Оценка коррозионного состояния трубопровода, находящегося в электрическом поле ЛЭП ПТ, производится по разности потенциалов труба - земля и величине тока в трубопроводе.
Ьлок-схема комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ. Оценка коррозионного состояния ЛЧ МГ в перспективе должна стать составной частью комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ.
Схема возникновения и распространения блуждающих. При оценке коррозионного состояния газопровода важж знать как средние, так и максимальные значения разности по тенциалов.
Приборы для оценки коррозионного состояния должны включать в себя датчики, систему регистрации и соответствующие источники энергии. При использовании магнитных и электромагнитных методов возможно применение различных намагничивающих систем. Проблему сканирования решают либо небольшим числом датчиков, движущихся внутри трубы по винтовой линии, либо большим числом датчиков, движущихся поступательно вместе с намагничивающей системой и расположенных по периметру прибора. В этом случае наиболее целесообразно использование двухкольцевой шахматной системы расположения датчиков для устранения возможных пропусков дефектов на трубе. Выпускаемые в США приборы типа Лайналог состоят из трех секций, соединенных шарнирами. В первой секции находятся источники питания и уплотнительные манжеты, во второй - электромагнит с системой кассет для датчиков, в третьей - электронные узлы и записывающее устройство, Их используют для проведения обследований трубопроводов.
Шурфование для оценки коррозионного состояния трубопровода необходимо проводить с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должно быть не менее трех ее диметров.
Эффективным способом оценки коррозионного состояния оборудования (на стадиях его проектирования, эксплуатации, реновации) является коррозионный мониторинг - система наблюдений и прогнозирования коррозионного состояния объекта с целью получения своевременной информации о его возможных коррозионных отказах.
В табл. 6 дается оценка фактического коррозионного состояния систем горячего водоснабжения из черных труб в ряде городов. Кроме того, для сравнения приведены расчетные индексы насыщения воды при 60 С, данные по содержанию в воде растворенного кислорода, свободной углекислоты и оценка коррозионной активности.
Распределение областей скорости движения водогазонефтяного потока для трубопро-водов различных диаметров. Коррозионные обследования обсадных колонн проводят для оценки коррозионного состояния их (как по глубине, так и по площади месторождения), определения параметров электрохимической защиты, выявления причин негерметичности обсадных колонн в процессе эксплуатации и контроля защищенности.
На основе анализа изложенных выше данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД), разработана методика диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений.
В нашей стране и за рубежом разрабатывают методы и приборы для оценки коррозионного состояния трубопровода без его вскрытия. Наиболее перспективны методы, основанные на пропускании по трубопроводу специально оборудованного прибора, фиксирующего очаги коррозионного поражения стенки трубы с внутренней и наружной сторон. В литературе приводят данные по методам контроля состояния трубопроводов. Основное внимание уделяют магнитным и электромагнитным методам, При этом предпочтение отдают последним. Здесь же кратко описываются ультразвуковые и радиографические методы.
Модели, не описываемые какими-либо математическими уравнениями и представимые в виде набора табличных коэффициентов или номограмм, рекомендованных для оценки коррозионного состояния металлов.

Для оценки состояния покрытия на трубопроводе при эксплуатации целесообразно использовать переходное сопротивление изолированного трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и число антиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в покрытии. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы следует использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположение коррозионных поражений на стенке трубы. Ко второй - местная коррозия (каверны, питтинги, пятна), одиночные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений более 15 см), групповые (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений от 15 до 0 5 см) и протяженные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений менее 0 5 см) поражения. Одиночные коррозионные поражения не приводят к возникновению отказов на трубопроводах.
Для оценки состояния изоляционного покрытия на трубопроводе в процессе эксплуатации необходимо использовать значения переходного сопротивления трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и количество актиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в изоляции. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы необходимо использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположения коррозионных поражений на стенке трубы.
При оценке коррозионного состояния трубопровода определяют виды коррозии, степень поврежденности коррозией наружной стенки труб с обобщенной характеристикой участков, оценивают максимальную и среднюю скорость коррозии, прогнозируют коррозионное состояние участка на 3 - 5 лет.
В табл. 9.12 приведена оценка коррозионного состояния трубопровода при полном наборе влияющих факторов и соответствующие рекомендации.
На практике для количественной оценки коррозионной стойкости металлов можно использовать любое свойство или характеристику металла, которые существенно и закономерно изменяются при коррозии. Так, в системах водоснабжения оценку коррозионного состояния труб можно дать по изменению во времени гидравлического сопротивления системы или ее участков.
Для изыскания возможности уменьшения потерь металла в результате коррозии и снижения значительных прямых и косвенных потерь от коррозии необходима оценка коррозионного состояния аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем. При этом следует провести как оценку коррозионного состояния химико-технологической системы, так и прогнозирование возможного развития коррозии и влияния этого процесса на работоспособность аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем.
Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимых для оценки коррозионного состояния сооружения, предусмотрены ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Сложность и своеобразие протекания процесса коррозии подземных металлических и железобетонных конструкций обусловлены особыми условиями подземной среды, где взаимодействуют атмосфера, биосфера и гидросфера. В связи с этим особое внимание уделяется разработке и созданию аппаратуры и систем для оценки коррозионного состояния объектов, находящихся под землей. Такая оценка может проводиться на основе измерения усредненного по времени потенциала металлической конструкции относительно земли. Для определения среднего значения потенциала разработаны приборы - интеграторы блуждающих токов. Они просты в изготовлении, не требуют специальных источников электропитания и надежны в эксплуатации. Использование этих приборов дает информацию о характере пространственного распределения анодных, катодных и знакопеременных зон для выбора места подключения средств электрохимической защиты и интегрального учета эффективности ее работы. Эта информация может быть использована как в процессе проектирования, строительства и монтажа нового оборудования, так и в процессе эксплуатации. Появляется возможность осуществления плановых мероприятий по обеспечению высокой надежности металлических и железобетонных конструкций в условиях длительной эксплуатации.
Оценку опасности коррозии стальных подземных трубопроводов, вызываемой влиянием электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, следует производить на основании результатов замеров разности потенциалов между трубопроводом и окружающей средой. Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимые для оценки коррозионного состояния трубопровода, определяются ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Контроль режима ведут на основании результатов анализов проб вод и пара, показаний рН - метров питательной и котловой воды, периодических определений количественного и качественного состава отложений, а также оценки состояния металла котла в коррозионном отношении. Оперативный персонал особо контролирует два основных показателя режима: дозу комплесона (по убыли уровня в мернике рабочего раствора 7 с пересчетом на расход питательной воды) и рН котловой воды чистого отсека. Вырезка представительных образцов труб поверхности нагрева, качественный и количественный анализ отложений, оценка коррозионного состояния металла в сравнении с его исходным состоянием в первые 1 - 2 года отработки режима выполняются через каждые 5 - 7 тыс. ч работы.
Поэтому имеют место случаи, когда из-за неточного определения расположения коррозионных дефектов на поверхности и внутри трубопровода вследствие перестраховки допускается неоправданная замена трубопровода на значительных участках, что приводит к большому перерасходу государственных средств. Следовательно, требуется надежная оценка коррозионного состояния трубопроводов и своевременное и правильное проведение их ремонта на основании полученных данных. С этой целью в нашей стране разработаны, сконструированы и проходят испытания дефектоскопы для оценки коррозионного состояния трубопроводов без их вскрытия из траншеи.

Диагностика - это часто встречающееся слово в современном мире. Оно так крепко вжилось в наш ежедневный словарный круговорот, что мы и не обращаем на него никакого особого внимания. Сломалась стиральная машина - диагностика, обслуживание в сервисе любимого авто - диагностика, поход к врачу - диагностика. Эрудированный человек скажет: диагностика с греческого - «способность распознавать». Так что же нам, собственно, необходимо распознать в техническом состоянии металлического объекта, подвергающегося коррозии и в системах электрохимической (в основном катодной) защиты при их наличии на объекте? Об этом мы кратко и расскажем в данном обзоре.

В первую очередь договоримся о терминах. Когда употребляется термин коррозионная диагностика (обследование) в 90 % случаев идет речь о наружной поверхности рассматриваемого объекта. Диагностика выполняется, например, на наружной поверхности подземных трубопроводов, резервуаров, других металлоконструкций, подверженных почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами, наружной поверхности причальных сооружений, корродирующих под влиянием соленой и пресной воды и т.д. Если мы говорим об анализе коррозионных процессов на внутренней поверхности тех же трубопроводов или резервуаров, то вместо терминов «диагностика» или «обследование» обычно применяется термин «мониторинг». Разные термины подразумевают разные принципы обеспечения коррозионной безопасности - исследование коррозионного состояния наружной поверхности обычно проводится дискретно, 1 раз в 3-5 лет, а мониторинг коррозионных процессов внутри исследуемого объекта осуществляется или непрерывно, или с небольшим интервалом (1 раз в месяц).

Так с чего же начать при диагностике коррозионного состояния рассматриваемого объекта? С оценки потенциальной опасности и текущего положения вещей. Если объект, например, подводный, то на первом этапе потенциально возможно провести визуальный контроль наличия коррозионных дефектов и следов коррозии, и при их наличии оценить текущую и прогнозируемую опасность. В местах, где визуальный контроль невозможен, оценка потенциальной опасности проводится по косвенным признакам. Рассмотрим ниже основные диагностируемые параметры потенциальной коррозионной опасности и их влияние на процесс коррозионного разрушения:


Помимо указанных выше основных факторов, при проведении диагностики коррозионного состояния, в зависимости от характеристик объекта, изучают большое количество дополнительных параметров, таких как: водородный показатель (pH) грунта или воды (особенно при потенциальной опасности коррозионного растрескивания под напряжением), наличие коррозионно-опасных микроорганизмов, содержание солей в грунте или воде, возможность аэрации и увлажнения объекта и т.д. Все эти факторы могут при определенных условиях резко увеличивать скорость коррозионного разрушения объекта обследования.

После изучения параметров потенциальной коррозионной опасности часто проводят прямые измерения глубины коррозионных повреждений на объекте. Для этих целей используется весь спектр методов неразрушающего контроля - визуальный и измерительный контроль, ультразвуковые методы, магнитометрический контроль и т.д. Места контроля выбираются исходя из их потенциальной опасности по результатам выполненной оценки на первом этапе. Для подземных объектов для обеспечения доступа непосредственно к объекту выполняют шурфование.

На финальном этапе могут быть выполнены лабораторные исследования, например оценка скорости коррозии в лабораторных условиях или металлографические исследования состава и структуры металла в местах коррозионных дефектов.

Если диагностика выполняется на объекте, который уже оснащен системами противокоррозионной электрохимической защиты, то помимо исследования коррозионного состояния самого объекта выполняется диагностика исправности и качества работы существующей системы ЭХЗ, т.е. ее работоспособность в целом и значения выходных и контролируемых параметров в частности. Опишем наиболее важные параметры системы ЭХЗ, которые необходимо контролировать при проведении комплексного обследования систем ЭХЗ.

  1. Катодный потенциал . Главный параметр работоспособности систем катодной и протекторной защиты. Определяет степень защищённости объекта от коррозии средствами ЭХЗ. Нормативные значения задаются основополагающими нормативными документами по противокоррозионной защите: ГОСТ 9.602-2005 и ГОСТ Р 51164-98. Измеряется как на стационарных пунктах (КИП и КДП), так и по трассе методом выносного электрода.
  2. Состояние средств ЭХЗ: станций катодной, протекторной и дренажной защиты, анодных заземлений, КИП, изолирующих фланцев, кабельных линий и т.д. Все характеристики обследуемого оборудования должны быть в рамках значений, заданных в проекте. Дополнительно следует выполнить прогноз работоспособности оборудования на период до следующего обследования. Например, станции катодной защиты должны иметь запас по току для возможности регулирования защитного потенциала объекта при неминуемом старении изоляционного покрытия. Если запаса по току нет, следует запланировать замену станции катодной защиты на более мощную и/или ремонт анодного заземления.
  3. Влияние системы ЭХЗ на сторонние объекты . В случае ошибок проектирования систем ЭХЗ возможно их вредное влияние на сторонние металлические сооружения. Особенно часто это бывает на трубопроводах месторождений нефти и газа, промышленных площадках, объектах внутри плотной городской застройки. Механизм такого влияния подробно описан . Оценка такого влияния обязательно должна проводиться в рамках диагностики систем ЭХЗ.

По результатам обследования должен быть подготовлен технический отчет, который должен содержать все числовые данные произведенных замеров, графики защитных потенциалов и так называемые трассовки, описание выявленных недостатков и дефектов, подробные фотоматериалы и т.д. Также в отчете должен быть сделан вывод по коррозионной опасности объекта с локализацией мест повышенного риска и разработаны технические решения по противокоррозионной защите.

Итак, по выполнении всех этапов диагностики заказчик получает отчет, в котором содержится подробная информация по коррозионному состоянию объекта и состоянию системы ЭХЗ. Но добытая диагностическими бригадами (порой с большим трудом, учитывая особенности местности и климата) информация просто пропадет, станет неактуальной, если в течение определенного времени ее не отработать, т.е. своевременно не устранить дефекты, которые были выявлены в ходе обследования, или не оборудовать объект обследования дополнительными средствами противокоррозионной защиты. Коррозионная ситуация на объекте постоянно меняется и если сразу не отработать полученную диагностическую информацию она может сильно устареть. Поэтому если владелец заботится о коррозионной безопасности своих объектов, то их система противокоррозионной защиты регулярно модернизируется по результатам так же регулярно выполняемых диагностических обследований, и риск коррозионного отказа на таких объектах минимален.

Тэги: блуждающие токи, диагностика коррозии, диагностика коррозионного состояния, изоляционное покрытие, индукционное влияние, источники переменного тока, коррозионная опасность, коррозионно-опасные микроорганизмы, коррозионное обследование, коррозионное растрескивание под напряжением, коррозионное состояние, сопротивление электролита, состояние изоляционного покрытия, электрохимическая защита, электрохимический потенциал, ЭХЗ

Б . В . Кошкин , В . Н . Щербаков , В . Ю . Васильев , ГОУВПО «Московский государственный Институт Стали и Сплавов (технологический университет ) » ,

ГУП «Мосгортепло»

Электрохимические методы оценки, мониторинга, диагностики, прогнозирования коррозионного поведения и определения скоростей коррозии, достаточно давно и хорошо разработанные в теоретическом плане , и широко применяемые в лабораторных условиях, начали применяться для оценки коррозионного состояния в эксплуатационных условиях лишь в последние 5-10 лет.

Отличительной особенностью электрохимических методов оценки является возможность определения коррозионного состояния (в том числе и непрерывно) в реальном времени при одновременном отклике материала и коррозионноактивной среды.

Наиболее широкое применение для оценки коррозионного состояния в эксплуатационных условиях имеют методы поляризационного сопротивления (гальвано- и потенциостатический), резистометрический и импедансный. Практическое применение получили два первых. Гальваностатический метод измерения используется в портативных переносных приборах, потенциостатический - преимущественно при лабораторных исследованиях вследствие более сложного и дорогого оборудования.

Метод поляризационного сопротивления основан на измерении скорости коррозии посредством определения тока коррозии.

Существующие зарубежные приборы для измерения скоростей коррозии основаны в основном на принципе поляризационного сопротивления и с достаточной степенью точности могут определять скорость коррозии лишь в условиях полного погружения измеряемого объекта в коррозионно-активную среду, т.е. практически определяется коррозионная активность среды. Такая схема измерений реализуется в зарубежных приборах для оценки скорости коррозии (приборы фирм ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna и др.). Приборы достаточно дороги и не адаптированы к российским условиям. Отечественные коррозиметры определяют агрессивность среды вне зависимости от реальных сталей, из которых изготовлены трубопроводы, в связи с чем не могут определять коррозионную стойкость трубопроводов в эксплуатационных условиях.

В связи с этим в МИСиС был разработан коррозиметр, предназначенный для определения скоростей коррозии трубопроводов тепловых сетей из реально эксплуатирующихся сталей.

Малогабаритный коррозиметр «КМ-МИСиС» (рис. 1) разработан на современной элементной базе на основе прецизионного цифрового микровольтметра с нулевым сопротивлением. Коррозиметр предназначен для измерения скорости коррозии методом поляризационного сопротивления с бестоковой IR-компенсацией. Прибор имеет простой, интуитивно понятный интерфейс управления и ввода/вывода информации на жидкокристаллическом дисплее.

Программой коррозиметра предусмотрена возможность введения параметров, позволяющих оценивать скорость коррозии различных марок сталей и установку нуля. Эти параметры устанавливаются при изготовлении и калибровке коррозиметра. Коррозиметр показывает как измеренное значение скорости коррозии, так и текущие значения разности потенциалов «Е 2 -Е1 » для контроля параметров.

Основные параметры коррозиметра находятся в соответствии с Единой Системой Защиты от Коррозии и Старения (ЕСЗКС).

Коррозиметр «КМ-МИСиС» предназначен для определения скорости коррозии методом поляризационного сопротивления в электролитически проводящих средах и может использоваться для определения скорости коррозии металлических деталей и оборудования в энергетике, химической и нефтехимической промышленности, строительстве, машиностроении, при охране окружающей среды, для нужд образования.

Опыт эксплуатации

Коррозиметр прошел опытно-промышленные испытания в эксплуатационных условиях теплосетей г. Москвы.

Испытания на Ленинском проспекте проводили в августе - ноябре 2003 г. на первом и втором контуре тепловых сетей (абонент 86/80). На этом участке в I и II контур трубопроводов тепловых сетей были вварены патрубки, в которые установили датчики (рабочие электроды) и проводили ежедневные измерения скорости коррозии и электрохимических параметров с помощью опытного образца коррозиметра. Измерения проводили во внутренней части трубопроводов с регистрацией параметров теплоносителя. Основные параметры теплоносителя приведены в таблице 1.

При измерениях с различной длительностью от 5 до 45 мин. регистрировали основные параметры коррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей при длительных испытаниях. Результаты измерений приведены на рис. 2 и 3. Как следует из результатов испытаний, начальные значения скорости коррозии хорошо коррелируются с длительными испытаниями как при испытаниях в I, так и во II контуре. Средняя скорость коррозии для I контура составляет около 0,025 - 0,05 мм/год, для II контура около 0,25 - 0,35 мм/год. Полученные результаты подтверждают имеющиеся опытные и литературные данные по коррозионной стойкости трубопроводов тепловых сетей из углеродистых и низколегированных сталей. Более точные значения могут быть получены при конкретизации марок сталей эксплуатируемых трубопроводов. Обследование коррозионного состояния тепловых сетей проводили на участке шоссе Энтузиастов - Саянская ул. Участки теплотрассы в этом районе (№ 2208/01 - 2208/03) часто выходят из строя, трубопроводы на данном уча
стке были уложены в 1999 - 2001 гг. Теплотрасса состоит из прямой и обратной нитки. Температура прямой нитки теплотрассы около 80-120 ОС при давлении 6 атм, обратной - около 30-60 ОС. В весенне-осенний период теплотрасса часто подтопляется грунтовыми водами (вблизи Терлецкие пруды) и/или канализационными стоками. Характер укладки теплотрассы в этом районе - канальная, в бетонные желоба с крышкой, и глубиной укладки около 1,5-2 м. Первые течи в теплотрассе были замечены весной 2003 г., вышли из строя и были заменены в августе - сентябре 2003 г. При осмотре канал теплотрассы был затоплен примерно на 1/3 - 2/3 диаметра трубы грунтовыми водами или стоками. Трубы теплотрассы имели изоляцию из стеклоткани.

Участок № 2208/01 - 22008/02. Теплотрасса уложена в 1999 г., трубы сварные, продольно-шовные, диаметром 159 мм, изготовлены предположительно из ст. 20. Трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие из кузбасс-лака, минеральной ваты и пергамина (рубероида или стеклоткани). На данном участке имеется 11 дефектных зон со сквозными коррозионными поражениями преимущественно в зоне затопления канала. Плотность коррозионных поражений по длине прямой нитки 0,62 м- 1 , обратной -0,04 м -1 . Вышли из строя в августе 2003 г.

Участок № 2208/02 - 2208/03. Уложен в 2001 г. Преимущественная коррозия прямой нитки теплотрассы. Общая длина дефектных участков трубопровода, подлежащего замене -82 м. Плотность коррозионных поражений прямой нитки 0,54 м -1 . По данным ГУП «Мосгортепло» трубопроводы изготовлены из стали 10ХСНД.

Участок № 2208/03 - ЦТП. Уложен в 2000 г., трубы бесшовные, предположительно из ст. 20. Плотность коррозионных поражений прямой нитки -0,13 м -1 , обратной нитки -0,04 м- 1 . Средняя плотность сквозных коррозионных поражений (типа делокализованной язвенной коррозии) внешней поверхности трубопроводов прямой нитки 0,18 - 0,32 м -1 . На вырезанных образцах труб покрытие на внешней стороне отсутствует. Характер коррозионных поражений внешней стороны трубы образцов - преимущественно общая коррозия при наличии сквозных поражений типа язвенной коррозии, которые имеют конусообразную форму с размером около 10-20 см с внешней поверхности, переходящих в сквозные диаметром около 2-7 мм. На внутренней части трубы - небольшая общая коррозия, состояние удовлетворительное. Результаты определения состава образцов труб приведены в таблице 2.

По составу материал образцов труб соответствует сталям типа «Д» (или ХГСА).

Поскольку часть трубопроводов находилась в канале в воде, возможно было оценить скорость коррозии наружной части трубы. Оценку скорости коррозии проводили в местах выхода канальной прокладки, в грунтовой воде в непосредственной близости от трубопровода, и в местах наиболее быстрого течения грунтовых вод. Температура грунтовых вод составляла 40 - 60 ОС.

Результаты измерений приведены в табл. 3-4, где данные, полученные в спокойной воде, выделены красным цветом.

Результаты измерений показывают, что скорости общей и локальной коррозии увеличиваются во времени, что наиболее выражено для локальной коррозии в спокойной воде. Скорость общей коррозии имеет тенденцию к возрастанию на течении, в спокойной воде увеличиваются скорости локальной коррозии.

Полученные данные позволяют определить скорость коррозии трубопроводов тепловых сетей и прогнозировать их коррозионное поведение. Скорость коррозии трубопроводов на данном участке составляет > 0,6 мм/год. Максимальный срок службы трубопроводов в этих условиях - не более 5-7 лет с периодическими ремонтами в местах локальных коррозионных поражений. Более точный прогноз возможен при непрерывном коррозионном мониторинге и по мере накопления статистических данных.

Анализ эксплуатационных коррозионных поражений т

Комплексное обследование коррозионного состояния действующих магистральных газонефтепроводов и систем их электрохимической защиты проведено с целью определения зависимости наличия коррозионных и стресс-коррозионных повреждений на внешней КЗП от режимов работы средств ЭХЗ, выявления и устранения причин возникновения и роста коррозионных и стресс-коррозионных повреждений. Действительно, магистральные газонефтепроводы по мерс их эксплуатации практически не подвергаются моральному износу. Надежность их эксплуатации определяется в основном степенью коррозионного и стресс- коррозионного износа. Если рассмотреть динамику аварийности газопроводов за период с 1995 по 2003 гг., то становится очевидным, что идет процесс нарастания аварийности во времени по причине образования на КЗП коррозионных и стресс-коррозионных дефектов .

Рис. 5.1.

При рассмотрении динамики устранения особо опасных дефектов на действующих магистральных газопроводах становится очевидно, что в процессе эксплуатации идет нарастание особо опасных дефектов, требующих первоочередного ремонта, вызванных наружной коррозией и стресс-коррозионными трещинами (рис. 5.1). Из представленного на рис. 5.1 графика видно, что практически все устраненные особо опасные дефекты имеют коррозионную либо стрссс-коррозионную природу. Все эти дефекты выявлены на наружной катодно-защищаемой поверхности.

Результаты комплексных обследований противокоррозионной защиты газонефтепроводов (наличие коррозионных язв и стресс- коррозионных трещин, адгезия и сплошность изоляционного покрытия, степень электрохимической защиты) свидетельствуют о том, что решение проблемы противокоррозионной защиты магистральных газонефтепроводов с помощью изоляционных покрытий и катодной поляризации до настоящего времени остается актуальным. Прямым подтверждением сказанного являются результаты внутритрубной диагностики. По данным внутритрубной диагностики, на отдельных участках магистральных нефтегазопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет доля дефектов наружная коррозия (в том числе стресс-коррозия) достигает 80 % от общего количества выявленных дефектов.

Качество изоляции магистральных газонефтепроводов характеризуется величиной переходного сопротивления, определяемого на основе параметров электрохимической защиты. Одним из основных параметров электрохимической защиты трубопроводов, характеризующим качество изоляционного покрытия, является величина тока катодной защиты. Данные по эксплуатации средств ЭХЗ свидетельствуют о том, что величина защитного тока СКЗ на линейной части Д у 1220 мм за 30 лет эксплуатации вследствие старения изоляции возросла практически в 5 раз. Расход тока для обеспечения электрохимической защиты 1 км нефтепровода в области защитных потенциалов 1,2...2,1 В по м. с. э. возрос с 1,2 до 5,2 А/км, что свидетельствует о пропорциональном уменьшении переходного сопротивления нефтепровода. Переходное сопротивление изоляции по истечении 30 лет эксплуатации газонефтепроводов имеет один и тот же порядок (2,6-10 3 Ом - м 2) по всей длине, кроме участков, где выполнен капремонт газонефтепроводов с заменой изоляции, в то время как количество коррозионных и стрссс- коррозионных повреждений на внешней катодно-защищаемой поверхности изменяется в значительных пределах - от 0 до 80 % от общего числа выявленных с помощью внутритрубной дефектоскопии дефектов, которые локализуются как на стыках защитных зон, гак и вблизи точек дренажа СКЗ в низинах и на заболоченных участках трассы. Грунтовые воды заболоченных территорий центральной части Западной Сибири отличаются слабой минерализацией (0,04 % по массе) и, как следствие, высоким омическим сопротивлением (60... 100 Ом м). Кроме этого, болотные грунты отличаются кислой реакцией. Величина pH болотных вод достигает 4. Высокое омическое сопротивление и кислотность болотного электролита являются важнейшими факторами, влияющими на скорость коррозии газонсфтспроводов и эффективность их электрохимической защиты. Обращает на себя внимание тот факт, что в поровых растворах болотных грунтов содержание сероводорода достигает 0,16 мг/л, что на порядок выше, чем в обычных грунтах и проточных водоемах. Сероводород, как показывают данные обследований, также оказывает влияние на коррозионное состояние газонефтепроводов. На протекание сероводородной коррозии за счет деятельности сульфатвоссга- навливающих бактерий (СВБ) указывает, например, тот факт, что при прочих одинаковых условиях максимальная глубина проникновения внешней коррозии в сквозных дефектах изоляции газонефтепроводов в застойных болотах больше таковой в проточных водоемах в среднем на 70 %, с одной стороны, и практически повсеместно стрссс- коррозиопные трещины на внешней КЗП обнаруживаются также в застойных болотах с повышенным содержанием H 2 S - с другой. Согласно современным представлениям, молекулярный сероводород стимулирует наводороживание сталей. Электровосстановление H 2 S на КЗП трубопровода протекает но реакциям H,S + 2-»2Н алс + S a ~ c и H,S + в -^ Н адс + HS” ac , что повышает степень заполнения хемосорбири- ванного слоя атомарным водородом в ц , диффундирующим в структуру трубной стали. Эффективным стимулятором наводороживания является и углекислый газ: НС0 3 +е-> 2Н адс +С0 3 ". Проблема коррозионного и

стрссс-коррозионного разрушения нефтегазороводов на заболоченных участках трассы до настоящего времени не имеет исчерпывающего объяснения и остается актуальной. Результаты коррозионного обследования магистральных газонефтепроводов па заболоченных участках показали, что практически вся наружная поверхность как на нефтепроводах, гак и на газопроводах в дефектах изоляции и под отслоившейся изоляцией покрыта бурыми (напоминающими алюминиевую пудру) отложениями. Коррозионные язвы с максимальной глубиной локализованы в сквозных повреждениях изоляции. Геометрические параметры коррозионных повреждений практически точно соответствуют геометрии сквозных повреждений изоляции. Под отслоившейся изоляцией, в зоне контакта стенки трубы с почвенной влагой, обнаруживаются следы коррозии без видимых коррозионных язв со следами стресс-коррозионных трещин.

Экспериментально на образцах из трубной стали, установленных у стенки магистрального нефтепровода Д у 1220 мм (у верхней, боковой и нижней его образующей), определено, что в грунтах таежно-болотного региона центральной части Западной Сибири скорость коррозии образцов без катодной защиты в сквозных дефектах изоляции достигает 0,084 мм/год. Под защитным потенциалом (с омической составляющей) минус 1,2 В по м. с. э., когда плотность тока катодной защиты превышает плотность предельного тока кислорода в 8... 12 раз, остаточная скорость коррозии нс превышает 0,007 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию весьма стойкое и для магистральных газонефтепроводов допустима. Степень электрохимической защиты при этом составляет:

При комплексном обследовании коррозионного состояния внешней катодно-защищасмой поверхности газонефтепроводов в шурфах в сквозных дефектах изоляции обнаруживаются коррозионные язвы глубиной 0,5... 1,5 мм. Нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита не обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений, соответствующих весьма стойкому коррозионному состоянию газонефтепроводов:

при глубине проникновения коррозии 0,5 мм при глубине проникновения коррозии 1,5 мм

Это за 36 лет эксплуатации. Причина снижения эффективности электрохимической защиты газонефтепроводов от коррозии связана с уменьшением переходного сопротивления изоляции, появлением в изоляции сквозных дефектов и, как результат, снижением плотности тока катодной защиты на стыках защитных зон СКЗ до значений, не достигающих значений плотности предельного тока по кислороду, не обеспечивающих подавления почвенной коррозии до допустимых значений, хотя величины защитных потенциалов, измеренных с омической составляющей, соответствуют нормативу. Важным резервом, позволяющим снизить скорость коррозионного разрушения газонефтепроводов, является своевременное выявление участков недозащигы, когда Л 1 1 Лр

Корреляция дефектов внешней коррозии нефтепровода с длительностью отключений на вдольтрассовых ВЛ свидетельствуют о том, что именно при отключениях вдольтрассовых В Л и простоях СКЗ протекает язвенная коррозия в сквозных дефектах изоляции, скорость которой достигает 0,084 мм/год.


Рис. 5.2.

В ходе проведения комплексного обследования систем электрохимической защиты магистральных газонефтепроводов было установлено, что в области потенциалов катодной защиты 1,5...3,5 В по м. с. э. (с омической составляющей) плотность тока катодной защиты j a превышает плотность предельного тока кислорода j в 20... 100 раз и более. Причем при одних и тех же потенциалах катодной защиты плотность тока в зависимости от типа грунта (песок, торф, глина) существенно различается, практически в 3...7 раз. В полевых условиях в зависимости от типа грунта и глубины укладки трубопровода (глубины погружения коррозионно-индикаторного зонда) плотность предельного тока по кислороду, измеренная на рабочем электроде из стали 17ГС диаметром 3,0 мм, изменялась в пределах 0,08...0,43 А/м", а плотность тока катодной защиты при потенциалах с омической составляющей от

1,5...3,5 В по м. с. э., измеренная на этом же электроде, достигала значений 8... 12 А/м 2 , что вызывает интенсивное выделение водорода на внешней поверхности трубопровода. Часть адатомов водорода при этих режимах катодной защиты переходит в приповерхностные слои стенки трубопровода, наводороживая ее. На повышенное содержание водорода в образцах, вырезанных из трубопроводов, подверженных стресс- коррозионному разрушению указывается в работах отечественных и зарубежных авторов . Растворенный в стали водород оказывает разупрочняющее действие, что в итоге приводит к водородной усталости и появлению стресс-корозионных трещин на КЗП подземных стальных трубопроводов. Проблема водородной усталости трубных сталей (класс прочности Х42-Х70) в последние годы привлекает особое внимание исследователей в связи с участившимися авариями на магистральных газопроводах. Водородная усталость при циклически изменяющемся рабочем давлении в трубопроводе наблюдается практически в чистом виде при катодной перезащите, когда j KZ /j >10.

Когда плотность тока катодной защиты достигает значений плотности предельного тока по кислороду (или незначительно, не более чем в 3...5 раз, превышает се), остаточная скорость коррозии нс превышает 0,003...0,007 мм/год. Существенное превышение (более чем в 10 раз) j K t над j к дальнейшему подавлению коррозионного процесса практически не приводит, но приводит к наводороживаиию стенки трубопровода, что вызывает появление стресс-коррозионных трещин на КЗП. Появление водородной хрупкости при циклическом изменении рабочего давления в трубопроводе и является водородной усталостью. Водородная усталость трубопроводов проявляется при условии, когда концентрация катодного водорода в стенке трубопровода не уменьшается ниже некоторого минимального уровня. Если же десорбция водорода из стенки трубы происходит быстрее, чем развитие усталостного процесса, когда у кз превышает / пр не более чем в 3...5 раз, водородная усталость

не наблюдается. На рис. 5.3 приведены результаты измерения плотности тока водородных датчиков при включенной (1) и отключенной (2) СКЗ на трубопроводе «Грязовец» .


Рис. 5.3.

и отключенной (2) СКЗ на КП I; 3 - потенциал катодной защиты при включенной СКЗ - (а) и зависимость токов водородных датчиков от потенциала трубы при включенной и выкзюченной СКЗ на КП 1 - (б)

Потенциал катодной защиты в период измерений находился в интервале минус 1,6... 1,9 В по м. с. э. Ход результатов трассовых электроизмерений, представленных на рис. 5.3, а, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы при включенной СКЗ составляла 6... 10 мкА/см 2 . На рис. 5.3, б представлены области изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты при включенных и выключенных СКЗ.

Авторы работы отмечают, что потенциал трубопровода при выключенной СКЗ не снижался ниже минус 0,9... 1,0 В по м. с. э., что обусловлено влиянием смежных СКЗ. При этом плотности токов водородных датчиков при включенной и выключенной СКЗ различаются в

2...3 раза. На рис. 5.4 представлены кривые изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты на КП 08 Краснотуринского узла.

Ход экспериментальных исследований, предсгвавленных на рис. 5.4, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы не превышала 12... 13 мкА/см 2 . Измеряемые потенциалы катодной защиты лежали в интервале от минус 2,5...3,5 В по м. с. э. Выше было показано, что объем выделяющегося на КЗП водорода зависит от величины безразмерного критерия j K з / у пр. В связи с этим интерес представляет сопоставление результатов внутритрубной диагностики действующих магистральных нефтегазопроводов с режимами катодной защиты.


Рис. 5.4.

В табл. 5.1 представлено сопоставление результатов внутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем ЭХЗ действующих нефтегазопроводов центральной части Западной Сибири. Результаты электрохимических измерений на линейной части действующих нефтегазопроводов свидетельствуют о том, что в различных грунтах при одних и тех же значениях измеренного потенциала плотности токов катодной защиты изменяются в широких пределах, что вызывает необходимость при выборе и регулировке защитных потенциалов подземных трубопроводов дополнительно контролировать плотность тока катодной защиты в сопоставлении с плотностью предельного тока кислорода. Дополнительные электрохимические измерения на трассе действующих магистральных газонефтепроводов позволят предотвратить или свести к минимуму образование высоких локальных напряжений в стенке трубопроводов, вызванных молизацией водорода (с высокой фигутивноегью). Повышение уровня локальных напряжений в стенке трубопровода связано с изменением трехосности напряженного состояния в локальных областях, обогащенных катодным водородом, где формируются микротрещины, предвестники стресс-коррозионных трещин на внешней КЗП.

Сопоставление результатов впутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем

электрохимической защиты действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Дистанция,

Распределение защитного потенциала (0WB)

(Лиц.А/м 2)

Значение

критерия

j к.з ^ Jxvp

эксплуатации, мм

Плотность

дефектов

потеря

метана,

Плотность

дефектов

расслоение,

Лилейная часть магистрального нефтепровода Д у 1220 мм

Дистанция,

Плотность предельного тока по кислороду (ЛрХА/м 2

Распределение защитного потенциала

и плотности тока катодной защиты

(Лащ>А/м 2)

Значение

критерия

Ук.з ^ Упр

Максимальная глубина проникновения коррозии за весь период

эксплуатации, мм

Плотность

дефектов

потеря

металла,

Плотность дефектов расслоение , шт/км

Суммарная длительность простоя СКЗ за весь период эксплуатации (по данным эксплуатирующей организации), сут

Анализ результатов, представленных в табл. 5.1, с учетом длительности простоя СКЗ свидетельствует об обратной пропорциональной зависимости между плотностью коррозионных дефектов и величиной безразмерного критерия j K з / j , в том числе, когда это отношение было равно

нулю. Действительно, максимальная плотность дефектов наружная коррозия наблюдается на участках, где длительность простоя средств электрохимической защиты (по данным эксплуатирующих организаций) превышала нормативные значения. С другой стороны, максимальная плотность дефектов типа расслоение наблюдается на болотистых пойменных участках трассы, где длительность простоя средств ЭХЗ не превышала нормативных значений. Анализ режимов работы СКЗ на участках с минимальной длительностью их простоя на фоне большого разброса данных свидетельствует о практически пропорциональной зависимости между плотностью дефектов типа расслоение и критерием j K 3 / / , когда плотность тока катодной защиты превышала плотность предельного тока по кислороду в десять и более раз в течение длительного периода эксплуатации (при минимальной длительности простоя СКЗ). Проведенный анализ режимов катодной защиты в сопоставлении с коррозионными и стресс- коррозионными дефектами на КЗП подтверждает ранее сделанные выводы о том, что отношение j K 3 / j np может служить безразмерным критерием для контроля остаточной скорости коррозии трубопровода при различных потенциалах катодной защиты, с одной стороны, с целью недопущения образования на КЗП дефектов наружная коррозия и для определения интенсивности электролитического наводороживания стенки трубопровода - с другой, с целью исключения образования и роста дефектов типа расслоение вблизи катодно-защищаемой поверхности.

Данные табл. 5.1 свидетельствуют о том, что максимальная длительность простоя практически всех СКЗ за весь период эксплуатации магистральных нефтегазопроводов, за 36 лет, составила в среднем 536 суток (практически 1,5 года). По данным эксплуатирующих организаций за год простой СКЗ в среднем составил 16,7 суток, за квартал - 4,18 суток. Эта длительность простоя СКЗ на линейной части обследуемых нефтегазопроводов практически соответствует требованиям нормативнотехнических документов (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).

В табл. 6.2 представлены результаты измерения отношения плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду у верхней образующей магистрального нефтепровода Д у 1220 мм. Расчет остаточной скорости коррозии трубопровода при заданных потенциалах катодной защиты определен по формуле 4.2. Приведенные в табл. 5.1 и 5.2 данные свидетельствуют о том, что за весь период эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом простоя средств элсктрохимзащиты

(по данным эксплуатирующей организации) максимальная глубина проникновения коррозии на внешней КЗП не должна превышать 0,12...0,945 мм. Действительно, плотность предельного тока по кислороду на уровне укладки обследуемых участков нефтегазопроводов изменялась в пределах от 0,08 А/м 2 до 0,315 А/м 2 . Даже с максимальным значением плотности предельного тока по кислороду 0,315 А/м 2 максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации при плановом простое СКЗ 1,15 лет не превысит 0,3623 мм. Это 3,022 % от номинальной толщины стенки трубопровода. Однако на практике мы видим другую картину. В табл. 5.1 представлены результаты внут- ритрубной диагностики участка магистрального нефтепровода Д у 1220 мм по истечении его эксплуатации в течение 36 лет. Результаты внут- ритрубной диагностики свидетельствуют о том, что максимальный коррозионный износ стенки трубопровода превысил 15% от номинальной толщины стенки трубы. Максимальная глубина проникновения коррозии достигала 2,0 мм. Это означает, что длительность простоя средств ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.

Проведенные электрометрические измерения, представленные в табл. 5.2, свидетельствуют о том, что при заданном режиме катодной защиты остаточная скорость коррозии не превышала 0,006...0,008 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию коррозионно-стойкое и для магистральных нефтегазопроводов допустима. Эго означает, что за 36 лет эксплуатации трубопровода с учетом сведений о простое средств ЭХЗ по данным эксплуатирующей организации глубина проникновения коррозии не превысила бы 0,6411 мм. Действительно, за период плановых простоев средств ЭХЗ (1,15 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,3623 мм. За период работы средств ЭХЗ (34,85 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,2788 мм. Суммарная глубина проникновения коррозии на КЗП составила бы 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результаты внутритрубной диагностики свидетельствуют о том, что реальная максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации на обследуемом участке магистрального нефтепровода Д у 1220 мм составила 1,97 мм. На основе имеющихся данных нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита нс обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений : Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 лет. Длительность простоя средств ЭХЗ на проходящем в одном техническом коридоре магистральном газопроводе Д у 1020 мм, на котором в пойме р. Оби были обнаружены стресс-коррозионные трещины , совпадает с длительностью простоя СКЗ на магистральном нефтепроводе, так как СКЗ газопровода и нефтепровода запитаны от одной вдольтрассовой ВЛ.

В табл. 5.3 представлены результаты определения реального времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных нефтегазопроводов на основе электрометрических измерений.

Таблица 5.2

Распределение остаточной скорости коррозии па участках действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Таблица 5.3

Результаты определения истинного времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных газонефтепроводов на основе электрометрических измерений

Дистанция,

Максимально возможная скорость коррозии трубопровода без КЗ, мм/год

Остаточная скорость коррозии трубопровода при заданном режиме КЗ, мм/год

Максимальная глубина прониновения коррозии на катодно-защищаемой поверхности, мм

Реальное

Линейная часть магистрального нефтепровода Д у 1220 мм

Линейная часть магистрального газопровода Д у 1020 мм

Анализ результатов, представленных в табл. 5.3, свидетльствует о том, что реальное время простоя средств электрохимзащиты существенно превышает нормативное значение, что является причиной интенсивного коррозионного износа стенки трубопровода с внешней, ка- тодно-защищасмой строны.

Гончаров, Александр Алексеевич

Ученая cтепень:

Кандидат технических наук

Место защиты диссертации:

Оренбург

Код cпециальности ВАК:

Специальность:

Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии

Количество cтраниц:

Глава 1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ.

1.1 Условия работы металлических конструкций.

1.2. Обеспечение эксплуатационных свойств объектов ОГКМ.

1.3. Коррозионное состояние ТП и оборудования ОГКМ.

1.3.1. Коррозия НКТ и ТП.

1.3.2 Коррозия коммуникаций и оборудования УКПГ.

1.3.3 Коррозионное состояние оборудования ОГПЗ.

1.4. Методы определения остаточного ресурса.

Глава 2. Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ.

2.1. Промысловое оборудование и трубопроводы.

2.2. Соединительные трубопроводы.

2.3. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ.

2.4. Трубопроводы очищенного газа.

Выводы к главе 2.

Глава 3. Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ.

3.1 Анализ отказов оборудования и ТП.

3.2 Определение характеристик надежности металлоконструкций.

3.3 Моделирование коррозионных повреждений ТП по результатам внутритрубной УЗД.

3.4 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

Выводы к главе 3.

Глава 4. Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

4.1. Оценка ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей СР.

4.2. Особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения.

4.3 Определение остаточного ресурса оборудования и

ТП с поврежденной поверхностью.

4.3.1 Параметры распределения"глубин коррозионных повреждений.

4.3.2 Критерии предельных состояний конструкций с повреждениями поверхности.

4.3.3. Прогнозирование остаточного ресурса ТП.

4.4 Методика диагностирования оборудования и трубопроводов.

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Коррозионное состояние и долговечность оборудования и трубопроводов сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений"

Наличие в нефти и газе сероводорода обусловливает необходимость применения определенных марок сталей и специальной технологии сварочно-монтажных работ (СМР ) при обустройстве данных месторождений, а при эксплуатации оборудования и трубопроводов (ТП) необходим комплекс диагностических и противокоррозионных мероприятий. Помимо общей и язвенной коррозии сварных конструкций сероводород вызывает сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) оборудования и трубопроводов.

Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведением большого количества ремонтных работ: ликвидацией аварийных ситуаций; подключением новых скважин и трубопроводов к действующим; заменой аппаратов,запорной арматуры,дефектных участков трубопроводов и т.п.

Трубопроводы и оборудование Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в настоящее время выработали проектный нормативный ресурс. Следует ожидать снижения надежности этих металлических конструкций в процессе эксплуатации вследствие накопления внутренних и внешних повреждений. Вопросы диагностирования ТП и оборудования ОНГКМ и оценки потенциальной опасности повреждений на данный период времени изучены недостаточно.

В связи с вышеизложенным являются актуальными исследования, связанные с выявлением основных причин повреждений металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений, разработкой методик диагностирования трубопроводов и оборудования и оценки их остаточного ресурса.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) "Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов" и постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. N 1369 по проведению в 1997-2000 г.г. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОГКМ

Заключение диссертации по теме "Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии", Гончаров, Александр Алексеевич

Основные выводы

1. Определены основные причины повреждений ТП и оборудования в процессе 20 лет эксплуатации ОНГКМ: НКТ и муфты НКТ подвержены язвенной коррозии и СР, фонтанная арматура - СР; в аппаратах УКПГ после 10-летней эксплуатации возникают ВР; детали аппаратов выходят из строя из-за язвенной коррозии; дефектные сварные соединения ТП подвергаются СР, в металле ТП после 15 лет эксплуатации возникают ВР; запорно-регулирующая арматура теряет герметичность вследствие охрупчивания уплотнительных элементов; аппараты ОГПЗ подвержены язвенной коррозии, имеются отказы аппаратов вследствие ВР и СР; теплообменное оборудование выходит из строя из-за забивки межтрубного пространства солевыми отложениями и сквозной язвенной коррозии металла; отказы насосов обусловлены разрушением подшипников, а поршневых компрессоров - разрушением штоков поршня и шпилек; большинство отказов ТП очищенного газа происходит из-за дефектов сварных соединений.

2. Создана автоматизированная база данных, содержащая более 1450 отказов ТП и оборудования и позволившая выявить закономерности распределения во времени отказов конструкций, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и ВР возрастает с увеличением срока эксплуатации; а количество отказов из-за СР максимально в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снижается и остается практически на одном уровне.

3.Установлено, что среднее время безотказной работы, вышедших из строя аппаратов УКПГ и ОГПЗ, превышает в 1,Зч-1,4 раза запланированное проектом, составляющее 10-И 2 лет. Средняя интенсивность отказов ТП ОНГКМ

3 1 составляющая 1,3-10" год" находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность

3 1 отказов НКТ составляет 1,8-10" год" . Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10"4 год"1, что близко к этому показателю для энергетических установок АЭС (4 Т0"4год""). Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ

168 равна 13-10"4 год"1 и в 2,6 раза превышает данную характеристику для аппаратов ОГПЗ, что, в основном, объясняется заменой аппаратов УКПГ, имеющих несквозные водородные расслоения.

4.Установлена зависимость количества дефектов от режима работы ТП и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на внутренней поверхности ТП. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной дефектоскопии, позволяет определять наиболее экономичные и безопасные режимы эксплуатации ТП.

5. Разработаны методики оценки:

Остаточного ресурса оборудования и ТП по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

Работоспособности конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

Критериев предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

Остаточного ресурса оборудования и ТП с коррозионными повреждениями поверхности.

Методики позволили обосновать сокращение количества демонтируемых аппаратов и на порядок уменьшить планируемое количество вырезок дефектных участков ТП.

6. Разработана методика диагностирования оборудования и ТП, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и ТП, признаки оценки вида дефектов и их потенциальной опасности, условие дальнейшей эксплуатации или ремонта конструкций. Основные положения методики вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденные РАО «ГАЗПРОМ » и Госгортехнадзором России.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гончаров, Александр Алексеевич, 1999 год

1. Акимов Г.В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М. Изд. АН СССР 1945 г. 414 с.

2. Андрейкив А.Е. Панасюк В.В. Механика водородного охрупчивания металлов и расчет элементов конструкций на прочность /АН УССР . Физ.-мех. Ин-т- Львов, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. JL: Химия, 1990. 400 с.

4. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.:Стройиздат, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазстрой. М., 1989. - 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования// Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. -№ 2. - С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Экспресс-. оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра.- 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. 1997. -№ 12. - С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики/Международный конгресс «Защита-98». М. 1998. - С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинников П.А. Анализ диагностических работ за 19998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром » и перспективы их совершенствования в плане реализации в 1999 г «Положения о диагностировании.»

12. Гончаров А.А, Нургалиев Д.М.,Митрофанов A.B. И др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов//Газовая промышленность.-1998.-№ 7. С. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

24. ГОСТ 25221-82. Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

25. ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

26. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования

28. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

29. ГОСТ 6202-84. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

30. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991.

32. Дубовой В.Я., Романов В.А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 с.

34. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирования. М.: Недра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Влияние напряжений на пластичность стали в растворе сероводорода. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Иино И. Водородное вспучивание и растрескивание.-перевод ВЦП N В-27457, 1980, Босеку гидзюцу, t.27,N8, 1978, с.312-424.

37. Инструкция по вихретоковому контролю линейной части магистральных газопроводов.-М.: РАО «Газпром », ВНИИГАЗ. 1997 г.- 13 с.

38. Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении. М.: ВНИИГАЗ. 1995. - 56 с.

39. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М. ВНИИгаз, 1991г. -12 с.

40. Исходные данные обосновывающие материалы и технологии ингибиторной защиты внутри промысловых трубопроводов. Отчет о НИР // Донецк. ЮЖНИИГИПРОГАЗ. 1991. - 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крипякевич Р.И. Влияние водорода на свойства стали.- М.: Металлургиздат, 1962. 198 с.

42. КостецкийБ.И., Носовский И.Г. и др., Надежность и долговечность машин. -"Техника". 1975. -408 с.

43. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТИ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Гринцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаимодействия металла с рабочей средой ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 с.

45. Лившиц Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. и др. Сульфидное растрескивание низкоуглеродистых легированных сталей // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. 1977. - N 5. - С. 23 - 30.

46. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промысловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез.семинара.,23-24 мая 1996г. М. Центральный Российский дом знаний, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оценки и прогнозирование коррозии для изменившихся условий на ОГКМ. Отчет о НИР // ВНИИ природных газов.-М.: 1994.28 с.

49. Методика оценки остаточного ресурса работоспособности сосудов /пылеуловителей, фильтр-сепараторов и др./, работающих под давлением на КС и ДКС РАО «ГАЗПРОМ ».// АО ЦКБН РАО «ГАЗПРОМ » 1995 г. 48 с.

50. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод », 1995 г. (Согласовано Госгортехнадзором России 11.01.1996г.)

51. Методика диагностирования технического состояния оборудования и аппаратов, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах. (Утверждена Минтопэнерго России 30.11.1993 г. Согласована Госгортехнадзором России 30.11.1993 г.)

52. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств г. Волгоград, ВНИКТИ нефтехимоборудование, 1992 г.

53. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: недра, 1990. - 264 с.

54. Механика разрушений / Под ред. Д.Темплина М.: Мир, 1979.- 240с.173

55. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. -1993.- 88 с.

56. Методика оценки сроков службы газопроводов. М.ИРЦ Газпром, 1997 г.- 84с.

57. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защите подземных трубопроводов от коррозии. -М.: СОЮЗЭНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

59. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Митенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Городов Г.Ф. и др. Определение и обоснование остаточного ресурса машиностроительных конструкций при долговременной эксплуатации. //Проблемы машиностроения и надежности машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01 -85. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания.- М.: ВНИИНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стал Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

63. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973. - 408 с.

64. Нургалиев Д.М., Гафаров Н.А.,Ахметов В.Н.,Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Аптикеев Т.А. К оценке дефектности трубопроводов при внутритрубной дефектоскопии. Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96".-Ялта 1996 г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 54-59.m

67. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. -1989. Вып. 3. -С. 30-31

68. Павловский Б.Р. и др. Экспертиза по проблеме ресурса соединительных трубопроводов, транспортирующих влажный сероводород содержащий газ: Отчет о НИР // АООТ . ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 с

69. ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. М.: НПО ОБТ, 1997 - 292 с. (Утверждены Госгортехнадзором России 02.03.1995 г.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. М. : Информнефтегазстрой. 1982. Вып. 11. - 45 с.

71. Петров H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1986 г.

73. ПНАЭ Г-7-014-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть 1. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1990 г.

74. ПНАЭ Г-7-019-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Контроль герметичности. Газовые и жидкостные методы. ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, г. Москва, 1990 г

75. Пол Мосс. British Gas. Старые проблемы новые решения. "Нефтегаз" на выставке "НЕФТЕГАЗ-96".М.:- 1996.- С. 125-132.

76. Половко A.M. Основы теории надежности.-М.: «Наука », 1964.-446 с.

77. Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей на предприятии «Оренбурггазпром ». Утверждено «Оренбурггазпром » 26.11.96г. Согласовано Оренбургским округом Госгортехнадзора России 20.11.1996 г.175

78. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливноэнергетического комплекса. (Утверждено Минтопэнерго России 24.01.1993 г. Согласовано Госгортехнадзором России 25.12.1992 г.)

79. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. -М.: НГП "ДИЭКС"1993. 36с.

80. Положение о системе технического обслуживания и плановопредупре-дительных ремонтов промыслового оборудования для газодобывающих предприятий.- Краснодар:ПО Союзоргэнергогаз.- 1989.- 165 с.

81. Положение об экспертном техническом диагностировании трубопроводов, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроду-ктопроводов. // М. Газовая промышленность №6, 1998 г.

83. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. (ПБ 10-115-96).- М.: ПИО ОБТ.- 1996.- 232с.

84. Р 50-54-45-88. Расчеты и испытания на прочность. Экспериментальные методы определения напряженно-деформированного состояния элементов машин и конструкций-М.: ВНИИНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения сопротивления материалов воздействию сероводородсодержащих сред М.: ГОССТАНДАРТ РОССИИ, ВНИИНМАШ, ОрПИ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. -М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Расчёт на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах. М.: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 г.

88. РД 26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений. М.: НИИХИММАШ, УкрНИИ-ХИММАШ, ВНИИНЕФТЕМАШ. - 1990 г. - 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. (Утверждена Минтопэнерго РФ 15.08.96 г.)

90. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. М.: НПО ОБТ - 1994- 272 с.

92. РД-03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов, технологических трубопроводов. (Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.11.96 г. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды М.: НПО ОБТ, 1994 г.

94. РД26-10-87 Методические указания. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. М. ОКСТУ 1987 г. 30с.

95. РД-51-2-97. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. М.: ИРЦ Газпром, 1997 48 с.

100. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии.-М.: Химия, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.И. Водородная хрупкость и структурное состояние стали //МИТОМ. 1982. - N 5. - С. 11 - 17.

102. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. -М.: Высшая школа. 1989.- 432 с.

103. СНиП Ш-42-80.Магистральные трубопроводы. М.:Стройиздат, 1981.- 68 с.

104. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы М.: Минстрой России. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. Утверждены Миннефтехимпромом СССР 01.01.1984 г.

106. Сталь магистральных труб для транспортировки высокосернистого нефтяного газа. Проспект фирмы Ниппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЭК . Техника анализа надежности систем. Метод анализа вида и последствий отказов. Публикация 812 (1985). М.: 1987.

108. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах.- М.:-Металлургия.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М. Изд. АН СССР 1960 г. 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин. "Диагностика-94".-Ялта 1994г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надежность сварных соединений труб котлов и паропроводов. М.: Энергоиздат, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер И.С., Арчаков Ю.И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование.- М.: Машиностроение, 1979.- 144 с.

113. Швед М.М. Изменение эксплуатационных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

114. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. ВНИИЭгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. The Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. - P. 19 - 34.

118. Marvin C.W. Determining the strength of Corroded Pipe. // Materials protection and Performance. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Metallic Materials for Oil field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H.,Matsuda H. Development of new dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Pressure calculation for corroded pipe developed//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities of Various Kinds of Commerc.Rolled Steels under Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O"Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Metod Evaluation of Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.