Развитие методов диагностирования изоляционных покрытий нефтегазопроводов

Меркурьева, Ирина Анатолиевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Развитие методов диагностирования изоляционных покрытий нефтегазопроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Развитие методов диагностирования изоляционных покрытий нефтегазопроводов"

На правах рукописи

УДК 622.691.4.04.14:620.693/197

□□3484321

МЕРКУРЬЕВА ИРИНА АНАТОЛИЕВНА

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 6 НОЯ 2009

Ухта-2009

003484321

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

Научный руководитель: кандидат технических наук

Агиней Руслан Викторович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Кучерявый Василий Иванович

кандидат технических наук Маматкулов Абдуманноп Абдугаффарович

Ведущая организация: ОАО «Северные магистральные

нефтепроводы»

Защита состоится 17 декабря 2009 г. в 1400 часов на заседании диссертационно] совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете г адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственно] технического университета.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного техничесю го университета www.ugto.net в разделе «Диссертационный совет» Автореферат разослан 14 ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. В период с 1960 по 1970 годы в нашей стране интенсив-ыми темпами построена разветвленная сеть трубопроводов диаметром 1220-1420 мм, изолированных от почвенной коррозии полимерными лентами трас-ового нанесения и покрытиями на основе битума, армированного стеклохолстом.

В процессе эксплуатации стало очевидным, что данные покрытия из-за несо-ершенной технологии нанесения и низких показателей механической прочности на яде участков газопроводов утратили свою работоспособность.

Применяемые в настоящее время электрометрические методы, оценивающие шдатные свойства изоляции, оказались неэффективны применительно к ленточным окрытиям и связанной с ними проблеме т.н. подпленочной коррозии. При этом воз-икает необходимость в совершенствовании известных методов, что позволило бы |)фективнее выявлять наиболее поврежденные участки нефтегазопроводов с целью оррозионного мониторинга и выборочного ремонта покрытия.

Сегодня широкое применение при реконструкции и в новом строительстве ефтегазопроводов большого диаметра получили трубы с покрытием из экструдиро-анных в заводских условиях полимерных материалов. Такие покрытия более со-ершенны, но, как показывает опыт, и они повреждаются в условиях хранения, ранспортировки, монтажа и эксплуатации труб.

Для диагностирования заводских покрытий разработан ультразвуковой (УЗ) еверберационный метод, однако он выявляет повреждения при расположении дат-ика с наружной поверхности трубы, что не позволяет эффективно применять метод ля контроля труб хранящихся в штабеле и рекомендовать метод для реализации в оставе внутритрубного диагностического комплекса.

Это предопределяет необходимость совершенствования методов оценки тех-ического состояния изоляционных покрытий.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследова-глей, среди которых: Н.П. Алешин, В. Бекман, И.Ю. Быков, Л.И. Быков, Л.М. Бреховских, А.Г. Гумеров, Г.А. Воробьева, И.Н. Ермолов, О.М. Иванцов, Ф.М. Мустафин, А.Е. Полозов, В.Н. Протасов, И.Л. Розенфельд, Ю.А. Теплинский, В.В. Харионовский, В. Швенк и др.

Цель работы. Развитие методов контроля изоляционных покрытий подземных трубопроводов, выявляющих повреждения с поверхности земли и при помощи внут-ритрубных дефектоскопов.

Задачи исследования:

1. Обосновать критерии выявления сквозных повреждений в покрытии с уч том условий измерения и параметров катодной защиты.

2. Разработать способы определения местоположения повреждения покрыт! на трубопроводе.

3. Разработать методику прогнозирования дефектообразования покрытий.

4. Разработать ультразвуковую методику и критерии выявления поврежден] заводских покрытий изнутри трубопровода для возможности ее применения на тр бах сложенных в штабель, а также в составе внутритрубного диагностического ко: плекса.

5. Реализовать методику ультразвукового контроля заводского покрытия тр; на промышленном объекте.

6. Оценить экономическую целесообразность и эффективность разработа ных решений.

Научная новизна:

- Доказано, что площадь эквивалентного повреждения покрытия 8ПОв> опред ляемая по результатам электроизмерений зависит от условий измерения и параме ров работы катодной защиты и может быть установлена из выражения:

, !2а2 1 2и(х12 + а,2)3'2 2тс(х22 +а22)3'2 \

где ф - эмпирический коэффициент, определяемый по результатам контрол ных шурфований для данного типа покрытия и диаметра трубопровода; р - удельн электрическое сопротивление грунта, Омм; Ь - глубина залегания повреждения, у - расстояние между электродами сравнения, м; хь х2 - расстояние от места по ключения установок катодной защиты к газопроводу до места измерения; а^ а2 - м нимальные расстояния от анодных заземлителей УКЗ до газопровода; 1[, 12 - сила т ка на выходе УКЗ.

- Моделированием установлено, что при трехэлектродной схеме измерен градиентов потенциала на многониточной системе трубопроводов, градиент, хара теризующий повреждение исследуемого трубопровода, определяется вычитанш измеренных градиентов.

- Впервые для определения местоположения повреждения на трубопрово,, при электрометрических измерениях предложен коэффициент неоднородности по. катодного тока.

3„ов =фЛи/(-г— ¿к

Ь (Ь +у )

- Впервые расчетным путем установлены и подтверждены на лабораторных бразцах критерии ультразвуковой реверберационной методики при проведении онтроля со стороны металла труб при возможном изменении его толщины.

Основные защищаемые положения:

- Методика учета условий измерения и параметров катодной защиты при интерпретации результатов выявления повреждений покрытия электроизмерениями;

- Способы определения местоположения дефекта покрытия по окружности трубопровода;

- Методика адаптации линейных координат электроизмерений к координатам геолого-инженерных изысканий для точного установления места повреждения покрытия;

- Методика прогнозирования дефектообразования покрытия трубопроводов;

- Критерии ультразвуковой реверберационной методики диагностирования покрытия при контроле со стороны металла трубы.

Практическая ценность работы заключается в развитии дистанционных методов выявления повреждений покрытия длительно эксплуатируемых трубопроводов потенциально опасных для коррозионного состояния металла трубы, а также в разработке ультразвуковой методики контроля заводских покрытий, адаптированной для контроля прикромочных областей покрытия труб сложенных в штабель. Установленные критерии УЗ методики являются предпосылками для разработки внутри-трубных снарядов нового поколения, способных оценивать состояние покрытия.

Методика ультразвукового контроля реализована при освидетельствовании заводского покрытия более чем двух тысяч труб ненормативного хранения, предназначенных для газификации Камчатской области. В результате внедрения установлена возможность использования труб для строительства газопроводов, предложены наиболее эффективные способы ремонта повреждений покрытия.

По результатам выполненных исследований разработан и утвержден Стандарт организации «Газпром трансгаз Ухта» СТО 00159025-60.30.21-21.1.2007 «Методика акустического контроля покрытий с внутренней поверхности труб». Стандарт введён 20.12.2007 г. и применяется на объектах ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: 7-ой Международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении», Брянск, 2007 г.; II Междуна-

родной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (в. 2007), ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.; Международной конференции «Цел« стность и прогноз технического состояния газопроводов» (РГГБО-2007), 00 «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.; Международной молодежной научно-техническс конференции «Севергеоэкотех», УГТУ, г. Ухта, 2008, 2009 гг.; Конференции сотру, ников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2008, 2009 гг.; В XV научно-практическс конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменьНИИгипрогаз» «Пр1 блемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2008», г. Тюмен 2008 г.; Научно-технических семинарах кафедры ПЭМГ Ухтинского государстве] ного технического университета в 2008, 2009 гг.; «Рассохинских чтениях», поев щенных памяти профессора Г.В. Рассохина, УГТУ, г. Ухта, 2009 г. 3-й Междунаро, ной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводно) транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 6 - в вед щих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, п ти глав, заключения и библиографического списка. Содержит 160 страниц текста, ( рисунок, 18 таблиц, список литературы из 130 наименований.

Содержание работы

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

В первой главе «Анализ состояния средств и методов выявлен! повреждений изоляционных покрытий подземных трубопроводов» проанализ рованы факторы, приводящие к дефектообразованию покрытий длительно эксплу тируемых трубопроводов, выполненных из полимерных лент и битумных матери лов. Автором они разделены на три группы: грунтовые условия, что связано с изм нением свойств грунтов в процессе строительства и естественными изменениями т плового режима (циклическое влагонасыщение и высыхание, замерзание и оттаив ние грунтов, оползневые процессы); электрохимическая защита, которая контрол рует явление катодного отслаивания, при этом интенсивность последнего зависит < длительности поляризации, плотности тока и физико-химических свойства грунт

качество строительства, зависящее от характеристики материала покрытия, его конструкции, технологии и качества нанесения, времени от момента нанесения покрытия до засыпки трубопровода, конструкции балластировки и особенностей ее взаимодействия с покрытием на трубе.

На основе анализа данных идентификации повреждений покрытия установлено, что все повреждения наиболее массового типа покрытия труб из полимерных лент можно разделить на три группы: сквозные повреждения; отслаивания и сдвиг покрытия.

Рассмотрены электрометрические (ЭМ) методы диагностирования покрытий длительно эксплуатируемых трубопроводов, теоретическую основу которых заложили ученые ФРГ Вальтер фон Бекман (Рургаз АГ), Вильгельм Швенк (институт Маннесман), в частности метод интенсивных электроизмерений. Однако методу присущ ряд недостатков, который не позволяет эффективно его использовать при коррозионном мониторинге трубопроводов, а именно: 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 ценность полученных измерений при назначении ремонтных мероприятий.

Исследованиями Ю.А. Теплинского и И.Ю. Быкова установлено, что во время транспортировки, хранения и монтажа труб с заводских покрытием, последние также подвергаются воздействию негативных факторов, приводящих к сдвигу и отслаиванию кромок покрытия. Специалистами филиала института ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ»-«Севернипигаз» разработан и запатентован метод УЗ диагностирования заводского покрытия труб. Метод работает только при установке УЗ датчика со стороны покрытия, что не позволяет диагностировать трубы, сложенные в штабель при их хранении и предложить метод для применения в составе внутритрубного ультразвукового комплекса.

Таким образом, для обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводов и назначения ремонтных мероприятий, необходима разработка эффективных методов диагностирования изоляционного покрытия, что и являлось целью работы.

Во второй главе «Совершенствование методик по прогнозированию повреждений в покрытиях трубопроводов» автором показано, что при ЭМ измерениях разность потенциалов между двумя электродами сравнения для повреждения покрытия круглой формы (при условии Б<1; у) определяется выражением:

ди = ф2-ф,

2 к

(

(12+у2)3.

где О - диаметр повреждения, м; ди - разность потенциалов (градиент), мВ; I- сш тока в месте измерения, А; р - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-] 1 - глубина повреждения от поверхности земли, м; у - расстояние между электрод ми сравнения, м (рис. 1).

Точечный дефект покрытия

Трубопровод

Рис. 1. Схема измерения поперечного градиента потенциалов при определении площади повреждения покрытия

Из формулы (1) следует, что ди зависит от силы тока в месте измерени удельного электрического сопротивления грунта, глубины прокладки трубопровод расстояния между электродами сравнения. Очевидно, что из двух значений градие] та потенциала, характеризующих одинаковые по площади повреждения покрыта большее значение будет иметь величина, фиксируемая ближе к точке подключен] катодной защиты к трубопроводу и при большем значении тока на выходе катоднс станции. Для элиминирования указанной погрешности, оценку повреждения покр! тия, выполняют с учетом потенциала трубы при включенных и выключенных ста циях защиты, однако это усложняет проведение измерений.

Для расчета площади повреждения по результатам измерения градиентов п тенциала автором введено понятие коэффициента пропорциональности ф и параме ра к учитывающего условия измерения и работу средств ЭХЗ в месте измерения:

5 го. = Диф/к (

где ф - безразмерный коэффициент, определяемый по результатам контрольнь шурфований для данного типа покрытия и диаметра трубопровода;

к = н (3)

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

Для определения сопротивления г, преобразуем выражение (1), перенеся па-1аметры среды в правую часть, а параметры, зависящие от работы СКЗ - в левую:

_ди_ р

I 2л

(4)

(12+у2)5.'

Тогда выражение (2) с учетом (3) и (4), при расположении участка трубопро-ода между двумя станциями катодной защиты, примет вид:

(I +у )

1,а,

*2а2

_2л(х/ +а,2)3'2 2я(х/ + а2")

2 \3/2

)

(5)

Для примера на рис. 2 представлены результаты измерения параметров и рас-:ета площади повреждения покрытия на участке МГ, км 14,7-18,7 при ф=1,05-10"2.

ди, мВ

18700 I, М

18700 1, М

1. м

Рис. 2. Зависимости измеряемых и расчетных параметров на участке газопровода

МГ, км 14,7-18,7: 1 - градиент потенциалов, 2 - расчетная плотность тока, ^ 3 -электрическое сопротивление грунта, г; 4 - параметр к; 5 - расчетная площадь

повреждений покрытия, 8ПОв-

Для учета тока, натекающего на параллельно проложенный трубопровод, ра. работаем модель, которая обладает следующими характеристиками (рис. 3): точеч ные сквозные повреждения расположены на средней образующей параллельно прс ложенных трубопроводов, обращенной к общему анодному заземлению их систем] катодной защиты; изоляционное покрытие непроницаемо для электрического токг сторонние источники и потребители тока отсутствуют; грунт однороден и изотрс пен.

-1общ=1|+12 <_12 , — скз 2

К-ПИ

^ГТолярносп» подключения

прибора Дефект 1 J Дефект 2

Рис. 3. Эквивалентная электрическая схема модели

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

и1=Г(1о6щ). (<

Показания прибора 2, являются функцией

и2=т

Соответственно, расчетное значение ирас, характеризующее интенсивность н; текания тока в дефект 1, является функцией от силы тока I]

ирас=Д10-

Т.к. 10бщ = 1г+ II или 1[= 10бщ - \г, для принятой модели расчетное значение ир; определяется как:

ирас=и1-и2.

Кроме этого с практической точки зрения важно уточнить местоположеш дефекта по отношению к вертикальной оси трубопровода (слева или справа), да снижения объемов земляных работ при идентификации.

Зная об асимметричности электрического поля вокруг трубопровода, мож* расположить электроды не симметрично относительно оси трубопровода, а по од* сторону от оси МГ ближе к анодному заземлению.

Показания вольтметров определятся уравнением 6. Причем в случае налич! повреждения покрытия со стороны установки электродов показания, приведенные

единому значению разноса электродов будут равны, т.к. электрическое поле в пределах расстановки электродов однородно. В случае расположения повреждения на противоположной стороне трубопровода, наблюдается возмущение поля, которое

можно определить через коэффициент неоднородности поля:

и*, и,

5= и*' "и, ■ (7)

иФ2

где Цу и2 и и*]/ -отношение расчетных и измеренных разностей потенциалов при заданном разносе электродов.

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

Дня определения и/ и2 при разносе второго электрода 5 м можно использовать график (рис. 4).

и,/и2

Рис. 4. Зависимость отношения Х^/Цг от удаления электрода первого для разной глубины прокладки трубопровода I

Как правило, точность определения координат точек интенсивных электроизмерений невысока, поэтому для того чтобы эти результаты можно было практически использовать, 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 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 м):

X: Хо, XI ... хт - координаты точек базового ряда (по данным инженерно-геологических изысканий), XI -хц =8, где ¡е[0;т];

У: уо, У\ - уп - координаты по результатам ЭМ, у1 - у].]= Б, где j б [0;п].

4. Приравнивают координаты контрольных реперов ряда У(у0, у„) к координатам ряда X (х0, хт), для этого изменяют шаг Б ряда У таким образом, чтобы обеспечить соответствие привязок реперов с базовым рядом.

5. Вычисляют координаты промежуточных рядов X и У1 по формулам

(8) (9)

У гУ\ - Уо „I-

х ¡=Х( - Хо

6. Определяют коэффициент несоответствия:

К^/у'п

7. Рассчитывают скорректированные значения координат ряда У11:

у" = у\хК-х0

(10)

(П)

Для определения предрасположенности участка МГ к дефектообразованию покрытия предложены повреждающие факторы (рис. 5).

Факторы, влияющие на повреждаемость покрытий

Сквозные дефекты | Дефекты сдвига Отслаивание

1. Текучесть грунта 1. Плотность грунта ненарушенной структуры 1. Глубина заложения трубопровода, м

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

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

1 Угол поворота трассы, град 1 Сцепление грунта, кПа 4. Время с момента нанесения до 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 б. Плотность грунта ненарушенной структуры

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

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

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

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

Рис. 5. Классификация факторов, вызывающих различные типы повреждения покрытия

Критерием высокой вероятности наличия повреждений покрытия является превышение индексом состояния покрытия (ИСП) критериального значения 10"3:

1=П1м (12>

¡-1

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

Система индексов для каждого фактора разработана на основе анализа состояния покрытия при капитальном ремонте МГ. На рис. 6 представлен пример расчета

индексов на участке МГ, 15,07-15,4 км. Значение ИСП

15070 15120 15170 15220 15270 15320 15370

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

В третьей главе «Разработка методики определения повреждений в покрытиях с возможностью ее применения в составе внутритрубных дефектоскопов» предложена модель двухслойной конструкции, имитирующая покрытие наклеенное на металл трубы, состоящая из слоев А и Б. УЗ колебания вводятся в слой А, при этом слой А имеет больший характеристический импеданс, чем слой Б (рис. 7).

Рис 7. Процесс распространения УЗ волн в модели: а) наличие акустического контакта между слоями А и Б; б) отсутствие акустического контакта между слоями А и Б; 1 - введенная УЗ волна; 2 - волны, распространяющиеся в слое А; 3 - волны,

распространяющиеся в слое Б

1 - зондирующий импульс; 2 - эхо-сигналы; 3 - огибающая эхо-сигналов; 4 - эхо-сигналы при распространении акустической волны в слое А; 5 - эхо-сигналы при распространении акустической волны в слое Б Рис. 8. Импульсы на экране дефектоскопа при распространении акустической волны: а) в слое А; б) в слоях А и Б при наличии контакта

Расчетным путем выбран ПЭП с рабочей частотой 5,0 МГц, диаметром пьезо-пластины 10 мм, который обеспечивает устойчивую реверберацию сигнала при толщине стенки трубы 12-17 мм.

Для определения критериев состояния покрытия изготавливают четыре образца из фрагментов металла трубы и покрытием разной толщины (табл. 1).

Таблица 1 - Характеристики образцов для лабораторных испытаний

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

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

Общая толщина покрытия, мм в т.ч. полиэтилена сополимера этилена 3,0 2,5 0,5 5,0 4,5 0,5 5,0 4,5 0,5 5,0 4,5 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, Иг 20 100 20 20

В результате получена серия осциллограмм экрана дефектоскопа (рис. 9) на основе которых разработаны критерии выявления отслоений покрытия при различных толщинах металла (табл. 2). Способ позволяет выявлять отслаивания диаметром более 7 мм с точностью определения границы -1-2 мм.

1Щ 0

7П 50 |Г

2- 1Нк ИИрМИ

1 10 20 за 40 50 60 70 80 30 мм

г° 0

■ ■

■ I

) 10 20 30 40 50 60 70 80 50 100 мм

00 \ д)

0 -

1 . Л

] 20 40 60 80 100 мм

Длина пробега импульса, мм

Рис. 9. Осциллограммы УЗ дефектоскопа в процессе сканирования фрагментов образцов 1 (а и б), 2 (в и г), 3 (д и е): а, в, д - бездефектный участок; б, г, е - центр наибольшего повреждения покрытия

Таблица 2 - Критерии выявления нарушения соединения полимерного покрытия с

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

Дефект Бездефектная область

Р„/Р„+1 п Рп/Рп+1 п

12 20 3,0 7 20 0,550,60 5-8 0,450,50 3-4

100 5,0 10 25 0,550,60 5-9 0,450,50 3-4

20 5,0 более 25 15 0,800,70 6-11 0,300,35 2-3

19 20 5,0 10 20 30 0,400,45 3-5 0,300,37 2-3

В четвертой главе «Промышленное внедрение ультразвуковой методики аттестации покрытия труб» представлены результаты аттестация более чем 2700 труб с заводским покрытием из экструдированного 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 юс применением.

Разработана технология диагностирования покрытия труб с учетом того, что степень развития дефектности покрытия труб зависит от времени их сверхнормативного хранения (большинство заводов-изготовителей устанавливают нормативный срок хранения в пределах от 6 до 12 месяцев), диаметра труб, типа покрытия, климатических условий хранения (колебаний температуры окружающего воздуха) и места нахождения труб в штабеле (верхний ярус или нижний).

Использование разработанных критериев для локализации повреждений контролем изнутри труб позволило эффективно применить УЗ методику на трубах уложенных в штабель.

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.

Статистическая обработка результатов исследования показала, что во время ремонта при удалении фрагмента дефектного покрытия можно использовать результаты, измеренные металлическим индентором толщиной около 0,8 мм для ускорения дефектовки (рис. 10).

250

Ширина удаляе\ ого участка увеличена на 100 мм

Ширина удаляе! юго участка увеличена I а 25 мм

100

200

300

400

500

600

Осевая ширина отслаивания, мм

Рис. 10. Зависимость абсолютной погрешности (в мм) при измерениях осевой ширины отслаивания индентором от осевой ширины, измеренной ультразвуковым методом

При этом если ширина отслаивания составляет до 100 мм, для вычисления ширины удаляемого фрагмента покрытия к измеренной ширине необходимо прибавить 25 мм, 100-200 мм - 50 мм, более 200 мм - 100 мм. Доказано, что в этом случае с вероятностью 0,98 удаляется весь дефектный участок.

В пятой главе «Оценка эффективности новых электрометрических способов контроля изоляционных покрытий» проведена оценка инвестиционной привлекательности проекта внедрения новой выборочно-детализированной технологии интенсивных измерений (рис. 11). Эффект достигается за счет ожидаемого снижения затрат на ликвидацию аварийных отказов вследствие уменьшения их числа за вычетом расходов на реализацию предлагаемой технологии и ремонт выявленных повреждений.

Рис. 11. Алгоритм выборочно-детализированной технологии интенсивных

измерений

Расчет показал, что экономический эффект от внедрения на участке МГ

Пунга-Ухта-Грязовец, 0,5-25 км, составляет более 8 млн. руб.

Основные выводы:

1. Установлено, что на точность определения размера повреждения в покрытии влияют условия измерений - сила тока натекающего в повреждение изоляции, глубина заложения трубопровода, удельное электрическое сопротивление грунта.

2. Предложены дистанционные способы, позволяющие определять положение повреждений покрытия по окружности трубопровода. Разработана методика адаптации линейных координат электроизмерений к координатам геолого-инженерных изысканий для точного установлении места повреждения покрытия.

3. Разработана методика прогнозирования дефекгообразования покрытия трубопроводов.

4. Разработана методика ультразвукового контроля заводского покрытия трубопроводов, позволяющая проводить контроль изнутри трубы, теоретически и на лабораторных образцах разработаны критерии выявления повреждений покрытия, полученные результаты создали предпосылки для применения методики во внутри-трубной дефектоскопии. Методика реализована при освидетельствовании труб с заводским покрытием, предназначенных для газификации Камчатской области.

5. Рассчитана экономическая эффективность от внедрения новых способов электрометрических измерений на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец, 0-25 км, которая составила более 8 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Теплинский Ю.А., Яковлев А.Я., Аленников С.Г., Меркурьева И.А. Пути развития функциональных возможностей внутритрубной дефектоскопии // Газовая промышленность. - 2009. - №1. - С. 64-66.

2. Колотовский А.Н., Меркурьева И.А., Северинова JLH. Перспективы акустического контроля полимерных покрытий с внутренней поверхности труб большого диаметра // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2009. - № 3. -С. 28-33.

3. Колотовский А.Н., Меркурьева И.А. Перспективы развития ультразвукового метода для многопараметрического контроля покрытия и металла труб газопрово-дов//Газовая промышленность.-2009. - №9. — С. 69-73.

4. Яковлев А.Я., Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Агиней Р.В. Акустический контроль полимерных покрытий трубопроводов / Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 80 с.

5. Алейников С.Г., Меркурьева И.А., Теплинский Ю.А. Поддержание работоспособности длительно эксплуатируемых газопроводов // Севергазпром. Стратегия и инновации научного поиска. Науч.-техн. сб. В 2ч. 4.2. - Ухта: Севернипигаз, 2007.

6. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В. и др. Экспериментальное определение параметров акустического контроля полимерных покрытий с внутренней поверхности труб // Контроль. Диагностика - 2008 - № 3 - С. 7 - 16.

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

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

9. Агиней Р.В., Меркурьева И.А. Развитие неразрушающих методов определения адгезионной прочности покрытия с металлом труб // Сборник научных трудов: материалы IX международной молодежной научной конференции (19-21 марта 2008 г.): в 3 ч.; ч. 2 / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 188-191.

10. Агиней Р.В., Меркурьева И.А. Ультразвуковой метод выявления повреждений изоляционного покрытия трубопроводов // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сборник тезисов докладов XV науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза, Тюмень, 20-22 мая 2008 г. — Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008. - С. 159.

11. СТО 00159025-60.30.21-21.2.2007. Методика акустического контроля покрытий с внутренней поверхности труб. Контроль качества гидроизоляционных покрытий / Долгушин Н.В., Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев A.C., Агиней Р.В., Меркурьева И.А. и др.- Ухта: Севергазпром - 2007. - 52 с.

Подписано в печать 12.11.2009 г. Формат А5 Уч. изд. л. 1,6. Тираж 100 экз. Заказ № /уУ- £ Отпечатано в отделе механизации и выпуска НТД Севернипигаза Лицензия КР №0043 от 9 июня 1998г. 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Меркурьева, Ирина Анатолиевна

Введение

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ ВЫЯВЛЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1.1. Факторы, влияющие на снижение работоспособности полимерных лент и покрытий на основе битума

1.1.1. Общая характеристика покрытий

1.1.2. Грунтовые условия

1.1.3. Электрохимзащита

1.1.4. Качество строительства и балластировки

1.2. Классификация повреждений покрытия

1.2.1. Сквозные повреждения

1.2.2. Сдвиг покрытия

1.2.3. Отслаивания

1.3. Актуальность своевременного выявления повреждений покрытий

1.4. Методы выявления повреждений в покрытиях подземных трубопроводов

1.5. Постановка задач исследования

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ ПОВРЕЖДЕНИЙ В ПОКРЫТИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Методика выявления сквозных повреждений в изоляции с учетом условий измерений и параметров катодной защиты

2.1.1. Теоретическое обоснование метода

2.1.2. Последовательность операций по выявлению сквозных повреждений в покрытии

2.1.3. Пример реализации способа

2.2. Методика определения местоположения повреждения в покрытии на трубопроводе

2.2.1. Учет асимметрии электрического поля в многониточной системе газопроводов

2.2.2. Разработка способа определения координаты повреждения покрытия на трубопроводе

2.3. Методика прогноза типа повреждения в изоляции трубопроводов

2.3.1. Сущность методов обработки исходной информации

2.3.2. Опытное опробование методики

2.3.3. Данные интенсивных электроизмерений

2.3.4. Данные периодических электроизмерений

2.3.5. Проектная и исполнительская документация на изоляцию и балластировку

2.3.6. Расчетная максимальная температура перекачиваемого продукта

2.3.7. Расчет интегрального коэффициента

2.3.8. Расчет ИСП на склонность к образованию отслаивания

2.3.9. Расчет ИСП на склонность к образованию сквозных дефектов

2.3.10. Расчет ИСП на склонность к образованию повреждений сдвига

2.3.11. Анализ результатов 67 3. РАЗРАБОТКА СПОСОБА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ В ПОКРЫТИЯХ

С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ В СОСТАВЕ ВНУТРИТРУБНЫХ

ДЕФЕКТОСКОПОВ

3.1. Разработка акустической модели полимерного покрытия на на металлической трубе

3.1.1. Анализ изменения интенсивности акустических колебаний вследствие их затухания

3.1.2. Трансформация акустических колебаний с перераспределением энергии волны на границе раздела слоев

3.1.3. Выбор граничных условий

3.1.4. Расчет коэффициентов отражения и прохождения

3.1.5. Учет наличия прослойки воздуха между слоями двухслойной модели

3.1.6. Учет наличия акустического контакта между слоями

3.2. Расчет параметров акустического контроля 81 3.2.1. Обоснование двухслойной модели по физико-акустическим характеристикам многослойного полимерного покрытия

3.3. Определение оптимальных параметров пьезоэлектрического преобразователя

3.3.1. Постановка задачи

3.3.2. Определение коэффициента затухания ультразвука в металлическом слое

3.3.3. Определение коэффициента отражения ультразвука от границы ПЭП

3.3.4. Расчет дифракционного ослабления ультразвука

3.4. Расчет параметров реверберации ультразвуковых колебаний

3.4.1. Отслаивание сополимера этилена от эпоксидного праймера

3.4.2. Нормативные параметры соединения слоев

3.5. Проведение лабораторных испытаний на образцах

3.5.1. Постановка задач испытаний

3.5.2. Методика проведения лабораторных испытаний

3.6. Критерии выявления нарушений соединения полимерного покрытия с металлическими трубами

3.7. Принципиальное решение контроля изоляции методом внутритрубной дефектоскопии

3.8. Аттестация покрытия труб длительного хранения 113 4. ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ УЛЬТРАЗВУКОВОГО МЕТОДА АТТЕСТАЦИИ ПОКРЫТИЯ ТРУБ

4.1. Объекты расположения труб

4.1.1. База УПТК «Камчатскстрой»

4.1.2. Участки проведения обследований изоляционного покрытия труб на трассе газопровода

4.1.3. Трубы в районе пос. Апача, реки Плотникова

4.2. Методика аттестации покрытия 124 4.3 Анализ результатов внедрения метода 128 5. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ НОВЫХ СПОСОБОВ КОНТРОЛЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ 138 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 145 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие методов диагностирования изоляционных покрытий нефтегазопроводов"

Актуальность работы. В период с 1960 по 1970 годы в нашей стране интенсивными темпами построена разветвленная сеть трубопроводов диаметром 12201420 мм, изолированных от почвенной коррозии, преимущественно, полимерными лентами трассового нанесения и покрытиями на основе битума, армированного стеклохолстом [3; 20; 49].

Вполне очевидно, что надежность трубопроводов в существенной степени зависит от состояния противокоррозионной защиты и, в частности от состояния изоляционного покрытия. Известно, что материал изоляции под влиянием специфических условий нахождения в грунтовой среде стареет и изменяет во времени свои защитные свойства [15; 21; 22; 23]. К настоящему времени стало очевидным, что данные покрытия из-за несовершенной технологии нанесения и низких показателей механической прочности для защиты от коррозии оказались мало пригодны, и на ряде участков газопроводов утратили работоспособность [103].

В этой связи большое значение имеет оценка защитной способности покрытий и методов выявления различных типов повреждений покрытий. Применяемые в настоящее время электрометрические методы, оценивающие защитные свойства изоляции, оказались малопригодны применительно к покрытиям полимерными лентами и связанной с ними проблеме т.н. «подпленочной» коррозии [12; 26; 71; 84]. Возникла необходимость в совершенствовании известных методов, что позволило бы эффективнее выявлять наиболее поврежденные участки газопроводов с целью выборочного ремонта изоляции.

В настоящее время все более широкое применение при реконструкции газопроводов находят трубы с полимерным покрытием заводского нанесения [110; 122; 130], а при новом строительстве закладывают 100 % таких труб. Однако для контроля качества покрытий используют методы, которые были разработаны применительно к традиционным типам покрытий - битумному, из полимерных лент и т.п. Это электроискровой контроль, измерение толщины и выборочно контроль адгезии [17]. Даже с учетом того, что испытания на адгезию нарушают целостность покрытий, ремонт поврежденных мест на таких покрытиях вполне приемлем, так как выполняется материалами, идентичными по свойствам нарушенному покрытию [24; 89].

Другое дело - заводские покрытия. Контроль существующими методами мало информативен, а испытания на адгезию в качестве приемочных испытаний вообще нецелесообразны как по причине необратимой (даже с учетом последующего ремонта) утраты гидроизолирующих свойств монолитного покрытия, так и в силу малой достоверности испытаний из-за масштабного эффекта [11; 14; 92].

В этой связи применительно к заводским покрытиям возникла необходимость создания нового направления по разработке нового метода испытаний, характеризующего прочность связи покрытия с металлом труб, на основе ультразвуковых колебаний [105], причем существует необходимость в критериях оценки, позволяющих проводить контроль как снаружи труб - со стороны покрытия, так и изнутри - со стороны металла. Представляется перспективным направление, основанное на контроле покрытия изнутри трубы и адаптированное к существующим технологиям внутритрубной дефектоскопии, как одному из самых эффективных методов контроля объектов большой протяженности.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований, представленный в диссертации, соответствует п.6.4. «Научно-техническое и методическое обеспечение эксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов и компрессорных станций» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг. и п. 4.2. «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечения надежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики и ремонта» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 гг., утвержденных соответственно 15.04.2002 г. и 11.10.1005 г. Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б.Миллером.

Работа выполнялась в рамках договорных тем филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз».

Цель работы. Целью диссертационной работы является развитие методов контроля изоляционных покрытий подземных трубопроводов, выявляющих повреждения с поверхности земли и при помощи внутритрубных дефектоскопов.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

- обоснованы критерии выявления сквозных повреждений в покрытии с учетом условий измерения и параметров катодной защиты;

- разработаны способы определения местоположения повреждения покрытия на трубопроводе;

- разработана методика прогнозирования дефектообразования покрытий;

- разработана ультразвуковая методика и критерии выявления повреждений заводских покрытий изнутри трубопровода для возможности ее применения на трубах сложенных в штабель, а также в составе внутритрубного диагностического комплекса;

- реализована методика ультразвукового контроля заводского покрытия труб на промышленном объекте;

- оценена экономическая целесообразность и эффективность разработанных решений.

Научная новизна:

1. Доказано, что площадь эквивалентного повреждения покрытия Sn0B, определяемая по результатам электроизмерений зависит от условий измерения и параметров работы катодной защиты и может быть установлена из выражения:

Mi|ha2 \

27t(Xj2 +aj2)3/2 2ic(x22+a22)3/2J где ф - эмпирический коэффициент, определяемый по результатам контрольных шурфований для данного типа покрытия и диаметра трубопровода; р- удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-м; h- глубина залегания повреждения, м; у- расстояние между электродами сравнения, м; x1t х2 - расстояние от места подключения установок катодной защиты к газопроводу до места измерения; ai, аг - минимальные расстояния от анодных заземлителей УКЗ до газопровода; l-i, l2 -сила тока на выходе УКЗ.

2. Моделированием установлено, что при трехэлекгродной схеме измерения градиентов потенциала на многониточной системе трубопроводов, градиент, характеризующий повреждение исследуемого трубопровода, определяется вычитанием измеренных градиентов.

3. Впервые для определения местоположения повреждения на трубопроводе при электрометрических измерениях предложен коэффициент неоднородности поля катодного тока.

S„0B = фДи/ц—

2ж 1 1 h

2ч 1/2

4. Впервые расчетным путем установлены и подтверждены на лабораторных образцах критерии ультразвуковой реверберационной методики при проведении контроля со стороны металла труб при возможном изменении его толщины.

Основные защищаемые положения:

- Методика учета условий измерения и параметров катодной защиты при интерпретации результатов выявления повреждений покрытия электроизмерениями.

- Способы определения местоположения дефекта покрытия по окружности трубопровода.

- Методика адаптации линейных координат электроизмерений к координатам геолого-инженерных изысканий для точного установления места повреждения покрытия.

- Методика прогнозирования дефектообразования покрытия трубопроводов.

Практическая ценность работы заключается в развитии дистанционных методов выявления повреждений покрытия длительно эксплуатируемых трубопроводов потенциально опасных для коррозионного состояния металла трубы, а также в разработке ультразвуковой методики контроля заводских покрытий, адаптированной для контроля прикромочных областей покрытия труб, сложенных в штабель. Установленные критерии ультразвуковой методики являются предпосылками для разработки внутритрубных снарядов нового поколения, способных оценивать состояние покрытия.

Стандарт введен 20.12.2007г. и применяется на объектах ООО «Газпром трансгаз Ухта».

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

• 7-ой Международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении», Брянск, 2007 г.

• II Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2007), ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.;

• Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007), ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.;

• Международной молодежной научно-технической конференции «Север-геоэкотех», УГТУ, г. Ухта, 2008, 2009 гг.

• Конференции сотрудников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2008, 2009 гг.;

• В XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменьНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири -2008», г. Тюмень, 2008 г.

• Научно-технических семинарах кафедры ПЭМГ Ухтинского государственного технического университета в 2008, 2009 гг.

• 3-й Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 6 - в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК Министерства образования и науки России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и библиографического списка. Содержит 156 страниц текста, 61 рисунок, 18 таблиц, список литературы из 130 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Меркурьева, Ирина Анатолиевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1) Установлено, что на точность определения размера повреждения в покрытии влияют условия измерений - ток натекания в повреждения изоляции, глубина заложения трубопровода, удельное электрическое сопротивление грунта.

2) Предложены дистанционные способы, позволяющие определять положение повреждений покрытия по окружности трубопровода. Разработана методика адаптации линейных координат электроизмерений к координатам геолого-инженерных изысканий для точного установления места повреждения покрытия.

3) Разработана методика прогнозирования состояния покрытия газопроводов по типу характерных повреждений покрытия на основе полимерных лент локальных - отслаиваний, сдвига, сквозных повреждений, на основе анализа грунтовых условий, конструкции изоляции, глубины заложения трубопровода.

4) Разработана методика ультразвукового контроля заводского покрытия трубопроводов, позволяющая проводить контроль покрытия изнутри трубы, теоретически и на лабораторных образцах разработаны критерии выявления повреждений покрытия, полученные результаты создали предпосылки для применения методики во внутритрубной дефектоскопии.

5) Рассчитана экономическая эффективность от внедрения новых способов электрометрических измерений на участке 0.25 км газопровода Ухта-Торжок-3, составляющая более 8 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Меркурьева, Ирина Анатолиевна, Ухта

1. 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.

2. Айвазян, С. А. Прикладная статистика: Основы моделирования и первичная обработка данных. Справочное издание / С. А. Айвазян, И. С. Енюков, J1. Д. Мешалкин М: Финансы и статистика, 1983. - 471 с.

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

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

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

6. Алимов С.В. 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.

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

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

9. Антонов В.Г., Алексашин А.В., Фатрахманов Ф.К., Карпов С.В., Ляшенко А.В. 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.

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

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

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

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

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

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

16. Бреховских Л.М. Волны в слоистых средах. М.: Наука, 1973. - 343с.

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

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

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

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

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

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

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

24. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

33. 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.

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

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

36. Гумеров Р.С. Изоляционные материалы для трубопроводов / Р.С. Гумеров, М.К. Рамеев, М.Ш. Ибрагимов //Трубопроводный транспорт нефти. 1996. — №1. — С.22.

37. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

48. Инструкция по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией. М.: ВНИИСТ, 1976.47 с.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

60. 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.

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

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

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

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

65. 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

66. 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.

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

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

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

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

71. 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.

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

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

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

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

76. 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.

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

78. 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.

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

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

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

82. 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.

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

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

85. Сафонов Е.Н., Низамов К.Р., Гребенькова Г.Л., Гарифуллин И.Ш. Эффективность применения противокоррозионных покрытий на объектах ОАО «АНК Башнефть» // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 4. - С. 71-73.

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

87. 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.

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

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

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

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

92. 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.

93. 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.

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

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

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

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

98. 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.

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

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

101. 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.

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

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

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

105. 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.

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

107. 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.

108. 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.

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

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

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

112. 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

113. 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

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

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

116. 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.

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

118. 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.

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

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

121. Polyethylene Coated Steel Pipes: JIS G3469.сI

Информация о работе

Меркурьева, Ирина Анатолиевна
кандидата технических наук
Ухта, 2009
ВАК 25.00.19

Диссертация

Развитие методов диагностирования изоляционных покрытий нефтегазопроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы