CC BY
23ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
УДК 622.691.4:620.193/. 197
Н.А. Гаррис, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Гидравлика и гидромашины», ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Россия), e-mail: [email protected]
Почему не срабатывает катодная защита на газопроводах большого диаметра
Как показывает практика эксплуатации магистральных газопроводов, коррозия металла труб, особенно стресс-коррозия, происходит несмотря на катодную защиту трубопровода. Предотвратить коррозионное разрушение магистрального трубопровода очень трудно, так как коррозия является естественным процессом, обратным искусственному металлургическому.
Даже при наличии катодной защиты в местах повреждения изоляционного покрытия газопровода большого диаметра активизируются электрохимические и биокоррозионные процессы. Стресс-коррозия происходит под импульсным температурным воздействием, которое проявляется двояко: со стороны транспортируемого газа в виде импульсного воздействия давления и со стороны прилегающего к трубопроводу грунта, тоже импульсно, путем активизации электрохимических коррозионных процессов разрушения, снижающих прочность трубы.
Комплексные работы по установлению причин развития стресс-коррозии на газопроводах большого диаметра и разработке технологических мер и по борьбе с ее проявлениями, выполненные кафедрой «Гидравлика и гидромашины» Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) совместно с ОАО «Газпром трансгаз Уфа» после каскада аварий на газопроводах Уренгойского коридора в 1997 г., позволили доказать, что максимум коррозионной активности грунтовой среды совпадает с эксплуатационными температурами порядка 30-33 0С.
В результате лабораторных исследований коррозионной активности грунтов, проведенных на физической модели, получено, что коррозионные потери металла в импульсном температурном режиме в 6,8-11,2 раза превышают потери металла при стабильной температуре образцов.
Установлено, что порог чувствительности, при котором затухают неравновесные термодинамические процессы, определяется колебанием температуры 0,2 0С для глинистых грунтов.
Уменьшить развитие стресс-коррозии на газопроводах позволит выполнение двух условий, к которым относятся выход из опасного температурного интервала эксплуатационных температур и стабилизация температурных режимов.
Ключевые слова: газопроводы большого диаметра, нестабильные режимы, стресс-коррозия, биокоррозия.
N.A. Gams, Ufa State Petroleum Technological University Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Professional Education (Ufa, Russia), Doctor of Science (Engineering), professor, Head of Hydraulics and Hydraulic Machines Department, e-mail: [email protected]
Why does cathodic protection fail to activate at big-inch gas pipelines
As it can be observed from the experience of gas-main pipelines operation, pipes metal corrosion, especially stress corrosion, takes place despite the pipeline cathodic protection. It is very hard to prevent corrosion failure of the main pipeline, since corrosion is a natural process, which is reverse to artificial metallurgical one.
Even in presence of cathodic protection electrochemical and biocorrosive processes activate in areas of big-inch gas pipeline insulation coating damage. Stress corrosion takes place under impulse temperature exposure impact, which manifests itself in two ways: from the side of the transported gas in the form of impulse pressure exposure and from the side of the soil, the pipeline is in contact with, also in an impulse manner, by activation of elecrochemical corrosive processes of collapse, deteriorating the pipe's strength.
Comprehensive efforts to establish causes of stress corrosion development at big-inch gas pipelines and to develop process measures and activities against its manifestations conducted by Hydraulics and Hydraulic Machines Department of the Ufa State Petroleum Technological University together with Gazprom Transgaz Ufa JSC after a series of failures at
66
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
gas pipelines of the Urengoy corridor in 1997, made it possible to prove that the peak of soil ground corrosive activeness coincides with operational temperatures around 30-33 0C.
As a result of laboratory research of soils corrosive activity conducted on the physical model, it has been established that corrosion losses of metal in the impulse temperature mode exceed metal losses at stable temperature of samples by 6.8-11.2 times.
It has been established that the sensitivity threshold, at which non-equilibrium thermodynamic processes attenuate, is determined by 0.2 0C temperature variation for clay soils.
In order to steady stress corrosion development at gas pipelines it is necessary to perform two activities, first - leaving the hazardous temperature range of operational temperatures and the second - stabilizing temperature modes.
Keywords: big-inch gas pipelines, unstable modes, stress corrosion, biocorrosion.
Принято считать, что наложение защитного катодного потенциала препятствует коррозионному разрушению магистрального трубопровода. Но, как показывает практика эксплуатации магистральных газопроводов, коррозия металла труб, особенно стресс-коррозия, все же происходит, что предотвратить очень трудно, так как она является естественным процессом, обратным искусственному металлургическому. Дело в том, что при взаимодействии металла трубы с окружающим его коррози-онно-активным слоем грунта термодинамические процессы в образовавшейся системе протекают самопроизвольно в том направлении, в котором изменение свободной энергии идет в сторону ее уменьшения. В результате коррозии высвобождается и рассеивается использованная при выплавке металлов из руды и связанная в металле энергия [1]. Активная катодная защита далеко не всегда выполняет свои функции. Пленочные покрытия газопроводов быстро стареют и разрушаются. Срок службы полимерных изоляционных лент составляет 7-15 лет [2], после чего пленочные покрытия практически не противостоят стресс-коррозии. Так, например, результаты исследований [3] показывают, что 73% всех отказов на магистральных нефтегазопроводах Канады обусловлены стресс-коррозией, протекающей под полиэтиленовыми пленочными покрытиями. Коррозионная активность процессов зависит также и от типа покрытия. Так, установлено [3], что под однослойными
полиэтиленовыми покрытиями образуется в пять раз больше стресс-коррозионных трещин, чем под битумными покрытиями. Под двухслойными пленочными покрытиями количество колоний стресс-коррозионных трещин на метр трубы в девять раз больше, чем под битумной изоляцией. Несмотря на то что ГОСТ Р 51164-98 [4] ограничивает, а в ряде случаев исключает применение полимерных изоляционных лент в связи с низким сроком их службы, 74% всех построенных трубопроводов изолировано полимерными лентами или в заводских условиях [5]. В настоящее время коррозия занимает первое место в ряду отказов ГП ОАО «Газпром» среди других причин, при-
носит большой материальный ущерб отрасли и экологический ущерб окружающий среде.
Статистика показывает, что доля аварий по причине коррозии на магистральных газопроводах (рис.) достигла 51,5-48,4% [6], к настоящему времени остается весьма большой и держится на уровне 48% [7].
Анализ структуры отказов (рис.) по причине наружной коррозии показывает, что большинство отказов (до 83,8%) имеют стресс-коррозионную природу. За десятилетие доля отказов по причине стресс-коррозии, или коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), возросла с 8 до 41,9%. Потери газа и экономический ущерб от
60,0%
50,0%
* ^ 40,0% а я
£ «
30,0%
S -
о я 20,0% Ч ta
10,0% 0,0%
8,0%
36,7%
10,7%
20,0%
42,4%
41,9%
18,0%
51,5%
48,4%
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Рис. Динамика доли коррозионных, в т.ч. стресс-коррозионных, отказов по отношению к общей
аварийности на газопроводах ОАО «Газпром» в 1992-2001 гг. [6]:
1 - из-за наружной коррозии, в т.ч. стресс-коррозии; 2 - из-за стресс-коррозии
Fig. Dynamics of the corrosive failures, including stress corrosion, in relation to general accident rate
at Gazprom JSC in 1992-2001 [6]:
1 - due to external corrosion, including stress corrosion; 2 - due to stress corrosion
Ссылка для цитирования (for references):
Гаррис Н.А. Почему не срабатывает катодная защита на газопроводах большого диаметра // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 4. - С. 66-71. Garns N.A. Pochemu ne srabatyvaet katodnaja zashhita na gazoprovodah bol'shogo diametra [Why does cathodic protection fail to activate at big-inch gas pipelines?] Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 4. P. 66-71.
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
них превысили 50% общего ущерба [6]. Приходится констатировать, что, несмотря на большое количество исследований, не удается приостановить динамику стресс-коррозионных разрушений на газопроводах большого диаметра. Около 65% разрушений приходится на газопроводы диаметром 1420 мм. Большее число аварий происходят на «горячих» участках газопровода, на высокой стороне от компрессорных станций, в пределах 20-30 км, особенно если газопровод проходит по пересеченной местности. Такие участки подвержены коррозионному разрушению из-за воздействия температуры и влажности на тело трубы в местах повреждения изоляции.
По мере увеличения сроков эксплуатации объектов МГ, с запаздыванием на 10-15 лет стресс-коррозия проявляется и на технологических трубопроводах КС.
Число выявленных дефектов и объектов КС, подверженных КРН,неуклонно растет и в настоящее время сопоставимо с линейной частью. К началу 2010 г. дефекты КРН зарегистрированы на подземных трубопроводах 43 компрессорных цехов, которые входят в 24 ЛПУ МГ в составе девяти газотранспортных обществ [8].
Практика показывает, что чаще всего аварии происходят на магистральных газопроводах, где компрессорные станции оборудованы аппаратами воздушного охлаждения (АВО), вынужденно работающими в нестабильных режимах [9]. В результате температура газа, поступающего в газопровод после АВО, практически повторяет суточные и климатические колебания температуры воздуха, изменение которой в течение суток может достигать 15-18 0С [10]. Любые другие изменения в режимах работы основного оборудования также очень быстро передаются газовым потоком к критическим сечениям. Теплогидравлический режим работы магистрального газопровода в таких условиях меняется и становится нестабильным. Данное явление распространено на газопроводах [11], причем доминирует на газопроводах большого диаметра, где тепловой импульс быстро достигает критического сечения,
распространяясь с газовой средой по газопроводу, как по «волноводу». На нефтепроводах, в т.ч. и на «горячих», где жидкая среда движется со значительно меньшими скоростями и быстро остывает, стресс-коррозия практически не обнаруживается. Вместе с температурой синхронно меняется и давление газа на выходе из нагнетателей. Сочетание импульсного изменения температуры газа и давления в газопроводе с соответствующим, практически синхронным изменением влажности грунта приводят к активизации коррозионных процессов [12, 13, 14].
Поэтому можно считать, что импульсное воздействие температуры на напряженное состояние трубопровода и его надежность проявляются двояко:
• со стороны транспортируемого газа в виде импульсного воздействия давления;
• со стороны прилегающего к трубопроводу грунта, тоже импульсно, путем активизации электрохимических коррозионных процессов разрушения, снижающих прочность трубы. Каждый импульс, воздействуя на металл трубы, обеспечивает смену 1-го и 2-го этапов формирования очагов коррозии [15], подгоняя дискретное подрастание коррозионных трещин. Наличие сетки сквозных трещин на поверхности трубы свидетельствует о превалирующем влиянии на развитие коррозионного растрескивания именно внешней среды. Под действием внутреннего давления и дополнительных напряжений происходит только вязкий долом по магистральной трещине.
Большой цикл работ по установлению причин развития стресс-коррозии на газопроводах большого диаметра и разработке технологических мер по борьбе с ее проявлениями выполнен кафедрой «Гидравлика и гидромашины» УГНТУ совместно с ОАО «Газпром трансгаз Уфа» после каскада аварий на газопроводах Уренгойского коридора в 1997 г. Промышленный эксперимент [9], проведенный на магистральном газопроводе «Уренгой - Новопсков» в 2001 г. наглядно показал (табл.), что при отключении АВО на КС «Поляна» температура газа, подаваемого в газопровод, резко уве-
личилась от 30 до 35 0С. В то же время температура грунта, окружающего трубопровод, в силу тепловой инерции изменялась медленнее.Трое суток вентиляторы АВО не работали. С включением вентиляторов АВО и установлением режима охлаждения температура газа уменьшилась.
С изменением температуры газа менялась влажность грунта на контуре трубы. Так, отключение вентиляторов АВО дало тепловой импульс, под действием которого температура грунта на позиции 12 ч увеличилась с 29,4 до 31,8 0С. С момента включения вентиляторов температура грунта на позиции 12 ч понизилась до 28,5 0С. Эта операция привела к изменению влажности грунта на контуре трубы в широком диапазоне: от 0,2% (поз. 12 ч) до полного насыщения (поз. 6 ч). С изменением влажности изменялось электрическое сопротивление слоя грунта, прилегающего к трубопроводу. Из таблицы видно, что по периметру трубы и во времени величина электрического сопротивления грунта в пределах опыта изменялась в диапазоне от р = 970 Ом.м до значений р < 16 Ом.м в коррозионно-активной зоне. Такой разницы потенциалов по периметру более чем достаточно для возникновения гальванических пар на поверхности трубы. Прохождение коррозионных токов происходит волнообразно, практически синхронно с изменением температуры газа. Пассивация металла со временем не происходит, т.к. при импульсном температурном воздействии в коррозионно-активной зоне грунта устанавливается колебательное движение грунтовой влаги, соответственно, изменяется удельное сопротивление грунта рэл и, наоборот, резко увеличивается интенсивность коррозионных процессов. Грунтовые электролиты в капиллярах коррозионно-активного слоя грунта наиболее подвижны при влажности, не достигающей уровня насыщения, для глинистых грунтов порядка 10-20%, т.к. термодвижущая сила зависит от наличия воздуха, заключенного в по-ровом пространстве. Как показано в [16], пузырьки воздуха, расширяясь с ростом температуры, увеличивают по-
68
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
Таблица. Параметры теплообмена на замерном пункте № 1 при ступенчатом изменении температурного режима по схеме 30/35/30 0С Table. Heat change characteristics at the measurement point No 1 with step change of the thermal mode 30/35/30 0С
Дата Date t "С г t „ "С soil' t, "С в t "С water' Q, Вт/м Q, w/m Температура грунта на контуре трубы, °С Soil temperature along the pipe, °С Влажность грунта, % Soil humidity, % Электрическое сопротивление грунта, Ом.м Soil electrical impedance, ohmmeter
на 12 ч for 12 hrs. на 3 ч for 3 hrs. на 6 ч for 6 hrs. на 12 ч for 12 hrs. на 3 ч for 3 hrs. на 6 ч for 6 hrs. на 12 ч for 12 hrs. на 3 ч for 3 hrs. на 6 ч for 6 hrs.
12.11.2001 30 -4 149,0 29,4 30,4 30,4 12,4 29,2 нас. 150 62 <16
12.11.2001 35 -4 149,0 29,4 30,4 30,4 12,4 29,2 нас. 150 62 <16
13.11.2001 35 0 169,0 28,5 29,4 29,4 16,6 >40 >40 90 <16 <16
14.11.2001 36 0 175,0 30,8 31,8 31,8 13,0 30,0 нас. 130 30 <16
14.11.2001 35 1 138,0 31,8 32,7 32,2 4,6 9,1 26,1 470 230 41
15.11.2001 33 0 92,0 31,3 32,2 32,2 0,3 8,2 16,5 950 250 90
15.11.2001 32 1 71,4 30,4 31,3 31,3 0,2 7,0 16,4 970 320 90
16.11.2001 30 -4 64,0 29,4 29,9 31,8 0,6 11,7 >40 890 170 <16
16.11.2001 30 0 63,9 29,0 29,4 30,0 0,6 11,7 32,3 890 170 25
19.11.2001 30 -В 77,0 28,5 28,5 29,0 1,5 >40 нас. 720 <16 <16
ровое давление на грунтовую влагу. Под действием возникающих градиентов давления в капиллярах грунта движение влаги наиболее существенно на позициях 5-7 ч по ходу газа, где чаще всего и появляются стресс-коррозионные трещины.
Дальнейшие исследования [17] показали, что максимум коррозионной активности наблюдается при температурах газопровода порядка 30-33 0С. Именно в этом температурном диапазоне, как показали лабораторные исследования коррозионной активности грунтов, проведенные на физической модели [18, 19], коррозионные потери металла в импульсном температурном режиме в 6,8-11,2 раза превышают потери металла при стабильной температуре образцов.
Это объясняется тем, что при температурах, превышающих 33 0С, коррозионная активность грунта снижается из-за миграции влаги от трубы к периферии и уменьшения содержания грунтового электролита в порах грунта, прилегающего к трубопроводу. При температурах ниже 30 0С градиенты температуры и давления в капиллярах грунта становятся небольшими, грунтовый электролит обездвиживается, коррозионая активность снижается, что приводит к пассивации металла трубы. В работе [16] показано, что порог чувствительности по температуре, при
котором в грунте затухают неравновесные термодинамические процессы, очень высок и определяется значением At порядка 0,2 0С для глинистых грунтов. В настоящее время регулирование температуры газа на выходе из АВО с такой точностью не обеспечивается [20], что способствует все большему распространению стресс-коррозии на магистральных газопроводах. Импульсное изменение температуры газопровода можно рассматривать не только как причину активизации электрохимической коррозии. Активизируется также и биокоррозия [21]. С каждым температурным импульсом, соответствующим увеличением давления в трубопроводе и раскрытием трещины происходит активное перемещение ионов натрия, калия, кальция и хлора в полость трещины из внешней среды - почвенного электролита, что активизирует деятельность микроорганизмов.
Рост коррозионной трещины происходит по общему сценарию, имеет общую термодинамическую основу, а оба механизма согласованы и дополняют друг друга.
Подчеркивая общность разрушительных процессов, отметим, что нестабильность температурных режимов - первый общий признак активизации почвенной коррозии на газопроводах, с проявлением не только ее электрохимической,
но и биологической природы, биокоррозии.
Второй общий признак электрохимической и биокоррозии - соизмеримый температурный диапазон активизации - 30-33 0С.
Как отмечает Карл Ф. Отт [22], именно при температурах такого порядка максимально проявляется биокоррозия: «При росте температуры с 30 до 40 0С (оптимальный температурный диапазон для жизнедеятельности почвенных организмов) вероятность эксплуатационных отказов возрастает в два раза». Общность этих процессов также подтверждается химическими и микробиологическими исследованиями грунтов и продуктов коррозии, отобранных с мест аварий, произошедших по причине стресс-коррозии, выполненными институтом ВНИИГАЗ ОАО «Газпром» [3, 23]. По своей локализации максимум коррозионной активности совпадает с максимальным содержанием суль-фатвосстанавливающих бактерий в грунте, контактировавшем с трубопроводом.
Поэтому, несмотря на наличие катодной защиты, в местах повреждения изоляционного покрытия газопровода большого диаметра вследствие неоднородности грунта и неравномерности распределения его влажности по периметру трубы создаются условия для возникновения макрокоррозион-
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
ных элементов. Разрушение металла происходит в активном пульсирующем режиме, практически синхронно с импульсным температурным воздействием газопровода по сценарию КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).
ВЫВОДЫ
1. Импульсное изменение температуры стенки трубы, вызывающее синхронное изменение температуры прилегающего грунта и его влажности, можно рассматривать как побудительный момент, активизирующий как электрохи-
мическую коррозию,так и биокоррозию, интегрально проявляющийся в дискретном растрескивании металла под напряжением и разрушении наружной поверхности трубопровода в направлении максимального развития напряжений.
2. Упреждающим мероприятием является стабилизация теплогидравличе-ского режима работы магистрального газопровода, которая требует при пороге чувствительности порядка 0,2 0С более совершенных способов регулирования работы систем охлаждения транспортируемого газа: с примене-
нием частотно-регулируемого привода вентиляторов АВО или двухступенчатой системы охлаждения.
3. Важнейшим мероприятием является правильный технико-экономический расчет и выбор режима компримирова-ния газа, обеспечивающий вывод газопровода за пределы опасного температурного интервала эксплуатационных температур 30-33 0С.
4. Необходимы эффективные конструктивные решения по современным защитным покрытиям и технологии их нанесения при строительстве газопроводов и выполнении ремонтных работ.
Литература:
1. Гаррис Н.А., Исмагилов И.Г., Аскаров Г.Р., Габдрахманов А.А. Коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) - явление синергетическое // Прикладная синергетика - II. Труды международной науч.-техн. конференции, посвященной памяти Ильи Пригожина. - Т. 2. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - С. 130-133.
2. Асадуллин М.З., Аскаров Р.М., Теребилов Ю.В., Аскаров Г.Р. и др. Изоляционное покрытие нового поколения «АСМОЛ» и его модификация - лента «ЛИАМ». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - 46 с.
3. Сергеева Т.К., Турковская Е.П., Михайлов Н.П., Чистяков А.И. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. - 89 с.
4. ГОСТ Р51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. - М.: Госстандарт России, 1998. - 46 с.
5. Долганов М.Л., Петров Н.Г., Долганова Е.Н. Анализ состояния противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых объектов отрасли // Информационно-аналитические системы оценки и прогнозирования опасности коррозии и эффективности противокоррозионной защиты и новые нетрадиционные технологии комплексной защиты. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - С. 7-26.
6. Медведев В.Н., Кузнецов В.В., Шапиро В.Д. и др. Анализ аварийности газопроводов по причине стресс-коррозии // Особенности проявления КРН на магистральных газопроводах ОАО «Газпром». Методы диагностики, способы ремонта дефектов и пути предотвращения КРН: Материалы отраслевого совещания ОАО «Газпром» (Ухта, 11-15 ноября 2002 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - Ч. 1. - 180 с.
7. Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В., Алимов С.В. и др. Капитальный ремонт линейной части магистральных газопроводов. - М.: МАКС ПРЕСС, 2011. - 205 с.
8. Сидорочев М.Е., Есиев Т.С., Ряховских И.В., Зорин Н.Е. Анализ стресс-коррозионного состояния технологических трубопроводов КС и методика их технического диагностирования // Газовая промышленность. - 2010. - № 9. - С. 48-51.
9. Исмагилов И. Г., Асадуллин М. З., Аскаров Р. М., Гаррис Н. А. Снижение активности процессов КРН магистральных газопроводов путем совершенствования технологических операций // Наука и техника в газовой промышленности. - 2002. - № 3. - С. 12-15.
10. Гаррис Н.А. Ресурсосберегающие технологии при магистральном транспорте газа. - СПб.: ООО «Недра», 2009. - 368 с.
11. Гаррис Н.А. Влияние нестабильности теплогидравлических режимов магистрального газопровода на его техническое состояние // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2009. - № 4-5. - С. 10-13.
12. Гаррис Н.А., Аскаров Г.Р. Новый подход к решению проблемы стресс-коррозии на трубопроводах большого диаметра // Нефтегазовое дело. - 2004.
- № 2. - С. 137-142.
13. Гаррис Н., Аскаров Г. Активизация коррозионных процессов на магистральных газопроводах большого диаметра при импульсном изменении температуры // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2006. - № 1. - Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/Garris/Garris_5.pdf.
14. Гаррис Н.А., Исмагилов И.Г., Бахтегареева А.Н. Изменение теплофизических характеристик грунта вокруг газопровода большого диаметра как причина активизации коррозионных процессов // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2010. - № 1. - Режим доступа: http:// ogbus.ru/authors/Garris/Garris_6.pdf.
15. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. - 171 с.
16. Миронова О.Н., Гаррис Н.А., Ширгазина Р.З. Определение порога чувствительности коррозионных процессов к колебаниям температуры газопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2012. - Вып. 3. - С. 32-35.
17. Аскаров Г.Р., Гаррис Н.А., Миронова О.Н. Зависимость активности процесса подземной коррозии от средней температуры при нестабильном температурном режиме трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2012. - Вып. 2. - С. 28-30.
18. Аскаров Г.Р. Влияние нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра: дисс. канд. техн. наук. - Уфа, 2007. - 137 с.
19. Гаррис Н.А., Миронова О.Н. Эффект формирования улучшенных капиллярных протоков в коррозионно-активном слое грунта вокруг газопровода большого диаметра // Нефтегазовое дело. - 2008. - № 6. - С. 112-114.
20. Бахтегареева А.Н., Гаррис Н.А., Гильванов В.Г. Оперативный способ регулирования температуры газа на выходе из компрессорной станции // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2014. - № 6. - Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/6_2014/ogbus_6_2014_p435-449_ BakhtegareevaAN_ru.pdf.
21. Миронова О.Н., Гаррис Н.А. Нестабильный температурный режим как общая причина активизации электрохимической и биологической коррозии на магистральных газопроводах // Рассохинские чтения: материалы международного семинара (6-7 февраля 2014 г.): В 2-х ч. - Ухта: УГТУ, 2014.
- Ч. 2. - С. 240-243.
22. Отт Карл Ф. Стресс-коррозия на газопроводах ОАО «Газпром». - Югорск, 2002. - 184 с.
23. Аскаров Г.Р. Исследование коррозионных условий и химического состава грунта «горячего» участка газопровода «Поляна - Москово» // Тезисы докл. учебно-практ. конф. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. - С. 19-20.
70
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
References:
1. Garris N.A., Ismagilov I.G., Askarov G.R., Gabdrakhmanov A.A. Korrozionnoe rastreskivanie pod naprjazheniem (KRN) - javlenie sinergeticheskoe [Stress corrosion cracking (SCC) is a synergetic phenomenon]. Prikladnaja sinergetika -II. Trudy mezhdunarodnojnauch.-tehn. konferencii, posvjashhennojpamjati Il'i Prigozhina = Applied synergetics - II. Works of the International Research and Technology Conference dedicated to the memory of Ilya Prigozhin. Ufa, Publishing House of the Ufa State Petroleum Technological University, 2004. Vol. 2. P. 130-133.
2. Asadullin M.Z., Askarov R.M., Terebilov Yu.V., Askarov G.R. et al. Izoljacionnoepokrytie novogo pokolenija «ASMOL» i ego modifikacija - lenta «LIAM» [A new generation insulation coating ASMOL and its modification - LIAM tape]. Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 2003. 46 pp.
3. Sergeyeva T.K., Turkovskaya Ye.P., Mikhailov N.P., Chistyakov A.I. Sostojanie problemy stress-korrozii vstranah SNG iza rubezhom [Stress corrosion issue status in CIS countries and abroad]. Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 1997. 89 pp.
4. GOSTR 51164-98. Truboprovody stal'nye magistral'nye. Obshhie trebovanija kzashhiteot korrozii [Steel main pipelines. General requirements for corrosion protection]. Moscow, State Standard of Russia 1998. 46 pp.
5. Dolganov M.L., Petrov N.G., Dolganova Ye.N. Analiz sostojanija protivokorrozionnoj zashhity magistral'nyh gazoprovodov i gazopromyslovyh ob'ektov otrasli [Analysis of corrosion protection of main gas pipelines and gas field facilities of the industry]. Informacionno-analiticheskie sistemy ocenki i prognozirovanija opasnosti korrozii i jeffektivnosti protivokorrozionnoj zashhity i novye netradicionnye tehnologii kompleksnoj zashhity = Information analytical systems of evaluating and forecasting the corrosion hazard and efficiency of corrosion protection, new unconventional methods of complex protection. Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 2004. P. 7-26.
6. Medvedev V.N., Kuznetsov V.V., Shapiro V.D. et al. Analiz avarijnosti gazoprovodov po prichine stress-korrozii [Analysis of main gas pipelines rate of failures due to stress corrosion]. Osobennostiprojavlenija KRNna magistral'nyh gazoprovodah OAO «Gazprom». Metody diagnostiki, sposoby remonta defektov i puti predotvrashhenija KRN: Materialy otraslevogo soveshhanija OAO «Gazprom» (Uhta, 11-15 nojabrja 2002 g.) = Specific features of stress corrosion cracking at main gas pipelines of Gazprom JSC. Methods of diagnostics, means of defects repair and ways to prevent stress corrosion cracking: Industry-Wide Meeting Materials, Gazprom JSC (Ukhta, November 11-15, 2002). Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 2003. Part 1. 180 pp.
7. Khallyev N.Kh., Budzulyak B.V., Alimov S.V. et al. Kapital'nyj remont linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov [Overhaul of the linear portion of main gas pipelines]. Moscow, MAKS PRESS, 2011. 205 pp.
8. Sidorochev M.Ye., Yesiev T.S., Ryakhovskikh I.V., Zorin N.Ye. Analiz stress-korrozionnogo sostojanija tehnologicheskih truboprovodov KS i metodika ih tehnicheskogo diagnostirovanija [Analysis of stress corrosion state of the Booster Station process pipelines and methods of their technological diagnostics]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2010, No. 9. P. 48-51.
9. Ismagilov I.G., Asadullin M.Z., Askarov R.M., Garris N.A. Snizhenie aktivnosti processov KRN magistral'nyh gazoprovodov putem sovershenstvovanija tehnologicheskih operacij [Diminishing the activeness of stress corrosion cracking processes by technological operations improvement]. Nauka i tehnika vgazovoj promyshlennosti = Science and Technology in Gas Industry, 2002, No. 3. P. 12-15.
10. Garris N.A. Resursosberegajushhie tehnologii pri magistral'nom transporte gaza [Resource saving technologies for long distance gas transportation]. Saint-Petersburg, Nedra LLC, 2009. 368 pp.
11. Garris N.A. Vlijanie nestabil'nosti teplogidravlicheskih rezhimov magistral'nogo gazoprovoda na ego tehnicheskoe sostojanie [Impact of unstable thermohydraulic modes of main gas pipeline on its technical condition]. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syrja = Petroleum products and hydrocarbon crude transport and storage, 2009, No. 4-5. P. 10-13.
12. Garris N.A., Askarov G.R. Novyj podhod k resheniju problemy stress-korrozii na truboprovodah bol'shogo diametra [A new approach to big-inch pipelines stress corrosion problem solving]. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2004, No. 2. P. 137-142.
13. Garris N., Askarov G. Aktivizacija korrozionnyh processov na magistral'nyh gazoprovodah bol'shogo diametra pri impul'snom izmenenii temperatury [Activation of corrosive processes at big-inch main gas pipelines at impulse temperature change]. Neftegazovoe delo: jelektronnyj nauchnyjzhurnal = Oil and Gas Engineering: electronic scientific journal, 2006, No. 1. Access mode: http://ogbus.ru/authors/Garris/Garris_5.pdf.
14. Garris N.A., Ismagilov I.G., Bakhtegareeva A.N. Izmenenie teplofizicheskih harakteristik grunta vokrug gazoprovoda bol'shogo diametra kak prichina aktivizacii korrozionnyh processov [Change of thermal and physical characteristics of soil around big-inch main gas pipelines as a cause of corrosive processes activation]. Neftegazovoe delo: jelektronnyj nauchnyj zhurnal = Oil and Gas Engineering: electronic scientific journal, 2010, No. 1. Access mode: http://ogbus.ru/authors/Garris/Garris_6.pdf.
15. Gareyev A.G., Ivanov I.A., Abdullin I.G. et al. Prognozirovanie korrozionno-mehanicheskih razrushenij magistral'nyh truboprovodov [Forecasting corrosive-mechanical damage to main pipelines]. Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 1997. 171 pp.
16. Mironova O.N., Garris N.A., Shirgazina R.Z. Opredelenie poroga chuvstvitel'nosti korrozionnyh processov k kolebanijam temperatury gazoprovoda [Determining the corrosion processes threshold of sensitivity to gas pipeline temperature fluctuation]. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syrja = Petroleum products and hydrocarbon crude transport and storage, 2012, Issue 3. P. 32-35.
17. Askarov G.R., Garris N.A., Mironova O.N. Zavisimost' aktivnosti processa podzemnoj korrozii ot srednej temperatury pri nestabil'nom temperaturnom rezhime truboprovoda [Dependence of the subsurface corrosion activeness from the average temperature in the unstable temperature mode of the pipeline]. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syrja = Petroleum products and hydrocarbon crude transport and storage, 2012, Issue 2. P. 28-30.
18. Askarov G.R. Vlijanie nestabil'nogo temperaturnogo rezhima na korrozionnoe sostojanie gazoprovodov bol'shogo diametra: diss. kand. tehn. nauk [Unstable temperature mode influence on corrosion status of big-inch main gas pipelines: thesis of Candidate of Engineering Science]. Ufa, 2007. 137 pp.
19. Garris N.A., Mironova O.N. Jeffekt formirovanija uluchshennyh kapilljarnyh protokov v korrozionno-aktivnom sloe grunta vokrug gazoprovoda bol'shogo diametra [Effect of the improved meatus forming in the corrosion-active soil layer around the big-inch main gas pipeline] // Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2008, Vol. 6. P. 112-114.
20. Bakhtegareeva A.N., Garris N.A., Gilvanov V.G. Operativnyj sposob regulirovanija temperatury gaza na vyhode iz kompressornoj stancii [Express method of gas temperature control at the outlet of the compressor station]. Neftegazovoe delo: jelektronnyj nauchnyj zhurnal = Oil and Gas Engineering: electronic scientific journal, 2014, No. 6. Access mode: http://ogbus.ru/issues/6_2014/ogbus_6_2014_p435-449_BakhtegareevaAN_ru.pdf.
21. Mironova O.N., Garris N.A. Nestabil'nyj temperaturnyj rezhim kak obshhaja prichina aktivizacii jelektrohimicheskoj i biologicheskoj korrozii na magistral'nyh gazoprovodah [Unstable temperature mode as general cause of activation of electrical and chemical corrosion at main gas pipelines]. Rassohinskie chtenija: materialy mezhdunarodnogo seminara (6-7 fevralja 2014 g.): V 2-h ch. = Rassokhinskiye Readings: International seminar materials (February 6-7, 2014): In 2 parts, Ukhta: Ukhta State Technological University, 2014, Part 2. P. 240-243.
22. Ott Karl F. Stress-korrozija na gazoprovodah OAO «Gazprom» [Stress corrosion on gas pipelines, Gazprom JSC]. Yugorsk, 2002. 184 pp.
23. Askarov G.R. Issledovanie korrozionnyh uslovij i himicheskogo sostava grunta «gorjachego» uchastka gazoprovoda «Poljana - Moskovo» [Study of corrosion conditions and chemical composition of the soil of the «hot» section of Polyana - Moskovo gas pipeline]. Tezisy dokl. uchebno-prakt. konf. = Summary of the reports of the training and practical conference, Ufa: DesignPolygraphService, 2006. P. 19-20.
TEPPMTOPMfl HEOTETA3 № 4 anpe^b 2015
71
