WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

УДК 622.691.4:620.193/.197

  1. Агиней Руслан Викторович

Разработка методов повышения эффективности противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы

специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ

  1. Автореферат

диссертации на соискание ученой степени
доктора технических наук

Ухта - 2009

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

Научный консультант:

доктор технических наук
Александр Сергеевич Кузьбожев

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор
Алексей Анатольевич Коршак

доктор технических наук, профессор
Юрий Дмитриевич Земенков

доктор технических наук, профессор
Зафар Хангусейн - оглы Ягубов

Ведущая организация:

Российский государственный
университет нефти и газа
им. И.М. Губкина

Защита состоится «18» декабря 2009 г. в 10 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат разослан «15» ноября 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, к.т.н.  Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

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

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

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

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

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

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

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

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

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями.

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

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

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

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

  • разработку методики лабораторных и полевых испытаний образцов, имитирующих металл трубы в отслаивании покрытия в условиях катодной поляризации и коррозионно-активной среды;
  • определение зависимостей поляризационного потенциала в образце от расстояния до устья отслаивания покрытия, силы поляризующего тока, пространственного положения модели анода, электрических свойств среды;
  • обоснование метода повышения эффективности защиты воздействием переменного тока.

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

  • определение на физических моделях точности регрессионных зависимостей, описывающих уровень защиты металла трубопроводов в условиях действия нескольких станций катодной защиты.
  • разработку промышленного регламента оптимизации работы средств ПКЗ трубопроводов в условиях промышленных площадок.
  • реализацию методики на территории промышленной площадки КС-10 Сосногорского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта».

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

  • разработку средств и методов измерения поляризационного потенциала подземных трубопроводов;
  • разработку методики интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, для повышения точности оценки сквозных повреждений покрытия малой площади;
  • разработку методики ранжирования участков трубопроводов по предрасположенности к образованию повреждений покрытия для целенаправленного применения средств полевой диагностики.

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

  • разработку акустической модели с определением оптимальных параметров акустических преобразователей;
  • установление критериев и точности выявлении отслаиваний покрытия на лабораторных образцах;
  • разработку неразрушающей технологии количественной оценки прочности соединения покрытия с металлом трубы;
  • промышленное внедрение метода на трубах с заводским покрытием сверхдлительного хранения, предназначенных для газоснабжения Камчатской области.

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

  • выявление особенностей коррозионной поврежденности внутренней поверхности трубопроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии и последующего обследования дефектов в шурфах;
  • проведение имитационных коррозионных испытаний металла в условиях многофазной среды «пластовая вода – газовый конденсат»;
  • разработку методов выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды.

Научная новизна:

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

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

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

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

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

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

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

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

Основные защищаемые положения диссертации:

  • Результаты лабораторного и полевого исследования эффективности ЭХЗ в отслаиваниях покрытия в условиях катодной поляризации, в том числе с наложением переменного тока.
  • Регламент повышения эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов промышленных площадок НС и КС, включая методику расчета требуемых выходных параметров СКЗ с учетом состояния покрытия и свойств грунта.
  • Новые метод и устройства измерения поляризационного потенциала трубопроводов.
  • Метод оценки коррозионной поврежденности поверхности образцов при лабораторных испытаниях.
  • Методика интерпретации результатов интенсивных электроизмерений, предусматривающая учет условий измерения и параметров ЭХЗ и адаптацию линейных координат.
  • Метод ультразвукового диагностирования качества приклеивания покрытия заводского нанесения при контроле со стороны металла трубы.
  • Метод ультразвукового диагностирования типа течения среды в конденсатопроводе для определения границ участка с расслоенным потоком и назначении противокоррозионных мероприятий.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

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

Результаты работы внедрены на предприятиях ОАО «Газпром»:

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

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

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

- метод ультразвукового контроля многофазного потока внедрен на участке конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ. Установлены границы участка КП с расслоенным типом течения транспортируемой потока, предлагаемые для установки труб с внутренним антикоррозионным покрытием. Экономический эффект – 3,8 млн. руб.

Апробация работы.

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

Публикации: по теме диссертации опубликовано 76 работ. В том числе 11 патентов РФ, 8 монографий и учебно-методических изданий, 6 СТО, 32 статьи опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень…» ВАК РФ, из них 7 - в изданиях рекомендованных экспертным советом по проблемам нефти и газа.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, 7 глав, заключения, содержит 392 страницы текста, 207 рисунков, 48 таблиц и список литературы из 380 наименований.

Содержание работы

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

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

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

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

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

Основными дефектами покрытия являются:

- сквозные повреждения, возникающие преимущественно в результате механического повреждения при строительстве, а также в процессе эксплуатации при воздействии грунта и балластировочных устройств;

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

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

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

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

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

Анализ выявил проблему оптимизации работы средств ЭХЗ трубопроводов ПП КС и НС. На практике такая задача решается регулированием выходным параметров станций катодной защиты (СКЗ), применением дополнительных СКЗ или распределенных анодных заземлителей.

Однако распределение электрического поля катодной защиты в условиях ПП, когда сеть сложноразветвленных трубопроводов защищена несколькими СКЗ, аноды которых установлены по периметру ПП, практически невозможно описать математическими зависимостями, вследствие влияния большого количества не учитываемых факторов. Это затрудняет реализацию разработанных методик, большой вклад в развитие которых внес Ф.К. Фатрахманов, и в ряде случаев потенциал трубопроводов ПП не соответствует действующим критериям защиты (рис. 1).

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

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

Рис. 2. Структура комплексной методики оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП

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

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

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

Опыт эксплуатации КП показал, что несмотря на существующие системы очистки и подготовки жидких углеводородов к транспорту в трубопроводы может попадать пластовая вода, содержащая коррозионно-активные компоненты. При этом в трубопровод закачиваются многофазные эмульсионные среды, которые при перекачке могут разделяться на компоненты, в том числе с выделением на отдельных участках трубопроводов свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоростью локальной коррозии, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

Выделены две группы методов повышения защиты трубопроводов от внутренней коррозии. Первая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды. Реализация методов возможна, однако они не обладают достаточной эффективностью при защите протяженного трубопровода вследствие изменения термобарических условий. Известны безреагентные методы, в частности, связанные с магнитной обработкой транспортируемой среды, однако им также присущ ряд недостатков.

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

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

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

Вторая глава посвящена исследованию полноты ЭХЗ металла под отслоившимся покрытием. Для проведения лабораторных исследований разработана конструкция образца, моделирующего металл трубы, расположенный в отслаивании покрытия. Образец состоит из полого стального цилиндра, помещаемого с зазором 5 мм в полиэтиленовую оболочку. В оболочке установлены узел затекания тока (устье), штуцера для дренирования электролита, двенадцать капилляров2 для измерения поляризационного потенциала и проволочные датчики для оценки скорости коррозии.

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

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

При анализе полученных результатов установлено, что зависимость потенциала от силы (плотности) тока можно аппроксимировать прямыми, при этом тангенс угла наклона прямых зависит от удаления точки измерения и свойств электролита:

,                                                (1)

где a и b – коэффициенты, зависящие от условий натекания тока; L - расстояние между устьем и точкой в зоне отслаивания; j – плотность поляризующего тока, мА;
Uст – собственный потенциал образца в модельной среде, В.

Далее образцы выдерживались при поляризации в течение 40 сут после чего оценивались коррозионные повреждения. Для этого был разработан оригинальный метод, заключающийся в разбивании корродированной поверхности сегмента на цветовые области с определенным составом продуктов коррозии, измерении утонения металла в каждой из областей и расчете суммарных повреждений (рис. 5).

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

Проанализированы повреждения 36 фрагментов каждого из трех испытанных образцов. Установлено, что скорость коррозии с коэффициентом 0,37 коррелирует со средним поляризационным потенциалом металла каждого сегмента, зависящим от местоположения сегмента относительно устья (рис. 6).

Для повышения эффективности защиты в отслаивании оценивалось воздействие переменного тока на поляризационный потенциал металла образца. Генератор синусоидальных сигналов включался параллельно модели СКЗ. Сила переменного тока поддерживалась на уровне 1,0 мА (плотность тока – 10,6 мА/м2). Установлено, что наибольшей эффективностью обладает ток частотой 100-1000 Гц (рис. 7). В каждой точке образца потенциал удовлетворяет критерию минус 0,85 В.

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

Полевые испытания образцов выполнялись на участке МГ, характеризующимся высокой интенсивностью коррозионных процессов.

Для проведения испытаний была разработана конструкция зондов и схема их подключения и установки (рис.8).

1 – газопровод; 2 – КИК; 3 – кабель; 4 – образец; 5 – крышка, 6 – корпус, 7 – ячейка измерительная, 8 – клемма, 9 – контактный провод, 10 – полимерная эластичная трубка, 11 – неметаллическая рамка, 12 – зажимное кольцо, 13 – полимерная трубка

Рис. 8. Схема установки и подключения образцов а) и эскиз измерительного модуля б)

Выполнены коррозионные испытания зондов в течении 120 сут с мониторингом скорости коррозии датчиками сопротивления. Определено, что скорость коррозии в течении первых 20 суток увеличивается до 0,5-0,8 мм/год, затем снижается до 0,2 мм/год, что связано с пассивацией поверхности в условиях отсутствия движения коррозионной среды.

Установлено, что при регулировании режимов действующей на участке МГ станции катодной защиты металл в зонде не поляризуется до достижения критерия ЭХЗ.

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

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

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

1 – резервуар; модель трубопровода; 3 – модель анодного заземления; 4 – электрические проводники; 5 – разъединитель катодной линии (тумблер 1 переключателя работы станции); 6 – регулируемый источник постоянного тока
(модель станции катодной защиты)

Рис. 9. Схема электрических соединений элементов лабораторного стенда

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

Аппроксимация результатов испытаний выполнена регрессионными математическими моделями общего вида:

- линейной UiЛин=U0i +An1I1+An2I2;

- полиномиальной UiПол=U0i +An1I1+ Bn1I21+An2I2 + Bn2I22;

- экспоненциальной UiЭксп=U0i +exp (Cn1I1 +Cn2I2 );

где U0i – потенциал при отключенных станциях защиты в i-ой точке; I – сила тока СКЗ, А; A, B и С – эмпирические коэффициенты аппроксимирующих кривых

Рис. 10. Параметры лабораторных испытаний

В диапазоне от стационарного потенциала до минус 3,5 В рассчитаны суммарные квадратичные отклонения значений потенциала, рассчитываемых с помощью моделей от фактических. Установлено, что из предложенных моделей линейная является наиболее достоверной, погрешность относительно фактических данных составляет до 11,58%, а в практически значимом диапазоне потенциалов минус 0,85 - 2,5 В - менее 6,0%.

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

Ui=U0i+,                                                (2)

где U0i – потенциал при отключенных станциях защиты в i-ой точке, В; Аij – параметр влияния j-ой станции катодной защиты на потенциал i-ой точки измерения;
Ij – сила тока на выходе j-ой станции катодной защиты, А; n – количество станций защиты, влияющих на потенциал в i-ой точке.

Для подбора требуемой силы тока на выходе станций разработана методика с применением редактора Excel®. Для расчета составляются линейные уравнения (2), для каждой точки измерения подбираются такие значения силы тока СКЗ, чтобы выполнялся критерий оптимизации →0,

где Ui – поляризационный потенциал в i-той точке, В; Uкрит – критерий эффективности катодной защиты, выбираемый из регламентируемого диапазона исходя из электрических свойств грунта в момент измерения, В; k – количество точек измерения.

В работе показано, что расчет требуемых выходных параметров работы СКЗ будет корректен только для действующих условий натекания тока, в частности электрического сопротивления грунта, учет которого предложено выполнять расчетом значения Uкрит исходя из соотношения текущего (в момент выполнения измерения), наименьшего и наибольшего годового значения силы тока СКЗ:

,                                (3)

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

Iиз, Imax, Imin - измеренная (текущая), максимальная и минимальная  годовые сила тока на станции, А

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

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

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

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

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

Для расчета силы тока на выходе станций были сняты зависимостей потенциала в контрольной точке от силы тока на выходе СКЗ В1 и В2, свидетельствующие о низкой эффективности станции В2. Расчетные парамтеры влияния станции не превышали значения 0,1. Расчет показал, что СКЗ В2 КЦ-3 можно вывести в резерв.

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

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

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

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

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

N=dUх /dx=-αUo e-αх,        (4)

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

Максимальной величины неравномерность достигает в точке дренажа, т.е. при х=0:

N(х=о)=Nmax=-αUo ,        (5)

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

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

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

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

                               ,                                        (6)

где х – расстояние от места установки электрода сравнения до трубопровода, м; ρ - удельное сопротивление среды, Ом⋅м.

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

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

Ех= -dU/dx.                                                (7)

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

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

1 – уплотнение; 2 – капилляр; 3 – крышка; 4 – «дыхательная» трубка;
5 – контактный провод»; 6 – стальной образец; 7 – корпус устройства; 8 – устье дефекта

Рис. 12. Устройство для измерения поляризационного потенциала

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

Во пятой главе показано, что при электроизмерениях разность потенциалов между двумя электродами сравнения для повреждения изоляции круглой формы, при условии D

,                (8)

где D – диаметр трубопровода; - разность потенциалов, мВ; – сила тока в месте измерения, А; - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;
t – глубина повреждения от поверхности земли, м; y – расстояние между электродами сравнения, м.

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

Для расчета площади повреждения Sпов по результатам измерения градиентов потенциала введем понятие коэффициента пропорциональности и параметра учитывающего условия измерения и работу средств ЭХЗ в месте измерения, тогда:

       (9)

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

       (10)

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

Для определения сопротивления преобразуем выражение (8):

.        (11)

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

.        (12)

Для примера на рис. 13 представлены результаты измерения параметров и расчета площади повреждения покрытия на участке МГ, км 14,7-18,7 при ϕ=1,05⋅10-2.

1 – градиент потенциалов, 2 – расчетная плотность тока, j,
3 –электрическое сопротивление грунта, r; 4 – параметр k; 5 – расчетная площадь повреждений покрытия, Sпов

Рис. 13. Зависимости измеряемых и расчетных параметров на участке газопровода МГ, км 14,7-18,7

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

Рис. 14. Эквивалентная электрическая схема модели

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

U1=f(Iобщ).        

Тогда

U2=f(I2), а Uрас=f(I1)

Т.к. Iобщ = I2+ I1 или I1= Iобщ – I2, для принятой модели расчетное значение Uрас, определяется как:

Uрас= U1 - U2,        

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

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

Показания милливольтметров модели определятся уравнением (8). Причем в случае бездефектного (или пористого) покрытия показания, приведенные к единому значению разноса электродов будут равны, т.к. электрическое поле в пределах расстановки электродов однородно. В случае расположения единичного дефекта наблюдается возмущение поля, которое можно определить через коэффициент неоднородности поля:

ξ= ,                                                (13)

где U1/ U2 и Uф1/ Uф2 –отношение расчетных и измеренных разностей потенциалов при заданном разносе электродов.

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

Для определения U1/ U2 при удалении второго электрода от ос МГ 5 м можно использовать график (рис. 15).

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

  1. Отмечают координаты контрольных точек, фиксируемых как на геологическом разрезе, так и на данных интенсивной электрометрии - река, ручей, УКЗ и т.д.
  2. Разбивают исследуемый участок газопровода на отрезки протяженностью 0,5 - 2,0 км ограниченные контрольными реперами.
  3. Определяют координаты точек измерения интенсивным методом внутри отрезка с соответствующим шагом измерения S (обычно 5 метров):

Х: х0, х1 ... хm - координаты точек базового ряда (по данным инженерно-геологических изысканий), хi – хi-1 =S, где i∈[0;m];

Y: у0, у1 ... уп - координаты по результатам интенсивной электрометрии, уj – уj-1= S, где j∈[0;n].

  1. Приравнивают координаты контрольных реперов ряда Y(у0, уп) к координатам ряда Х (х0, хm), для этого изменяют шаг S ряда Y таким образом, чтобы обеспечить соответствие привязок реперов с базовым рядом.
  2. Вычисляют координаты промежуточных рядов ХI  и YI по формулам

уIi=уi - у0; xIi=xi - x0                                (14)

  1. Определяют коэффициент несоответствия:

К=хIm / уIп                                                (15)

  1. Рассчитывают скорректированные значения координат ряда УII:

уIIi = yIi×К-х0                                        (16)

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

Рис. 16. Классификация факторов, повреждающих покрытие

Критерием высокой вероятности наличия повреждений покрытия является превышение индексом состояния покрытия (ИСП)  вероятности значения 1⋅10-3:

Ι =,                                                (17)

где – индекс i-того фактора, обуславливающего образование повреждения покрытия.

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

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

Рис. 17. Эпюры вероятного состояния изоляционного покрытия

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

1 – введенная УЗ волна; 2 – волны, распространяющиеся в слое А;
3 – волны, распространяющиеся в слое Б; 4 – зондирующий импульс; 5 – огибающая эхо-сигналов; 6 – эхо-сигналы в слое А; 7 – эхо-сигналы в слое Б; 8 - датчик

Рис 18. Процесс распространения УЗ волн в модели: а) наличие акустического контакта между слоями А и Б; б) отсутствие контакта между слоями А и Б.

Импульсы на экране дефектоскопа: в) в слое А; г) в слоях А и Б
при наличии контакта

На рис. 18, в, г представлены осциллограммы экрана дефектоскопа при введении УЗ импульсов в модель двухслойной конструкции.

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

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

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, мм×мм

80×50

80×50

120×80

50×50

Размеры металла, мм×мм

80×50

80×50

120×80

80×50

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, Rz

20

100

20

20

а, в – бездефектный участок; б, г – центр наибольшего повреждения покрытия

Рис. 19. Осциллограммы УЗ дефектоскопа в процессе сканирования фрагментов образцов 1 (а и б), 2 (в и г)

Таблица 2. Критерии выявления нарушения соединения полимерного покрытия
с металлическими трубами

Толщина стенки трубы, мм

Шероховатость поверхности трубы, Rz

Толщина покрытия, мм

Диаметр дефекта, мм

Критерии

Дефект

Бездефектная область

Рn/Рn+1

n

Рn/Рn+1

n

12

20

3,0

7; 20

0,55-0,6

6-8

0,45-0,5

4-5

100

5,0

10; 25

0,55-0,60

6-9

0,40-0,45

4-5

20

5,0

более 25

15

0,75-0,7

7-10

0,30-0,35

2-3

19

20

5,0

10; 20; 30

0,40-0,45

4-5

0,35-0,4

2-3

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

= [Rм-пэп ]m-n

= [Rм-пэп ]k-s

где m, n, k, s – порядковые номера эхо-сигналов, причем m>n, k>s;

и - отношение амплитуд эхо-сигналов на первом и втором образцах соответственно;

Н1 и Н2 – толщина первого и второго образцов соответственно, м;

φ(m⋅Н1), φ(k⋅Н2), φ(n⋅Н1), φ(s⋅Н2) – функция ослабления УЗ импульса в результате дифракционного расширения акустического поля преобразователя для толщины m⋅Н1, k⋅Н2, n⋅Н1, s⋅Н2, соответственно, дБ;

Rм-пэп – коэффициент отражения от границы материал – преобразователь;

δ - коэффициент затухания ультразвуковых колебаний в материале, дБ/м,

Автором разработана технология неразрушающей оценки адгезии покрытия к металлу труб. Метод заключается построении зависимости амплитудно-временного распределения с помощью эталонного элемента, состоящего из фрагментов трубы и покрытия различной толщины. На графике (рис. 20) наносят точки с координатами (Анорп;τ), (А′норп;τ′), (А″норп;τ″), характеризующие амплитуду и время регистрации (τ) первого полупериода первого эхо-сигнала при нормативной адгезии и толщине покрытия h1, h2 и h3. Учитывая экспоненциальный вид зависимости, строят график функции Анорп= f(τ).

Рис. 20. Пример построения зависимостей для оценки адгезии

Прогнозируемо снижают адгезию, используя известную зависимость адгезии от температуры. На основе полученных данных строят зависимости амплитуды первого полупериода от толщины покрытия Аtп= f(τ) при определенной температуре нагрева t,С (на рис. 20 показаны примеры зависимостей Аtп= f(τ) при t=40, 20 и 70С).

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

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

УЗ метод реализован при аттестации 2700 труб с заводским покрытием из 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 их дальнейшим применением.

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

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

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

Обследованием наиболее глубоких дефектов в шурфах было установлено, что на участке 0-5 км 313 из 317 дефектов (98,7%) являются коррозией внешней поверхности трубопровода, повреждений внутренней поверхности нет. На 37-124 км 208 из 358 дефектов соответствует внутренним дефектам (58,1%), остальные – внешним. Наибольшая плотность внутренних дефектов отмечается на участке 37-68 км – 158 дефектов из 174 обследованных, т.е. более 90%.

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

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

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

Первый вид испытаний – оценка коррозионной активности вод электрохимическими методами. Исследования выполнены в статическом состоянии и при перемешивании среды, а также с продувкой СО2. Установлено, что коррозионная активность обеих сред высокая, при перемешивании раствора и продувке СО2 наблюдается увеличение скорости коррозии (рис. 22).

Далее выполнялись статические испытания образцов в трехфазной среде: воздух, конденсат и пластовая вода. Время экспозиции - 10 суток. Установлено, что удельная потеря массы образцов, расположенных в пластовой воде 88,3-125,5 мг/см2. На границе «конденсат-вода» – 114,1-189,5 мг/см2, несмотря на то, что вторая группа образцов была расположена частично в некоррозионно-активном конденсате.

1 и 2 – в статических условиях; 3 и 4 при движении среды

Рис. 22. Поляризационные кривые стали марки 17ГС в воде с головных сооружений Печорокожвинского а) и Вуктыльского б) месторождений

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

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

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

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

1 – первая группа датчиков; 2 – вторая группа датчиков

Рис. 23. Зависимость средней скорости коррозии Vкор от угла поворота φ  при расходе конденсата 0,1 л/с а) и 0,2 л/с б)

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

= Rм-пэп Rмс e-2мHм,                                (19)

где Нм – толщина стенки трубы, м; м –коэффициент затухания в металле, дБ/м; Pмn+1 и Pмn – амплитуда n-го и n+1-го при реверберации УЗ в металле; Rмс - модуль коэффициента отражения от границы «металл – среда»; [H] – функция, определяющая ослабление донного сигнала в результате дифракционного расхождения акустических лучей, дБ.

1 – эхо-сигнал зондирующего импульса;
2, 3, 4 – первый, второй и третий эхо-сигнал, соответственно

Рис. 24. Схема получения многократноотраженных эхо-сигналов в стенке трубы а) и осциллограмма экрана дефектоскопа б)

Величина Rмс, различная для газовой, водной и конденсатной сред, влияет на скорость затухания эхо-сигналов. Экспериментально доказано, что скорость затухания эхо-сигналов разная: при контакте с газовой фазой наблюдается 10, при контакте с водой – 7, при контакте с конденсатом – 8 эхо-сигналов. В результате расчетным путем установлены и экспериментально подтверждены  критерии определения типа среды:

                       - газ;                         - конденсат;                         - вода.

Разработанные методы позволяют определить на КП коррозионно-опасные участки с расслоенным потоком течения среды, которые для КП Вуктыл-СГПЗ составляют около 21% и обосновать на них применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием для снижения коррозии конденсатопроводов.

заключение

Основные научно-практические результаты и выводы:

  1. На основе анализа мирового и отечественного опыта в области противокоррозионной защиты магистральных газонефтепродуктопроводов установлены причины ее неэффективности, связанные с низкой работоспособностью ЭХЗ в отслаиваниях изоляционного покрытия, несоответствием критериям защиты сложноразветвленных трубопроводов промышленных площадок КС и НС, недостаточной точностью оценки эффективности защиты, несовершенством методов выявления повреждений покрытия. Для магистральных трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая пластовую воду, характерна интенсивная коррозия внутренней поверхности стенок труб.
  2. Разработан комплекс мероприятий по повышению работоспособности ЭХЗ в условиях отслаивания полимерных покрытий, включая разработку, стендовое и полигонное экспериментальное обоснование критериев ЭХЗ в условиях модельных и реальных отслаиваний покрытий на газопроводах и способ повышения эффективности ЭХЗ в отслаивании, заключающийся в наложении импульсной составляющей на постоянный ток катодной защиты. Определены наиболее эффективные параметры импульсного электрического тока, позволяющие повысить критерии защиты под отслоившимся покрытием не менее чем на 20%.
  3. Разработана методология оптимизации ЭХЗ трубопроводов ПП, включающая методы оценки текущего функционального состояния системы защиты и определения параметров влияния СКЗ на потенциал трубопроводов, расчета оптимальных выходных параметров СКЗ, с учетом фактического состояния изоляции, электрических свойств грунта в момент проведения исследования, а также его сезонных колебаний, состояния анодных заземлений, наличия сторонних источников блуждающих токов. Методы реализованы на нескольких компрессорных цехах, разработан комплекс мероприятий для повышения эффективности защиты.
  4. Разработаны, запатентованы и промышленно апробированы способ и устройство для измерения поляризационного потенциала, обладающие высокой точностью измерения за счет моделирования повреждений покрытия с учетом площади неизолированной поверхности датчика и размеров повреждения покрытия; марки стали трубы и датчика; местоположения повреждения покрытия и датчика и позволяющие устранить значительную погрешность измерений потенциала, связанную с влиянием неравномерности натекания тока на поверхность трубопровода.
  5. Разработан и научно обоснован комплекс дистанционных методов выявления наиболее опасных в коррозионном отношении повреждений покрытия: отслаиваний и гофр, включая метод определения размера повреждения покрытия по поперечным градиентам электрических потенциалов ЭХЗ, методы определения положения повреждений покрытия на окружности трубопровода, методики адаптации линейных координат полевых измерений с данными геолого-инженерных изысканий и методик прогнозирования состояния покрытия газопроводов по типу характерных повреждений покрытия - отслаиваний, сдвига, сквозных повреждений, на основе анализа грунтовых условий, проектной и исполнительской документации.
  6. Разработаны новый метод и технология акустического контроля покрытия трубопроводов, не имеющие ведомственных аналогов и позволяющие проводить контроль покрытия изнутри трубы, защищенный несколькими патентами РФ. Метод внедрен при решении отраслевой и государственной проблемы аттестации покрытия более двух тысяч труб сверхнормативного хранения в Камчатской области с экономическим эффектом более 100 млн. руб. Разработана технология количественной оценки величины прочности адгезии, с одновременным контролем плоскостных дефектов проката металла и несплошностей материала покрытия. Разработаны и научно обоснованы конструктивные предложения по совершенствованию функциональных способностей ультразвуковой ВТД за счет дополнительного получения информации о состоянии покрытия.
  7. Разработана методика локализации образования коррозионных дефектов на внутренней поверхности труб на основе сравнения расчетного и фактического профиля давления в конденсатопроводе, дающая возможность выявления застойных зон на участках подъема рельефа трассы из-за расслоения транспортируемого потока и прогнозирования потенциальноопасных участков, предрасположенных к развитию внутренних повреждений.
  8. Разработан, запатентован и внедрен комплекс диагностических, технических и технологических решений на конденсатопроводах, позволяющих достоверно выявлять и эффективно предупреждать образование внутренних коррозионных дефектов. Разработан метод контроля типа течения перекачиваемой среды по сечению трубопровода с оптимизацией характеристик средств контроля, определением критериев фазового состава среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов. Обосновано применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием для снижения коррозии конденсатопроводов. Разработано, запатентовано и внедрено техническое решение импульсной магнитной обработки коррозионно-активных сред, позволяющее рационализировать энергетические затраты на обработку и эффективно устранять условия для образования повреждений.
  9. Материалы исследования вошли составной частью в шесть ведомственных нормативно-технических документов ООО «Газпром трансгаз Ухта», а также в три отраслевых документах ОАО «Газпром», регламентирующих мониторинг, техническое и технологическое совершенствование и повышение эффективности противокоррозионной защиты МГ. По результатам промышленного внедрения работы получен суммарный экономический эффект порядка 130 млн. руб.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

Монографии

  1. Андронов И.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Ресурс надземных трубопроводов. В 2-х ч. Ч. 1. Факторы, ограничивающие ресурс. Стандартные методы испытаний. – Ухта: УГТУ, 2008. –272 с.
  2. Андронов И.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Ресурс надземных трубопроводов. В 2-х ч. Ч. 2. Методы оценки кинетики усталостных и деформационных процессов. – Ухта: УГТУ, 2008. –272 с.
  3. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С., Александров Ю.В. Противокоррозионная защита газонефтепроводов. Ч.1 Электрохимические методы защиты. – Ухта: УГТУ, 2009. – 238 с.

Учебно-методические издания

  1. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С., Шишкин И.В., Глотов И.В. Электроизмерения на подземных газонефтепроводах. Метод. указания к выполнению лабораторных работ. – Ухта: УГТУ, 2007. 50 с.
  2. Кузьбожев А.С., Теплинский Ю.А., Агиней Р.В., Быков И.Ю. Диагностика трубных изделий. М.: Центрлитнефтегаз, 2008 г. – 152 с.
  3. Сальников А.В., Зорин В.П., Агиней Р.В. Методы строительства подводных переходов газонефтепроводов на реках Печорского бассейна. – Ухта: УГТУ, 2008. – 120 с.
  4. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Шкулов С.А., Шишкин И.В.  Оптический микроанализ структуры металла трубопроводов. Метод. указания – Ухта: УГТУ, 2008. – 124 с.
  5. Агиней Р.В., Михалев А.Ю., Фуркин А.В., Юшманов В.Н. Интерпретация результатов интенсивных электроизмерений. Метод. указания к выполнению лабораторных работ. – Ухта: УГТУ, 2009. 49 с.

Обзорная информация

  1. Яковлев А.Я., Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Повышение работоспособности конденсатопроводов в условиях транспорта многофазного потока / Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ИРЦ Газпром, 2008. – 88 с.
  2. 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.

Нормативно-технические документы

  1. МР 1908-04. Ведомственный документ. Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции / Долгушин Н.В., Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др.. - Ухта: Севергазпром. Введён 20.01.2005 г. – 2005. - 59 с.
  2. Коррозионная стойкость трубных сталей. Методика испытания трубных сталей в условиях моделирования процессов подпленочной коррозии / Долгушин Н.В., Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др.- Ухта: Севергазпром. – 2005. - 59 с.
  3. 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 А.С., Агиней Р.В. и др.- Ухта: Севергазпром. 2007. - 52 с.
  4. СТП 60.30.21-00159025-21-003-2009. Стандарт организации «Газпром трансгаз Ухта». Методика по определению состояния изоляции протяженных участков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию / Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др.- Ухта: 2009. – 53 с.
  5. СТП 60.30.21-00159025-21-004-2009. Стандарт организации «Газпром трансгаз Ухта». Методические рекомендации по выводу в капитальный ремонт (реконструкцию) средств электрохимзащиты, включая установки катодной, протекторной и дренажной защиты, анодные заземлители / Гурленов Е.М., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др.- Ухта: 2009 г. – 70 с.
  6. СТП 60.30.21-00159025-21-006-2009. Стандарт организации «Газпром трансгаз Ухта». Методика по оптимизации работы средств противокоррозионной защиты промышленных площадок КС / Агиней Р.В., Глотов И.В., Фуркин А.В. - Ухта: 2009 г. – 60 с.

Патенты на изобретения РФ

  1. Кузьбожев А.С., Теплинский Ю.А., Алексашин А.В., Тычкин И.А., Аленников С.Г., Борщевский А.В., Агиней Р.В. Способ контроля состояния изоляционного покрытия в процессе эксплуатации подземного магистрального трубопровода и устройство для его осуществления. Патент РФ №2221190 Заявл. 03.11.2000 г. Опубл. 10.01.2004 г.
  2. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Попов В.А. Способ выявления нарушений соединения полимерного покрытия с металлическими трубами Патент РФ № 2278378 Заявл. 09.03.2005 г.  Опубл. 20.06.2006 г.
  3. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Попов В.А. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов Патент РФ № 2295088 Заявл. 22.08.2005 г.  Опубл. 10.03.2007 г.
  4. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Попов В.А. Способ определения коэффициента затухания материала Патент РФ № 2301420 Заявл. 20.06.2006 г.  Опубл. 26.08.2007 г.
  5. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др. Устройство для измерения поляризационного потенциала трубопровода. Патент РФ № 2352688 Заявл. 03.05.2007 г.
  6. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Зорина А.Н.Способ определения наличия и площади эквивалентного повреждения в изоляционном покрытии подземного трубопровода. Патент РФ № 2 315 329 Заявл. 21.03.2007 г.  Опубл. 20.01.2008 г.
  7. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Селуянова Е.С. Способ выявления участков газопроводов подверженных КРН. Патент РФ № 2325583 Заявл. 21.03.2007 г. Опубл. 27.05.2008 г.
  8. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Андронов И.Н.Способ предотвращения развития дефектов трубопроводов. Патент РФ № 2325582 Заявл. 21.03.2007 г. Опубл. 27.05.2008 г.
  9. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов. Патент РФ № 2325582 Опубл. 27.05.2008 г.
  10. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др. Способ защиты трубопроводов от коррозии. Патент РФ № 2355939 Опубл. 20.05.2009 г.
  11. Попков А.С., Агиней Р.В., Шарыгин В.М. и др. Муфта для ремонта трубопровода. Патент РФ №85212. Опубл. 27.07.2009 г.

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

  1. Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Расчет параметров метода ревербераций ультразвуковых колебаний для контроля многослойных конструкций // Контроль. Диагностика – 2005 - № 7 – С. 29 – 32.
  2. Воронин В.Н., Мамаев Н.И., Бурдинский Э.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Автоматизированная система обработки данных о техническом состоянии подземных трубопроводов // Ремонт, восстановление, модернизация – 2007 - № 5 – С. 38 – 42.
  3. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Контроль многофазных сред в конденсатопроводах при помощи ультразвука // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2007 - № 4 – С. 24-31.
  4. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Моделирование коррозионных повреждений конденсатопроводов, приводящих к техногенным экологическим последствиям // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2007 - № 4 – С. 32 – 40.
  5. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Глотов И.В. Исследование мест сквозных коррозионных повреждений в конденсатопроводах // Коррозия: материалы, защита. – 2007. - № 6 . – С. 21-25.
  6. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Александров Ю.В. Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии конденсатопроводов «ВУКТЫЛ – СГПЗ» // Коррозия: материалы, защита. – 2007. - № 9  . – С. 22-27.
  7. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Кандауров И.И. Александров Ю.В. Коррозионные повреждения конденсатопроводов. I. Исследование остаточных напряжений // Коррозия: материалы, защита. – 2007. - № 10 . – С. 12-15.
  8. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Кандауров И.И. Александров Ю.В. Коррозионные повреждения конденсатопроводов. II Исследование твердости // Коррозия: материалы, защита. – 2007. - № 11 . – С. 11-15.
  9. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Конакова М.А., Александров Ю.В. Оценка структурной неоднородности коррозионно – поврежденных труб // Коррозия: материалы, защита. – 2008. - № 2 . – С. 20-23.
  10. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Кандауров И.И., Александров Ю.В. Исследование вариации твердости по окружности сварных труб в конденсатопроводах, поврежденных внутренней коррозией // Контроль. Диагностика – 2007 - № 10 – С. 49-53.
  11. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Кандауров И.И. Александров Ю.В. Исследование остаточных напряжений в сварных трубах конденсатопроводов, поврежденных внутренней коррозией // Контроль. Диагностика – 2007 - № 11 – С. 18 – 24.
  12. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Оценка структурной неоднородности металла коррозионно поврежденных труб // Контроль. Диагностика – 2007 - № 12 – С. 18 – 24.
  13. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Методы акустического контроля многофазной среды в трубопроводе // Контроль. Диагностика – 2007 - № 10 – С. 20 – 27.
  14. Воронин В.Н., Мамаев Н.И., Бурдинский Э.В., Кузьбожев А.С. Ремонт полимерных покрытий участков газопроводов под переизоляцию по техническому состоянию // Ремонт, восстановление, модернизация – 2007 - № 4.
  15. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Глотов И.В. Моделирование коррозионных повреждений в двухфазной газоконденсатной среде // Коррозия: материалы, защита. – 2008. - № 1. – С. 20-24.
  16. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Экспериментальное определение параметров акустического контроля полимерных покрытий с внутренней поверхности труб // Контроль. Диагностика – 2008 - № 3 – С. 7 – 16
  17. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Практическое применение акустического контроля полимерных покрытий с внутренней поверхности труб большого диаметра // Контроль. Диагностика – 2008 - № 3 – С. 24 – 27.
  18. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Выбор и обоснование акустического метода для контроля качества приклеивания полимерных покрытий на трубах большого диаметра // Контроль. Диагностика – 2008 - № 2 – С. 25 – 29.
  19. Меркурьева И.А., Бурдинский Э.В., Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Варианты применения и критерии акустического контроля полимерных покрытий на трубах большого диаметра // Контроль. Диагностика – 2008 - № 4 – С. 6 – 8, 13.
  20. Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Глотов И.В., Агиней Р.В. и др. Методы оценки коррозионных повреждений трубопроводов // Контроль. Диагностика – 2008 - № 4 – С. 22-26.
  21. Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Глотов И.В., Агиней Р.В. и др. Развитие средств и методов измерения поляризационного потенциала подземных нефтегазопроводов // Контроль. Диагностика – 2008 - № 6 – С. 6-8.
  22. Бурдинский Э.В., Меркурьева И.А., Глотов И.В., Агиней Р.В. и др. Повышение достоверности метода электроизмерений при оценке площади повреждений изоляции газонефтепровода // Контроль. Диагностика – 2008 - № 5 – С.6-8,13
  23. Агиней Р.В., Бурдинский Э.В. Исследование эффективности электрохимической защиты газопроводов в отслаиваниях изоляционного покрытия // Естественные и технические науки – 2008 - № 5 – С. 161-165.
  24. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Применение магнитного метода снижения коррозионной активности среды в конденсатопроводе Вуктыл-СГПЗ // Естественные и технические науки – 2008 - № 5 – С. 166-173.
  25. Агиней Р.В., Фуркин А.В. Опыт исследования «неклассического» источника блуждающих токов, воздействующего на многониточную систему подземных газопроводов // Естественные и технические науки – 2008 - № 5 – С. 174-179.
  26. Колотовский А.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др. Оценка поврежденности подземных трубопроводов на основе данных ВТД перед капитальным ремонтом изоляции // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2009. - № 3.
  27. Колотовский А.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Прогноз технического состояния газопроводов для ремонта полимерных покрытий // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2009. - № 3.
  28. Колотовский А.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др. Мониторинг влагопоглощения битумного покрытия при эксплуатации подземного газопровода // Контроль. Диагностика. – 2009. - № 7.
  29. Колотовский А.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др. Совершенствование электрохимзащиты подземных магистральных трубопроводов в местах повреждений покрытия // Контроль. Диагностика. – 2009. - № 7.
  30. Глотов И.В., Агиней Р.В., Юшманов В.Н. Экспериментальное определение математических моделей для оптимизации защиты подземных нефтегазопроводов несколькими катодными станциями // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2009 - № 8.
  31. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С., Фуркин А.В., Бурдинский Э.В. Методика прогнозирования состояния изоляционного покрытия эксплуатируемых газопроводов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2009 - № 8.
  32. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С., Александров Ю.В.Прогнозирование технического состояния магистральных газонефтепроводов на основе данных внутритрубной дефектоскопии // Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. – 2009. - №3.

Публикации в других изданиях

  1. Шкулов С.А., Агиней Р.В., Приймак В.Г. Исследование влияния блуждающих токов на многониточную систему магистральных газопроводов, пересекающих горные участки Северного Урала // Науч.-техн. сб. в 4-х кн. Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы. Кн.3. Транспорт газа. 2000 г. – С. 214-216.
  2. Захаров А.А., Алиев Т.Т., Филиппов А.И., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Исследование температурного влияния на качественные параметры заводского антикоррозионного покрытия // Обзор. информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. Науч.-техн. сб. № 2. – 2002. – С. 39-46.
  3. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др. Результаты экспертной оценки конструктивной прочности обвязки нагнетателей газоперекачивающих агрегатов Вуктыльского ЛПУМГ ООО «Севергазпром» // Обзор. информ. Сер. Диагностика  оборудования и трубопроводов. Научн.-техн. сб. № 2. – 2003 г.  – C. 32-39.
  4. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Назначение участков газопроводов под переизоляцию по техническому состоянию // Науч.-техн. сб. в 4 ч. Научные проблемы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России. Ч.3. Транспорт газа, 2005, – С. 101-109.
  5. Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др. Методическое обоснование по выбору участков газопроводов для ремонта изоляции // Приложение к науч.-техн. журн. Наука и техника в газовой промышленности Транспорт и подземное хранение газа – 2006 - № 1 – С. 14 – 18.
  6. Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др. Диагностика гофрообразования пленочных покрытий подземных трубопроводов // Приложение к науч.-техн. журн. Наука и Техника в газовой промышленности Транспорт и подземное хранение газа – 2006 - № 3 – С. 33 – 38.
  7. Теплинский Ю.А., Агиней Р.В. и др.  Совершенствование интерпретации результатов интенсивных электроизмерений  // Приложение к науч.-техн. журн. Наука и техника в газовой промышленности Транспорт и подземное хранение газа – 2006 - № 2 – С. 6 – 10.
  8. Агиней Р.В., Александров Ю.В. Оценка химической неоднородности металла коррозионноповрежденных труб // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Тезисы 7-й Всероссийской научно-технической конференции, Москва, РГУНиГ, 29-30 января 2007 г.
  9. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Метод ультразвукового контроля многослойных конструкций типа «покрытие-труба» // М-лы науч.-техн. конф., Ухта, УГТУ, 19-22 апр. 2006 г. – 2006. -C. 204-208.
  10. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Гофрообразование ленточных покрытий нефтегазопроводов трассового нанесения // М-лы науч.-техн. конф., Ухта, УГТУ,
    19-22 апр. 2006 г. – 2006. -C. 214-220.
  11. Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Новый подход к интенсивным электроизмерениям на подземных нефтегазопроводах // М-лы науч.-техн. конф., Ухта, УГТУ, 19-22 апр. 2006 г. – 2006. -C. 278-288.
  12. Агиней Р.В. Повышение эффективности электроизмерений на магистральных трубопроводах // М-лы междунар. науч.-техн. конф. «Севергеоэкотех», Ухта, УГТУ, 20-22 марта 2006 г. – 2006. -C. 140-144.
  13. Глотов И.В., Агиней Р.В. Разработка методов оценки коррозионной поврежденности металла нефтепроводов в лабораторных условиях / Тезисы VIII научно-технической конференции молодёжи ОАО «Северные МН», Ухта, 20-22 ноября 2007 г. – С. 8.
  14. Глотов И.В., Агиней Р.В. Совершенствование методов измерения поляризационного потенциала подземного трубопровода в трассовых условиях / Материалы международной молодежной научной конференции, 21-23 марта 2007 г. – Ухта: УГТУ, 2007. – С. 125-127.
  15. Глотов И.В., Агиней Р.В. Оптимизация режимов работы электрохимической защиты в условиях промышленных площадок / 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. 179-181
  16. Агиней Р.В. Дистанционные методы интегральной оценки состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов // 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. 169-172.
  17. Агиней Р.В. Противокоррозионная защита нефтегазопроводов в условиях действия неклассических источников блуждающих токов // Материалы совместного заседания Президиума Коми НЦ УрО РАН, Ученого совета УГТУ, Совета ректоров РК и КРО РАЕН, 16-17 июня 2008 г., с. 37-38.
  18. Агиней Р.В. Оптимизация работы противокоррозионной защиты сложноразветвленных газопроводов в условиях промышленных площадок // Материалы научно-практического семинара молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», посвященный 60-летию ВНИИГАЗа. 20-23 мая 2008 г. – С. 44-45.

___________________________________________________________________

Подписано в печать __.__.2009 г. Формат А5

Уч. изд. л. 1,6. Тираж 100 экз. Заказ №________

Отпечатано в отделе механизации и выпуска НТД Севернипигаза

Лицензия КР №0043 от 9 июня 1998 г.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а


1 согласно действующих критериев защиты

2Шесть капилляров (номера 7-12) расположены на одной образующей с устьем, шесть остальных (номера 1-6)-  на диаметрально противоположной образующей

 






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.