Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов"

На правах рукописи

ВОЛКОВА АНАСТАСИЯ НИКОЛАЕВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВЫЯВЛЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

- 1 ОКТ 2009

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта-2009

003478585

Диссертация выполнена в Ухтинском государственном техническом университете

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Кримчеева Гюльнара Гусейновна

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук,

профессор

Некучаев Владимир Орович

кандидат технических наук Александров Юрий Викторович

Ведущая организация: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»

Защита состоится 22 октября 2009 в 12-00 часов на заседании диссертационног совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете п адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного техническ< го университета www.ugtu.net в разделе «Диссертационный совет».

Автореферат разослан сентября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук, доцент <<£ Н. М. Уляшева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Важнейшей задачей нефтегазотранспортных предприятий является безопасная эксплуатация трубопроводов. Согласно статистике, основной причиной аварий на трубопроводах является коррозия труб. В основном коррозионные процессы наблюдаются в отслаиваниях полимерного ленточного покрытия, которым изолированы до 70% магистральных нефтегазопроводов. Отслаивание - это дефект изоляционного покрытия, характеризующийся полной потерей адгезии на локальном участке, и имеющий место доступа коррозионно-активной среды к металлу (устье отслаивания), площадь которого намного меньше площади отслаивания. Причинами возникновения отслаиваний покрытия являются низкое качество материалов и строительства, взаимное перемещение подземного трубопровода и окружающего его грунта, а также отрицательное воздействие катодной поляризации.

Так как отслоившееся изоляционное покрытие создает экран, препятствующий прохождению электрического тока к стальной поверхности, электрохимическая защита металла трубы под отслоившимся покрытием неэффективна. Таким образом, для обеспечения высокой надежности и безопасности эксплуатации трубопроводных систем необходимо выявлять отслаивания изоляционного покрытия, чтобы своевременно выполнить ремонтные работы и тем самым предотвратить коррозионное разрушение металла стенки трубопровода.

Применяемые в настоящее время методы диагностики изоляционного покрытия магистральных трубопроводов (МТ) в процессе эксплуатации либо требуют доступ к покрытию для выявления отслаиваний покрытия (определение адгезии), либо дают только общую оценку состояния покрытия (методы оценки переходного сопротивления), или не чувствительны к отслаиваниям покрытия (методы интенсивных электроизмерений). Следовательно, совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов является актуальным научно-техническим направлением.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых: В. Бекман, В. М. Ботов, Л. Бьязе, Н. П. Глазов, И. К. Гумеров, А. М. Калашникова, Д. Капителли, А. А. Коршак, С. Либерто, С. А. Мартынов, Ф. М. Мустафин, С. Г. Низьев, Н. А. Петров, Л. Ривола, Б. В. Сидоров, А. С. Соколов, И. В. Стрижевский, Ю. А. Теплинский, Ф. К. Фатрахманов, В. В. Харионовский, Б. И. Хмельницкий, В. Швенк, и др.

Цель работы. Разработка методики дистанционного контроля состояния из( ляционного покрытия (на основе электрометрических измерений), способного выя] лять отслаивания покрытия.

Задачи исследования:

1. Определить геометрические параметры модели повреждения (отслаивани: изоляционного покрытия;

2. Разработать методику лабораторных испытаний;

3. Выбрать рациональные параметры диагностики, разработать критерий до оценки наличия отслаивания, исследовать влияние работы станции катодной защит (СКЗ), формы и частоты сигнала генератора на эффективность выявления отслаив ний;

4. Разработать промышленный регламент диагностирования отслаиваю изоляционного покрытия;

5. Оценить экономическую эффективность разработанных решений.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались в

роятностно-статистические методы, эксперимент и моделирование.

Научная новизна:

- Экспериментально установлено и с помощью регрессионного анализа док зано, что зависимость оптимальной частоты сигнала генератора (V, Гц) от площад устья отслаивания (5ус, мм2) описывается моделью общего вида: V = 2940-1п(8ус 3080.

- Определен рациональный диапазон частоты сигнала генерато] (8-13 кГц) для выявления отслаиваний покрытий с размерами 8ус=45-240 мм2.

- Экспериментально установлено и с помощью критерия Фишера доказан что для проведения диагностики отслаиваний покрытий разработанным методом I требуется отключение СКЗ.

- Разработан критерий выявления отслаивания изоляционного покрытия: вероятностью 75% значения градиента переменной составляющей разности поте; циалов «труба-земля» (ГПС), превышающие (хгпс+<тгпс), являются отслаивание покрытия, где хшс, сттс - среднее значение и стандартное отклонение ГПС соотве ственно.

Основные защищаемые положения:

- результаты лабораторных испытаний образцов с отслаиванием изоляционного покрытия в условиях катодной поляризации;

- новый критерий выявления отслаиваний покрытия по результатам измерений амплитуды переменной составляющей разности потенциалов «труба-земля» (АПС);

- регрессионная модель зависимости оптимальной частоты сигнала генератора от площади устья отслаивания;

- промышленный регламент диагностирования отслаиваний покрытия подземных трубопроводов, включающий разработанную методику контроля, заключающуюся в пропускании переменного тока с частотой 8, 11 и 13 кГц через контролируемый участок трубопровода и пошаговом измерении АПС.

Практическая ценность работы заключается в разработке метода диагностирования дефектов типа отслаивание изоляционного покрытия. Применение метода даст возможность дистанционно выявлять отслаивания покрытия, что позволит своевременно устранять дефекты, как изоляционного покрытия, так и коррозионные дефекты металла трубы, связанные с отслаиванием покрытия, и как следствие снизить риск возникновения аварийных ситуаций.

По материалам исследований получен патент РФ, что свидетельствует о новизне и промышленной применимости полученных в работе результатов.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на:

- VII, VIII, IX, X международных молодежных конференциях «Севергеоэко-тех» (Ухта, УГТУ, 2006 г., 2007 г., 2008 г., 2009 г.);

- VIII, IX научно-технических конференциях молодежи ОАО «Северные МН» (Ухта, ОАО «Северные МН», 2007 г., 2008 г.);

- Научно-технических конференциях преподавателей и сотрудников (Ухта, УГТУ, 2007 г., 2008 г., 2009 г.);

- 5-й Межрегиональной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2007 г.);

- 14th International Conference «Transport and sedimentation of solid particles» (Saint Petersburg, Saint Petersburg Mining Institute, 2008 г.);

- XV научно-практической конференции молодых ученых и специалисте ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Зала; ной Сибири - 2008» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008г.);

- 3-й Международной научно-технической конференции «Актуальные пр< блемы трубопроводного транспорта Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2009г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 1 п: тент на изобретение РФ и 1 статья, опубликованная в ведущих рецензируемых изд! ниях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, п: ти глав, заключения. Содержит 154 страницы текста, 68 рисунков, 41 таблицу и би( лиографический список из 115 наименований.

Содержание работы

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

В первой главе «Анализ методов оценки качества покрытия» показано, чп в основном коррозионные процессы наблюдаются в отслаиваниях полимерного ле] точного покрытия. Рассмотрены причины возникновения отслаиваний, типы повр< ждений металла, образующиеся под отслоившимся покрытием. Выполнен обзор с; ществующих методов контроля состояния изоляционного покрытия (рис. 1), опис ны их преимущества и недостатки. Установлено, что методы, применяемые в н стоящее время, либо не выявляют отслаивания покрытия, либо требуют доступ к ni крытию.

В работе Л. Риволы и С. Либерто предложен дистанционный метод выявлен! отслаиваний, основанный на переменном токе. Однако в настоящее время критерр по данному методу для реальных повреждений ленточного покрытия нефтегазопр водов большого диаметра разработаны недостаточно. Кроме того не обоснован bi бор участков для проведения диагностики, что влечет за собой значительный объе полевых работ и большие материальные затраты.

Это предопределяет необходимость разработки методики дистанционно! контроля состояния изоляционного покрытия (на основе электрометрических изм рений), позволяющего выявлять отслаивания изоляционного покрытия.

Во второй главе «Разработка методики лабораторных испытаний» показ.-порядок проведения испытаний физических моделей в лабораторных условиях.

Рисунок 1 - Методы контроля состояния изоляционных покрытий МТ

Для определения рациональных параметров модели отслаивания был проведе анализ размеров отслаиваний изоляционного покрытия, заключающийся в статисп ческой обработке результатов шурфования участка магистрального газопровод (МГ) Пунга-Ухта-Грязовец км 0-205,5; объем выборки составил 150 выявленны отслаиваний покрытия.

На основе проведенного анализа, в масштабе 1:10 были изготовлены образць моделирующие отслаивание покрытия и представляющие собой стальные пластин (сталь 17Г1С) различных размеров, на поверхности которых сымитировано отела! вание изоляционного покрытия.

Параметры изготовленных образцов представлены в таблице 1, эскиз и фот< графия - на рисунке 2.

Таблица 1 - Геометрические параметры образцов

№ образца Длина отслаивания (L, мм) Ширина отслаивания, (Ь, мм) Высота отслаивания, (h, мм) Площадь устья отслаивания, (Syc, мм2

Образец №1 50 3 2 4,7

Образец №2 100 4 2 6,3

Образец №3 60 3 3 7,1

Образец №4 150 5 2 7,9

Образец №5 20 4 3 9,4

Образец №6 90 2 7 11,0

Образец №7 30 5 3 11,8

Образец №8 45 4 4 12,6

Образец №9 70 10 2 15,7

Образец №10 80 3 7 16,5

Медный провод - _ /'

Ж

Полимерное ленточное ^^^^

УУ/

Стальная пластина (17Г1 С)

Ь - длина отслаивания, Ь - ширина отслаивания, И - высота отслаивания Рисунок 2 - Эскиз и фотография изготовленных образцов

ж I

Для проведения испытаний был изготовлен лабораторный стенд (рис. 3), состоящий из источника тока, имитирующего СКЗ, и ёмкости, заполненной песчаным грунтом, в которую помещались образцы. Измерения проводились согласно разработанным схемам, изображенным на рисунке 4.

1 г

1 - образец; 2 - источник тока, имитирующий СКЗ; 3 - анод; 4 - ёмкость, заполненная песчаным грунтом; «1-16» - точки измерения Рисунок 3 - Лабораторный стенд

1 - вольтметр; 2 - осциллограф; 3 - генератор; 4 - СКЗ; 5 - конденсатор;

6 - заземлитель СКЗ; 7 - заземлитель генератора; 8 - образец;

9 - медно-сульфатный электрод сравнения (МСЭ); 10 - амперметр Рисунок 4 - Схемы электрических соединений оборудования при измерении АПС (а) и силы тока (б)

Методика эксперимента заключалась в пропускании переменного тока различной частоты и формы сигнала с помощью генератора и пошаговом измерении силы тока и АПС с помощью МСЭ, мультиметра и осциллографа. Проведенная оценка погрешностей эксперимента показала, что погрешность приборов не превышает 2-3%,

9

методическая погрешность эксперимента составляет 5%, а предельно возможна достоверность математических моделей и эмпирических соотношений - 5-8 %.

В третьей главе «Анализ результатов испытаний» представлены результат! четырех серий лабораторных испытаний образцов по определению параметра, пс зволяющего судить о наличии отслаивания, по исследованию влияния работы С1С формы и частоты сигнала генератора на эффективность выявления отслаиваний пс крытия. Для определения параметра, позволяющий судить о наличии отслаивани: были проведены эксперименты, связанные с измерением силы тока (рис. 5а) и АП< (рис. 56).

1> 1800 мкА 1700

0,В 5.5 4,5 3,5 2,5 1,5 0,5

У

_____---- 2

^__

Местоположение устья отслаивания

_...... /3......

4 7 10 13 Точки измерения

а)

-0,5

11 .....13.........15

Точки измерения б)

1 - при частоте сигнала генератора 1 кГц; 2 - при 10 кГц; 3 - при 100 кГц Рисунок 5 - Графики распределения силы тока (а) и АПС (б)

Так как абсолютные значения измеряемых параметров слабо характеризую наличие отслаивания, а места установки образцов с отслаиванием покрытия харакп ризуются резким изменением измеряемых параметров, для полученных данных был рассчитаны ГПС и градиент силы тока по формулам:

уи=

■и-» г(ы-о

С

где VII-ГПС, В/м;

0| и им - АПС в ¡-той и ¡-1 точках измерения соответственно, В; VI - градиент силы тока, мкА/м;

I; и 1м - сила тока в ¡-той и ¡-1 точках измерения соответственно, мкА; Г0;М)~~ расстояние между ¡-той и ¡-1 точкой измерения, м.

По расчетным значениям были построены графики, изображенные на рисунке 6.

VI, ю мкА/м

Точки измерения Точки измерения

а) б)

- при частоте сигнала генератора 1 кГц; 2 - при 10 кГц; 3 - при 100 кГц Рисунок 6 - Графики распределения градиента силы тока (а) и ГПС (б)

Установлено, что отклонение измеренных параметров от среднего значения в месте установки образца максимально на графике распределения ГПС, поэтому параметром для оценки наличия отслаивания покрытия был принят ГПС. Следовательно, определить наличие и месторасположение отслаивания покрытия возможно из графика распределения ГПС по абсолютной величине градиента.

Вторая серия экспериментов была посвящена исследованию влияния работы станции катодной защиты. Для этого был проведен эксперимент, заключающийся в измерении АПС при работающей и отключенной СКЗ (рис. 7).

Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что работа СКЗ не оказывает существенного влияния на точность эксперимента. Данное утверждение было проверенно с помощью критерия Фишера (Р-критерий). Расчетные значения Р-статистики составили при частоте 30 Гц - 2,00; 100 Гц - 1,96; 1 кГц - 1,27; 10 кГц -1,08; 100 кГц-1,30.

Так как полученные расчетные значения Р-критерия не принадлежат критической области, являющейся объединением двух интервалов (0;0,321)и(3,12;+оо), считаем, что различие между выборочными дисперсиями статистически незначимо, и что точность эксперимента не зависит от работы СКЗ.

Уи;95 В/м

Точки измерения

а)

Точки измерения б)

1 - при частоте сигнала генератора 30 Гц; 2 - при 100 Гц; 3 - при 1 кГц; 4 - при 10 кГц; 5 - при 100 кГц Рисунок 7 - Графики распределения ГПС при работающей СКЗ (11=2В) (а) и

отключенной СКЗ (б)

Далее было исследовано влияние формы сигнала генератора на эффективност выявления отслаивания покрытия. Эксперимент заключался в измерении АПС пр] различных формах сигнала на различных частотах (рис. 8).

VII, 1° В/м

УО, 12 В/м ю

Точки измерения

а)

Точки измерения б)

1 - при синусоидальной форме сигнала генератора; 2 - при пилообразной;

3 - при прямоугольной Рисунок 8 - Графики распределения ГПС при частоте 1кГц (а) и 10 кГц (б)

Анализ показал, что форма сигнала не оказывает существенного влияния на точность измерений. Данное утверждение было проверено методом однофакторного

12

дисперсионного анализа. Расчетные значения критерия (Ррасч) составили при частоте 100 Гц-0,22; 1 кГц-1,44; ЮкГц-0,53; 100кГц-0,16.

Полученные расчетные значения критерия (Ррасч) не попадают в критическую область, образованную правосторонним интервалом (3,20;+со), следовательно, считаем, что различия между выборочными дисперсиями статистически незначимы, и что форма сигнала генератора не оказывает влияния на точность измерения АПС.

Проведенные эксперименты показали, что фактором, влияющим на эффективность выявления отслаивания покрытия, является частота сигнала генератора. Поэтому для выбора оптимальной частоты сигнала генератора измеряли АПС при различных частотах. В ходе экспериментов устанавливалась для каждого изготовленного образца частота сигнала генератора, при которой отклонение ГПС от среднего значения было максимально. Полученные данные представлены в таблице 2.

Для определения зависимости оптимальной частоты сигнала генератора от площади устья отслаивания использовали корреляционный анализ (таблица 3).

Таблица 2 - Данные эксперимента по выбору оптимальной частоты сигнала генератора в зависимости от размеров отслаивания изоляционного покрытия_

Номер образца Площадь устья отслаивания (Бус), мм2 Оптимальная частота сигнала генератора, Гц

Образец №1 4,7 1350

Образец №2 6,3 1800

Образец №3 7,1 3100

Образец №4 7,9 3300

Образец №5 9,4 3700

Образец №6 11,0 4000

Образец №7 11,8 4000

Образец №8 12,6 4200

Образец №9 15,7 5100

Образец №10 16,5 5000

Таблица 3 - Результаты подбора линии тренда

Вид уравнения Уравнение Коэффициент детерминации Я2

Линейное у = 295х + 536 0,891

Логарифмическое у = 2940-1п(х) - 3080 0,948

Полином 2-го порядка у = —21Х2 + 740х— 1566 0,944

Степенное у = 350-х0'994 0,876

Экспоненциальное у = 1235-е0,096х 0,767

Согласно полученным величинам коэффициента детерминации в качестве м; тематической модели выбрали логарифмическое уравнение.

Для проверки значимости данной модели и отдельных ее коэффициентов и< пользовали регрессионный анализ. Перед проведением анализа предварительно прс извели линеаризацию переменных полученной нелинейной регрессии. Основные р< зультаты проведенного анализа представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные результаты регрессионного анализа

Показатели статистики Значения показателе

Корреляционное отношение - Я 0,974

2 Коэффициент детерминации - Я 0,948

Коэффициенты: У-пересечение (параметр Ь) X (коэффициент к) -3080 2940

Значимость Р (уровень значимости модели в целом) 2,01Е-06

Р-значение У- пересечение (уровень значимости параметра Ь) 0,000551

Р-значение X (уровень значимости коэффициента к) 2,01Е-06

Средняя ошибка аппроксимации 8%

В соответствии со шкалой Чеддока связь между площадью устья отслаивани и оптимальной частотой сигнала генератора очень высокая. Значит, площадь уел отслаивания существенно влияет на оптимальную частоту сигнала генератора, чт подтверждает правильность ее включения в построенную модель.

Полученная модель и отдельные ее коэффициенты значимы, так как рассч1 танные уровни значимости намного меньше принятого уровня значимости а=0,05. среднем расчетные значения для логарифмической модели отличаются от эмпирич( ских значений на 8%.

Приведенные результаты свидетельствуют, что зависимость оптимальной ча тоты сигнала генератора от площади устья отслаивания описывается моделью общ< го вида:

V = к-1п(8ус)+Ь, (

где V - оптимальная частота сигнала генератора, Гц;

к - коэффициент регрессии, к=2940;

8ус - площадь устья отслаивания, мм2;

Ь - числовой параметр уравнения, Ь= -3080.

Подставив в данную модель наиболее характерные площади устьев отслаиваний, полученные при статистической обработке результатов шурфования участка МГ Пунга-Ухта-Грязовец (50-200 мм2), получаем, что рациональный диапазон частоты сигнала генератора для диагностики реальных повреждений - 8-13 кГц.

Для разработки критерия выявления отслаивания изоляционного покрытия проанализировали отклонение ГПС от среднего значения. На рисунке 9 представлены результаты контроля состояния изоляционного покрытия различных образцов при различных частотах сигнала генератора, графики средних значений ГПС Xmo а также стандартных отклонений ГПС (еще)-

Местоположение образца (STC=4,7 мм2)

t\ Ь

ГП-r/:V-

7 ]0 13 Точки измерения

а)

13 16 19 22 Точки измерения

Местоположение образца (S^=6,3 мм2)

б)

1 - с); 2 - (Хгпс+Сгпс); з - (хгпс+2огас); 4 - (хгас+3стп1с) Рисунок 9 - График распределения ГПС для образцов №1,9 при частоте 4 кГц (а), для образцов №1,2,4 при частоте 2 кГц (б)

По полученным данным установлено, что чем рациональнее частота сигнала генератора, тем больше отклонение ГПС от среднего значения. Следовательно, для лучшего выявления отслаиваний покрытий контроль изоляционного покрытия необходимо проводить на нескольких частотах (например, при частоте 8,11 и 13 кГц).

Для демонстрации вероятностно-статистического подхода к определению критерия выявления отслаиваний используем неравенство Чебышёва:

Р(|Х-М(Х)|<е)>1-^9, (2)

£

где X - случайная величина (с.в.);

М(Х) - математическое ожидание с.в.;

Э(Х) —дисперсия с.в.;

е - положительное число;

Р(...) - вероятность.

Если принять в = 2ошс. т0 вероятность того, что отклонение значения ГПС с среднего значения по абсолютной величине меньше 2ашс, не менее чем 75%. С< гласно полученным данным критерием выявления отслаивания изоляционного п< крытая принято правило: все значения ГПС, которые выходят за предел (хгпс+агпс), считаем отслаиванием покрытия. Данный критерий с вероятность 75% указывает на место отслаивания изоляционного покрытия.

В четвертой главе «Промышленный регламент диагностирования отела] ваний изоляционного покрытия подземных трубопроводов» на основе анали: действующих нормативных документов и проведенной научно-исследовательскс работы был разработан регламент промышленного внедрения разработанной мет! дики для трубопроводов, изолированных полимерным ленточным покрытием.

Регламент предусматривает предварительное ранжирование потенциалы опасных линейных участков. Участки с высокой вероятностью зон отслаивания из! ляционного покрытия обследуются в первую очередь.

После выявления потенциально опасных участков необходимо выполни-следующие виды работ (рис. 10):

- определить осевую линию, пространственное положение, глубину залож ния трубопровода, определить и локализовать зоны блуждающих токов;

- выявить сквозные повреждения изоляционного покрытия с помощью тре: электродного метода или метода Пирсона;

- выявить отслаивания изоляционного покрытия по разработанной методш (рис. 11), заключающейся в пропускании переменного тока с частотой 8,11 и 13 кГ через контролируемый участок трубопровода и пошаговом измерении АПС.

При анализе результатов необходимо:

- исключить выявленные с помощью трехэлектродного метода или мето) Пирсона участки со сквозным повреждением изоляционного покрытия;

- для оставшихся участков рассчитать ГПС и сумму среднего значения ГП и стандартного отклонения ГПС: (хгпс+огпс). Участки, где значения ГПС, превыс: данную сумму, соответствуют участкам с отслаиванием покрытия.

Рисунок 10 - Алгоритм диагностики изоляционного покрытия подземных

трубопроводов

1 - трубопровод; 2 - контрольно-измерительный пункт; 3 - генератор;

4 - временный заземлитель; 5 - конденсатор; 6 - измерительный провод;

7 - съемная катушка с проводом; 8 - накопитель данных;

9 - переносной электрод сравнения Рисунок 11 - Схема электрических соединений при диагностировании отслаиваний изоляционного покрытия

Для определения местоположения дефекта покрытия на трассе трубопрово; необходимо руководствоваться схемой реперных точек обследованного участка тр; бопровода. Участки с выявленными сквозными повреждениями и с отслаиваниял покрытия должны быть обследованы в шурфах. Выявленные в результате шурфов ния дефекты металла труб и изоляционного покрытия должны быть устранены. П еле проведения ремонтных работ необходимо выполнить контроль качества ремон покрытия.

Разработанный метод позволит выявлять отслаивания покрытия и своевр менно выполнять ремонтные работы, предотвращая коррозионное разрушение м талла стенки трубопровода. Также предварительное ранжирование участков позв лит снизить затраты на проведение диагностики покрытия трубопроводов.

В пятой главе «Расчет эффективности инвестиционного проекта внедреш разработанной методики контроля состояния покрытия» проведена оценка инв стиционной привлекательности проекта внедрения разработанной методики на уч стке МГ Пунга-Ухта-Грязовец (км 447-570 и 0-110), эксплуатируемом ООО «Га пром трансгаз Ухта», в период с 2009 по 2018 гг.. Эффект достигается за счет сниж ния эксплуатационных затрат на ликвидацию аварий, в связи со снижением рис

возникновения аварий в результате своевременного выявления коррозионных дефектов, которые в основном наблюдаются в отслаиваниях полимерного ленточного покрытия и являются причиной до 70% всех аварий, а также последующего устранения обнаруженных дефектов. Расчет показал, что чистый дисконтированный доход за время реализации проекта составит более 2,9 млн. руб., внутренняя норма прибыли -57,7% при ставке дисконта 12%; срок окупаемости - на уровне 3,7 года с момента начала проекта.

Основные выводы:

1. Установлено, что в основном коррозионные процессы наблюдаются в отслаиваниях полимерного ленточного покрытия, а применяемые в настоящее время методы контроля состояния изоляционного покрытия либо не чувствительны к отслаиваниям, либо требуют непосредственного доступа к изоляционному покрытию (шурфы).

2. На основе статистического анализа данных обследований в шурфах участка МГ Пунга-Ухта-Грязовец км 0-205,5 выявлены наиболее характерные геометрические параметры отслаиваний: длина 100-975 мм, ширина 20-40 мм, высота 5-7 мм.

3. Разработана методика лабораторных испытаний, предусматривающая пропускание переменного тока через контролируемый участок трубопровода и измерение АПС и силы тока. Для проведения испытаний в масштабе 1:10 изготовлен лабораторный стенд и образцы с отслаиванием покрытия.

4. По результатам испытаний в качестве параметра, позволяющего выявить отслаивания покрытия, принят ГПС. Разработан критерий выявления отслаивания изоляционного покрытия: с вероятностью 75% значения ГПС, превышающие (хтс+агпс), являются отслаиванием покрытия.

5. Определен рациональный диапазон частоты сигнала генератора (8-13 кГц) для выявления отслаиваний покрытий с размерами 8ус=45-240 мм2.

6. Экспериментально установлено и с помощью критерия Фишера доказано, что для проведения диагностики отслаиваний покрытий разработанным методом не требуется отключение СКЗ.

7. Вьмвлена сильная корреляционная связь и разработана регрессионная модель зависимости оптимальной частоты сигнала генератора (V, Гц) от площади устья отслаивания (5ус, мм2): у=2940-1п(8ус)-3080.

8. Разработан промышленный регламент диагностирования отслаиваний из( ляционного покрытия подземных трубопроводов, включающий предварительна выбор участков для диагностирования, выявление сквозных дефектов и отслаиваш изоляционного покрытия.

9. Рассчитана экономическая эффективность внедрения разработанной мет дики контроля состояния покрытия на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец (км 44' 570 и 0-110) в период с 2009 по 2018 гг.. Прогнозируемый чистый дисконтирова] ный доход составляет более 2,9 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Волкова, А. Н. Совершенствование электрометрических методов выявл ния повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов [Текст] А. Н. Волкова // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - М. ВНИИОЭНГ. - 2009. - № 8. - С. 40-43.

2. Зорина, А. Н. Опыт применения изоляционных покрытий на магистрал ных трубопроводах [Текст] / А. Н. Зорина // VII международная молодежная конф ренция «Севергеоэкотех-2006» : материалы конференции (22-24 марта 2006 г.) : 3 ч.; ч. 2. - Ухта: УГТУ, 2006. - С. 159-162.

3. Зорина, А. Н. Факторы, снижающие ресурс антикоррозионных покрыл подземных трубопроводов [Текст] / А. Н. Зорина // VIII международная молодежи конференция «Севергеоэкогех-2007» : материалы конференции (21-23 мар 2007 г.): в 3 ч.; ч. 2. - Ухта: УГТУ, 2007. - С. 134-138.

4. Зорина, А. Н. Выбор участков газопровода для переизоляции [Текст] А. Н. Зорина, А. С. Кузьбожев // Сборник научных трудов : материалы научн технической конференции (17-20 апреля 2007 г.): в 2 ч.; ч. I / под ред. Цхадая. - У та: УГТУ, 2008. - С. 124-127.

5. Волкова, А. Н. Факторы, влияющие на снижение защитных свойств ант коррозионных покрытий подземных трубопроводов [Текст] / А. Н. Волкова // V. научно-техническая конференция молодежи ОАО «Северные МН»: материаг конф., г. Ухта, 20-22 нояб. 2007 г. / под ред. О. В. Чепурного. - Ухта: УГТУ, 2007. С. 24-25.

6. Волкова, А. Н. Контроль текущего состояния и обнаружение отслоен! изоляционного покрытия трубопроводов [Текст] / А. Н. Волкова // IX междунаро

20

ная молодежная научная конференция «Севергеоэкотех-2008»: материалы конференции (19-21 марта 2008 г. Ухта): в 3 ч.; ч. 2. - Ухта: УГГУ, 2008. - С. 176-178.

7. Волкова, А. Н. Анализ методов контроля состояния изоляционных покрытий магистральных трубопроводов в процессе эксплуатации [Текст] / А. Н. Волкова // Сборник научных трудов : материалы научно-технической конференции (15-18 апреля): в 2 ч.; ч. I / под ред. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 202-205.

8. Volkova, A. Improvement of electrometric methods used to identify [Text] / A. Volkova // 14th International Conference on Transport & Sedimentation of Solid Particles: papers presented at conference (June 23-27,2008) / edited by J. Sobota, S. Ivanov, V. Alexandrov. - Saint Petersburg: Saint Petersburg Mining Institute (Technical University), 2008.-P. 404-408.

9. Волкова, A. H. Разработка критериев наличия отслаивания изоляции для нового метода выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов [Текст] / А. Н. Волкова // IX научно-техническая конференция молодежи ОАО «Северные МН»: материалы конф. , г. Ухта, 3-5 дек. 2008 г. / под ред. А. В. Полякова. - Ухта: ООО «Региональный Дом печати», 2008. - С. 31.

10. Пат. 2315329 Российская Федерация, МПК7 G01R 31/00, F17D 5/06. Способ определения наличия и площади эквивалентного повреждения в изоляционном покрытии подземного трубопровода [Текст] / Н. Д. Цхадая, А. С. Кузьбожев, Р. В. Агиней, А. Н. Зорина ; заявитель и патентообладатель Ухтинский государственный технический университет. - № 2006108592/28 ; заявл. 21.03.06 ; опубл. 20.01.08, Бюл.№ 2.-7 с.

Подписано к печати 17.09.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 1,4. Уч-изд.л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ №1918 Отпечатано в ЗАО «Системотехника-Север» 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Бушуева, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Волкова, Анастасия Николаевна

Введение.

1 Анализ методов оценки качества покрытия.

1.1 Актуальность темы исследования.

1.2 Разрушающие методы контроля состояния изоляции.

1.3 Неразрушающие методы.

1.4 Методы определения переходного сопротивления.

1.5 Бесконтактные методы.

1.6 Контактные методы.

1.6.1 Методы, основанные на переменном токе.

1.6.2 Методы, основанные на постоянном токе.

1.7 Выводы по главе 1. Цели и задачи диссертации.

2 Разработка методики лабораторных испытаний.

2.1 Назначение методики.

2.2 Сущность метода испытаний*.

2.3 Оборудование и приборы.

2.4 Образцы для испытания.

2.4.1 Определения геометрических параметров модели отслаивания изоляционного покрытия.

2.4.2 Конструкция образца.

2.4.3 Пропорции при изготовлении образцов.

2.4.4 Технология изготовления образцов.

2.4.5 Испытание изготовленных образцов существующими методами.

2.5 Подготовка к испытаниям.

2.6 Проведение испытаний.

2.6.1 Дистанционный контроль состояния изоляционного покрытия, связанный с измерением силы тока (I).

2.6.2 Дистанционный контроль состояния изоляционного покрытия, связанный с измерением АПС (0).

2.7 Оценка погрешностей эксперимента.

2.8 Выводы по главе'2.

3 Анализ результатов испытаний.

3.1 Выявление наличия отслаивания по электрическим характеристикам.

3.2 Влияние работы станции катодной защиты.

3.3 Влияние формы сигнала генератора.

3.4 Влияние частоты сигнала генератора.

3.5 Определение критерия выявления отслаивания изоляционного покрытия.

3.6 Выводы по главе 3.

4 Промышленный регламент диагностирования отслаиваний изоляционного покрытия подземных трубопроводов.

4.1 Подготовительные работы.

4.2 Определение осевой линии, пространственного положения и глубины заложения трубопровода.

4.3 Методика определения наличия и локализации возможного источника блуждающих токов (БТ).

4.4 Методы выявления сквозных повреждений изоляционного^ покрытия.

4.5 Метод выявления отслаиваний изоляционного покрытия.

4.6 Порядок принятия решения по определению мест шурфования.

4.7 Техническое диагностирование трубопровода в шурфах.

4.8 Выводы по главе 4.

5 Расчет эффективности инвестиционного проекта внедрения разработанной методики контроля состояния покрытия.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов"

Важнейшей задачей нефте- и газотранспортных предприятий является безопасная эксплуатация трубопроводов, которые в большинстве своем выработали плановый ресурс на 60-70%. К настоящему моменту доля трубопроводов с возрастом более 20 лет составила порядка 70% [93, 81].

Анализ причин аварий на нефтегазопроводах, зафиксированных в актах технического расследования, свидетельствует о превалирующем влиянии коррозионного фактора. Особую опасность представляет разрушение конструкций по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), при этом на газопроводах диаметром 1220, 1420 мм за последние три года - более половины общего числа отказов. Выход из стоя такой конструкции во время ее эксплуатации может приводить к большому материальному ущербу, загрязнению окружающей среды, человеческим жертвам, так как зона разрушения может простираться на расстояния от нескольких сот метров до нескольких километров [81].

Защита подземных трубопроводов от коррозии осуществляется как изоляционным покрытием (пассивная защита), так и средствами электрохимической защиты (активная защита).

Изоляционное покрытие - главный барьер на металлическом трубопроводе подземной прокладки от агрессивной среды околотрубного пространства Качество покрытия, формируемое на всех стадиях строительства и эксплуатации магистрального трубопровода, определяет его функциональную надежность. Напрямую от степени поврежденности покрытия зависит и эффективность катодной защиты во времени.

В настоящее время магистральные трубопроводы (МТ) изолированы от коррозии преимущественно полимерными лентами Использование данного типа покрытия для изоляции трубопроводов с 70-х годов прошлого столетия позволило резко сократить сроки строительства. Однако срок службы данного типа покрытия составляет 7-14 лет, и к настоящему времени покрытия практически исчерпали ресурс работоспособности и на них часто наблюдаются отслаивания изоляционного покрытия с образованием пустот между металлом трубы и покрытием, в которых образуются дефекты металла. С отслаиванием полимерного ленточного покрытия связаны наиболее массовая разновидность коррозии трубопроводов -«подпленочная коррозия» и КРН. Также отслоившееся покрытие создает экран, препятствующий прохождению электрического тока к стальной поверхности, и электрохимическая защита металла трубы под отслоившимся полимерным ленточным покрытием неэффективна

Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [65] необходимо своевременно проводить диагностику и устранять опасные коррозионные дефекты.

Основными методами диагностики линейной части МТ в России являются внутритрубная. дефектоскопия и электрометрические измерения с последующим приборным обследованием состояния металла и изоляционного покрытия труб в контрольных шурфах.

Внутритрубная дефектоскопия (ВТД) - это, несомненно, наиболее информационный метод получения данных о размерах повреждений металла трубопроводов. Однако пока только 40% трубопроводов подготовлены к пропуску снарядов-дефектоскопов, и обследование с помощью ВТД позволяет выявить только повреждения металла трубопровода [81].

Для контроля состояния изоляционного покрытия МТ в процессе эксплуатации используют следующие методы:

1) разрушающие методы контроля состояния изоляции (проверка адгезии);

2) неразрушающие методы (толщинометрия, электроисковые и ультразвуковые методы);

3) методы определения переходного сопротивления;

4) бесконтактные методы;

5) контактные методы: основанные на постоянном токе - метод выносного электрода, методы интенсивных измерений (двухэлектродный, трехэлектродный, аддитивный), метод градиентов постоянного тока, основанные на переменном токе - метод Пирсона.

Анализ данных методов показал, что методы, применяемые в настоящее время, либо не выявляют дефектов в виде отслаивания покрытия, либо требуют доступ к изоляционному покрытию.

В работе Л. Риволы и С. Либерто [67] предложен дистанционный метод выявления отслаивания, основанный на переменном токе. Однако в настоящее время критерии по данному методу для реальных повреждений ленточного покрытия нефтегазопроводов большого диаметра разработаны недостаточно. Кроме того не обоснован выбор участков для проведения диагностики, что влечет за собой значительный объем полевых работ и большие материальные затраты.

Таким-образом, совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов является актуальным научно-техническим направлением.

Цель работы. Разработка методики дистанционного контроля состояния изоляционного покрытия (на основе электрометрических измерений), способного выявлять отслаивания покрытия.

Задачи исследования'

1) Определить геометрические параметры модели повреждения (отслаивания) изоляционного покрытия;

2) Разработать методику лабораторных-испытаний;

3) Выбрать рациональные параметры диагностики, разработать критерий для оценки'наличия отслаивания, исследовать влияние работы станции»катодной защиты (СКЗ), формы и частоты сигнала генератора на эффективность выявления отслаиваний;

4) Разработать промышленный регламент диагностирования отслаиваний изоляционного покрытия;

5) Оценить экономическую эффективность разработанных решений.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались вероятностно-статистические методы, эксперимент и моделирование.

Научная новизна В диссертации- получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:

Экспериментально установлено и с помощью регрессионного анализа доказано, что зависимость оптимальной частоты сигнала генератора (v, Гц) от площади устья отслаивания (Syc> мм2) описывается моделью общего вида: v=2940-ln(Syc)-3080.

Определен рациональный диапазон частоты сигнала генератора (8-13 кГц) для выявления отслаиваний покрытий с размерами*5уС=45-240 мм2.

Экспериментально установлено и с помощью критерия Фишера доказано, что для проведения диагностики отслаиваний покрытий разработанным методом не требуется отключение СКЗ.

Разработан критерий выявления отслаивания изоляционного покрытия: с вероятностью 75% значения градиента переменной составляющей разности потенциалов «труба-земля» (ГПС), превышающие (хгпс+с7гпс). являются-отслаиванием* покрытия, где Хрпс. огпс - среднее значение и стандартное отклонение ГПС соответственно.

Основные защищаемые положения диссертации:

- результаты лабораторных испытаний • образцов- с отслаиванием изоляционного покрытиям условиях катодной поляризации;

- новый'критерий-выявления отслаиванийsпокрытия по результатам измерений амплитуды переменной составляющей разности- потенциалов «труба-земля» (АПС);

- регрессионная модель зависимости оптимальной-частоты сигнала» генератора от площади'устья отслаивания;

- промышленный' регламент диагностирования отслаиваний' покрытия подземных трубопроводов, включающий разработанную методику контроля, заключающуюся в. пропускании переменного тока с частотой 8, 11 и 13 кГц через контролируемый*участок трубопровода и.пошаговом измерении^АПС;

Практическая ценность работы- заключается в разработке метода* диагностирования дефектов' типа^ отслаивание изоляционного, покрытия. Применение метода даст возможность дистанционно выявлять отслаивания-покрытия, что позволит своевременно устранять дефекты, как изоляционного покрытия, так и коррозионные дефекты металла* трубы, связанные с отслаиванием . покрытия, и-как следствие снизить риск возникновения аварийных ситуаций.*

По материалам-исследований1 получен патент РФ, что свидетельствует о новизне и промышленной,применимости полученных в работе результатов.

Апробация, работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на VII; VIII, IX, X международных молодежных конференциях- «Се-вергеоэкотех» (Ухта; УГТУ, 2006- г., 2007 г., 2008 г., 2009 г.), VIII, IX научно-технических конференциях молодежи ОАО «Северные МН» (Ухта, ОАО «Северные МН», 2007 г., 2008 г.), Научно-технических конференциях' преподавателей и сотрудников (Ухта, УГТУ, 2007 г., 2008 г., 2009 г.), 5-й Межрегиональной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2007 г.), 14th International Conference. «Transport and sedimentation of solid particles» (Saint Petersburg, Saint Petersburg Mining Institute, 2008 г.), XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов

ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2008» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008 г.), 3-й Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2009 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 1 патент на изобретение РФ и 1 статья, опубликованная в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения. Содержит 154 страницы текста, 68 рисунков, 41 таблицу и библиографический список из 115 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Волкова, Анастасия Николаевна

4!8 Выводы по главе 4

По материалам, представленным в главе. 4, можно резюмировать-следую

1) Hia-основе ^анал иза действующихенормативныхе документов? игпроведен-ной; научно-исследовательской работы впервые: разработан промышленный' регламент диагностирования; отслаиваний;. изоляционного; покрытиям подземнь1х трубопроводов:. Применение разработанного; метода диагностирования даст возможность дистанционно выявлять отслаивания покрытия; что; позволит своевременно устранять дефекты; как изоляционного покрытия, так. и коррозионные дефекты металла? трубы, связанные, с отслаиванием» покрытия; и как. следствие; снизить риск возникновения аварийных ситуаций.

2) Разработанный:Регламент охватывает комплекс работ по организации.и проведению следующих;работ:

- по определению: потенциально опасных: участков трубопроводов и ранжирование их по степени предрасположенности к.отслаиваниям покрытия;

- полевого обследования участков трубопроводов;

- технического диагностирования:участков трубопроводов в шурфах;

- по принятию решения по устранению дефёктов изоляции; и трубопровода; выявленныхв ходе комплексного обследования трубопроводов.

3) Рассмотрена оптимальная технология и; последовательность производства измерений в полевых условиях.

4) Показана возможность применения отечественной и зарубежной аппаратуры при проведении контроля состояния изоляционного покрытия по методике, предложенной в Регламенте.

5) Разработанный Регламент обладает новизной и представляет практический интерес для газовой и нефтяной отраслей. 5 Расчет эффективности инвестиционного? проекта; внедрения разработанной методики контроля состояния-покрытия

В настоящей, главе представлены результаты расчета экономической эффективности проекта, внедрения: разработанной . методики контроля состояния изоляционного покрытия на участке МП Пунга-Ухта-Грязовещ (км1447^570^ и, 0-110), эксплуатируемом^ ООО «Газпрома трансгаз1 Ухта». Расчет выполнена cor ответствииi с современными; методиками расчета , эффективности; инвестиционных! проектов,* в т:ч. одобренными в ОАО «Газпром» и учитывают такие показатели: как интегральный эффект; индекс эффективности; срокюкупаемости; чистый дисконтированный доход:и др.

Участок МГ Пунга-Ухта-Грязовец км 447-570 и«0-,110 находится, в; эксплуа-таций* Сосногорского* ЩУ«' МГ О0О;:<<Газпром^трансгаз: Ухта» и: располагается на> территории?Ухтинского;иг.Княж-Г1Ьгосткого: районов5 республики Коми» Общаяг протяженность данного;участказсоставляет^233;1'км: МГ расположен в действующем»; техническомжоридоре МГ, изолирован отвоздействия?коррозйонно-активной'сре-ды полимернымшенточным покрытием?и:эксплуатируется:более;25; лет.^В;связис этим! возрастает вероятность отказа» что, чревато большим№эк6номическими? потерями и существенным ущербом для окружающей среды. Своевременная диагностика и последующее устранение обнаруженных дефектов позволяют повысить надежность^ работы трубопроводов и снизить , вероятность аварии: Экономически выгоднее обеспечить жесткий^ контроль за; состоянием; и своевременный1 ремонт трубопровода; чем бороться с последствиями/аварий. .

В! настоящее время?(базовыйгвариант) диагностика состояния: изоляционного покрытия; осуществляется на^основании «Регламентамэлектрометрической;;диагностики линейной части магистральных- газопроводов» [83]. Согласно данному регламенту на;МГ, эксплуатируемых более 10 лет, предусматривается:

- комплексное обследование, осуществляемое один раз в 5-10 лет; повторное обследование на; участках высокой и повышенной коррозионной опасности, атакже на отремонтированных участках - один раз в 2-3 года:

Диагностику изоляционного покрытия осуществляют в течение летнего периода.

В качестве проею"ного варианта предлагается применить в дополнение к существующим методам? исследования разработанную методику выявления отслаиваний'изоляционного покрытия. Внедрение данной методики повлечет за собой увеличение расходов на покупку оборудования, обучение персонала, на проведение дополнительного»вида контроля1 и т.д., однако данная методика позволит выявить отслаивания^изоляции и своевременно устранить дефекты, как изоляционного покрытия, так^и самого трубопровода, и как следствие снизить риск возникновения аварийных ситуаций.

Для реализации данной методики требуются инвестиции в 941,4 тыс.руб. на проведение научно-исследовательских, и опытно-конструкторских работ (НИОКР) по разработке методики-и необходимого для диагностирования оборудования и внедрения его в производство (таблица 5.1), а.также на проведение лабораторных испытаний.(94,1 тыс.руб.).

Оценка эффективности инвестиций внедрения разработанной методики выполнена на*основании СТО Газпром РД 1.12-096-2004f «Внутрикорпоративные правилах оценки-эффективности.НИОКР».

Оценка^ффективности' произведена путем сравнения! ситуаций'! «с проектом» и1 «без. проекта». Расчет эффективности производится- «по изменяющимся статьям» доходов и расходов от реализации НИОКР, а денежные потоки являются приростными и отражают изменения притоков и оттоков денежных средств по каждой из статей при внедрении результатов научной.разработки и без научной разработки [10].

Расчеты выполнены в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на продукцию капитального строительства и элементы эксплуатационных расходов по состоянию на 01.01.2009 г., и учитывают особенности действующей

I I системы налогообложения в РФ

Условия реализации инвестиционного проекта: срок службы оборудования для диагностики изоляционного покрытия -8 лет (полевые условия работы);

- период расчета 11 лет, в том числе инвестиционная фаза (НИОКР) -2 года; фаза подготовки (закупка оборудования, внедренческие работы) - 1 год; эксплуатационная фаза - 7 лет;

Заключение

Анализ существующих' методов контроля состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов показал необходимость дальнейшего совершенствования электрометрических методов. Актуальность создания новой* методики диагностики изоляционного покрытия, способной выявлять отслаивания, несомненна; так как в основном коррозионные процессы наблюдаются в отслаиваниях изоляционного покрытия, а применяемые в настоящее время методы контроля состояния изоляционного покрытия либо не выявляют отслаивания; либо требуют непосредственного доступа к изоляционному покрытию (шурфы).

На основе статистического анализа данных^обследований в шурфах участка MF Пунга-Ухта-Грязовец км 0-205,5 выявлены*наиболее характерные геометрические параметры отслаиваний: длина 100-975 мм, ширина 20-40 мм? высота 5-7 мм:

Разработана методика лабораторных испытаний; предусматривающая пропускание переменного тока.через контролируемый участок^трубопровода с помощью генератора и пошаговое измерение силы тока»и^АПС с помощью электрода сравнения, осциллографа ишультиметра. Для проведения испытаний изготовлен лабораторный стенд'и образцы с отслаиванием покрытия:

По результатам испытаний в качестве параметра, позволяющего выявить отслаивания покрытия, принят ГПС.

Экспериментально установлено, что точность измерения АПС не зависит от работы СКЗ и* формы»сигнала генератора. Данные утверждения проверены с помощью критерия? Фишера и метода однофакторного дисперсионного анализа со! ответственно. Следовательно, для проведения диагностики отслаиваний покрытий разработанным методом не требуется отключение СКЗ.

Выявлена сильная корреляционная связь между площадью устья отслаивания и оптимальной частотой сигнала генератора'(корреляционное отношение равно 0,97). Установлено, что зависимость оптимальной частоты сигнала генератора (v, Гц) от площади устья отслаивания (Syc, мм2) описывается моделью общего вида: v = 2940-ln(Syc) -3080. Значимость данной модели и отдельных ее коэффициентов проверенна с помощью регрессионного анализа. Полученные значения показателя Р-значение (Ру=0,000551 и Рх=2,01Е-06) меньше заданного уровня значимости а=0,05 для каждого коэффициента, следовательно, коэффициенты регрессии являются значимыми. Также рассчитанный уровень значимости

142 для модели (ар=2,01Ю"6) меньше заданного а=0,05, что подтверждает значимость коэффициента детерминации, а следовательно и модели в целом.

Определен рациональный диапазон частоты сигнала генератора (8-13 кГц) для выявления отслаиваний покрытий с размерами Syc=45-240 мм2.

Разработан критерий выявления отслаивания изоляционного покрытия: с вероятностью 75% значения ГПС, превышающие (хгпс+оггпс)> являются отслаиванием изоляционного покрытия.

На основе анализа действующих нормативных документов и проведенной научно-исследовательской работы разработан промышленный регламент диагностирования отслаиваний изоляционного покрытия подземных трубопроводов. Применение разработанного метода даст возможность дистанционно выявлять отслаивания покрытия, что позволит своевременно устранять дефекты, как изоляционного покрытия, так и коррозионные дефекты металла трубы, связанные с отслаиванием покрытия, и как следствие снизить риск возникновения аварийных ситуаций.

Разработанный Регламент обладает новизной и представляет практический интерес для газовой и нефтяной отраслей.

Рассчитана экономическая эффективность внедрения разработанной методики контроля состояния изоляции на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец (км 447570 и 0-110) в период с 2009 по 2018 гг. Прогнозируемый чистый дисконтированный доход составляет более 2,9 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Волкова, Анастасия Николаевна, Ухта

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

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

3. 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.

4. Альбом^ аварийных разрушений на объектах ЛЧМГ ООО «Севергаз-пром» / Ю. В. Илатовский, Ю. А. Теплинский, М" А. Конакова. Ухта : Севернипи-газ, 2002. - 334 с.

5. АНТИКОРРКОМПЛЕКС-ХИМСЕРВИС. Методы обследований состояния ЭХЗ подземных, трубопроводов. Электрон: дан. - Режим доступа: http ://www. ch-s. ru/3i nfo/method s. htm I:

6. Ахметов, В. H. Обеспечение безопасного состояния газотранспортной системы / В. Н. Ахметов, А. А. Бауэр // Промбезопасность-Оренбурп- 2006. №5 -С. 18-22.

7. Бекман, В. Катодная защита от коррозии / В. Бекман, В. Швенк ; под ред. И. В. Стрижевского. M.J: «Металлургия», 19841 -420 с.

8. Борисов, Б. Hi Защитная способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов / Б. И:' Борисов. Mi: Недра, 1987. - 123 с.

9. Виленский, П. Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика / П. Л. Виленский, В. Н Лившиц, С. А. Смоляк. М.: Дело, 2008. -1103 с.

10. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР СТО Газпром РД 1.12-096-2004 : утв. ОАО «Газпром» 16.08.2004 : ввод, в действие с 01.09.2004. М. ; ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 38 с.

11. 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.

12. Волков, М. М. Справочник работника газовой промышленности / М. М. Волков, А. Л. Михеев, К. А. Конев. М. : Недра, 1989. - 285 с.144

13. Глазов, Н. П. Методы контроля и измерений при защите подземных сооруженийют коррозии / Н. П. Глазов, W. В. Стрижевский, А. М. Калашникова. -М. : Недра, 1978.-С.127.

14. Гмурман, В. Е. Теория вероятностей и математическая- статистика : учеб. пособие для вузов / В. Е. Гмурман. 9-е изд., стер. - М.1 : Высш. шк., 2003. -479 с.

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

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

17. ГОСТ 18442-80*. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования: Введ. 01.07.1981. - Mi : ИПК Издательство» стандартов, 1989:-26 с. 1

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

19. ГОСТ 21104-75*. Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод. -Введ. 01.07.1976. М:: ИПК Издательство стандартов, 1975. - 20 с.

20. ГОСТ 21105-87*. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Введ. 01.01.1988. - М. : ИПК Издательство стандартов, 2003. - 15 с.

21. ГОСТ 23479-79*. Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования. Введ. 01.01.1980. - М. : ИПК Издательство стандартов, 1985.-12 с.

22. ГОСТ 23667-85. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразву145ковые. Методы измерения основных, параметров. Введ. 01.01.1987. - М. : ИПК Издательство стандартов, 1985. - 28 с

23. ГОСТ 26182-84. Контроль неразрушающий. Люминесцентный метод течеискания. Введ. 01.01.1986. - М. : ИПК Издательство стандартов, 1984. -17 с.

24. 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.

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

26. 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.

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

28. Гусейнзаде, М*. А. Методы математической статистики1 в нефтяной и газовой^промышленности / М. А. Гусейнзаде, Э. В. Калинина, М. Б. Добкина. М. : Недра, 1979.-340 с.

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

30. ИНЖПРОЕКТ. Методики. Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.vniistpro.ru/tehnologii/metodiki.

31. Инструкция по визуальному и измерительному контролю РД 03-606-03 : утв. Госгортехнадзором России 11.06.2003 : ввод, в действие с 11.06.2003. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2004. - 104 с.

32. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов : РД 12-411-01 : утв. Госгортехнадзором России 09.07.2001 : ввод, в действие с 01.03.2008. М. : НТЦ «Промышленная безопасность», 2002. -75 с.

33. Инструкция по контролю состояния изоляции^ магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации : РД 17.01-60.30.00-КТН-007-1-04 : утв. ОАО «АК «Транснефть» 10.09.2004 : ввод, в действие с 10.09.2004. М. : ОАО «АК «Транснефть», 2004. - 27 с.

34. Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами : ВСН 39-1.10-001-99 : утв. ОАО «Газпром» 15.01.2001 : ввод, в действие с 05.03.2000. М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2000. -17 с.

35. Классификация основных средств ОАО «Газпром», включаемых в амортизационные группы : утв. ОАО «Газпром» 30.0412003 : ввод, в действие с 30.04.2003. М. : ОАО «Газпром», 2003. - 88 с.

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

37. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела : учебник для ВУЗов /

38. A. А. Корщак, А. М. Шаммазов. Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. -544 с.

39. Кузнецов, М. В. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров : учебник для вузов / М. В. Кузнецов, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов. М. : Недра, 1992.-238 с.

40. Магистральные трубопроводы : СНиП 2.05.06-85* : утв. Госстроем СССР 30.03.1985 : ввод, в действие с 01.01.1986. М. : ФГУП ЦПП, 2005.-60 с.

41. Магистральные трубопроводы : СНиП III-42-80* : утв. Госстроем СССР 16.05.1980 : ввод, в действие с 01.01.1981.-М. : ФГУП ЦПП, 2005.-75 с.

42. Макарова, Н. В. Статистика в Excel: учебное пособие / Н. В. Макарова,

43. B. Я. Трофимец. М.: Финансы и статистика, 2002. - 368 с.

44. Мальцева, Г. Н. Коррозия и защита оборудования от коррозии : учеб.147пособие / Г. Н. Мальцева. Пенза : Изд-во Пенз. гос. ун-та, 2000. - 211 с.

45. Меркин, Р. М. Пособие по расчетам экономической эффективности прикладных научных исследований в газовой промышленности / Р. М. Меркин, С. А. Смоляк. М. : ЗАО Научный центр технико-экономических расчетов, 1999. -94 с.

46. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов : РД 39Р-00147105-025-02 : утв. ГУП «ИПТЭР» 18.07 2002 : ввод, в действие с 01.11.2002 Уфа : ССП ХНИЛ «Трубопроводсер-вис», 2002. - 14 с.

47. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов ■ ВРД 39-1.10-026-2001 • утв. ОАО «Газпром» 29.01.2001 : ввод, в действие с 29.01.2001. М. : ООО «ВНИИГАЗ», 2001. - 62 с.

48. Методические указания по диагностическому, обследованию линейной части магистральных газопроводов : СТО Газпром 2-2.3-095-2007 : утв. ОАО «Газпром» 29.12.2006 : ввод, в действие с 28.08.2007. М. ; ООО «ИРЦ Газпром», 2007.-43 с.

49. Методических рекомендаций по назначению участков газопроводов к переизоляции : МР-1908-04 : утв. 000 «Севергазпром» 01.01.2005 : ввод, в действие с 01.01.2005. Ухта : ООО «Севергазпром», 2005. - 60 с.

50. Мустафин, Ф. М. Промысловые трубопроводы и оборудование : учеб148ное пособие для вузов / Ф. М. Мустафин, Л1. И! Быков, А. Г. Гумеров. М. : ОАО «Издательство «Недра», 2004.-662 с.

51. 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 : Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Север-нипигаз», 2005. -2441с.

52. Нестерова, О. В. Статистика на предприятиях нефтяной1 и газовой промышленности : учеб. пособие / О. В. Нестерова. Ухта : УГТУ, 2004. - 56 с.

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

54. Нормы технологического проектирования магистральных-газопроводов : СТО Газпром 2-3.5-051-2006 : утв. ОАО «Газпром»- 30.12.2005 : ввод, в действие с 30.12.2005. М.; ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 196 с.

55. О промышленной безопасности опасных производственных объектов : федер. закон № 116-ФЗ от 21.07 1997. // Российская газета. 1997. - 30 июля. -С.4-7.

56. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов / А. А. Коршак и др.. Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. - 170 с.

57. Пекарников, Н. Н. Мониторинг и диагностика трубопроводных систем / Н. Н. Пекарников // Трубопроводный транспорт нефти. 2005. - №7. - С. 25-27.

58. Петров, Н. А. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации / Н. А. Петров. Mi : ВНИИОЭНГ, 1974. -131 с.

59. Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ : утв. ОАО «Газпром» 22.07.1998 : ввод, в действие с 22.07.1998. М. : ООО «ИРЦ Газпром», 1998. -45 с.

60. Порядок продления» срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» : СТО Газпром 2-3 5-045-2006 : утв. ОАО «Газпром» 26.12.2005 : ввод, в действие с 26.12.2005. М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 34 с.

61. Правила безопасности в нефтяной' и< газовой промышленности : ПБ 08-624-03 : утв. Госгортехнадзором? России* 05.06.2003 : ввод, в действие с 30.06.2003. М. : ПИО ОБТ, 2003. - 105 с.

62. Правила» проведения обследований» коррозионного состояния магистральных нефтепроводов : ПР-13.02-74.30.90-КТН-003-1-00 ■ утв. ОАО «АК «Транснефть» 11.03.2000 : ввод, в действие с 11.03.2000. М. : ГУП Издательство Нефть и газ, 2003. - 9 с.

63. Правила^ технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации : РД 16.01-60.30.00-КТН-068-1-05 : утв. ОАО «АК «Транснефть» 05.12.2005 : ввод, в действие с 05.12.2005. М. : ОАО «АК «Транснефть», 2005. - 102 с

64. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов " ВРД 39-1.10-006-2000 : утв. ОАО «Газпром» 15.02.2000 : ввод, в действие с0103.2000. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - 153 с.

65. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов : РД 153-39.4-056-00 : утв. Минэнерго России 14.08.2000 : ввод, в действие с0101.2001. М. : ИПТЭР, 2000. - 95 с.

66. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением : ПБ 03-576-03 : утв. Госгортехнадзором России 15.01 2001 : ввод, в действие с 11.06.2003. М. : ПИО ОБТ, 2003. - 187 с.150

67. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов : ПБ 03-585-03 : утв. Госгортехнадзором России 10.06.2003 : ввод, в действие с 10.06.2003. М. : ПИО ОБТ, 2003. - 153 с.

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

69. Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозионной защиты РД-29.200-00-КТН-176-06 : утв. ОАО «АК «Транснефть» 22 05.2006 : ввод, в действие с 22.05.2006. М. : ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ», 2006. - 95 с.

70. Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов : СТО Газпром РД 39-1.10-088-2004 : утв. ОАО «Газпром» 27.01 2004 : ввод, в действие с 15.03.2004. М. ; ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 8 с.

71. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов : ВРД 39-1.10-001-99 : утв. ОАО «Газпром» 29.03.1999 : ввод, в действие с 01.05.1999. -М. : ООО «ИРЦ Газпром», 1999. 14 с.

72. Руководство по контролю качества изоляционного покрытия законченного ремонтом участка действующего трубопровода : РД 39-30-467-80 : утв. Мин-нефтепром 10.12.1980 . ввод в действие с 28 12.1980. М. : ВНИИСТ, 1981. -12 с.

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

74. Сидоров, Б. В. Комплексный подход к оценке фактического состояния подземных газопроводов / Б. В. Сидоров, В. М. Ботов, И. Н. Курганова // Надежность газопроводных конструкций. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1990. - С. 24-39.

75. 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.

76. Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов : сб. научн. тр. / УГНТУ. М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-242 с.

77. Стрижевский, И. В. Защита подземных металлических сооружений от коррозии / И. В. Стрижевский, А. Д. Белоголовский, В. И. Дмитриев. М. : Строй-издат, 1990.-302 с.

78. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ Часть I : ВСН 012-88 : утв. Миннефтегазстроем 27.12.1988 : ввод, в действие с 01.01.1989. М. : ВНИИСТ, 1989.-105 с

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

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

81. Тревожное ожидание // Нефть и капитал 2003. - №7-8 - С. 54-58.

82. Трубопроводный транспорт нефти : учеб. для вузов / С. М. Вайншток и др.; под ред. С. М. Вайнштока. М. . ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. -Т.2. -621 с.

83. 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.

84. 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.

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

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

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

88. Шестнадцатая Международная деловая встреча «Диагностика-2006» (Сочи, 17-21 апреля 2006 г.): в 2 т. М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 744 с.

89. Электроизмерения на подземных газонефтепроводах : методические указания / Р. В. Агиней и др.. Ухта : УГТУ, 2007. - 50 с.

90. Borrini, D. Evaluation of erosion-corrosion in multiphase flow via CFD and experimental analysis / D. Borrini, M. E. Ricotti, M. Bonardi // Wear. 2003. - №1. -P 237-245.

91. Brousscau, R. Distribution of steady-state cathodic currents under heath a disbanded coating / R. Brousscau, S. Qian // Corrosion. (USA). 1994. - №12 -P. 907-911.

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

93. Coates Alan, C. Pipeline coatings disbondments require quick delection / C. Coates Alan // Pipeline and Gas J. 1995. - №3. - P.18-23.

94. Gan, F. Cathodic protection to mitigate external corrosion of underground steel pipe beneath disbanded coating / F. Gan, Z. W. Sun, G. Sabde, D. T. Chin // Corrosion (USA). 1994. - №10. - P. 804-816.

95. Inspection under insulation // Corros. Manag. 1994-1995. - №3. - P. 5.

96. Kajiyama, F. Effect of induced alternating current voltage on cathodically protected pipelines paralleling electric power transmission line / F. Kajiyama, Y. Naka153mura // Corrosion (USA). 1999. - №2. - P. 200-205.

97. Mallen, Т. M. A refinery approach to corrosion under insulation / Т. M. Mal-len // Corros. Manag. 2000. - №38. - P. 18-21.

98. Margarit Isabel, C. P. About coating and cathodic protection: Properties of the coating influencing delamination and cathodic protection criteria / C. P. Margarit Isabel, R. Mattos Oscar // Electrochim. acta. 1998. - №2-3. - P. 363-371.

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

100. Perdomo, J. J. Chemical and electrochemical conditions on steel under disbanded coatings: the effect of applied potential, solution resistivity, crevice thickness and holiday size / J. J. Perdomo, J. Song // Corros. Sci. 2000. - №8. - P. 1389-1415.