также его сезонны колебаний, состояния анодных заземлений, наличия сторонних источников блуж дающих токов. Методы реализованы на нескольких компрессорных цехах, разрабс тан комплекс мероприятий для повышения эффективности защиты.

4) Разработаны, запатентованы и промышленно апробированы способ и устройство для измерения поляризационного потенциала, обладающие высокой точнс стью измерения за счет моделирования повреждений покрытия с учетом площад неизолированной поверхности датчика и размеров повреждения покрытия; марк стали трубы и датчика; местоположения повреждения покрытия и датчика, позвс ляющие устранить погрешность, связанную с влиянием неравномерности натекани тока на поверхность трубопровода.

5) Разработан и научно обоснован комплекс дистанционных методов выявл« ния наиболее опасных в коррозионном отношении повреждений покрытия: отела! ваний и гофр, включая метод определения размера повреждения покрытия по поп« речным градиентам электрических потенциалов, методы определения положени повреждений покрытия на окружности трубопровода, методики адаптации линейны координат полевых измерений с данными геолого-инженерных изысканий и методи прогнозирования состояния покрытия газопроводов по типу характерных поврежд< ний покрытия - отслаиваний, сдвига, сквозных повреждений, на основе анали: грунтовых условий, проектной и исполнительской документации.

6) Разработаны новый метод и технология акустического контроля покрыта трубопроводов, не имеющие ведомственных аналогов и позволяющие проводит контроль покрытия изнутри трубы, защищенные несколькими патентами РФ. Мете внедрен при решении отраслевой и государственной проблемы аттестации покрыта более двух тысяч труб сверхнормативного хранения в Камчатской области с экон< мическим эффектом более 100 млн. руб. Разработана технология количественно оценки величины прочности адгезии, с одновременным контролем плоскостных д фектов проката металла и несплошностей материала покрытия. Разработаны и нау но обоснованы конструктивные предложения по совершенствованию функционал

:ЫХ способностей ультразвуковой ВТД за счет дополнительного получения инфор-[ации о состоянии покрытия.

7) Разработана методика локализации образования коррозионных дефектов на нутренней поверхности труб на основе сравнения расчетного и фактического про-)иля давления в конденсатопроводе, дающая возможность выявления застойных зон а участках подъема рельефа трассы из-за расслоения транспортируемого потока и рогнозирования потенциально-опасных участков, предрасположенных к развитию нутренних повреждений.

8) Разработан, запатентован и внедрен комплекс диагностических, техниче-ких и технологических решений на конденсатопроводах, позволяющих достоверно ыявлять и эффективно предупреждать образование внутренних коррозионных дефектов. Разработан метод контроля типа течения перекачиваемой среды по сечению трубопровода с оптимизацией характеристик средств контроля, определением кри-

ериев фазового состава среды по параметрам амплитудно-временного распределе-ия сигналов. Обосновано применение труб с внутренним антикоррозионным окрытием для снижения коррозии конденсатопроводов. Разработано, запатентовано внедрено техническое решение импульсной магнитной обработки коррозионно-ктивных сред, позволяющее рационализировать энергетические затраты на обра-отку и эффективно устранять условия для образования повреждений.

9) Материалы исследования вошли составной частью в шесть ведомственных ормативно-технических документов ООО «Газпром трансгаз Ухта», а также в три траслевых документах ОАО «Газпром», регламентирующих мониторинг, техниче-кое и технологическое совершенствование и повышение эффективности противо-оррозионной защиты МГ. По результатам промышленного внедрения работы полу-ен суммарный экономический эффект порядка 115 млн. руб.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

Монографии

1. Кузьбожев A.C., Теплинский Ю.А., Агиней Р.В., Быков И.Ю. Диагно-гика трубных изделий. М.: Центрлитнефтегаз, 2008 г. - 152 с.

2. Андронов И.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Ресурс надземных трубо-роводов. В 2-х ч. Ч. 1. Факторы, ограничивающие ресурс. Стандартные методы ис-ытаний. - Ухта: УГТУ, 2008. -272 с.

3. Андронов И.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Ресурс надземных трубо-роводов. В 2-х ч. Ч. 2. Методы оценки кинетики усталостных и деформационных роцессов. - Ухта: УГТУ, 2008. -272 с.

4. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C., Александров Ю.В. Противокоррозионная щита газонефтепроводов. 4.1 Электрохимические методы защиты. - Ухта: УГТУ, 009.-238 с.

Статьи в изданиях, включенных в «Перечень...» ВАК РФ

5. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Контроль многофаз ных сред в конденсатопроводах при помощи ультразвука И Защита окружающе] среды в нефтегазовом комплексе. - 2007 - № 4 - С. 24-31.

6. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Моделирование кор розионных повреждений конденсатопроводов, приводящих к техногенным экологи ческим последствиям // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2007 -№4-С. 32-40.

7. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др. Оценка повре» денности подземных трубопроводов на основе данных ВТД перед капитальным ре монтом изоляции // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2009. № 3 - С. 26-30.

8. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Прогноз техническог состояния газопроводов для ремонта полимерных покрытий // Защита окружающе среды в нефтегазовом комплексе. -2009. - № 3 - С. 31-35.

9. Глотов И.В., Агиней Р.В., Юшманов В.Н. Экспериментальное опред( ление математических моделей для оптимизации защиты подземных нефтегазопрс водов несколькими катодными станциями // Защита окружающей среды в нефтеп зовом комплексе. - 2009 - № 8 - С. 18-22.

10. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C., Фуркин A.B., Бурдинский Э.В. Методш прогнозирования состояния изоляционного покрытия эксплуатируемых газопров< дов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2009 - № 8 - С. 32-39.

11. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C., Александров Ю.В.Прогнозирование те: нического состояния магистральных газонефтепроводов на основе данных внутр] трубной дефектоскопии // Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. 2009. - №4-С. 91-100.

12. Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Расчет параметров м тода реверберации ультразвуковых колебаний для контроля многослойных коне рукций // Контроль. Диагностика - 2005 - № 7 - С. 29 - 32.

13. Воронин В.Н., Мамаев Н.И., Бурдинский Э.В., Кузьбожев A.C., Агин« Р.В. Автоматизированная система обработки данных о техническом состоянии по, земных трубопроводов // Ремонт, восстановление, модернизация - 2007 - № 5 - С. -42.

14. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Глотов И.В. Исслед вание мест сквозных коррозионных повреждений в конденсатопроводах // Коррози материалы, защита. - 2007. - № 6 . - С. 21-25.

15. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Александров Ю.В. Анализ результат! внутритрубной дефектоскопии конденсатопроводов «ВУКТЫЛ - СГПЗ» // Kopp зия: материалы, защита. - 2007. - № 9 . - С. 22-27.

16. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Кандауров И.И. Александров Ю.В. Ко розионные повреждения конденсатопроводов. I. Исследование остаточных напряж ний // Коррозия: материалы, защита. - 2007. - № 10 . - С. 12-15.

17. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Кандауров И.И. Александров Ю.В. Кс розионные повреждения конденсатопроводов. II Исследование твердости // Kopp зия: материалы, защита. - 2007. - № 11 . - С. 11-15.

18. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Конакова М.А., Александров Ю.В. Оценка структурной неоднородности коррозионно - поврежденных труб // Коррозия: материалы, защита. - 2008. - № 2 . - С. 20-23.

19. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Кандауров И.И., Александров Ю.В. Исследование вариации твердости по окружности сварных труб в конденсатопроводах, поврежденных внутренней коррозией // Контроль. Диагностика - 2007 - № 10 - С. 49-53.

20. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Кандауров И.И. Александров Ю.В. Исследование остаточных напряжений в сварных трубах конденсатопроводов, поврежденных внутренней коррозией // Контроль. Диагностика - 2007 - № 11 - С. 18 - 24.

21. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Оценка структурной неоднородности металла коррозионно поврежденных труб // Контроль. Диагностика -2007 - № 12-С. 18-24.

22. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Методы акустического контроля многофазной среды в трубопроводе // Контроль. Диагностика - 2007 - № 10-С. 20-27.

23. Воронин В.Н., Мамаев Н.И., Агиней Р.В., Бурдинский Э.В., Кузьбожев A.C. Ремонт полимерных покрытий участков газопроводов по техническому состоянию // Ремонт, восстановление, модернизация - 2007 - № 4 - С. 51-55.

24. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Глотов И.В. Моделирование коррозионных повреждений в двухфазной газоконденсатной среде // Коррозия: материалы, защита. - 2008. - № 1. - С. 20-24.

25. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Экспериментальное определение параметров акустического контроля полимерных покрытий с внутренней поверхности труб // Контроль. Диагностика - 2008 - № 3 - С. 7 -16

26. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Практическое применение акустического контроля полимерных покрытий с внутренней поверхности труб большого диаметра // Контроль. Диагностика - 2008 - № 3 - С. 24 -27.

27. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Выбор и обоснование акустического метода для контроля качества приклеивания полимерных покрытий на трубах большого диаметра // Контроль. Диагностика - 2008 - № 2 - С. 25 - 29.

28. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Варианты применения и критерии акустического контроля полимерных покрытий на трубах большого диаметра // Контроль. Диагностика - 2008 - № 4 - С. 6-8, 13.

29. Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Глотов И.В., Агиней Р.В. и др. Методы оценки коррозионных повреждений трубопроводов // Контроль. Диагностика -2008-№ 4-С. 22-26.

30. Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Глотов И.В., Агиней Р.В. и др. Развитие средств и методов измерения поляризационного потенциала подземных нефтегазопроводов // Контроль. Диагностика - 2008 - № 6 - С. 6-8.

31. Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Глотов И.В., Агиней Р.В. и др. Повышение достоверности метода электроизмерений при оценке площади повреждений изоляции газонефтепровода // Контроль. Диагностика - 2008 - № 5 - С.6 - 8,13.

32. Агиней Р.В., Бурдинский Э.В. Исследование эффективности элект^. химической защиты газопроводов в отслаиваниях изоляционного покрытия // Ectí ственные и технические науки - 2008 - № 5 - С. 161-165.

33. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Применение магнитного метода снижени коррозионной активности среды в конденсатопроводе Вуктыл-СГПЗ // Естественна и технические науки - 2008 - № 5 - С. 166-173.

34. Агиней Р.В., Фуркин A.B. Опыт исследования «неклассического» ш точника блуждающих токов, воздействующего на многониточную систему подзел ных газопроводов // Естественные и технические науки - 2008 - № 5 - С. 174-179.

35. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др. Мониторинг вл; гопоглощения битумного покрытия при эксплуатации подземного газопровода Контроль. Диагностика. - 2009. - № 7 - С. 11-14.

36. Колотовский А.Н., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др. Совершенствов; ние электрохимзащиты подземных магистральных трубопроводов в местах поврем дений покрытия // Контроль. Диагностика. - 2009. - № 7. - С. 24-29.

Обзорная информация

37. Яковлев А.Я., Александров Ю.В., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Пов! шение работоспособности конденсатопроводов в условиях транспорта многофазно] потока / Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». - № ИРЦ Газпром, 2008. - 88 с.

38. Яковлев А.Я., Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Агиней Р.В. Акуст] ческий контроль полимерных покрытий трубопроводов / Обзорная информация. С рия «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 80 с.

Нормативно-технические документы

39. МР 1908-04. Ведомственный документ. Методические рекомендации i назначению участков газопроводов к переизоляции / Долгушин Н.В., Гурленов E.N Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др.. - Ухта: Севергазпром. Введ! 20.01.2005 г.-2005.-59 с.

40. Коррозионная стойкость трубных сталей. Методика испытания трубнь сталей в условиях моделирования процессов подпленочной коррозии / Долгупп Н.В., Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др.- Ухт Севергазпром. - 2005. - 59 с.

41. СТО 00159025-60.30.21-21.2.2007. Методика акустического контро. покрытий с внутренней поверхности труб. Контроль качества гидроизоляционш покрытий / Долгушин Н.В., Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Аг ней Р.В. и др.- Ухта: Севергазпром. 2007. - 52 с.

42. СТП 60.30.21-00159025-21-003-2009. Стандарт организации «Газпрс трансгаз Ухта». Методика по определению состояния изоляции протяженных учас ков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др.- Ухта: 2009. 53 с.

43. СТП 60.30.21-00159025-21-004-2009. Стандарт организации «Газпрс трансгаз Ухта». Методические рекомендации по выводу в капитальный ремонт (р конструкцию) средств электрохимзащиты, включая установки катодной, протекто

ной и дренажной защиты, анодные заземлители / Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др.- Ухта: 2009 г. - 70 с.

44. СТП 60.30.21-00159025-21-006-2009. Стандарт организации «Газпром трансгаз Ухта». Методика по оптимизации параметров работы средств электрохимической защиты промышленных площадок КС / Агиней Р.В., Глотов И.В. и др. - Ухта: 2009 г. - 60 с.

Патенты на изобретения РФ

45. Кузьбожев A.C., Теплинский Ю.А., Алексашин A.B., Тычкин И.А., Алейников С.Г., Борщевский A.B., Агиней Р.В. Способ контроля состояния изоляционного покрытия в процессе эксплуатации подземного магистрального трубопровода и устройство для его осуществления. Патент РФ №2221190 Заявл. 03.11.2000 г. Опубл. 10.01.2004 г.

46. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Попов В.А. Способ выявления нарушений соединения полимерного покрытия с металлическими трубами Патент РФ № 2278378 Заявл. 09.03.2005 г. Опубл. 20.06.2006 г.

47. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Попов В.А. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов Патент РФ № 2295088 Заявл. 22.08.2005 г. Опубл. 10.03.2007 г.

48. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Попов В.А. Способ определения коэффициента затухания ультразвука в материале. Патент РФ № 2301420 Заявл. 20.06.2006 г. Опубл. 26.08.2007 г.

49. Цхадая Н.Д., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др. Устройство для измерения поляризационного потенциала трубопровода. Патент РФ № 2352688 Заявл.

03.05.2007 г.

50. Цхадая Н.Д., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Зорина А.Н.Способ определения наличия и площади эквивалентного повреждения в изоляционном покрытии подземного трубопровода. Патент РФ № 2 315 329 Заявл. 21.03.2007 г. Опубл.

20.01.2008 г.

51. Цхадая Н.Д., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Селуянова Е.С. Способ выявления участков газопроводов подверженных КРН. Патент РФ № 2325583 Заявл. 21.03.2007 г. Опубл. 27.05.2008 г.

52. Цхадая Н.Д., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Андронов И.Н.Способ предотвращения развития дефектов трубопроводов. Патент РФ № 2325582 Заявл. 21.03.2007 г. Опубл. 27.05.2008 г.

53. Цхадая Н.Д., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов. Патент РФ № 2325582 Опубл. 27.05.2008 г.

54. Цхадая Н.Д., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др. Способ защиты трубопроводов от коррозии. Патент РФ № 2355939 Опубл. 20.05.2009 г.

55. Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Попов В.А., Бурдинский Э.В. Способ изготовления контрольного образца для дефектоскопии. Патент РФ № 2364850. Опубл.

20.02.2009 г.

Публикации в других изданиях

56. Шкулов С.А., Агиней Р.В., Приймак В.Г. Исследование влияния блуждающих токов на многониточную систему магистральных газопроводов, пересе-

кающих горные участки Северного Урала // Науч.-техн. сб. в 4-х кн. Геология, р. работка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт п за. Проблемы, решения, перспективы. Кн.З. Транспорт газа. 2000 г. - С. 214-216.

57. Захаров A.A., Алиев Т.Т., Филиппов А.И., Теплинский Ю.А., Кузьбс жев A.C., Агиней Р.В. Исследование температурного влияния на качественные пар. метры заводского антикоррозионного покрытия // Обзор, информ. Сер. Транспорт подземное хранение газа. Науч.-техн. сб. № 2. - 2002. - С. 39-46.

58. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Назначение участков газопроводов по переизоляцию по техническому состоянию // Науч.-техн. сб. в 4 ч. Научные пробл» мы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России. Ч.З. Транспорт газ 2005,-С. 101-109.

59. Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др. Методическое обоснование по вь бору участков газопроводов для ремонта изоляции // Приложение к науч.-тех] журн. Наука и техника в газовой промышленности Транспорт и подземное хранена газа-2006-№ 1-С. 14-18.

60. Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др. Диагностика гофрообразоваш пленочных покрытий подземных трубопроводов // Приложение к науч.-техн. жур] Наука и Техника в газовой промышленности Транспорт и подземное хранение газа 2006-№3-С. 33-38.

61. Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др. Совершенствование интерпрет: ции результатов интенсивных электроизмерений // Приложение к науч.-техн. жур: Наука и техника в газовой промышленности Транспорт и подземное хранение газа 2006 - № 2 - С. 6 - 10.

62. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Метод ультразвукового контроля мноп слойных конструкций типа «покрытие-труба» // М-лы науч.-техн. конф., Ухт УГТУ, 19-22 апр. 2006 г. -2006. -С. 204-208.

63. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Гофрообразование ленточных покрыт* нефтегазопроводов трассового нанесения // М-лы науч.-техн. конф., Ухта, УГТУ 19-22 апр. 2006 г. - 2006. -С. 214-220.

64. Агиней Р.В., Кузьбожев A.C. Новый подход к интенсивным электрон мерениям на подземных нефтегазопроводах // М-лы науч.-техн. конф., Ухта, УГТ 19-22 апр. 2006 г.-2006. -С. 278-288.

65. Агиней Р.В. Повышение эффективности электроизмерений на магис ральных трубопроводах // М-лы междунар. науч.-техн. конф. «Севергеоэкотех», У: та, УГТУ, 20-22 марта 2006 г. - 2006. -С. 140-144.

66. Глотов И.В., Агиней Р.В. Совершенствование методов измерения пол ризационного потенциала подземного трубопровода в трассовых условиях / Мат риалы международной молодежной научной конференции, 21-23 марта 2007 г. - У та: УГТУ, 2007. - С. 125-127.

67. Глотов И.В., Агиней Р.В. Оптимизация режимов работы электрохим ческой защиты в условиях промышленных площадок / Материалы IX междунаро ной молодежной научной конференции, 19-21 марта 2008 г.: в 3 ч.; ч. 2 / под ре Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 179-181.

68. Агиней Р.В. Дистанционные методы интегральной оценки состояв: изоляционного покрытия подземных трубопроводов // Материалы IX междунаро

ной молодежной научной конференции, 19-21 марта 2008 г.: в 3 ч.; ч. 2 / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 169-172.

69. Агиней Р.В. Противокоррозионная защита нефтегазопроводов в условиях действия неклассических источников блуждающих токов // Материалы совместного заседания Президиума Коми НЦ УрО РАН, Ученого совета УГТУ, Совета ректоров РК и КРО РАЕН, 16-17 июня 2008 г., с. 37-38.

70. Агиней Р.В. Оптимизация работы противокоррозионной защиты слож-норазветвленных газопроводов в условиях промышленных площадок // Материалы научно-практического семинара молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», посвященный 60-летию ВНИИГАЗа. 20-23 мая 2008 г.-С. 44-45.

Подписано в печать 11.11.2009 г. Формат А5 Уч. изд. л. 1,6. Тираж 110 экз. Заказ № /С4-/Р5? Отпечатано в отделе механизации и выпуска НТД Севернипигаза Лицензия КР №0043 от 9 июня 1998 г. 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а

Содержание диссертации, доктора технических наук, Агиней, Руслан Викторович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ВОПРОСА ЭФФЕКТИВНОСТИ 17 ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ ГТС

1.1 Анализ повреждений магистральных газо и конденсатопроводов

1.2 Методы защиты металла труб от почвенной коррозии

1.3 Классификация повреждений покрытия

1.3.1 Сквозные повреждения

1.3.2 Сдвиг покрытия

1.3.3 Отслаивания

1.4 Факторы, снижающие защитную способность покрытий

1.4.1 Грунтовые условия

1.4.2 Электрохимзащита

1.4.3 Качество строительства и балластировки

1.5 Примеры отслаиваний покрытия и связанной с ними коррозии на 34 газопроводах

1.6 Обзор результатов лабораторного моделирования локально- 36 щелевой коррозии

1.7 Особенности электрохимической защиты трубопроводов 40 промышленных площадок

1.8 Анализ средств и методов оценки эффективности 44 противокоррозионной защиты трубопроводов

1.9 Виды и методы выявления повреждений покрытий заводского 51 нанесения

1.10 Развитие коррозии внутренней стенки трубопроводов, 53 транспортирующие жидкие углеводороды

1.10.1 Исследование продуктов коррозии

1.10.2 Результаты металлографических исследований металла

1.10.3 Методы повышения коррозионной стойкости трубопроводов, 57 подверженных внутренней коррозии

1.11 Выводы по главе 1. Постановка цели и задач исследования

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ 67 ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ В ОТСЛАИВАНИЯХ ПОКРЫТИЯ

2.1 Методы лабораторных и трассовых исследований

2.1.1 Сущность стендового моделирования коррозии в условиях отслаивания покрытия

2.1.2 Стандартные измерительные приборы и оборудование

2.1.3 Образцы для испытания

2.1.4 Сборка образца

2.1.5 Система подачи электрического тока на образец

2.1.6 Система измерительных электродов

2.2 Методика проведения испытаний

2.2.1 Лабораторные испытания

2.2.2 Полевые испытания

2.3 Способ оценки степени коррозионных повреждений стального 84 образца

2.4 Анализ результатов лабораторного моделирования коррозии в 87 отслаиваниях покрытия

2.4.1 Исследование потенциалов под покрытием при различных 88 геометрических и электрических параметрах натекания тока

2.5 Оценка коррозионных повреждений стального образца

2.6 Исследование влияния внешнего источника переменного тока 112 распределение потенциала в модели

2.7 Полевые испытания в районе прокладки действующих 115 газопроводов

2.7.1 Результаты оценки скорости коррозии резистивными датчиками

2.7.2 Результаты наблюдения за изменением поляризационного потенциала 118 во времени

2.7.3 Результаты влияния выходных режимов УКЗ на распределение 121 потенциала в оболочке

2.8 Выводы по главе

ГЛАВА 3. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ 128 ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПЛОЩАДОК

3.1 Методика лабораторных испытаний

3.1.1 Назначение методики

3.1.2 Сущность методики

3.1.3 Образцы для испытаний

3.1.4 Имитатор трассы трубопровода

3.1.5 Модель станции катодной защиты

3.1.6 Стандартное оборудование и приборы 1 зо

3.1.7 Подготовка к испытаниям

3.1.8 Порядок проведения измерения

3.1.9 Анализ результатов испытаний

3.2 Анализ результатов лабораторных испытаний

3.2.1 Результаты измерений направленных на подготовку к экспериментам

3.2.2 Результаты имитационных испытаний в условиях действия двух 139 станций

3.3 Практический регламент оптимизации работы средств 147 электрохимической защиты промышленных площадок

3.4 Методика оптимизации работы средств ЭХЗ

3.4.1 Подготовительные работы

3.4.2 Проведение натурных исследований

3.4.3 Методика определения наличия и локализации возможного источника 159 блуждающих токов

3.4.4 Методика определения и восстановления эффективности ЭХЗ

3.4.5 Методы оценки свойств изоляционного покрытия

3.5 Пример проведения работ по оптимизации работы ЭХЗ на 166 трубопроводах компрессорного цеха

3.5.1 Методика проведения испытаний

3.5.2 Результаты полевых испытаний

3.5.3 Анализ результатов испытаний

3.6 Выводы по главе

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СРЕДСТВ ИМЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ 180 ПОЛЯРИЗАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА ТРУБОПРОВОДА

4.1 Аналитическая модель поляризационного токораспределенртя в 180 условиях действия катодной защиты

4.1.1 Исследование неравномерности I рода(по длине катода)

4.1.2 Исследование неравномерности II рода (по окружности катода)

4.2 Совершенствование способов и устройств измерения 193 поляризационного потенциала

4.2.1 Определение плотности поляризующего тока

4.2.2 Совершенствование метода отключения

4.2.3 Измерение плотности поляризующего тока

4.2.4 Оценка влияния уравнительных токов между трубопроводами в 204 многониточной системе

4.2.5 Коррозионный мониторинг трубопровода. Резисторные датчики 206 коррозии

4.2.6 Исключение влияния электрического поля соседних ниток 207 трубопровода

4.3 Разработказустройства оценки эффективности ЭХЗ в отслаивании 211 покрытия

4.3.1 Конструкция устройства

4.3.2 Тестирование устройства в лабораторных условиях

4.4 Выводы по главе

ГЛАВА 5. МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ СКВОЗНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ В 218 ИЗОЛЯЦИИ С УЧЕТОМ УСЛОВИЙ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1 Методика определения повреждений в покрытии трубопровода

5.1.1 Теоретическое обоснование метода

5.1.2 Последовательность операций по выявлению сквозных повреждений в 220 покрытии

5.1.3 Пример реализации способа

5.2 Методика определения местоположения повреждения в покрытии 226 на трубопроводе

5.2.1 Учет асимметрии электрического поля в многониточной системе 226 газопроводов

5.2.2 Разработка способа определения координаты повреждения покрытия 230 на трубопроводе

5.3 Метод прогнозирования повреждений покрытия трубопроводов

5.3.1 Сущность методов обработки исходной информации

5.3.2 Опытное опробование методики

5.3.3 Данные интенсивных электроизмерений.

5.3.4 Данные периодических электроизмерений

5.3.5 Проектная и исполнительская документация на изоляцию и 244 балластировку

5.3.6 Расчетная максимальная температура перекачиваемого продукта

5.3.7 Расчет интегрального коэффициента

5.3.8 Расчет ИСП на склонность к образованию отслаивания 245 •

5.3.9 Расчет ИСП на склонность к образованию сквозных дефектов

5.3.10 Расчет ИСП на склонность к образованию повреждений сдвига

5.3.11 Анализ результатов

5.4 Разработка методов тестирования электрических свойств грунта

5.4.1 Тестирование сопротивления грунта при интенсивных измерениях

5.4.2 Измерение сопротивления грунта по глубине

5.5 Выводы по главе

ГЛАВА 6. РАЗРАБОТКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО МЕТОДА ВЫЯВЛЕНИЯ 259 ПОВРЕЖДЕНИЙ ПОКРЫТИЯ С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ В СОСТАВЕ ВНУТРИТРУБНЫХ ДЕФЕКТОСКОПОВ

6.1 Разработка акустической модели полимерного покрытия на 259 металлической трубе

6.1.1 Анализ изменения интенсивности акустических колебаний вследствие 261 их затухания

6.1.2 Трансформация акустических колебаний с перераспределением 263 энергии волны на границе раздела слоев

6.1.3 Выбор граничных условий

6.1.4 Расчет коэффициентов отражения и прохождения

6.1.5 Отсутствие контакта между слоями двухслойной модели

6.1.6 Наличия акустического контакта между слоями модели

6.2 Расчет параметров акустического контроля

6.2.1 Определение оптимальных параметров пьезоэлектрического 271 преобразователя

6.2.2 Определение коэффициента затухания ультразвука в металлическом 272 слое

6.2.3 Определение коэффициента отражения ультразвука от границы ПЭП

6.2.4 Расчет дифракционного ослабления ультразвука

6.3 Расчет параметров реверберации ультразвуковых колебаний

6.3.1 Отслаивание сополимера этилена от эпоксидного праймера

6.3.2 Нормативные параметры соединения слоев

6.3.3 Расчет коэффициентов отражения и затухания ультразвуковых 280 колебаний

6.4 Разработка критериев метода на лабораторных образцах

6.4.1 Постановка задач испытаний

6.4.2 Методика проведения лабораторных испытаний

6.4.3 Результаты лабораторных испытаний

6.4.4 Критерии выявления нарушений соединения полимерного покрытия с 298 металлическими трубами

6.4.5 Предпосылки контроля покрытия методом внутритрубной 299 дефектоскопии

6.5 Неразрушающий метод определения адгезии покрытия к металлу

6.6 Промышленное внедрение ультразвукового метода аттестации 304 покрытия труб

6.5.1 Объекты расположения труб

6.5.2 Методика аттестации покрытия

6.5.3 Результаты аттестации покрытия 308 6.6 Выводы по главе

ГЛАВА 7. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ 319 РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПОДВЕРЖЕННЫХ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ

7.1 Анализ.особенностейлокализации коррозионных повреждений по 319 трассе конденсатопровода

7.2 Разработка критериев выявления повреждений внутренней 323 поверхности труб по результатам ВТД

7.2.1 Определение преимущественного механизма развития внутренней 331 коррозии

7.3 Имитационные коррозионные испытания металла конденсатопровода

7.3.1 Оценка скорости коррозии электрохимическими методами

7.3.2 Результаты испытаний

7.3.3 Определение коррозионной стойкости материала марки 17Г1С из 342 конденсатопровода

7.3.4 Исследование длительной стойкости к коррозии

7.3.5 Определение скорости коррозии на модели трубопровода

7.4 Разработка средств и методов контроля многофазных сред

7.4.1 Анализ ультразвуковых методов контроля среды

7.4.2 Разработка критериев УЗ-контроля с помощью одного преобразователя

7.5 Применение магнитного метода снижения коррозионной активности 359 среды

7.5.1 Механизм магнитной обработки транспортируемой среды

7.5.2 Выбор и обоснование оборудования для намагничивания среды

7.5.3 Исследование скорости коррозии стали 17ГС в омагниченном растворе

7.5.4 Разработка устройства для промышленного внедрения на 368 конденсатопроводе

7.6 Выводы по главе 7 372 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 374 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 377 ПРИЛОЖЕНИЕ. АКТ О ВНЕДРЕНИИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов повышения эффективности противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы"

На протяжении многих лет газовая промышленность развивалась высокими темпами и в настоящее время является одной из ведущих отраслей энергетики России.

В современных условиях от газовой промышленности зависит жизнеобеспе-ченность и безопасность нашей страны. Это требует осуществления новой концепции газовой промышленности, в которой главным становится надёжность подачи газа на всём пути его движения от пласта до потребителя [316].

Сегодня основным объектом конкуренции между отечественными и зарубежными компаниями становятся запасы энергоносителей и пути их транспортировки. Надежность трубопроводных систем становится одним из важнейших конкурентных преимуществ. Одновременно с этим, надежность трубопроводов является одной из важнейших составляющих энергетической безопасности государства, определяющих положение дел в топливно-энергетическом комплексе.

Поэтому обеспечение надежного функционирования газотранспортной системы (ГТС) - основная задача газотранспортных предприятий. Важным элементом этой системы являются подземные магистральные газо и продукгопроводы (МГ). На долю МГ приходится подавляющее число крупных аварий и отказов во всей газовой промышленности. МГ является потенциально опасным объектом и обладает огромным энергетическим потенциалом, способным оказывать значительное негативное воздействие на окружающую среду. Только за последнее десятилетие на магистральных трубопроводах произошло более 500 аварий, повлекших за собой человеческие жертвы, причинивших огромный экологический и экономический ущерб.

В отчетах Ростехнадзора отмечено, что основные угрозы целостности магистрального трубопроводного транспорта являются следствием интенсивного развития коррозионных и стресс-коррозионных процессов на МГ большого диаметра. Если в период с 1991 по 1996 год доля аварий по причине коррозии в общем балансе аварийности по ОАО «Газпром» составляла около четверти, с 1998 по 2003 год аварии по этой причине составили треть от общего количества, то в 2006-2007 годах они составляли уже более 50 % [78].

Опыт эксплуатации МГ показывает, что несмотря на практически 100%-ную защищенность трубопроводов от коррозии1 по протяженности средствами электрохимической защиты (ЭХЗ), около 90% всех выявляемых средствами диагностики повреждений являются повреждениями коррозионного характера, расположенными в отслаиваниях гидроизоляционных покрытий, выполненных преимущественно из полимерных лент [131]. Данные покрытия из-за несовершенной технологии нанесения и низких показателей механической прочности на ряде участков МГ утратили свои функциональные свойства.

В современных условиях строительство ведется с применением труб изолированных экструдированными полимерами заводского нанесения, но такое покрытие также склонно к отслаиванию на кромках при транспортировке, хранении и монтаже труб.

Ежегодно на МГ выявляют сотни тысяч коррозионных повреждений стенок труб, снижающих несущую способность и надежность МГ и требующих немедленной реализации превентивных мероприятий, включающих оценку эффективности и оптимизирование работы ЭХЗ с учетом дефектности покрытия, целенаправленный ремонт изоляции на основе данных диагностирования его технического состояния. Объемы и тенденция роста количества и размеров коррозионных повреждений МГ свидетельствуют о том, что в настоящее время такие методы разработаны недостаточно.

Кроме этого, сегодня, в условиях перехода ряда месторождений в заключительную стадию эксплуатации и обводнения продукта, актуальна проблема коррозии внутренней поверхности труб. Скорость коррозии может составлять несколько миллиметров в год, что за непродолжительное время приводит к образованию сквозных повреждений труб и разливу продукта. Проблема актуальна как для нефтепроводов, так и для конденсатопроводов (КП), примером которого в Республике Коми является КП «Вуктыл - Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ)». Борьба с коррозией внутренней поверхности труб ведётся с применением ингибиторов, однако их действие на магистральных трубопроводах малоэффективно вследствие их большой протяженности.

Вышесказанное свидетельствует о том, что противодействие интенсивному развитию коррозионных процессов на трубах МГ является актуальной ведомственной и государственной задачей в настоящее время, а, с учетом увеличения срока эксплуатации объектов ГТС, также в будущем.

1 согласно действующим критериям защиты

При написании диссертации обобщён и использован научный опыт, содержащийся в теоретических и методологических трудах известных отечественных и зарубежных ученых и специалистов по диагностированию и противокоррозионной защите трубопроводных систем, среди которых: Г.В. Акимов, Н.П. Алешин, Б.И. Борисов, И.Ю. Быков, Л.И. Быков, Л.М. Бреховских, Г.Г. Винокурцев, А.Г. Гумеров, Г.А. Воробьева, И.Н. Ермолов, Н.П. Жук, О.М. Иванцов, В.В. Клюев, Ф.М. Муста-фин, А.Е. Полозов, В.Н. Протасов, И.Л. Розенфельд, И.В. Стрижевский, Ю.А. Теп-линский, Ф.К. Фатрахманов, В.В. Харионовский, Baeckmann, W.V., Browseau R., Chan Li, Gan F., Sun Z.-W., Schwenk W., Parkins R.N., Qian S. и многие другие.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями.

Результаты диссертации использованы при реализации научно-исследовательских работ в области противокоррозионной защиты газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта», выполненных филиалом ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ» - «Севернипигаз» за период 1999-2009 гг.

Цель работы. Разработка, научное обоснование и внедрение комплекса методов, повышающих эффективность противокоррозионной защиты длительно эксплуатируемых газо и конденсатопроводов.

Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие основные задачи:

- разработку методики лабораторных и полевых испытаний образцов, имитирующих металл трубы в отслаивании покрытия в условиях катодной поляризации и коррозионно-активной среды;

- определение зависимостей поляризационного потенциала в образце от расстояния до устья отслаивания покрытия, силы поляризующего тока, пространственного положения модели анода, электрических свойств среды;

- обоснование метода повышения эффективности защиты воздействием переменного тока.

2. Разработка методики повышения эффективности ПКЗ технологических газонефтепроводов в условиях промышленных площадок, включая:

- определение на физических моделях точности регрессионных зависимостей, описывающих уровень защиты металла трубопроводов в условиях действия нескольких станций катодной защиты.

- реализацию методики на территории промышленной площадки КС-10 Сосногорского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта».

3. Создание новых и адаптация существующих методов и средств оценки эффективности ПКЗ, включая:

- разработку средств и методов измерения поляризационного потенциала подземных трубопроводов;

- разработку методики интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, для повышения точности оценки сквозных повреждений покрытия малой площади;

- разработку методики ранжирования участков трубопроводов по предрасположенности к образованию повреждений покрытия для целенаправленного применения средств полевой диагностики.

- разработку акустической модели с определением оптимальных параметров акустических преобразователей;

- установление критериев и точности выявлении отслаиваний покрытия на лабораторных образцах;

- промышленное внедрение метода на трубах с заводским покрытием сверхдлительного хранения, предназначенных для газоснабжения Камчатской области.

- разработку методов выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды.

Научная новизна:

1) Моделированием отслаивания покрытия установлено, что поляризация металла образцов до минимального критерия защиты минус 0,85 В достигается на расстоянии не более 40 мм от точки натекания тока (устья отслаивания). Установлена зависимость поляризационного потенциала металла от условий натекания катодного тока, расстояния между сквозным дефектом в покрытии и точкой измерения, плотностью тока и собственным потенциалом. Доказано, что в отслаивании наиболее достоверным критерием ЭХЗ является значение поляризационного потенциала металла относительно среды.

2) Установлено, что наложение переменного синусоидального тока плотностью 8-12 мА/м2 в диапазоне частот 100-1000 Гц позволяет достичь минимального критерия ЭХЗ на расстоянии от устья отслаивания сопоставимом в шириной полимерной ленты (540 мм) при площади устья около 3 см2 и высоте отслаивания -5 мм.

3) Обосновано, что потенциал в точке трубопровода, в условиях защиты несколькими станциями катодной защиты (СКЗ) может быть определен с помощью линейной регрессионной модели. Погрешность модели относительно фактических данных составляет менее 12 %, а в диапазоне потенциалов минус 0,85 - 2,5 В менее 6,0%. Также линейная модель обладает наименьшей по сравнению с экспоненциальной и полиномиальной моделью суммой квадратов отклонений от факта. Предложены критерий оптимизации для расчета требуемых режимов СКЗ с учетом текущего состояния грунта и изоляционного покрытия в момент измерения.

4) Определено, что площадь эквивалентного повреждения покрытия, определяемая по результатам электроизмерений зависит от условий измерения и параметров работы средств ЭХЗ. Разработана новая методика интерпретации результатов электрометрических измерений при оценке площади сквозных повреждений покрытия. Для определения местоположения повреждения покрытия на газопроводе при электрометрических измерениях предложен коэффициент неоднородности поля катодного тока.

5) Расчетным путем установлены и подтверждены на лабораторных образцах критерии диагностирования заводского покрытия ультразвуковым (УЗ) ревер-берационным методом при проведении контроля со стороны металла труб. Предложены уравнения для расчета коэффициента отражения от границы «датчик среда» и коэффициента затухания в среде. Получены уравнения и критерии количественной оценки прочности адгезии покрытия к металлу трубы.

6) Имитационными испытаниями образцов из конденсатопровода доказано, что наиболее интенсивное развитие коррозии происходит на границе «газовый конденсат - вода»: потеря массы образцов на 25-65% больше, чем образцов, экс-позированных в пластовой воде. В динамике скорости коррозии датчиков модели трубопровода, установленных в водной среде и на границе жидких сред, отличаются в 1,6-5,2 раз зависимости от скорости движения жидкостей;

7) Расчетом параметров акустического поля доказано, что для реализации реверберационного метода контроля среды через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее рациональным является применение датчика с рабочей частотой 5,0 МГц и диаметром пьезопластины 10,0 мм. Установлены критерии определения типа транспортируемой среды УЗ реверберационным методом по отношению амплитуд эхо-сигналов.

Основные защищаемые положения диссертации:

• Метод повышения эффективности противокоррозионной защиты в сформировавшихся отслаиваниях изоляционного покрытия, включающий наложение переменного тока.

• Регламент повышения эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов промышленных площадок НС и КС, включая методику расчета требуемых выходных параметров СКЗ.

• Новые методы и устройства измерения поляризационного потенциала на территории ПП.

• Метод оценки поврежденное™ образцов при коррозионных испытаниях заключающаяся в обработке фотографических изображений коррозионной поверхности.

• Методика интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, предусматривающая учет условий измерения и параметров ЭХЗ и адаптацию линейных координат.

• Метод ультразвукового диагностирования типа течения среды в конденса-топроводе для определения границ участка с расслоенным потоком и назначении противокоррозионных мероприятий.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

На основе результатов исследований разработаны и введены шесть стандартов организации ООО «Газпром трансгаз Ухта» (до 2008 г. ООО «Севергаз-пром»), согласованных с Ухтинским отделом Печорского округа Ростехнадзора. По материалам получены десять патентов на изобретения РФ, что характеризует новизну и промышленную применимость полученных результатов.

Результаты, полученные в работе, прошли промышленную апробацию на предприятиях ОАО «Газпром»:

- методика оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП внедрена на КС-10 Сосно-горского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта» компрессорный цех №3. Рассчитаны рациональные параметры защитного тока каждой из СКЗ, рекомендованы мероприятия по ремонту и установке новых анодных заземлений;

- новый алгоритм интерпретации результатов интенсивных электроизмерений и методика прогнозирования повреждений изоляционного покрытия реализованы на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец 0,5-25 км, в результате установлены участке МГ требующие первоочередного ремонта покрытия. Экономический эффект от внедрения - 8,7 млн. руб.;

- метод ультразвукового контроля покрытия реализован при освидетельствовании заводского покрытия более чем двух тысяч труб сверхнормативного хранения, предназначенных для газификации Камчатской области. В результате установлена возможность применения данных труб, предложены наиболее эффективные способы ремонта повреждений. Экономический эффект от внедрения -более 100 млн. руб.;

- метод ультразвукового контроля многофазного потока в трубопроводе внедрен на участке конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ км 37. Установлены границы участка КП с расслоенным типом течения транспортируемой потока для установки устройств по снижению коррозионной активности среды Экономический эффект от внедрения - более 3,8 млн. руб.

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии и перспективы» (г. Ухта, УГТУ, 2003г.); XLII Международной конференции «Актуальные проблемы прочности» (г.Калуга, 2004 г.); XV Коми республиканской молодежной научной конференции (г. Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2004 г.); Международных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (Ухта, УГТУ, 2004 - 2009 гг.); Конференции молодых ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» «Актуальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-Печорской провинции» (г. Ухта, Севернипигаз, 2005 г.); Научно-технических конференциях молодёжи АК «Транснефть» ОАО «Северные МН» (Ухта, ОАО «Северные МН», 20062009 гг.); Седьмой Всероссийской конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007 г.); 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», г. Тюмень, 2007 г.; Конференциях сотрудников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2006 - 2009 гг.; VII Международной интернет-конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении»(БГИТА, г. Брянск, 2006 - 2007 гг.); Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007) (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.); Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее. Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (GTS-2007) (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.); Ill научно-практической конференции молодых специалистов ИТЦ ООО «Севергазпром» (г. Ухта, ИТЦ ООО «Севергазпром», 2007 г.); XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2008» (г. Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008 г.); V научно-практической конференции молодых работников ООО «Газпром трансгаз Ухта» «Молодежь, наука, инновации» (г. Ухта, ООО «Газпром трансгаз Ухта», 2008 г.); научно-практическом семинаре молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», посвященном 60-летию ВНИИГАЗа (Ухта, Севернипигаз, 2008 г.); совместном заседании Президиума Коми НЦ УрО РАН, Ученого совета УГТУ, Совета ректоров РК и КРО РАЕН (г. Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2008 г.); 3-й Международной научнотехнической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.; VI научно-практической конференции молодых специалистов и ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипи-газ» «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2009» (Ухта, Севернипигаз, 2009 г.), «Рассохинских чтениях», посвященных памяти профессора Г.В. Рассохина, УГТУ, г. Ухта, 2009 г.

Публикации: по теме диссертации опубликовано 77 работ. В том числе 12 патентов РФ, 8 монографий и учебно-методических изданий, 6 СТО, 32 статьи опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень.» ВАК РФ, из них 7 - в изданиях рекомендованных экспертным советом по Проблемам нефти и газа.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, 7 глав, заключения, содержит 396 страниц текста, 207 рисунков, 48 таблиц и список литературы из 380 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Агиней, Руслан Викторович

7.6 Выводы по главе 7

1. На основе анализа данных внутритрубной диагностики, обследований в шурфах, исследований металла поврежденных труб КП Вуктыл-СГПЗ выявлены основные факторы, приводящие к развитию коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды.

2. Разработаны отличительные критерии коррозии внутренней поверхности труб от внешней, выявленные по результатам внутритрубной диагностики. Обследованием в шурфах 675 коррозионных повреждений установлено, что с достоверностью 0,94 внутренние дефекты трубопровода характеризуются совокупностью следующих признаков: отношение продольных размеров к поперечным -0,15-0,37, часовое расположение 3-5 и 7-9 часов, повреждение состоит множества локальных дефектов площадью 5-10 см2. Критерии позволяют идентифицировать повреждения без их обследования в шурфах.

3. Сопоставление плотности дефектов на внутренней поверхности труб с расчетным и фактическим профилем давления в конденсатопроводе позволило сделать вывод, что внутренние повреждения локализованы на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы. При этом установлено, что градиент снижения фактического давления выше, чем расчетного, что может быть обусловлено потерей «реального» диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон

4. Статическими коррозионными испытаниями доказано, что наиболее интенсивное развитие повреждений происходит на границе «газовый конденсат -вода»: потеря массы образцов на 25-63% больше, чем образцов, экспозирован-ных в пластовой воде. В динамике скорости коррозии, фиксируемые датчиками, установленными в водной среде и на границе сред, отличаются в 1,6-5,15 раз в зависимости от скоростей их движения.

5. Разработано техническое решение, позволяющее, в отличие от известных аналогов, проводить оценку плотности фаз перекачиваемой среды, выполняемое с помощью одного ультразвукового прибора и одного совмещенного пьезоэлектрического преобразователя. При этом определены оптимальные характеристики средств контроля. Установлены информативные признаки контакта трубы с различными фазами перекачиваемой среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов.

6. Обоснован метод магнитной обработки коррозионно-активных сред, Экспериментально определены параметры магнитной обработки, при которых энергетические затраты на обработку среды расходуются наиболее эффективно.

7. Разработано устройство для импульсного намагничивания потока проходящего через байпасную линию. Обоснованы оптимальные величины частоты и скважности импульсов электрического тока.

8. Метод оценки типа течения многофазной среды ультразвуковым методом внедрен на конденсатопроводе Вукгыл-СГПЗ. В результате внедрения установлены границы участка конденсатопровода с расслоенным типом течения транспортируемой жидкости, предложен к внедрению комплекс мероприятий по снижению коррозионной повреждаемости внутренней поверхности конденсатопровода на данном участке.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные научно-практические результаты и выводы

1) На основе анализа мирового и отечественного опыта в области противокоррозионной защиты магистральных газонефтепродуктопроводов установлены причины ее неэффективности, связанные с низкой работоспособностью ЭХЗ в отслаиваниях изоляционного покрытия, несоответствием критериям защиты слож-норазветвленных трубопроводов промышленных площадок КС и НС, недостаточной точностью оценки эффективности защиты, несовершенством методов выявления повреждений покрытия. Для магистральных трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая пластовую воду, характерна интенсивная коррозия внутренней поверхности стенок труб.

2) Разработан комплекс мероприятий по повышению работоспособности ЭХЗ в условиях отслаивания полимерных покрытий, включая разработку, стендовое и полигонное экспериментальное обоснование критериев ЭХЗ в условиях модельных и реальных отслаиваний покрытий на газопроводах и способ повышения эффективности ЭХЗ в отслаивании, заключающийся в наложении импульсной составляющей на постоянный ток катодной защиты. Определены наиболее эффективные параметры импульсного электрического тока, позволяющие повысить критерии защиты под отслоившимся покрытием не менее чем на 20%.

3) Разработана методология оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП, включающая методы оценки текущего функционального состояния системы защиты и определения параметров влияния СКЗ на потенциал трубопроводов, расчета оптимальных выходных параметров СКЗ, с учетом фактического состояния изоляции, электрических свойств грунта в момент проведения исследования, а также его сезонных колебаний, состояния анодных заземлений, наличия сторонних источников блуждающих токов. Методы реализованы на нескольких компрессорных цехах, разработан комплекс мероприятий для повышения эффективности защиты.

4) Разработаны, запатентованы и промышленно апробированы способ и устройство для измерения поляризационного потенциала, обладающие высокой точностью измерения за счет моделирования повреждений покрытия с учетом площади неизолированной поверхности датчика и размеров повреждения покрытия; марки стали трубы и датчика; местоположения повреждения покрытия и датчика и позволяющие устранить значительную погрешность измерений потенциала, связанную с влиянием неравномерности натекания тока на поверхность трубопровода.

5) Разработан и научно обоснован комплекс дистанционных методов выявления наиболее опасных в коррозионном отношении повреждений покрытия: отслаиваний и гофр, включая метод определения размера повреждения покрытия по поперечным градиентам электрических потенциалов ЭХЗ, методы определения положения повреждений покрытия на окружности трубопровода, методики адаптации линейных координат полевых измерений с данными геолого-инженерных изысканий и методик прогнозирования состояния покрытия газопроводов по типу характерных повреждений покрытия - отслаиваний, сдвига, сквозных повреждений, на основе анализа грунтовых условий, проектной и исполнительской документации.

6) Разработаны новый метод и технология акустического контроля покрытия трубопроводов, не имеющие ведомственных аналогов и позволяющие проводить контроль покрытия изнутри трубы, защищенные несколькими патентами РФ. Метод внедрен при решении отраслевой и государственной проблемы аттестации покрытия более двух тысяч труб сверхнормативного хранения в Камчатской области с экономическим эффектом более 100 млн. руб. Разработана технология количественной оценки величины прочности адгезии, с одновременным контролем плоскостных дефектов проката металла и несплошностей материала покрытия. Разработаны и научно обоснованы конструктивные предложения по совершенствованию функциональных способностей ультразвуковой ВТД за счет дополнительного получения информации о состоянии покрытия.

7) Разработана методика локализации образования коррозионных дефектов на внутренней поверхности труб на основе сравнения расчетного и фактического профиля давления в конденсатопроводе, дающая возможность выявления застойных зон на участках подъема рельефа трассы из-за расслоения транспортируемого потока и прогнозирования потенциально-опасных участков, предрасположенных к развитию внутренних повреждений.

8) Разработан, запатентован и внедрен комплекс диагностических, технических и технологических решений на конденсатопроводах, позволяющих достоверно выявлять и эффективно предупреждать образование внутренних коррозионных дефектов. Разработан метод контроля типа течения перекачиваемой среды по сечению трубопровода с оптимизацией характеристик средств контроля, определением критериев фазового состава среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов. Обосновано применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием для снижения коррозии конденсатопроводов. Разработано, запатентовано и внедрено техническое решение импульсной магнитной обработки коррозионно-активных сред, позволяющее рационализировать энергетические затраты на обработку и эффективно устранять условия для образования повреждений.

9) Материалы исследования вошли составной частью в шесть ведомственных нормативно-технических документов ООО «Газпром трансгаз Ухта», а также в три отраслевых документах ОАО «Газпром», регламентирующих мониторинг, техническое и технологическое совершенствование и повышение эффективности противокоррозионной защиты МГ. По результатам промышленного внедрения работы получен суммарный экономический эффект порядка 115 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Агиней, Руслан Викторович, Ухта

1. A.c. 1631401 СССР, МПК 5 G 01 N 29/00, опубл. 1991 Е.С. Чистяков и Ю. И. Дышлевой. Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе.

2. A.c. 254865 СССР, МПК G 01 N 29/00, опубл. 1969. Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе.

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

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

5. Ажогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. М.: Металлургия, 1974. - 256 с.

6. Ажогин Ф.Ф., Иванов С.С. // Новые достижения в области теории и практики противокоррозионной защиты металлов / Сб. докл. семинара по коррозии Звенигород, 1980. - М., 1981.-С. 93.

7. Айвазян, С. А. Прикладная статистика: Основы моделирования и первичная обработка данных. Справочное издание / С. А. Айвазян, И. С. Енюков, Л. Д. Мешалкин М: Финансы и статистика, 1983. -471 с.

8. Акимов Г.В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М.: Изд. АН СССР, 1945.-414 с.

9. Акользин П.А. Предупреждение коррозии металла паровых котлов. -М.: Энергия, 1975. 294 с.

10. 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.

11. Алешин Н.П. Физические основы акустических методов контроля. -М.: Изд-во. МВТУ, 1986.-44 с.

12. Алешин Н.П., Лупачев В.Г. Ультразвуковая дефектоскопия / Справочное пособие. Минск: Вышэйш. шк., 1987.- 264 с.

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

14. Алиев, Р. А. Трубопроводный транспорт нефти и газа : Учебник для вузов / Р. А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.

15. Алимов C.B. Оценка технического состояния и определение сроков безопасной эксплуатации трубопроводов / С. В. Алимов, Б. Н. Антипов, А. В. Захаров, А. Н. Кузнецов // Газовая промышленность 2009. - №1. - С 24-25.

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

17. 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. 616-621.

18. Андрияшин В.А., Костюченко A.A., Комаров А.И. Коррозионное разрушение поверхностей магистральных труб нефтепровода после длительное эксплуатации // Защита металлов. 2006. - т. 42. - №1. - С. 52-56.

19. Аненков A.C., Баранов В.Ю., Бычков И.В. К расчету одного типа раздельно-совмещенных преобразователей // Дефектоскопия. 1991. - №2. - С. 43-46.

20. АНТИКОРРКОМПЛЕКС-ХИМСЕРВИС. Методы обследований состояния ЭХЗ подземных трубопроводов. URL http://www.ch-s.ru/3 info/methods.html.

21. 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.

22. Антропов Л.И. О механизме действия ингибиторов кислотной коррозии // Защита металлов. -1966. -Т.2. №3. - С. 18-21.

23. Ахметшин A.M., Погорелов A.A. Акустическая дефектоскопия слоистых структур на основе обобщенной режекторной фильтрации регистрируемых сигналов //Дефектоскопия. 1993. - №7. - С.23-31.

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

25. Бекман В. Катодная защита: Справ. Изд. Бекман В. Пер. с нем. / Под ред. Стрижевского И.В. М.: Металлургия, 1992. - 176 с.

26. Бекман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии /В.Бекман, В.Швенк //Справ, изд. Пер с нем. М.: Металлургия, 1984. -496с.

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

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

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

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

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

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

33. 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.

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

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

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

37. Бородавкин, В. В. Сооружение магистральных трубопроводов: учебник для вузов / В. В. Бородавкин, В. Л. Березин. М. : Недра, 1987-471 с.

38. Брегман Д.Н. Ингибиторы коррозии. Пер. с англ. Под. ред. Л.И. Антропова. М.: Химия, 1966. - 310 с.

39. Бреховских Л.М. Волны в слоистых средах. М.: Наука, 1973. — 343с.

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

41. Варгафтин Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1970. -420 с.

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

43. Верещагин К.И., Рубенчик Ю.И., Карпенко Т.В. // Физ.-хим. механика материалов, 1971. Т.7. - №5. - С. 15.

44. Внутренняя коррозия и защита трубопроводах на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981, вып. 8. 54 с.

45. Волков Б.Г. Справочник по защите подземных металлических сооружений от коррозии / Б. Г. Волков, Н. И. Тесов, В. В. Шуванов. Л. : Недра, 1975.-224 с.

46. Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности / М. М. Волков, А. Л. Михеев, К. А. Конев М. : Недра, 1989. - 285 с.

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

48. Воробьева Г.А. Коррозионная стойкость материалов в агрессивных средах химических производств / Г.А. Воробьева. М.: Химия, 1975. - 815с.

49. Вороненко Б.И. // Металловедение и термическая обработка металлов, 1990. №9. - С. 58.

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

51. ВРД 39-1.10-001-99. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов; Введ. 01.05.1999. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1999. - 14 с.

52. ВРД 39-1.10-006-2000*. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов; Введ. 01.03.2000. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. -153 с.

53. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I; Введ. 01.01.1989. -М.: ВНИИСТ, 1989.-105 с.

54. ВСН 39-1.10-001-99. Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами; Введ. 05.03.2000. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - 17 с.

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

56. Гарбер Ю.И. Работоспособность противокоррозионных покрытий подземных трубопроводов-М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

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

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

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

60. Герасименко, A.A. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений. Т. 1. Справочник. М.: Машиностроение, 1987.-687с.

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

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

63. 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.

64. Глазов Н.П Разработка методики прогнозирования параметров комплексной защиты трубопроводов от коррозии // Отчет о НИР М.: ВНТИЦ, 1986.

65. Глазов Н.П. Концепция выравнивания потенциалов на многониточных газопроводах в условиях коррозионного растрескивания под напряжением //Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1995. №1 С. 8 - 11.

66. Глазов Н.П. Об измерении поляризационного потенциала на подземных стальных трубопроводах // Практика противокоррозионной защиты. -2000. №2 С. 24 - 29.

67. 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.

68. Глазов Н.П., Шамшетдинов К.Л. и др. Оценка коррозионного состояния и защищенности нефтепроводов средней и поздней стадий эксплуатации // Трубопроводный транспорт. 1999. №8 С. 18 - 20.

69. Глазов, Н.П. Моделирование электрохимической защиты трубопроводов//Труды ВНИИСТ, 1987, С. 137-142.

70. Гмурман, В. Е. Теория вероятностей и математическая статистика : учеб. пособие для вузов / В. Е. Гмурман. 9-е изд., стер. - М. : Высш. шк., 2003. -479 е.: ил.

71. Гмырин С .Я. Прохождение ультразвуковых волн через слой контактной жидкости с учетом шероховатости поверхности изделия // Дефектоскопия. 1993. - №4. - С.11-19.

72. Гольдфарб, А. Я. Специфические российские проблемы в области защитных покрытий трубопроводов / А. Я. Гольдфарб // Коррозия территории нефтегаз. 2007. - №2(7). - С.14-19.

73. Гоник A.A. Особенности коррозионного разрушения и защиты от коррозии внутренней поверхности газопроводов при добыче нефти // Практика противокоррозинной защиты. 2003. - №3. - с. 38-45.

74. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. -М.: Недра, 1966.-191 с.

75. Гоник A.A., Корнилов Г.Г. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях западной Сибири И Защита металлов. -1999. т. 35. - №1. - С. 83-87.

76. Гоник A.A., Кригман Л.Е., Гетманский М.Д. Современные методы ввода ингибиторов коррозии в транспортируемые по газопроводам коррозинно-активные нефтяные газы // Обз. инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-44 с.

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

78. ГОСТ 17792-72*. Электрод сравнения хлорсеребряный насыщенный образцовый 2-го разряда; Введ. 01.07.1973. М.: ИПК Издательство стандартов,1972.-9 с.

79. ГОСТ 20415-82. Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения; Введ. 01.07.1983 М.: ИПК Издательство стандартов, 1982. -7 с.

80. ГОСТ 23667-85. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров; Введ. 01.01.1987. М.: ИПК Издательство стандартов, 1985. - 28 с.

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

82. ГОСТ 9.908-85 Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости М.: Изд-во стандартов, 1985.

83. ГОСТ ИСО 9.602-2005. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. -Взамен ГОСТ 9.602-89; Введ. 01.01.2007. М.: Стандартинформ, 2006. - 59 с.

84. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии; Введ. 01.07.99. М.: ИПК Издательство стандартов, 1998.-45 с.

85. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра,1973.-235 с.

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

87. Гумеров И.К. Моделирование состояния изоляционного покрытия на основе результатов электрометрических измерений / И.К. Гумеров, Ф.Ш. Хайрутдинов, В.А. Шмаков // Нефтегазовое дело. 2006. - №1. - С.3-11.

88. Гумеров K.M., Ямалеев K.M. и др. Экспериментальные исследования механических свойств стальных образцов, подверженных воздействию изоляционных материалов на основе нефтеполимера // Нефтегазовое дело. -2005.-Т. 3.-С.227.

89. Гумеров P.C. Изоляционные материалы для трубопроводов / P.C. Гумеров, М.К. Рамеев, М.Ш. Ибрагимов // Трубопроводный транспорт нефти. -1996. №1. - С.22.

90. Гуров С.А., Даминов A.A., Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф. Причины коррозионных разрушений нефтепромысловых нефтепроводов, транспортирующих нефтяную продукцию // Интервал. 2003. - №9. - С. 61-63.

91. Гусейнзаде, М. А. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности / М. А. Гусейнзаде, Э. В. Калинина, М. Б. Добкина. М. : Недра, 1979.-340 с.

92. Дашевский A.B., Макеров С.К. О безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2006. - №9. - С. 66-69.

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

94. Делекторский A.A. Особенности работы эластомерных анодов // Территория нефтегаз. 2006 г, №6, С. 44 - 55.

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

96. Догадкин Б.А., Донцов A.A., Шершнев В.А. Химия эластомеров М.: Химия. 1981. -374с.

97. Долгов И.А., Пахтусов C.B., Опыт проведения внутритрубной диагностики магистральных газопроводов предприятия «Тюментрансгаз» / В сб. докладов Девятой Международной Деловой встречи Диагностика-99. М.:ИРЦ Газпром, 1999. - с. 54-67.

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

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

100. Ермолов И.Н. Методики измерения затухания ультразвука: Обзор // Заводская лаборатория. -1992. №6. - С. 26-30.

101. Ермолов И.Н. Теория и практика ультразвукового контроля. М.: Машиностроение, 1981. -240 с.

102. Ермолов И.Н., Басацкая Л.В. К расчету поля фокусирующего ультразвукового преобразователя //Дефектоскопия. 1992. - №8. - С. 92-94.

103. Ефремов А.П., Ким С.К. Анализ коррозионного разрушения и ингибиторная защита промыслового оборудования нефтяных месторождений ООО "Лукойл-Коми" // Защита металлов. 2006. - Т.42. - №2. - С. 210-216.

104. Жетвик Н.М., Раховская Ф.С., Ушанов В.И. Удаление окалины с поверхности металла. М.: Металлургия, 1964. -195 с.

105. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976. -472 с.

106. Завьялов В.В. Особенности коррозионного разрушения трубопроводов на месторождениях Западной Сибири // Защита металлов. 2003. -т. 39.-№3.-С. 306-310.

107. Завьялов В.В., Кузнецов Н.П. Влияние параметров газожидкостного потока на эффективность ингибиторов коррозии в условиях высокообводненной продукции // Нефтегазопромысловое дело. 2003. - №10. - С. 47-50.

108. Зайцев Ю.В., Шаталов А.Т. Влияние характера газожидкостного потока на эффективность ингибиторной защиты // Газовая промышленность, 1978. №2. — С. 19-23.

109. Защита оборудования от коррозии: Справочник / Под ред. Строкана Б.В. Л.: Химия, 1987. - 505 с.

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

111. Зейпалов С.Д. Исследование некоторых ингибиторов коррозии в системе кислый электролит-углеводород // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - №3. - С. 7-9.

112. Зиневич A.M. Метод прогнозирования скорости старения покрытий подземных металлических трубопроводов // Строительство трубопроводов. -1966.-№ 8.-С. 14-16.

113. Зиневич A.M. Прогнозирование долговечности защитных покрытий подземных трубопроводов // Строительство трубопроводов. 1971. - №11. - С. 1314.

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

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

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

117. 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. 2326.

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

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

120. Зорин A.A. Бесконтактная диагностика металла при электрометрическом обследовании трубопроводов / А. А. Зорин, В. В. Першуков, В. В. Мартынов // Газовая промышленность. 2007. - №5. - С.68-69.

121. Иванов Е.С., Лазарев В.А., Идиятуллин Л.С. Новые ингибиторы для защиты от коррозии нефтегазодобывающего оборудования // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2003. - №10. - С. 8-10.

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

123. Иванцов, О.М. Открытое письмо ученым коррозионистам // Строительство трубопроводов. - 1993. - №4. - С. 2 - 7.

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

125. ИНЖПРОЕКТ. Методики. URL http://www.vniistpro.ru/tehnologii/metodiki/

126. Инструкция по визуальному и измерительному контролю (РД 03-60603). Серия 03. Выпуск 39 / Колл.авт. М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. -104 с.

127. Инструкция по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией. М.: ВНИИСТ, 1976. 47 с.

128. Инструкция по оптимизации режимов УКЗ промплощадок, утв. Мингазпромом СССР 21.03.86. ВНИИГАЗ. 1986г.

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

130. Исакович М. А. Общая акустика. М.: Наука, 1973. - 573с.

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

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

133. Калинин А.Ф. Оценка состояния внутренней поверхности газопроводов // Изв. Вузов. Нефть и газ. 2004. - №1. - С. 82-87.

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

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

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

137. Касаткин В.Э., Гельман A.B. и др. Компьютерное моделирование систем катодной защиты разветвленных газопроводов / Защита металлов, 2003, том 39, №3, С. 300-305.

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

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

140. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Определение "задержки" жидкости и структуры газожидкостного потока в горизонтальном трубопроводе по методике Итона // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2006. -№4.-С. 26-31.

141. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Расчет объема "задержки" жидкости, выносимой из горизонтального трубопровода, при изменении расходных параметров газожидкостного потока // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2006. - №4. - С. 32-34.

142. Классен В.И. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1978, 90 с.

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

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

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

146. Конакова, M.А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей / М. А. Конакова, Ю. А. Теплинский. СПб.: Инфо-Да, 2004. - 358 с.

147. Конелли Г., Желлар Г. Трехслойные трубопроводные покрытия для повышенных температур эксплуатации // Нефть, газ и нефтехимия. 1990. - №3. -С. 66-71.

148. Коновалов Г.Е., Кузавко Г.Е. Отражение упругих волн от частично закрепленной границы с акустически плотной средой // Дефектоскопия. 1991. -№8. - С. 21-27.

149. Копытин, В.Е. Особенности расчета параметров катодной защиты с эластомерными электродами анодного заземления протяженного типа // Территория Нефтегаз. 2005. - №2. С. 19 - 23.

150. Корбачков, Л.А. Коррозионное разрушение металла подземного трубопровода по механизму макропар М.: ИРЦ Газпром. - 1999. - 64с.

151. Королев М. В., Карпельсон А. Е. Широкополосные ультразвуковые пьезопреобразователи. М.: Машиностроение, 1982. - 157 с.

152. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела : Учебник для ВУЗов / А. А. Корщак, А. М. Шаммазов Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. - 544 с.

153. Коряченко В. Д. Статистическая обработка сигналов дефектоскопа с целью увеличения отношения сигнал-шум при реверберационных помехах // Дефектоскопия. 1975. - № 1. - С. 87-95.

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

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

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

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

158. Куна А.Т. Техника экспериментальных работ по электрометрии, коррозии и поверхностной обработке металлов: Справочник / А.Т. Куна., A.M. Сухотина. Л.: Химия, 1994. - 551 с.

159. Куров О.В., Василенко И.И. // Защита металлов. 1981. -Т.17. - №3.1. С. 266-270.

160. Лепендин Л.Ф. Акустика. М.: Машиностроение, 1979. - 226 с.

161. Линз Дж. Влияние катодной пленки на поверхность трубопровода // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1993. №5. - С. 64 - 66.

162. Ловачев, В. А. Влияние мерзлого грунта на измерения потенциала при использовании метода катодной поляризации /В.А.Ловачев, Е.А.Подсеваткина //Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1995. №2 - С. 5 - 11.

163. Лошкарев М.А. и др. Основные вопросы современной теоретической электрохимии. М.: Мир, 1965. - с. 380.

164. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979.-319 с.

165. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем М.: ИЦ «ЕЛИМА»., - 2004. - 1104с.

166. Макарова, Н. В. Статистика в Excel : учебное пособие / Н. В. Макарова, В. Я. Трофимец М. : Финансы и статистика, 2002. - 368 е.: ил.

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

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

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

170. Методика проведения электрометрического обследования коммуникаций промплощадок. М: ОАО «Газпром», 1999, 39 с.

171. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от коррозии / Н.П. Глазов , И.В. Стрижевский, A.M. Калашникова и др. М.: Недра, 1978.-С.127

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

173. Миндюк А.К., Свист Е.И., Гопаненко А.Н. Вязкость как эксплуатационное качество ингибиторов сероводородной коррозии // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1973. №8. - С. 8-9.

174. Миненко В.И. Магнитная обработка водно-дисперсных систем. Киев: Техника, 1970, 51 с.

175. Мирошниченко O.A., Кутовая A.A. Коррозия внутренней поверхности магистральных газопроводов и конденсатопроводов // Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - №2. - С. 3-6.

176. Мустафин, Ф.М. Защита трубопроводов от коррозии /М.Ф.Мустафин, Л.И.Быков, А.Г.Гумеров и др. //Том 2: Учебное пособие. СПб.: ООО «Недра», 2007.-708с.

177. Надежность и ресурс газопроводных конструкций: Сб. науч. тр./М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003.-425 с.

178. Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в СевероЗападном регионе России: Науч.-техн. сб. в 4 ч. Ч. 3. Транспорт газа/ Филиал ООО «ВНИИГАЗ» «Севернипигаз». - Ухта, 2005. - 244 с.

179. Негреев В.Ф., Фархазов A.A., Абрямов Д.М. и др. Электрохимические методы оценки эффективности ингибиторов коррозии в продукции нефтяных скважин // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - №6. - С. 8-11.

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

181. Низьев, С. Г. О новых Технических требованиях для наружных антикоррозионных покрытий магистральных нефтепроводов / С. Г. Низьев // Коррозия территории нефтегаз. 2003. - №11 - С.8-14.

182. Никитенко, Е.А. Электрохимическая коррозия и защита магистральных газопроводов М.: Недра, 1972. - 120с.

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

184. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН //АК Транснефть, 1999. 80с.

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

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

187. Палашов В.В. Расчет полноты катодной защиты Л.: Недра, 1988.135с.

188. Панченко Е.В., Скаков Ю.А., Кример Б.Н. и др. Лаборатория металлографии. М.: Металлургия, 1965. -439 с.

189. Пат. 2125679 Российская Федерация, МПК6 F16 L 58/00 Способ защиты трубопровода от коррозии / А.Л. Бушковский, Л.В. Прасс, О.В. Гавлилюк; заявитель и патентообладатель ОАО «Томскнефть». № 96119240/06; заявл. 25.09.1996; опубл. 27.01.1999.

190. ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов; Введ. 10.06.2003. М.: ПИО ОБТ, 2003. - 153 с.

191. Петров H.A. Зонд-модульная технология контроля поляризационных потенциалов подземных изолированных трубопроводов // Сб. докладов Девятой Международной Деловой встречи Диагностика-99. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

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

193. Петров H.A. Проект новой редакции правил технической эксплуатации магистральных газопроводов // В сб. Материалы совещаний, конференций, семинаров. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 187с.

194. Петров H.A., Маршаков А.Н., Михайловский Ю.Н. Компоненты коррозионного мониторинга подземных трубопроводов // Сб. Материалы совещаний, конференций, семинаров. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 187 с.

195. Петров H.A., Фатрахманов Ф.К. Новый подход к решению задач диагностики и ограничения растрескивания трубопроводов с позиций электрохимии // Сб. научных трудов "Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем". М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 273 с.

196. Петров, Н. А. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации / Н. А. Петров. М. : 1974. - 367 с. (Обзор зарубежной литературы / ВНИИИОЭНГ);

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

198. Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ; Введ. 22.07.1998. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998.-45 с.

199. Полозов А.Е. Автоматический ввод ингибиторов коррозии в технологические коммуникации при добыче и транспорте природного газа // Обз. инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1976. - №1. - С. 15-18.

200. ПР-13.02-74.30.90-КТН-003-1-00. Правила проведения обследований коррозионного состояния магистральных нефтепроводов; Введ. 11.03.2000. М.: ГУП Издательство Нефть и газ, 2003. - 9 с.

201. Приборы для неразрушающего контроля: Справочник / Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1986. - 351 с.

202. Притула В.В. Передовые рубежи отечественной науки в области катодной защиты от подземной коррозии. // Практика противокоррозионной защиты. -1998 г. №9 - С. 10 - 15.

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

204. Притула В.В. Новые конструкции анодных заземлений и их классификация по области применения в системах катодной защиты объектов РАО "Газпром" // Сб. Материалы совещаний, конференций, семинаров. М.: ИРЦ Газпром.-1997.-187 с.

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

206. Притула, В. В. Проблемы эксплуатации трубопроводов / В. В. Притула // Коррозия территории нефтегаз. 2006. - №2(4). - С.56-59.

207. Притула, В.В., Гусев В.П., Иванцов О.М. Энергетика наводораживания трубной стали и стресс-коррозия // Строительство трубопроводов. -1993. №1. - С. 24-30.

208. Промысловые трубопроводы и оборудование: Учебное пособие для вузов / Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. М.: ОАО «Издательство «Недра», 2004. - 662 с.

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

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

211. Противокоррозионная защита оборудования в нефтегазовой промышленности с помощью ингибиторов коррозии: Обзор. Экспресс-информация. М.: ВИНИТИ, 1997, N 9-10, 25 с.

212. 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. 77-84.

213. Путилова И.Н., Балезин С.А., Баранник В.П. Ингибиторы коррозии металлов. М.: Госхимиздат, 1958. - 248 с.

214. Разработка системы прогнозирования параметров комплексной защиты магистральных трубопроводов // Отчет о НИР М.: ВНИИСТ, 1985. - 108с.

215. Райордан, М.А. Изменение традиционной концепции катодной защиты. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1991. №3 - С.54-56.

216. Рахматуллин Н.М., Файзуллин С.М., Аскаров P.M. Переизоляция газопроводов: опыт ООО «Баштрансгаз» // Газовая промышленность. 2007. -№2. С. 48-52.

217. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов; Введ. 01.03.2008. М.: НТЦ Промышленная безопасность, 2002 - 75 с.

218. РД 39-30-467-80. Руководство по контролю качества изоляционного покрытия законченного ремонтом участка действующего трубопровода; Введ. 28.12.1980. М.: ВНИИСТ, 1981 - 12 с.

219. РД 39Р-00147105-025-02. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов; Введ. 01.11.2002. Уфа: ССП ХНИЛ "Трубопроводсервис" № 2002 - 14 с.

220. РД-29.200-00-КТН-176-06. Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозионной защиты; Введ. 22.05.2006. М.: ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ», 2006. - 95 с.

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

222. Рекомендации по электрическим измерениями изысканиям / М.: ВНИИСТ, 1968.-73 с.

223. Родионова И.Г., Баклянова О.Н., Зинченко С.Д. Роль неметаллических включений в ускорении процессов локальной коррозии нефтепромысловых трубопроводов // Черная металлургия. 2005. - №1. - С. 5457.

224. Розенфельд И.Л. Замедление коррозии в нейтральных средах. М.: Изд. АН СССР, 1953. - 248 с.

225. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия, 1977. - 352 с.

226. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлических сооружений -М.:Металлургия, 1975.-258 с.

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

228. Розенфельд И.Л., Велиева Р.К. // Труды института неорганической и физической химии АН Азерб. ССР. Баку, 1971. - Т.2. - С. 222.

229. Розенфельд И.Л., Жигалова К.А. Ускоренные методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия, 1966.-347 с.

230. Розенфельд И.Л., Шустова З.Ф., Фризман B.C. и др. // Итоги науки и техники. Сер. Коррозия и защита от коррозии. Т. 1. - М.: ВИНИТИ, 1971. - С. 103105.

231. Розенфельд И.Л. Итоги науки и техники. Сер. коррозия и защита от коррозии. / И.Л. Розенфельд, З.Ф. Шустова, B.C. Фризман и др. Т.1. - М.: ВИНИТИ, 1971.-С. 103-105.

232. Романов B.B. Методы исследования коррозии металлов. М.: Металлургия, 1965. - 280 с.

233. Рудой В.Н., Останин Н.И., Зайков Ю.П. Проектирование катодной защиты подземных трубопроводов. Екатеринбург: УПИ, 2005. 28 с.

234. Руководство по применению метода магнитной обработки нефтегазоводяной смеси "МУПС АзНИПИнефть" РД - 39-3-597-81, Миннефтепром, АзНИПИнефть, Баку, 1981, 35 с.

235. Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземных газопроводов, т.1; т.2. М.:ВНИИГАЗ. М. 1986.

236. Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты трубопроводов М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1994. - 179 с.

237. Санжаровский А.Т. Изоляционные материалы и покрытия для защиты труб от коррозии / А.Т. Санжаровский, В.Б. Потапов, Е.В. Петрусенко, Б.В. Уразов // Строительство трубопроводов. 1997. - №1. - С.21-28.

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

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

240. Саркисов A.M., Фаерман И.Л., Малахова Т.Х. Влияние ингибиторов коррозии на коррозионно-усталостную прочность стали в пластовых водах // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1972. №5. - С. 10-12.

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

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

243. Сборник руководящих материалов по защите городских подземных трубопроводов от коррози Л.: Недра, 1987. -408 с.

244. 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.

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

246. Сергеева, Т.К. Металлургические концепции диагностики состояния газопроводов на участках повышенного риска стресс-коррозии // Защита металлов.-1997.- №3.- С. 247-251.

247. Сидоров, Б. В. Комплексный подход к оценке фактического состояния подземных газопроводов / Б. В. Сидоров и др. // Надежность газопроводных конструкций : Сб. науч. тр. / М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1990. С. 24 - 39.

248. Сидоров, Б. В. Оценка состояния изоляционных покрытий подземных трубопроводов / Б. В. Сидоров, В. В. Харионовский, С. А. Мартынов // Контроль. Диагностика. 2001. - №6. - С.7-15.

249. Ситенков В.Т. Гидродинамическая коррозия двухфазных трубопроводов нефти и газа // Нефть, газ. 2004. - №4. - С. 14-16.

250. Скоргеллети В.В. Теоретические основы коррозии металлов. Л.: Химия, 1973.-263 с.

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

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

253. Скучек Е. Основы акустики. М.: Наука, 1976. - 398 с.

254. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы; Введ. 01.01.1986. -М.: ФГУП ЦПП, 2005-60 с.

255. Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов: Сб. науч. тр. / УГНТУ. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 242 с.

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

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

258. СТО Газпром РД 39-1.10-0088-2004. Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов; Введ. 15.03.2004. М. ; ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 8 с.

259. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов; Введ. 28.08.2007. М. ; ООО «ИРЦ Газпром», 2007.-43 с.

260. СТО Газпром 2-3.5-045-2006. Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром". -Взамен ВРД 39-1.10-043-2001; Введ. 26.12.2005. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. -34 с.

261. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов; Введ: 30.12.2005. М. ; ООО «ИРЦ Газпром», 2006. -196 с.

262. Стрижевский, И. В. Защита подземных металлических сооружений от коррозии / И.В. Стрижевский, А.Д. Белоголовский, В.И. Дмитриев и др. М. : Стройиздат, 1990. - 302 с.

263. Строкан Б.В. Защита оборудования от коррозии // Справочник. Л.: Химия, 1987.-505с.

264. Стругацкий М.К., Надеенский Б.П. Общая химия М.: Высшая школа, 1965.-392 с.

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

266. Стюарт A.A. Борьба с внутренней и наружной коррозией магистральных газопроводов // В сб. ВИНИТИ Транспорт и хранение нефти и газа. 1960. - №42.-С. 21-24.

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

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

269. 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.

270. Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустановках, 2-ое изд. М.: Энергоиздат, 1985. - С. 25-31.

271. Теплинский Ю. А. Коррозионная повреждаемость подземных трубопроводов / Ю. А. Теплинский, Н. И. Мамаев СПб.: ООО «Инфо-да», 2006. -406 с.

272. Теплинский Ю.А. Методическое обоснование по выбору участков газопроводов для ремонта изоляции / Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В. и др. // Транспорт и подземное хранение газа: Науч.-техн. сб. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2006. - №1. - С.14-19.

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

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

275. Тихомиров E.H. Монтаж, наладка и эксплуатация устройств электрохимической защиты. Л.: Недра, 1976. с 130.

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

277. Томашов Н.Д. // Итоги науки и техники. Сер. Коррозия и защита от коррозии. -Т. 1.-М.: ВИНИТИ, 1971.-С. 9-14.

278. Томашов Н.Д. Коррозия металлов с кислородной деполяризацией. -М. Л.: Изд-во АН СССР, 1947. - 258 с.

279. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М.: Изд. АН СССР, 1959.-522 с.

280. Томашов Н.Д., Жук Н.П., Титов В.А., Веденеева М.А. Лабораторные работы по коррозии и защите металлов. М.: Металлургия, 1971. -280 с.

281. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Коррозия и коррозионно-стойкие сплавы. М.: Металлургия, 1973. - 232 с.

282. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Пассивность и защита металлов от коррозии. М.: Наука, 1965. - 208 с.

283. Томашов, Н.Д. Коррозия металлов с кислородной деполяризацией. Текст. / Н.Д. Томашов. Л.: Изд-во АН СССР, 1947. - 258 с.

284. Трубопроводный транспорт нефти / С.М. Вайншток, В.В. Новоселов, АД. Прохоров, A.M. Шаммазов и др.; Под ред. С. М. Вайнштока: учеб. для вузов: в 2 т. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. -Т.2. - 621 с.

285. Тычкин, И. А. Современные средства и методы оценки состояния ЭХЗ и изоляционных покрытий подземных трубопроводов / И. А. Тычкин, А. В. Митрофанов, С. Б. Киченко. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - 130 с.

286. Тюлин В. Н. Введение в теорию излучения и рассеяния звука. М.: Наука, 1976.-254 с.

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

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

289. Улиг Г. Коррозия металлов. Пер. с англ. под ред. Турковского A.B. -М.: Металлургия, 1968.-306 с.

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

291. Фаизов, Р. Б. Актуальность и экономические аспекты проблемы коррозии и защиты металлических сооружений / Р. Б. Фаизов // Нефть. Газ. Промышленность. 2004. - №3(8). - С. 13-17.

292. Фатрахманов Ф.К. Концепция и пути оптимизации катодной защиты коммуникаций промплощадок / Науч-техн. сбор. Современные проблемы трубопроводного транспорта газа. -М: ВНИИГАЗ, 1998, 408-411 с.

293. Фатрахманов, Ф.К. Методика измерений потенциала при "интенсивных" обследованиях подземных трубопроводов с несинхронными отключеньями УКЗ /Ф.К. Фатрахманов //В сб. Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем М.: ВНИИГАЗ, 1998,- С. 195-200.

294. Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ. (ред. От 30.12.2008) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»; Введ. 11.01.2009. М.: Российская газета №145, 30.07.1997.

295. Фрейман Л.И. Защита подземных металлических сооружений от коррозии: Справочник. М.: Стройиздат, 1990. - 394 с.

296. Фрейман Л.И., Манаров В.А., Брыснин И.Е. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях и электрохимической защите. Л.: Химия, 1972.-239 с.

297. Фрейман Л.И., Стрижевский И.В., Юнович М.Ю. Коррозия и защита городских и подземных трубопроводов от влияния внутренней коррозии. М.: ОНТИ АКХ, 1986.-219 с.

298. Фрумкин А.Н. и др. Кинетика электродных процессов. М.: Изд. МГУ, 1952.-319 с.

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

300. Харионовский В.В. Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и перспективы // Газовая промышленность. 1995. - № 11. - С. 28-30.

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

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

303. Харисов P.A. Основные причины возникновения дефектов изоляционных покрытий / P.A. Харисов, А.Р. Хабирова, Ф.М. Мустафин, Р.А.Хабиров // Нефтегазовое дело. 2005. - №4. - С. 10-18.

304. Харисов P.A. Современное состояние защиты трубопроводов от коррозии полимерными покрытиями / P.A. Харисов, А.Р. Хабирова, Ф.М. Мустафин, Р.А.Хабиров // Нефтегазовое дело. 2005. - №4. - С.3-29.

305. 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.

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

307. Червяков А.Н., Киселева С.А., Рыльникова А.Г. Металлографическое определение включений в стали. — М.: Металлургиздат, 1962. 116 с.

308. 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.

309. Чернов В.Ю., Макаренко В.Д. и др. Причины и механизм локальной коррозии промысловых нефтепроводов // Физ.-хим. мех. Материалов. 2002. -Т.38. - №5. - С. 97-102.

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

311. 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.

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

313. Яковлев А.Я., Романцов С.В., Савченков С.В., Кузьбожев А.С. Актуальные проблемы длительной эксплуатации конденсатопроводов ООО Севергазпром // Газовая промышленность. 2004. - №3. - С. 57-59.

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

315. Alund L.R. Polypropylene system scores high as pipeline anti-corrosion coating / L.R. Alund // Oil and Gas J. 1992. - №50. - P.42-45.

316. Baeckmann W.V. Chemiker Ztg. Text. /W.V. Baeckmann, 1963. PP. 87,395.

317. Bandyopadhyay N. Sponseller D.L., Diesburg D.E. // Corrosion. 1979. -V.35. - N4. - P.175.

318. Beavers J. A. Effect coating on SEC of pipelines new development. Prevention of Corrosion Conference Houston, Texas, October, 1994.

319. Biefer C.J. // Corrosion. 1976. - V.32. - №9. - P.378.

320. Borrini D., Ricotti M.E., Bonardi M. Evaluation of erosion-corrosion in multiphase flow via CFD and experimental analysis // Wear. 2003. - №1. - P. 237245.

321. Briggs A., Airey R., Edwards B.C. // J. Mater. Sci. 1981. - V.16. - №1.1. P.125.

322. Cameron G.R., Helgeland D. Internal corrosion model predicts corrosion severity in pipelines // Corros. Prev. and Contr. 2005. - №2. - P. 59-60

323. Carter C.S. // Corrosion. 1969. - V.25. - №10. - P.423.

324. Cathodic protection to mitigate external corrosion of underground steel pipe beneath disbouded coating / Gan F., Sun Z.-W. Sabde G., Chin D.-T. // Corrosion (USA). -94,-50. №10. С 804-816

325. Chan Li, Bei Cao, Yinshun Wu. An electrochemical method for evaluating the resistance to cathodic disbondment of anti-corrosion coatings on buried pipelines //

326. Journal of University of Science and Technology Beijing, Mineral, Metallurgy, Material, Vol. 14, Issue 5, October 2007, P. 414-419.

327. Chemical and electrochemical conditions on steel under disbonded coatings: the effect of applied potential, solution resistivity, crevice thickness and holiday size / Perdome J. J., Song I. // Corros. Sci. 2000. -42, №8. - С 1389-1415

328. Corrosion Control org Coat Conf. Bethlehem Text. /1980.

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

330. Current distribution and electrochemical environment in a cathodically protected crevice / Chin D.T., Sabde G.M. // Corrosion (USA). 1999. - 55. № 3. - С 229-237

331. Discussion the application of impedance measurements for the determination of the probability of the course corrosion processes / Mansfeld Florian // Corros. Sci. -1998. 40, №6 - С 1045.

332. Distribution of steady-slate cathodic currents under heath disbonded coating / Browseau R., Qian S. // Corrosion (USA) 94. - 50. №12. - С 907-911

333. 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.

334. Geschichte des lackes, Dtch. Farben Text. /1958. -Z. 10-251.

335. Hallen J.M., Gonzales J.L., Caleyo F. Оценка целостности внутренней поверхности и ремонт трубопровода высокосернистого нефтяного газа // Oil and Gas J. 2002. - T.100. - №15. - P. 62-66.

336. Koehler, E. Corrosion /1984. v.40. - №1. - PP.5-8.

337. Kowaka M., Yamanaka K. // J. Soc. Mater. Sci. Jap. 1981. - V.30. -№337. — P.981.

338. Lea C. // Corrosion. 1984. - V.40. - №7. - P.337.

339. Leeds, J.M. Interaction between coatings and CI deserves basic review / J.M. Leeds // Pipe Line and Gas Industry. 1995. - № 3. - P.21-25.

340. Mabuchi H. // Trans. lron& Steel Inst. Jap. Int. 1982. - V.22. - №12.1. P.967.

341. 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.

342. Muller, D.T. Corrosion coating for steel pipes / D.T. Muller // Pipes and Pipelines Int. 1992. - №2. - P.32-34.

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

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

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

346. 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.

347. Parkins, R.N. Corrosion Text. /R.N. Parkins //Generat. Equip. Proc. 8th Int. Brown Boveri Symp.

348. Polyethylene Coated Steel Pipes: JIS G3469.

349. Rahmel, A. Korrosion und Korrosionsschutz von. Stahler, Varlag Chemie Text. /A. Rahmel, W. Scwenk Weinheim. - 1977.

350. Schwenk W. /3R International, v. 17. - №17. - 1976. - PP. 389-394.

351. Serikawo O. // J. Iron & Steel Inst. Jap. 1983. - V.69. - №13. - P.1357.

352. Slattery P.W. //Austalas. Corros. Eng. 1973. -V.17. - №9. - P. 19.

353. Thompson A.W., Bernstein I.M. // Advances in corrosion science and technology / E.d. Fontana M.G., Staehle R.W. N.Y.: L.: Plenum Press, 1980.

354. Wilde, B.E. Corrosion Text. /Wilde B.E. Houston. - 1971,- P.27, 326.

355. 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

Агиней, Руслан Викторович
доктора технических наук
Ухта, 2009
ВАК 25.00.19

Диссертация

Разработка методов повышения эффективности противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы