Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов

Диссертация: Совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Участок МГ Пунга-Ухта-Грязовец км 447−570 и"0-, 110 находится, вэксплуа-таций* Сосногорского* ЩУ"' МГ О0О-:<<�Газпром^трансгаз: Ухта" и: располагается на> территории? Ухтинского-иг.Княж-Г1Ьгосткого: районов5 республики Коми" Общаяг протяженность данного-участказсоставляет233−1'км: МГ расположен в действующем" — техническомжоридоре МГ, изолирован отвоздействия? коррозйонно-активной'сре-ды… Читать ещё >

Совершенствование электрометрических методов выявления повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 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'
  • 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

Важнейшей задачей нефтеи 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 диссертацииполучены 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 • образцовс отслаиванием изоляционного покрытиям условиях катодной поляризации;

— новый'критерий-выявления отслаиванийsпокрытия по результатам измерений амплитуды переменной составляющей разностипотенциалов «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 работызаключается 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 VIIVIII, IX, X международных молодежных конференциях- «Се-вергеоэкотех» (УхтаУГТУ, 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.

4!8 Выводы по главе 4.

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

1) Hia-основеанал иза действующихенормативныхе документов? игпроведен-нойнаучно-исследовательской работы впервые: разработан промышленный' регламент диагностированияотслаиваний-. изоляционногопокрытиям подземнь1х трубопроводов:. Применение разработанногометода диагностирования даст возможность дистанционно выявлять отслаивания покрытиячтопозволит своевременно устранять дефектыкак изоляционного покрытия, так. и коррозионные дефекты металла? трубы, связанные, с отслаиванием" покрытияи как. следствиеснизить 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 изоляциии трубопроводавыявленныхв ходе комплексного обследования трубопроводов.

3) Рассмотрена оптимальная технология ипоследовательность 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? проектавнедрения 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 (км1447570^ и, 0−110), эксплуатируемом^ ООО «Газпрома трансгаз1 Ухта». Расчет выполнена cor ответствииi с современнымиметодиками расчета, эффективностиинвестиционных! проектов,* в т: ч. одобренными в ОАО «Газпром» и учитывают такие показатели: как интегральный эффектиндекс эффективностисрокюкупаемостичистый дисконтированный доход: и др.

Участок МГ Пунга-Ухта-Грязовец км 447−570 и"0-, 110 находится, вэксплуа-таций* Сосногорского* ЩУ"' МГ О0О-:<<�Газпром^трансгаз: Ухта" и: располагается на> территории? Ухтинского-иг.Княж-Г1Ьгосткого: районов5 республики Коми" Общаяг протяженность данного-участказсоставляет233−1'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 засостояниеми своевременный1 ремонт трубопроводачем бороться с последствиями/аварий. .

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

— комплексное обследование, осуществляемое один раз в 5−10 летповторное обследование научастках 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 годафаза подготовки (закупка оборудования, внедренческие работы) — 1 годэксплуатационная 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, несомненнатак как в основном коррозионные процессы наблюдаются в отслаиваниях изоляционного покрытия, а применяемые в настоящее время методы контроля состояния изоляционного покрытия либо не выявляют отслаиваниялибо 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 испытанийпредусматривающая 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=0,551 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 447 570 и 0−110) в период с 2009 по 2018 гг. Прогнозируемый чистый дисконтированный доход составляет более 2,9 млн руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. , 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. , 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. , 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. , В. H. Обеспечение безопасного состояния газотранспортной системы / В. Н. Ахметов, А. А. Бауэр // Промбезопасность-Оренбурп- 2006. № 5 -С. 18−22.
  7. , В. Катодная защита от коррозии / В. Бекман, В. Швенк — под ред. И. В. Стрижевского. M. J: «Металлургия», 19 841 -420 с.
  8. Борисов, Б. Hi Защитная способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов / Б. И:' Борисов. Mi: Недра, 1987. — 123 с.
  9. , 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. , 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. , М. М. Справочник работника газовой промышленности / М. М. Волков, А. Л. Михеев, К. А. Конев. М.: Недра, 1989. — 285 с.144
  13. , 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. , 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 17 792–72*. Электрод сравнения хлорсеребряный' насыщенный образцовый 2-го разряда. Введ. 01.07.1973. — М:: ИПК Издательство стандартов, 1972.-9 с.
  17. ГОСТ 18 442–80*. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования: Введ. 01.07.1981. — Mi: ИПК Издательство" стандартов, 1989:-26 с. 1
  18. ГОСТ 20 415–82. Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения. Введ. 01.07.1983. — М.: ИПК Издательство стандартов, 1982. -7 с.
  19. ГОСТ 21 104–75*. Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод. -Введ. 01.07.1976. М: ИПК Издательство стандартов, 1975. — 20 с.
  20. ГОСТ 21 105–87*. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Введ. 01.01.1988. — М.: ИПК Издательство стандартов, 2003. — 15 с.
  21. ГОСТ 23 479–79*. Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования. Введ. 01.01.1980. — М.: ИПК Издательство стандартов, 1985.-12 с.
  22. ГОСТ 23 667–85. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразву145ковые. Методы измерения основных, параметров. Введ. 01.01.1987. — М.: ИПК Издательство стандартов, 1985. — 28 с
  23. ГОСТ 26 182–84. 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 51 164−98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Введ. 01.07.99. — М: ИПК Издательство стандартов, 1998: — 45 с.
  26. , 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. , 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. , 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» 30.412 003: ввод, в действие с 30.04.2003. М.: ОАО «Газпром», 2003. — 88 с.
  36. , М. А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей / М. А. Конакова, Ю! А. Теплинский. СПб.: Инфо-Да, 2004. — 358 с.
  37. , А. А. Основы нефтегазового дела : учебник для ВУЗов /
  38. A. А. Корщак, А. М. Шаммазов. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. -544 с.
  39. , 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. , Н. В. Статистика в Excel: учебное пособие / Н. В. Макарова,
  43. B. Я. Трофимец. М.: Финансы и статистика, 2002. — 368 с.
  44. , Г. Н. Коррозия и защита оборудования от коррозии : учеб.147пособие / Г. Н. Мальцева. Пенза: Изд-во Пенз. гос. ун-та, 2000. — 211 с.
  45. , 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-147 105−025−02: 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. , 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. , О. В. Статистика на предприятиях нефтяной1 и газовой промышленности : учеб. пособие / О. В. Нестерова. Ухта: УГТУ, 2004. — 56 с.
  53. , 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. , Н. Н. Мониторинг и диагностика трубопроводных систем / Н. Н. Пекарников // Трубопроводный транспорт нефти. 2005. — № 7. — С. 25−27.
  58. , 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. , 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. , 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. , 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. , 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. , 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. , Ю. А. Коррозионная повреждаемость подземных трубопроводов / Ю. А. Теплинский, Н. И. Мамаев. СПб.: ООО «Инфо-да», 2006. — 406 с.
  80. , 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. , 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. , 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. , В. В. Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и перспективы / В. В. Харионовский // Газовая промышленность. 1995. — № 11. -С. 28−30.
  86. , 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. , 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.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!