Подготовка и проведение электрохимических измерений при обследовании состояния подземной линейной части газопроводов высокого давления Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

УДК 621.644+620.193

С.А. Лубенский1, e-mail: S_Lubenskiy@vniigaz.gazprom.ru;

А.К. Джафаров2; К.И. Джафаров1, e-mail: K_Dzhafarov@vniigaz.gazprom.ru

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).

2 ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект» (Москва, Россия).

Подготовка и проведение электрохимических измерений при обследовании состояния подземной линейной части газопроводов высокого давления

Многолетние наблюдения за состоянием линейной части подземных газопроводов высокого давления показали, что предупредить разрушение труб большого диаметра, вызванное коррозионными процессами, в ходе эксплуатации газопровода технически трудно, а зачастую просто невозможно. В то же время к числу наиболее действенных мероприятий, направленных на предупреждение развития аварийных ситуаций по причине коррозионного разрушения труб, относятся электрохимические измерения при обследовании состояния подземной линейной части газопроводов высокого давления. В статье представлены детальные рекомендации по подготовке и проведению таких измерений. Отмечено, что образование коррозионных дефектов обусловлено нарушением целостности изоляционного покрытия и контактом грунтового электролита, содержащего коррозионно-агрессивные вещества, с металлической поверхностью труб. Подчеркивается, что для получения наибольшего объема информации электрохимические измерения необходимо проводить в два этапа. На первом этапе непосредственно в шурфах проводится комплекс измерений, позволяющий получить данные об электрохимических процессах, протекающих на границе раздела поверхности трубы и грунтового электролита. Второй этап исследований включает проведение электрохимических измерений и коррозионно-механических испытаний в водных суспензиях грунтов, отобранных на трассе в лабораторных условиях.

По результатам проведенных исследований выдается заключение, могут ли грунты, подвергнутые изучению, спровоцировать на определенном участке магистрального газопровода коррозионное разрушение металла труб. Полученная информация используется при формировании программы диагностического обследования трубопровода и вывода его участков в текущий и капитальный ремонт, а также при проектировании новых объектов транспорта газа, позволяя повысить уровень надежности и безопасности эксплуатации газотранспортной системы в целом.

Ключевые слова: магистральный газопровод, электрохимическое измерение, коррозия, рекомендации, электрод, грунт, коррозионный потенциал, поляризационная кривая, отбор проб.

S.A. Lubenskiy1, e-mail: S_Lubenskiy@vniigaz.gazprom.ru;

A.K. Dzhafarov2; K.I. Dzhafarov1, e-mail: K_Dzhafarov@vniigaz.gazprom.ru

1 Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).

2 Krasnoyarskgazprom neftegazproekt LLC (Moscow, Russia).

Preparation and Procedure of Electrochemical Measurements when Inspecting Underground Linear Portions of High Pressure Gas Lines

Long-term observations over the linear portions of underground high pressure gas lines have shown that to prevent damage of large diameter pipes caused by corrosion processes when operating gas pipelines is technically challenging and even impossible at times. Yet, most effective measures aimed at prevention of emergency situations development as a result of corrosion pipe damage include electrochemical measurements when inspecting underground linear portions of high pressure gas lines. The article gives detailed recommendations concerning preparation and procedure of such measurements and points that generation of corrosion defects is the cause of wrapping integrity failure and contact of soil electrolyte containing corrosive- aggressive substances with steel pipe surface. The article highlights that to obtain most of data it is necessary to run measurements in two stages. The first stage includes a complex of measurements

50

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

immediately in pits making it possible to obtain direct data on electrochemical processes occurring at the interface of pipe and soil electrolyte surfaces. The second stage includes electrochemical measurements and corrosive-mechanical lab tests in aqueous suspensions of pipeline route soils. The tests conducted give the conclusion on the ability of soils under study cause pipe material corrosion damage in a certain gas main portion. The information obtained is used in developing of the program for diagnosing a pipeline and bringing its portions into current and full repairs and also in designing of new gas transport projects, thus improving operation reliability and security of gas transportation system as a whole.

Keywords: gas main, electrochemical measurement, corrosion, recommendations, electrode, soil, corrosive potential, polarized curve, sampling.

Задача обеспечения безопасной и надежной эксплуатации трубопроводов на фоне ухудшения защитных свойств изоляционного покрытия труб с каждым годом приобретает все большую актуальность. На сегодняшний день более 50 % от общего числа аварий трубопроводов вызвано коррозионными процессами, что обусловливает необходимость проведения большого объема диагностических и ремонтных работ. В ходе обследования необходимо учитывать, что появлению видимых коррозионных трещин на поверхности труб предшествует скрытый «инкубационный» период. Поначалу процесс развивается без видимых признаков образования продуктов коррозии в грунтах, в которых скорость общей коррозии труб из углеродистых и низколегированных сталей может не превышать 0,1-^0,2 мм/год.

Стоит отметить, что по масштабу охвата факторы, влияющие на коррозионные разрушения, условно подразделяются на четыре уровня:

• 1-й уровень - природно-климатические зоны;

• 2-й уровень - участок магистрального газопровода протяженностью около 60 км (учитываются сведения о тектонике, геоморфологии, подземных водах, рельеф и т. д.);

• 3-й уровень - участок протяженностью около 10 км (учитывается профиль трассы, линейные объекты и проч.);

• 4-й уровень - граница раздела поверхности трубы и грунтового электролита (учитываются величина рН, потенциал коррозии).

Одним из наиболее эффективных методов предупреждения аварийных ситуаций по причине коррозионного разрушения является регулярное обследование подземной линейной части магистральных трубопроводов, в ходе которого в числе прочих диагностических процедур в два этапа проводятся электрохимические измерения. Первый этап включает электрохимические измерения в шурфах и отбор проб грунтов и грунтового электролита, что дает возможность при работах на трассе сделать предварительную оценку коррозионной агрессивности грунтов, в т. ч. оценить вероятность того, что грунт может спровоцировать развитие коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) металла труб. Второй этап включает проведение электрохимических измерений и коррози-онно-механических испытаний в лаборатории по общепринятым методикам.

По завершении всего комплекса исследований можно сделать заключение о причинах образования на поверхности труб коррозионных дефектов (язв, питтингов, трещин). Результаты диагностических работ, проводящихся в различных регионах РФ, должны быть сведены в единую базу данных: они могут и должны быть учтены при проектировании новых участков подземных газопроводов, что снизит число аварий, вызванных коррозией.

ПОДГОТОВКА И ПРОВЕДЕНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ НА ТРАССЕ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ГАЗОПРОВОДА

Первый этап работ в полевых условиях перед проведением электрохимических измерений начинается со сбора информации о топографии района прохождения трассы газопровода. Эти сведения анализируются и обобщаются с дан-

Ссылка для цитирования (for citation):

Лубенский С.А., Джафаров А.К., Джафаров К.И. Подготовка и проведение электрохимических измерений при обследовании состояния подземной линейной части газопроводов высокого давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 4. С. 50-56.

Lubenskiy S.A., Dzhafarov A.K., Dzhafarov K.I. Preparation and Procedure of Electrochemical Measurements when Inspecting Underground Linear Portions of High Pressure Gas Lines. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2019;(4):50-56. (In Russ.)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2019

51

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

ными, полученными с других участков проведения работ.

Топографическое описание района

Перед закладкой шурфов или скважин необходимо осмотреть местность, определить характер рельефа и растительности (3-й уровень). Описание района включает:

• географические координаты;

• название климатической зоны;

• описание профиля трассы, рельефа;

• характеристику типа растительности;

• описание типа грунта и химический состав грунтовых вод;

• данные о гидрологическом режиме;

• сведения о сезонном промерзании горных пород;

• информацию о длительности безморозного периода;

• характеристику снежного покрова, оледенения;

• данные о сейсмичности;

• информацию о геоморфологии и тектонике;

• сведения о наличии промышленных объектов и их техногенных выбросов;

• данные о наличии сельхозугодий.

В целях обобщения информации рекомендуется использовать топографические карты (1-й и 2-й уровни). Оптимальный масштаб карт - 1:200 000 (т. е. карта среднего масштаба с предварительно нанесенным участком трассы, с размерами 1° по долготе и 40' по широте). Карты масштабов 1:10 000, 1:25 000, 1:50 000, 1:100 000 могут быть использованы для выполнения проектно-изыскательских работ. Все эти карты созданы в единой системе плановых координат и высот, по единым принципам разграфки и с соблюдением номенклатуры унифицированных и согласованных условных знаков. При этом номер квадрата района соответствует номенклатуре листа карты, что дает возможность получения дополнительной информации.

Для начала определяются географические координаты района - угловые величины (широта и долгота), описывающие положение объекта на земной поверхности и на карте. Стоит отметить, что на топографических картах масштаба 1:500 000 параллели проведены через 30', а меридианы - через 20', тогда

как на картах 1:1 000 000 параллели проведены через 1°, а меридианы - через 40'. На каждом листе карты на линиях параллелей и меридиан подписаны их широта и долгота. На карты масштабов 1:500 000 и 1:200 000 нанесены трассы магистральных газопроводов (МГ). При этом на картах масштаба 1:200 000 стороны рамок разделены на отрезки, равные 1', минутные отрезки оттенены через один. Местоположение объекта на карте определяется по ближайшим известным параллели и меридиану. Для этого следует южнее определяемой точки провести параллель и меридиан, соединив линиями соответствующие штрихи по сторонам рамки листа. Затем от проведенных линий откладывают отрезки до определяемой точки и совмещают их с градусными шкалами на сторонах рамки.

Полученные координаты мест отбора проб грунтов наносятся на специальные карты: геологические, климатические, растительные и др. По геологическим и гидрологическим картам определяется, к примеру, возможный химический состав грунтового электролита. После уточнения географических координат места отбора проб грунтов описывается характер растительного покрова вблизи трассы газопроводов.

Шурфование

В целях оценки коррозионного состояния трубопровода шурфование необходимо производить с полным вскрытием трубы для осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должна составлять не менее трех ее диаметров. Шурфы роют таким образом, чтобы две стенки, перпендикулярные оси трубопровода, были отвесными [1]. Разрезы грунтов в шурфах служат для визуального изучения морфологических свойств грунтов, их взаимного расположения, а также положения относительно трубы.

Необходимо сфотографировать все стенки шурфа на всю глубину с описанием основной массы грунтов и включений. Порядок перечисления включений устанавливается с учетом их количественного содержания по объему, определяемому визуально.

Рис. 1. Общий вид датчика скорости коррозии Fig. 1. General view of a corrosion rate sensor

Сторона, параллельная оси трубопровода, должна опускаться ступенями или наклонно, четвертая сторона шурфа должна быть обращена к поверхности трубопровода. Шурф закладывается на глубину, полностью вскрывающую трубу и нижний пласт грунта. В зависимости от диаметра газопровода эта глубина может колебаться и достигать трех и более метров.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ НА ТРАССЕ

Непосредственно электрохимические измерения включают:

• измерение скорости общей коррозии;

• измерение величины водородного показателя (рН);

• измерение величины потенциала коррозии (бестокового потенциала);

На основании выполненных исследований делается предварительная оценка, может ли грунтовый электролит вызывать коррозионное разрушение металла труб.

Измерение скорости общей коррозии (глубинный показатель)

Измерение скорости общей коррозии проводят с помощью датчика коррозии [2] до достижения установившихся значений величины тока растворения. Длительность экспозиции составляет не менее 2 ч.

Значение шкалы тока переводится в единицы скорости коррозии: 1.10-4 А/см2 = 1,0 г/м2.ч; 1.10-4 А/см2 = 1,2.10-2 мм/год. Датчик скорости общей коррозии может быть установлен на длительный период и позволяет снимать показания в течение более одного года (рис. 1).

52

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Гэгдзшм

Международная выставка-конференция в области противокоррозионной

защиты

Совещание подразделений защиты от коррозии организаций Группы «Газпром»

27-31 мая 2019 г. г. Сочи, Красная Поляна

Генеральные информационные партнеры:

ГАЗОВАЯ

ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

Тел/факс: +7 (495) 240-54-57, +7 (925) 506-60-00

Е-таП: info@neftegas.info

www.neftegas.info

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Измерение потенциала коррозии (бестоковый потенциал)

Под потенциалом коррозии понимается потенциал металла, установившийся в результате протекания сопряженных анодного и катодного процессов без внешней поляризации [3]. Величину потенциала коррозии измеряют с помощью медносульфатных (МЭС) или хлорсеребряных (ХСЭ) электродов сравнения, которые должны надежно и бесперебойно функционировать во всех макроклиматических районах в условиях воздействия таких климатических факторов, как:

• температура окружающей среды --40...45 °С;

• максимальное значение относительной влажности - 100 % при температуре 35 °С.

Собственный потенциал по отношению к нормальному водородному электроду (н. в. э.) составляет:

• МЭС - 0,314 В;

• насыщенного ХСЭ при 25 °С -0,22234 В.

Определение значения потенциала коррозии фкор позволяет уже в полевых условиях сделать предварительное заключение о наличии вероятности того, что грунтовой электролит при взаимодействии с металлом труб станет основной причиной образования коррозионных трещин на поверхности трубы (ю < -0,50 В (н. в. э.)). Значение ф

^тКор ' V // тКор

ниже -0,50 В (н. в. э.) свидетельствует о том, что скорость электрохимического растворения стали в данной точке значительно выше, чем в грунтах, в которых образования коррозионных трещин не обнаружено (рис. 2). Согласно результатам исследований металла труб из углеродистых и низколегированных сталей, разрушившихся по причине КРН, на поверхности происходит избирательное растворение структурной составляющей (перлита) [4]. Потенциал коррозии фкор, измеренный на данных участках газопроводов, достигает -0,53 В (н. в. э.) [5]. Для сравнения на рис. 2 представлена кривая, полученная в ходе замеров в растворе 3 % NaCL (рН = 6,4), в котором разрушение углеродистых и низколегированных сталей по причине растрескивания не происходит.

m ш х °о Э- -м

оГ го S--J3 о

-0,6

-0,5

ГО

QJ

Q. с "О

О о >>

а: .с

(Л

5 Е! "го -0,3

го

■ о Ё (_> о

01 н о

-0,2

Q

--♦

8 12 16 20

Время, ч Time, h

Северо-Западный регион РФ RF North-West region Центральный регион РФ RF Central region 3%-ный водный раствор NaCl NaCL 3% water solution

24

Рис. 2. Изменение во времени потенциала коррозии образцов, изготовленных из газопроводных труб, в водных суспензиях грунтов, отобранных в местах разрушения труб по причине коррозионного растрескивания под напряжением

Fig. 2. Corrosion potential time change of prototypes made from gas pipes in aqueous suspensions of soils taken at the site of pipe failure caused by stress corrosion cracking

Классификация грунтов в зависимости от величины рН Soil classification by рН value

Значение рН рН value Тип грунта Type of soil

< 4,5 Сильнокислый High-sour

4,6-5,5 Среднекислый Medium-sour

5,6-6,0 Близкий к нейтральному Close to neutral

6,1-7,5 Нейтральный Neutral

7,6-8,0 Слабощелочной Alkalescent

8,1-8,5 Среднещелочной Medium-alkaline

> 8,5 Сильнощелочной High-alkaline

Измерение величины водородного показателя (рН)

Значение рН определяют в водных суспензиях грунтов с помощью рН-метров или иономеров И-120, И-130, рН-340, рН-673 и др. В таблице представлена классификация грунтов в зависимости от величины рН.

Для проведения измерений используется система со стеклянным и хлорсе-ребряным электродами. Перед снятием показаний прибора в водной суспензии грунта следует провести проверку прибора на стандартных буферных растворах. Рекомендуется применять буферный раствор, значение рН кото-

54

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

-ё -0,6

с

> О

— _6 -5 -4 -3 -2

Lg /, А/см2 (A/cm2)

Рис. 3. Анодные поляризационные кривые в суспензиях грунтов с мест прокладки магистрального газопровода: 1 - грунт с места разрушения труб по причине коррозионного растрескивания под напряжением (Свердловская обл.); 2 - грунт с участка, на котором не происходило разрушение труб по причине коррозионного растрескивания под напряжением после более 30 лет эксплуатации (Московская обл.); 3 - карбонатные грунты (Юг России); 4 - 3%-ный раствор NaCI Fig. 3. Anode polarized curves in slurries of soils from gas main route: 1 - soil from the site of pipe failure caused by stress corrosion cracking (the Sverdlovsk Region); 2 - soil from the site where there was no pipe failure caused by stress corrosion cracking after 30 years of operation (the Moscow Region); 3 - carbonate soils (South of Russia); 4 - NaCI 3% solution

рого находится в том же диапазоне, что и значения рН контролируемых растворов. Перед каждым погружением в контролируемый раствор электрод необходимо тщательно промывать дистиллированной водой. Время установления показаний, как правило, не превышает 1,0-3,0 мин. Для проведения замеров электрод погружают в лабораторный стакан, наполненный водной суспензией грунта в объеме 20-30 см3.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Отбор проб для проведения исследований в лабораторных условиях

Пробы для проведения исследований следует отбирать как на наиболее характерных участках трассы,так и в местах нетипичного для трассы рельефа (вблизи дорог, линий электропередач и т. п.). Интервал взятия проб определяется топографией местности, характером растительности и типом грунтов. Если указанные условия однородны, можно производить отбор проб через 100-1000 м.

С помощью режущего инструмента (лопаты, ножа, пилы, проволочного зонда)

пробы отбирают из породы ненарушенного сложения и отделяют от массива. Общая масса однородного грунта, отобранного из определенного места, должна составлять 3-5 кг. Метод отбора проб грунта с помощью бурения является более простым и доступным и может осуществляться с помощью ручных или механических буров, например бурильной установки на базе автомобиля. Бурение производится в 2-3 м от оси газопровода на глубину его залегания.

Если в месте прокладки трубопровода имеется один тип грунта, пробы берутся с глубины, соответствующей нижней, средней и верхней части трубы. Если же типов грунта два или более, осуществляется забор проб каждого типа. При недостатке времени и средств следует ограничиться отбором проб с глубины, соответствующей нижней части трубы (на 4-6 ч).

При шурфовке отбор проб грунта и грунтового электролита может проводиться как со стороны стенок шурфа, так и с поверхности трубы. Необходимо указать, с какой глубины и на каком расстоянии от стенки трубы были отобраны пробы.

Отбор проб, их хранение и маркировка осуществляются в соответствии с [6] с обязательным указанием названия магистрального газопровода, номера пикета и географических координат.

Химический анализ грунтов

Приготовление проб для проведения химического анализа проводится в несколько этапов:

1) предварительно взвешенные пробы высушенных грунтов заливаются дистиллированной водой;

2) смесь тщательно перемешивают для более полного растворения;

3) не растворившиеся осадки отфильтровываются методом вакуумной фильтрации через ячейку с фильтром «Вла-дипор» под давлением. Такие фильтры предназначены для разделения, концентрирования и очистки компонентов жидких смесей и сточных вод (растворы высокомолекулярных веществ и коллоидные растворы, тонкодисперсные суспензии). Они идеальны для обработки жидких смесей, содержащих частицы и имеющих или приобретающих при переработке высокую вязкость;

4) выполняются все необходимые анализы.

Компоненты грунтов определяются с помощью различных методов анализа. Так, к примеру, содержание мышьяка, свинца и натрия определяется с помощью абсорбционной пламенной фотометрии, тогда как содержание катионов и анионов железа, алюминия, фтора, хлора, сульфатов, нитратов, нитритов, селена, кремниевой кислоты в различных формах - с применением фотоколориметра.

Определение содержания органических веществ

Это исследование проводится с применением метода перманганатной окис-ляемости, основанного на частичном окислении органических веществ перманганатом калия в кислой среде. Окисляемость характеризует общую концентрацию органики в воде, причем природа органических веществ может быть самой разной - от гуминовых кислот почв до сложной органики растений и химических соединений антропогенного происхождения.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2019

55

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Снятие катодных и анодных поляризационных кривых

Снятие поляризационных кривых проводится на цилиндрических образцах в стеклянной 3-электродной электрохимической ячейке от установившихся значений потенциалов коррозии скачками 20 мВ через 3 мин. Рекомендуемый рабочий объем ячейки - 200 мл3. Площадь рабочей поверхности стального образца - 1,5-2,0 см2. Электрод сравнения - ХСЭ. Значение потенциалов пересчитывается на шкалу н. в. э. Вспомогательный электрод - платиновый, с площадью рабочей поверхности 1,0-1,5 см2.

Критерии определения коррозионной активности грунта

Основным критерием является значение углового коэффициента линей-

ного участка анодной поляризационной кривой (ba), превышающее 0,06 В (ba = Acp/Alg i).

На рис. 3 в качестве примера представлены анодные поляризационные кривые, полученные в результате исследования водной суспензии грунта, отобранного непосредственно в месте разрушения металла трубы магистрального газопровода (труба изготовлена по ТУ 14-3-995-81, лист категории прочности Х70 по API 5L зарубежной поставки), проходящего по территории Среднего Урала, на котором произошло несколько отказов по причине коррозионного растрескивания под напряжением (кривая 1), рН = 6,1, а также проб с участков, на которых отказов по причине коррозионного растрескивания под напряжением не наблюдалось (кривые 2, 3), рН = 6,5 и рН = 10,2, соответственно.

Коррозионно-механические испытания

Основной целью проведения коррози-онно-механических испытаний является выбор труб, обладающих повышенной стойкостью к коррозионному растрескиванию под напряжением для регионов, в которых возможны обусловленные этим явлением аварии, а также оценка пластических характеристик металла труб. Подробно методика проведения испытаний описана в работах [7, 8]. В заключение на основании выполненных исследований делается окончательный вывод о том, может ли исследованный грунт вызвать разрушение металла труб по причине коррозионного растрескивания под напряжением на данном участке магистрального газопровода. Полученная информация вносится в общую базу данных [9].

References:

1. Company Standard (STO) Gazprom 2-2.3-231-2008. Regulations for Design, Construction and Operation of Gazprom OJSC Facilities. Rules for Execution of WorkszConnected with Full Repair of the Gazprom OJSC Linear Gas Main Portion. Available from: https://fi1es.stroyinf.ru/ Data1/58/58460/ [Accessed 9th April 2019]. (In Russ.)

2. Lubensky S.A., Petrov N.A. Corrosion Rate Sensor: patent 2085906 RF, applicant and patent holder Gazprom VNIIGAZ LLC; No. 95102277; appl. 13th February 1995; publ. 27th June 1997, Bui. No. 21. (In Russ.)

3. Interstate Standard (GOST) 5272-68. Corrosion of Metals. Terms, Available from: http://docs.cntd.ru/document/1200008724 [Accessed 9th Aprii 2019]. (In Russ.)

4. Book of Destructive Accidents at the Gas Pipeline Facilities of Severgazprom LLC, 1982-2002. Ukhta, 2002, 338 p. (In Russ.)

5. Loubensky S.A. Analysis of Main Causes of Failure of Large Diameter Gas Pipelines in Northwest Russia. Problemy analiza riska = Issues of Risk Analysis. 2011;8(5):66-75. (In Russ.)

6. State Standard of the USSR (GOST) 12071-84. Soils. Sampling, Packing, Transportation and Keeping of Samples. Available from: http://docs. cntd.ru/document/901700284 [Accessed 9th April 2019]. (In Russ.)

7. Lubensky S.A., Jafarov K.I. Selection of the Methods of Electrochemical and Corrosive-Mechanical Tests of Pipes Metal, Suggested for Use in Aggressive Natural Environments. Neftepromyslovoe delo = Oilfield Engineering. 2018;1:49-52. (In Russ.)

8. NACE TM-0198-98. Slow Strain Rate Test Method for Screening Corrosion-Resistant Alloys (CRAS) for Stress Corrosion Cracking in Sour Oil Field Service. NACE, 1998, 16 p.

9. Lubensky S.A. Analytic Models for Pipe Corrosion Diagnostics of Gas Mains. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry. 2011. Appendix "Operating conditions diagnosis for gas main linear sections". P. 41-44. (In Russ.)

Литература:

1. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Стандарт организации. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [Электронный источник]. Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Data1/58/58460/ (дата обращения: 09.04.2019).

2. Датчик скорости коррозии: Пат. 2085906 РФ, МПК 6G01N17/04 / С.А. Лубенский, Н.А. Петров; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром ВНИИГАЗ»; № 95102277; заявл.13.02.1995; опубл. 27.06.1997 Бюл. № 21.

3. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200008724 (дата обращения: 09.04.2019).

4. Альбом аварийных разрушений на объектах газопроводов ООО «Севергазпром» 1982-2002 гг. Ухта, 2002. 338 с.

5. Лубенский С.А. Анализ основных причин разрушения магистральных газопроводов большого диаметра в Северо-Западном регионе России // Проблемы анализа риска. 2011. Т. 8. № 5. С. 66-75.

6. ГОСТ 12071-84. Грунты. Отбор, упаковка, транспортирование и хранение образцов [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/ document/901700284 (дата обращения: 09.04.2019).

7. Лубенский С.А., Джафаров К.И. Выбор методов электрохимических и коррозионно-механических испытаний металла труб, предлагаемых к использованию в агрессивных природных средах // Нефтепромысловое дело. 2018. № 1. С. 49-52.

8. NACE TM-0198-98. Slow Strain Rate Test Method for Screening Corrosion-Resistant Alloys (CRAS) for Stress Corrosion Cracking in Sour Oil Field Service. NACE, 1998, 16 p.

9. Лубенский С.А. Информационно-аналитические модели для прогнозирования процессов коррозии труб магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2011. Приложение «Диагностирование технического состояния линейной части магистральных газопроводов. С. 41-44.

56

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ