État corrosif. Examen complet de l’état de corrosion et des modes de protection électrochimique des principaux gazoducs et oléoducs existants

480 roubles. | 150 UAH | 7,5 $", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Mémoire - 480 RUR, livraison 10 minutes, 24 heures sur 24, sept jours sur sept et jours fériés

Askarov allemand Robertovitch. Évaluation de l'influence de conditions de température instables sur l'état de corrosion des gazoducs de grand diamètre : mémoire... Candidat en sciences techniques : 25.00.19 / Askarov German Robertovich ; [Lieu de soutenance : Université technique du pétrole d'État d'Oufa]. - Oufa , 2014. - 146 p.

Introduction

1. Idées modernes sur l'effet de la température sur l'état de corrosion d'un gazoduc 8

1.1 une brève description de processus de corrosion dans le transport par pipeline 8

1.1.1 Défauts de corrosion typiques sur un tube en acier 10

1.2 Violation des propriétés protectrices du revêtement isolant 11

1.3 Agressivité corrosive des sols 15

1.4 Raisons de la formation d'éléments corrosifs sur la surface extérieure du gazoduc 19

1.4.1 Conditions de formation d'éléments de macrocorrosion sur la surface extérieure du gazoduc 19

1.4.2 Modification de la résistance électrique du sol adjacent au pipeline lorsque l'humidité se déplace dans la couche de sol corrosive 23

1.5 L'influence de la température et des fluctuations de température sur l'état de corrosion du gazoduc 31

1.6 Diagnostic des gazoducs à l'aide d'outils intégrés. 32

1.7 Modèles de prévision des processus de corrosion 34 Conclusions du chapitre 1 40

2. Évaluation de l'effet pulsé de l'humidité et de la température sur l'activité corrosive des sols entourant le gazoduc 42

2.1 Modélisation physique et sélection des paramètres de contrôle. 42

2.2 Brève description montage expérimental. 45

2.3 Résultats expérimentaux et effet de l'augmentation de l'activité de corrosion du sol sous exposition à des températures pulsées 48

2.4 Etude de l'influence de la fréquence des fluctuations de température et des paramètres thermiques sur l'activité corrosive des sols 58

2.5 Dépendance du taux de corrosion sur la température moyenne avec transfert de chaleur instable 67

Conclusions du chapitre 2 70

3. Prévision état corrosif gazoduc basé sur des données de détection de défauts dans le tuyau 71

3.1 Critères d'évaluation du risque de corrosion. 71

3.2 Analyse de l'état de corrosion d'un tronçon de gazoduc basée sur les données de détection de défauts en ligne 74

3.2.1 Caractéristiques du tronçon de gazoduc 74

3.2.2 Analyse des résultats du VTD. 75

3.3 Formation et taux de développement de foyers de corrosion sur les canalisations avec film isolant. 80

3.4 Prédiction de la corrosion des défauts dans les canalisations de grand diamètre. 85

Conclusions du chapitre.3. 100

4. Développement d'une méthode de classement des tronçons de gazoduc selon le degré de danger pour leur retrait pour réparation 102

4.1. Méthodologie de classement des tronçons de gazoduc par degré de danger 101

4.1.1 VTD des gazoducs lors du classement par degré de danger 101

4.1.2 Clarification des indicateurs intégraux pour déterminer les sections de gazoducs à retirer pour réparation. 103

4.2 Diagnostic complet du revêtement isolant et des moyens ECP 104

4.2.1 Facteurs de risque de dommages causés par la corrosion aux pipelines. 105

4.2.2 Exemple de calcul d'un indicateur complexe d'activité de corrosion 106

4.3 Prise en compte des fluctuations de température sur les gazoducs de grand diamètre 107

4.4 Indicateur intégral total. 109

4.4.1 Exemple de calcul de l'indicateur intégral total. 110

4.5 Efficacité du développement 113

Conclusions du chapitre 4. 115

Littérature 117

Introduction au travail

Pertinence du travail

La longueur totale des gazoducs souterrains exploités dans le système Gazprom OJSC est d'environ 164 700 km. Le principal matériau structurel pour la construction des gazoducs est actuellement l'acier, qui présente de bonnes propriétés de résistance, mais une faible résistance à la corrosion dans des conditions environnement– le sol qui, en présence d’humidité dans les pores, constitue un milieu corrosif.

Après 30 ans ou plus d'exploitation des principaux gazoducs, le revêtement isolant vieillit et cesse de remplir des fonctions de protection, ce qui aggrave considérablement l'état corrosif des gazoducs souterrains.

Pour déterminer l'état de corrosion des principaux gazoducs, la détection des défauts en ligne (IPT) est actuellement utilisée, qui détermine avec précision l'emplacement et la nature des dommages causés par la corrosion, ce qui permet de surveiller et de prédire leur formation et leur développement.

La présence d'eau souterraine (électrolyte du sol) joue un rôle important dans le développement des processus de corrosion, et il convient de noter que le taux de corrosion augmente davantage non pas dans un sol constamment arrosé ou sec, mais dans un sol avec une humidité périodique.

Des études antérieures ont établi un lien entre les changements pulsés de température du gazoduc et les fluctuations d’humidité dans la couche de sol corrosive. Cependant, les paramètres quantitatifs des effets de la température pulsée sur l’activation des processus de corrosion n’ont pas été déterminés.

L'étude de l'agressivité corrosive des sols le long des tronçons des principaux gazoducs sous influence thermique pulsée et la prévision de l'état de corrosion des gazoducs sont pertinentes pour l'industrie du transport de gaz.

But du travail

Développement et amélioration de méthodes pour déterminer l'état de corrosion des sections des principaux gazoducs afin de les retirer en temps opportun pour réparation.

Objectifs principaux:

1 Détermination des changements dans la résistivité électrique du sol autour du gazoduc principal et analyse des caractéristiques des processus de corrosion dans le transport par pipeline.

2 Etude en conditions de laboratoire de l'influence des effets thermiques pulsés du gaz pompé et de l'humidité sur l'activité corrosive du sol entourant le gazoduc souterrain.

3 Etude de la formation et du développement de défauts de corrosion sur le gazoduc principal et prévision de son état de corrosion sur la base des données de détection de défauts dans la conduite.

4 Développement d'une méthodologie de classement des sections des principaux gazoducs sur la base de la prévision de leur état de corrosion pour leur retrait pour réparation.

Nouveauté scientifique

1 L'évolution de la résistivité électrique du sol a été déterminée et tracée en fonction de l'humidité le long du périmètre d'un gazoduc souterrain de grand diamètre.

2 Le fait de l'activation des processus de corrosion avec un changement pulsé de la température du gaz pompé par rapport à une influence stable de la température a été prouvé expérimentalement, et la plage de température dans laquelle le taux de corrosion maximal se développe sous l'influence instable (impulsionnelle) de la température a été déterminé.

3Défini dépendance fonctionnelle prédire la formation et le développement de défauts de corrosion sur les principaux gazoducs.

Valeur pratique du travail

Sur la base des recherches menées, une norme d'entreprise RD 3-M-00154358-39-821-08 « Méthodologie de classement des gazoducs de Gazprom Transgaz Ufa LLC sur la base des résultats de la détection des défauts dans les canalisations pour leur retrait pour réparation » a été élaborée. , selon lequel le classement des sections des principaux gazoducs entre les unités de vannes est effectué afin de déterminer la séquence de leur retrait pour réparation.

Méthodes de recherche

Les problèmes posés dans les travaux ont été résolus à l'aide de la théorie de la similarité en modélisant les conditions de transfert de chaleur et de masse d'un gazoduc souterrain avec le sol environnant.

Les résultats du travail de diagnostic ont été traités selon la méthode des moindres carrés avec analyse de corrélation. Les calculs ont été effectués à l'aide du progiciel StatGrapfics Plus 5.1.

Soumis à la défense:

Résultats des études sur l'évolution de la résistivité électrique du sol en fonction de l'humidité le long du périmètre du gazoduc principal ;

Résultats d'études en laboratoire sur les effets thermiques pulsés sur l'activation des processus de corrosion sur un pipeline en acier ;

Une méthode de classement des sections des principaux gazoducs en vue de leur retrait pour réparation.

Publications

Les principaux résultats des travaux de thèse ont été publiés dans 30 articles scientifiques, dont quatre articles ont été publiés dans des revues scientifiques de premier plan à comité de lecture recommandées par la Commission supérieure d'attestation du ministère de l'Éducation et des Sciences de la Fédération de Russie.

Structure et étendue du travail

Conditions de formation d'éléments de macrocorrosion sur la surface extérieure du gazoduc

La destruction corrosive du métal se produit sur la surface extérieure du gazoduc aux endroits où le revêtement isolant est endommagé, malgré la présence d'une protection cathodique du gazoduc. Ces phénomènes sont souvent observés dans les premières sections des gazoducs (10 à 20 km après la sortie de la station de compression), avec un terrain accidenté, limité aux ravins, aux ravins et aux endroits périodiquement humides.

L'analyse et la synthèse de nombreux matériaux montrent que l'activation des processus de corrosion est influencée par le comportement des eaux souterraines sous l'influence thermique d'un gazoduc, qui augmente avec l'influence combinée (ou coïncidence) d'au moins trois facteurs :

Changements d'impulsion de la température du gazoduc ;

Violations du revêtement isolant du gazoduc ;

Grand diamètre de canalisation.

1. La différence fondamentale entre le tronçon initial et le tronçon final (en l'absence ou en cas de stabilité de l'extraction de gaz le long du tracé) est que c'est dans le tronçon initial du gazoduc que les fluctuations ou les changements pulsés de la température du gaz se font le plus sentir. . Ces fluctuations se produisent à la fois en raison d'une consommation inégale de gaz et de l'imperfection du système de refroidissement par air du gaz fourni au gazoduc. Lors de l'utilisation de dispositifs de refroidissement par air, les fluctuations météorologiques de la température de l'air provoquent des fluctuations similaires de la température du gaz et sont transmises directement à travers un guide d'ondes jusqu'à la section initiale du gazoduc (ce phénomène est particulièrement évident dans les 20 à 30 premiers kilomètres du gazoduc). pipeline).

Dans les expériences d'Ismagilov I.G. Il a été enregistré qu'une onde de température de 5 0C, créée artificiellement en coupant le gaz du refroidisseur d'air du Polyanskaya CS, est passée à la station CS suivante de Moskovo avec une diminution d'amplitude à 2 0C. Sur les oléoducs, où les vitesses d'écoulement sont d'un ordre de grandeur inférieures, en raison de l'inertie du produit pompé, ce phénomène n'est pas observé.

2. Si le revêtement isolant est endommagé, des éléments de macrocorrosion se forment sur la surface extérieure du pipeline. En règle générale, cela se produit dans les zones présentant un changement brutal des paramètres environnementaux : résistance ohmique des sols et environnements corrosifs (Figure 1.3 et Figure 1.4).

3. Effet « grand diamètre ». Les paramètres géométriques du pipeline chaud sont tels que la température et l'humidité du sol, et donc d'autres caractéristiques : résistance ohmique du sol, propriétés des électrolytes du sol, potentiels de polarisation, etc., changent le long du périmètre. L'humidité sur le périmètre varie de 0,3% à 40% jusqu'à saturation complète. La résistance spécifique du sol change de 10 à 100 fois.

Figure 1.4 – Modèle d'éléments de macrocorrosion Des recherches ont montré que la température du gaz pompé affecte la polarisation cathodique de l'acier des tuyaux dans les solutions carbonatées. La dépendance des potentiels du courant anodique maximum sur la température est linéaire. Une augmentation de la température entraîne une augmentation du courant de dissolution et déplace la plage de potentiel du courant anodique vers la région négative. Une augmentation de la température entraîne non seulement une modification de la vitesse des processus électrochimiques, mais modifie également les valeurs de pH de la solution.

Avec l'augmentation de la température de la solution carbonatée, le potentiel du courant anodique maximum associé à la formation d'oxyde, avec une augmentation de la température de 10 C, se déplace vers valeurs négatives potentiel à 25 mV. En raison de l'hétérogénéité du sol, des changements d'humidité et d'aération, du compactage inégal, de la gleyification et d'autres effets, ainsi que des défauts du métal lui-même, un grand nombre d'éléments macrocorrosifs apparaissent. Dans ce cas, les zones anodiques, qui ont un potentiel plus positif, sont plus susceptibles d'être détruites par corrosion que celles cathodiques, ce qui est facilité par l'effet thermique pulsé du gazoduc sur les processus de migration dans l'électrolyte du sol.

Les processus oscillatoires de température et d'humidité dans le sol provoquent une corrosion générale. Les éléments de macrocorrosion localisés en surface se développent selon le scénario SCC ou sous forme de foyers de corrosion par piqûres. Le point commun du processus électrochimique conduisant à la formation de piqûres et de fissures de corrosion est indiqué dans.

Ce sont des processus thermodynamiques hors équilibre qui se produisent plus intensément et avec l'effet maximum de manifestation des principales caractéristiques. Lorsqu’un effet de température pulsée est appliqué au sol, de manière presque synchrone, les paramètres qui déterminent sa corrosivité changent. Étant donné que ce processus se produit tout au long de l'exploitation du gazoduc sous la forte influence de paramètres dominants, l'emplacement du macroélément devient bien défini, fixe par rapport à des repères géométriques.

Comme le montre le mouvement oscillatoire continu de l'humidité du sol, qui peut être expliqué en termes de mécanisme de mouvement du film thermocapillaire, se produit tout au long de l'exploitation du gazoduc.

Ainsi, même en présence d'une protection cathodique du gazoduc, aux endroits où le revêtement isolant d'un gazoduc de grand diamètre est endommagé, en raison de la répartition inégale de l'humidité du sol le long du périmètre du tuyau, des éléments macrocorrosifs apparaissent inévitablement, provoquant corrosion du sol du métal du tuyau.

L'une des conditions importantes pour l'apparition de processus de corrosion est la présence d'ions dissociés dans l'électrolyte du sol.

Un facteur jusqu'alors non pris en compte qui détermine l'apparition de processus hors équilibre est l'effet pulsé de la température du gaz sur la paroi du pipeline et le changement pulsé de l'humidité du sol adjacent au pipeline.

Résultats expérimentaux et effet de l'augmentation de l'activité de corrosion du sol sous l'influence de la température pulsée

Graphique de la courbe cinétique de l'activité des processus de corrosion au fil du temps. À partir des représentations physiques du procédé (Figure 1.9) et en utilisant les lois de la courbe cinétique, extrapoler les résultats de la détection de défauts en ligne en fonction des défauts maximaux et moyens identifiés au cours des différentes périodes de fonctionnement. Mais il est peu probable que cela permette de prédire la dynamique de croissance quantitative des défauts de corrosion.

Les modèles présentés décrivent les processus de corrosion dans des situations spécifiques, sous réserve de certaines conditions, environnement chimique, température, aciers de différentes nuances, pression, etc. Les modèles qui décrivent les processus de corrosion de systèmes similaires (canalisations principales) dotés d'un revêtement isolant, fonctionnant dans des conditions similaires à celles des gazoducs et enregistrant les résultats également sur la base de diagnostics en ligne sont particulièrement intéressants. Par exemple, dans la méthodologie de réalisation d'analyse factorielle sur les principaux oléoducs, quels que soient le diamètre et le type de revêtement isolant, les auteurs proposent un modèle : où L est le coefficient d'atténuation du processus de corrosion ; H – profondeur des dommages causés par la corrosion, mm ; Mais – épaisseur de paroi du tuyau, mm ; t – durée de fonctionnement, année.

D'après la formule 1.6 ci-dessus, il est clair que les auteurs ont accepté l'affirmation selon laquelle au début de l'exploitation du pipeline, la corrosion connaît la croissance la plus intense, puis s'estompe en raison de la passivation. La dérivation et la justification de la formule (1.6) sont données dans l'ouvrage.

L'affirmation selon laquelle les processus de corrosion commencent dès le début de l'exploitation du pipeline est assez controversée, car Le nouveau revêtement isolant offre une protection beaucoup plus fiable qu'au fil du temps, lorsque l'isolation vieillit et perd ses propriétés protectrices.

Malgré l'abondance des recherches, aucun des modèles proposés pour prédire les processus de corrosion ne permet de prendre pleinement en compte l'effet de la température sur la vitesse de corrosion, car ne tenez pas compte de son changement d'impulsion pendant le fonctionnement.

Cette affirmation nous permet de formuler l'objectif de la recherche : prouver expérimentalement que le régime de température instable du gazoduc est à l'origine de l'activation des processus de corrosion sur la surface extérieure du gazoduc.

1. Une analyse des sources littéraires a été réalisée afin de révéler l'influence de la température du gaz sur l'état de corrosion du gazoduc :

1.1. Les caractéristiques des processus de corrosion dans le transport par pipeline sont prises en compte ;

1.2. Le rôle de l'activité de corrosion du sol lorsque le revêtement isolant perd ses propriétés protectrices a été déterminé. 1.3. La faisabilité technique de la détection des défauts en ligne pour évaluer la défectuosité des pipelines a été étudiée.

1.4. Des modèles d'autres chercheurs pour prédire les processus de corrosion sont pris en compte.

2. Les raisons de la formation d'éléments de macrocorrosion sur la surface extérieure du pipeline ont été étudiées.

3. Il a été prouvé que lorsque l'humidité se déplace dans une couche de sol corrosive, la résistance électrique du sol adjacent au pipeline change.

Analyse de l'état de corrosion d'une section de gazoduc basée sur des données de détection de défauts dans la conduite

Le fait que l'humidification périodique du sol accélère les processus de corrosion est indiqué par la pratique de l'exploitation des gazoducs.

Étudiant ce phénomène, Ismagilov I.G. a prouvé qu'un gazoduc de grand diamètre est une puissante source de chaleur qui a un effet pulsé de température sur le sol et provoque des mouvements oscillatoires d'humidité dans la couche de sol corrosivement active.

Cependant, son hypothèse selon laquelle les effets de température pulsée augmentent l’activité de corrosion de la couche de sol adjacente au pipeline doit être confirmée expérimentalement.

Par conséquent, le but de l’étude est de mettre en place une expérience pour étudier et évaluer l’activité de corrosion des sols sous des effets de température pulsée.

Les problèmes liés à l'étude des processus de corrosion sont généralement résolus expérimentalement. Exister diverses méthodesévaluation de l’influence de la corrosion, y compris des essais de corrosion accélérés.

Ainsi, il est nécessaire de simuler les conditions d'échange de chaleur et de masse avec le sol environnant, caractéristiques d'un tronçon de gazoduc traversant un ravin, au fond duquel coule un ruisseau, et de déterminer dans quelle mesure l'activité corrosive du le sol change sous l’influence pulsée de la température et de l’humidité.

Il est possible d'étudier avec la plus grande précision l'effet de chaque facteur (température d'impulsion et humidité) dans des conditions de laboratoire, où les paramètres du processus de corrosion sont fixés et contrôlés avec une grande précision. Le régime de température pulsée d'un gazoduc lors d'un échange thermique quasi stationnaire a été modélisé pour les gazoducs traversant le territoire du Bachkortostan et des régions similaires. Selon la théorie de la similarité, si les nombres de similarité caractérisant le processus de transfert de chaleur sont égaux, sous réserve de similarité géométrique, les processus de transfert de chaleur peuvent être considérés comme similaires.

Le sol utilisé dans l'expérience a été prélevé sur le tracé du gazoduc Ourengoï - Petrovsk, tronçon Polyana - Moskovo, aux positions 3 heures, 12 heures et 6 heures le long du périmètre du gazoduc. Les propriétés thermophysiques du sol utilisées dans les études en laboratoire sont les mêmes que celles in situ, car des échantillons de sol ont été prélevés sur une section corrosive d’un gazoduc en exploitation. Pour des sols identiques, l'égalité des nombres de Lykov Lu et Kovner Kv pour la nature et le modèle était automatiquement réalisée :

Si l'égalité des pressions de température, l'identité des sols et le même niveau d'humidité étaient observées, l'égalité des nombres Kossovich Ko et Postnov Pn était remplie.

Ainsi, la tâche de modélisation des conditions de transfert de chaleur et de masse, dans ce cas, a été réduite à une telle sélection de paramètres d'installation qui garantissaient l'égalité des nombres de Fourier Fo et Kirpichev Ki pour le réel et le modèle.

Si les nombres de Fourier Fo = ax/R correspondent à la période annuelle d'exploitation d'une canalisation d'un diamètre de 1,42 m, et que les coefficients de diffusivité thermique a = a sont égaux, d'après (2.5) on obtient pour le modèle :

Ainsi, avec un diamètre de tube d'essai de 20 mm, la période annuelle à l'installation devrait « s'écouler » en 1,7 heure.

Les conditions de transfert de chaleur ont été modélisées à l'aide du critère de Kirpichev

Avec la profondeur du gazoduc jusqu'à l'axe du tuyau H0 = 1,7 m et H0/Rtr = 2,36 (profondeur relative du gazoduc dans le tronçon Polyana - Moskovo), sur la base de l'égalité (2,6), on obtient pour le modèle :

Pour modéliser un « flux », il est nécessaire de maintenir l’égalité des nombres de Reynolds pour le monde réel et le modèle :

Puisque le liquide est le même, l'eau, d'après (2.12) et compte tenu de la similarité géométrique, on obtient l'égalité :

Les calculs correspondants tenant compte de (2.13) montrent que l'alimentation en eau simulant un cours d'eau dans cette installation doit être goutte à goutte.

Étant donné qu'au cours de l'expérience, il est nécessaire de modifier la température de la paroi du tuyau dans les limites de son changement réel de 30...40C, et de la réguler en maintenant un mode impulsionnel, la température ttr de la surface extérieure du tube en acier - l'échantillon St. a été choisi comme paramètre de contrôle. 3.

Pour déterminer la corrosivité relative du sol sous l'influence de la température pulsée, par rapport à l'influence de la température stable, une méthode d'essai accélérée a été choisie, sur la base de laquelle la corrosivité du sol est déterminée par la perte de poids des échantillons d'acier.

Clarification des indicateurs intégraux pour déterminer les sections de gazoduc à retirer pour réparation

Afin d'analyser l'état de corrosion et d'étudier la dynamique de croissance des défauts de corrosion sur un gazoduc principal existant d'un diamètre de 1420 mm, les résultats des diagnostics de son état technique ont été pris en compte. L'un des domaines clés du diagnostic est le VTD, qui constitue actuellement la méthode la plus efficace et la plus informative pour diagnostiquer les principaux gazoducs.

Le tableau 3.1 fournit des critères généraux pour identifier les sections des principaux gazoducs présentant un risque de corrosion élevé, accru et modéré, en fonction de la profondeur de la corrosion. Selon les zones à risque élevé de corrosion (HCH), sont incluses les zones avec un taux de corrosion supérieur à 0,3 mm/an et une profondeur supérieure à 15 % de l'épaisseur de la paroi du tuyau.

Des critères d'évaluation de la profondeur des dommages causés par la corrosion (en pourcentage de l'épaisseur de paroi) sont appliqués aux canalisations dont la durée de vie approche 30 % de la durée de vie d'amortissement (11 ans ou plus).

Une condition nécessaire et suffisante pour classer n'importe quelle section de gazoducs principaux dans l'un des trois degrés de risque de corrosion est le respect d'au moins un des trois critères spécifiés.

Selon les zones à risque accru de corrosion, il existe des sections de canalisations principales d'un diamètre supérieur à 1 000 mm sur lesquelles un revêtement protecteur de type renforcé doit être utilisé.

Sur la base des résultats du passage des projectiles détecteurs de défauts, l'indicateur intégral de l'état de corrosion des sections des principaux gazoducs est évalué par la densité des défauts de corrosion skd.

L'indicateur intégral de la densité des défauts de corrosion ne prend pas en compte l'irrégularité de leur répartition le long du gazoduc et ne peut être utilisé que pour une évaluation préliminaire de l'état de corrosion des principaux gazoducs avec l'indication obligatoire du total longueur des tronçons (en km) pour lesquels il est calculé.

Par conséquent, après avoir déterminé l'indicateur intégral de l'état de corrosion du gazoduc principal, une analyse différenciée des sections du gazoduc principal est effectuée en fonction de la profondeur et de l'intensité des dommages causés par la corrosion :

La nature de la répartition des défauts de corrosion le long du gazoduc est évaluée ;

Les zones de VKO et PKO (risque de corrosion) sont distinguées ;

Des indicateurs de l'intensité des dommages causés par la corrosion au sein des sections VKO et PKO sont déterminés ;

Pour toute la section contrôlée du gazoduc (de la chambre de lancement à la chambre de réception du projectile détecteur de défauts), le coefficient d'irrégularité de la densité des dommages par corrosion bn est calculé, qui est égal à

le rapport entre la longueur totale des sections non endommagées par la corrosion et la longueur totale des sections présentant des dommages (cavités et fissures) enregistrées par un détecteur de défauts en ligne :

Le degré de risque de corrosion (couverture) est reflété plus précisément par le coefficient de défectuosité des canalisations Kd.

Les dimensions des canalisations étant connues, les paramètres linéaires des sections défectueuses sont également déterminés. S'il existe un nombre connu de canalisations défectueuses, il devient possible de planifier leur remplacement lors d'une grande refonte (réisolation) du chantier. Dans le transport par oléoduc, par exemple, dans JSC "TRANSNEFT" pour déterminer l'état de corrosion des sections de pipeline, ils utilisent la "Méthodologie pour effectuer une analyse factorielle des dommages dus à la corrosion principaux oléoducs selon des diagnostics en ligne et l'élaboration de recommandations pour sa prévention », qui repose également sur la fourniture de modifications du taux de développement des dommages dus à la corrosion au fil du temps. L'analyse factorielle est basée sur la méthode de division du système d'oléoduc principal en sections (clusters), pour lesquelles les principaux facteurs déterminant le développement des dommages dus à la corrosion restent constants, et la cinétique du développement des dommages dus à la corrosion au fil du temps est décrite par régression. équations - dépendances caractéristiques. Sur la base des dépendances caractéristiques obtenues, la profondeur des dommages causés par la corrosion est prédite pour le cas d'une inspection unique et répétée d'une section de pipeline avec des instruments en ligne.

Pour analyser l'état de corrosion, les sections parallèles (1843 – 1914 km) des gazoducs Ourengoï-Petrovsk et Ourengoï-Novopskov, situées à la sortie du Polyanskaya CS, la « section chaude », soumises à des effets de corrosion actifs et à long terme , ont été considerés.

Il s'agit de la zone potentiellement la plus dangereuse à l'échelle de Gazprom Transgaz Ufa LLC, où de 1998 à 2003, 6 accidents se sont produits sur le site en raison du SCC (5 accidents sur le gazoduc Ourengoï-Petrovsk, 1 accident sur le gazoduc Ourengoï-Novopskov ). Après quatre accidents en 1998, une inspection a été effectuée dans les longues fosses de douze tronçons du gazoduc Ourengoï-Petrovsk (1 844-1 857 km), situés dans des ravins et des ravins. L'examen a révélé 744 lésions de CC, dont celles allant jusqu'à 7,5 mm de profondeur. Afin d'éliminer les sources de FCS, 700 m de canalisations ont été remplacées. Des travaux similaires ont été réalisés en 2000 sur le gazoduc Ourengoï-Novopskov et 204 centres de SCC ont été identifiés.

Les zones présentant des défauts de corrosion sous contrainte ne sont pas classées dans la littérature réglementaire selon les critères d'une catégorie élevée ou accrue de risque de corrosion. Mais, compte tenu de ce qui précède, la section du corridor du gazoduc de 1 843 à 1 914 km en termes de composition du sol peut être classée comme corrosive.

Malgré les mesures prises en 2003 sur le gazoduc Ourengoï-Petrovsk, dans le tronçon considéré, 2 autres accidents se sont produits dus au SCC. Depuis 2003, le diagnostic de l'état technique dans l'industrie du transport de gaz a commencé à être réalisé à l'aide de projectiles de nouvelle génération de NPO Spetsneftegaz, qui, lors de la première détection de défauts en ligne, ont révélé 22 zones présentant des défauts SCC, tandis que la profondeur maximale de les fissures individuelles atteignaient la moitié de l'épaisseur de la paroi du tuyau. Selon les « Règles d'exploitation des gazoducs principaux », il est recommandé d'effectuer la détection des défauts dans les conduites en moyenne une fois tous les 5 ans. Cependant, étant donné circonstances spéciales(accidents dus au SCC, un nombre important de zones identifiées avec des défauts SCC), Gazprom Transgaz Ufa LLC afin de surveiller et de prévenir le développement de défauts de corrosion sous contrainte, sur une courte période depuis 2003. en 2005, a réalisé le deuxième passage d'un détecteur de défauts en ligne.

B. DANS. Kochkine, DANS. N. Chtcherbakov, DANS. YU. Vassiliev, GOUVPO "Moscou État Institut de l'acier Et Alliages (technologique université) » ,

Entreprise unitaire d'État "Mosgorteplo"

Les méthodes électrochimiques d'évaluation, de surveillance, de diagnostic, de prévision du comportement de la corrosion et de détermination des taux de corrosion, bien développées en termes théoriques depuis assez longtemps et largement utilisées en laboratoire, ont commencé à être utilisées pour évaluer l'état de corrosion dans des conditions opérationnelles. seulement au cours des 5 à 10 dernières années.

Une caractéristique distinctive des méthodes d'évaluation électrochimique est la capacité de déterminer l'état de corrosion (y compris en continu) en temps réel avec la réponse simultanée du matériau et de l'environnement corrosif.

Les méthodes les plus largement utilisées pour évaluer l'état de corrosion dans les conditions de fonctionnement sont les méthodes de résistance de polarisation (galvano- et potentiostatique), résistométrique et d'impédance. Les deux premiers ont reçu une application pratique. La méthode de mesure galvanostatique est utilisée dans les instruments portables portables, tandis que la méthode potentiostatique est principalement utilisée dans les études en laboratoire en raison d'un équipement plus complexe et plus coûteux.

La méthode de résistance de polarisation est basée sur la mesure du taux de corrosion en déterminant le courant de corrosion.

Les instruments étrangers existants pour mesurer les taux de corrosion sont basés principalement sur le principe de la résistance de polarisation et ne peuvent déterminer le taux de corrosion avec un degré de précision suffisant que dans des conditions d'immersion complète de l'objet mesuré dans un environnement corrosif, c'est-à-dire l'activité corrosive de l'environnement est pratiquement déterminée. Ce schéma de mesure est mis en œuvre dans des instruments étrangers pour évaluer les taux de corrosion (instruments d'ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna, etc.). Les appareils sont assez chers et inadaptés aux conditions russes. Les compteurs de corrosion domestiques déterminent l'agressivité de l'environnement quels que soient les aciers à partir desquels les pipelines sont fabriqués et ne peuvent donc pas déterminer la résistance à la corrosion des pipelines dans les conditions d'exploitation.

À cet égard, MISiS a développé un compteur de corrosion conçu pour déterminer les taux de corrosion des canalisations des réseaux de chaleur fabriquées à partir d'aciers réellement utilisés.

Le mesureur de corrosion de petite taille « KM-MISiS » (Fig. 1) a été développé sur une base d'éléments moderne basée sur un microvoltmètre numérique de précision à résistance nulle. Le compteur de corrosion est conçu pour mesurer le taux de corrosion en utilisant la méthode de résistance de polarisation avec compensation IR sans courant. L'appareil dispose d'une interface de commande simple et intuitive et d'une entrée/sortie d'informations sur un écran à cristaux liquides.

Le programme de mesure de la corrosion offre la possibilité de saisir des paramètres qui vous permettent d'évaluer le taux de corrosion de différentes nuances d'acier et de définir le zéro. Ces paramètres sont définis lors de la fabrication et de l'étalonnage du compteur de corrosion. Le compteur de corrosion affiche à la fois la valeur mesurée du taux de corrosion et les valeurs actuelles de la différence de potentiel « E 2 - E1» pour contrôler les paramètres.

Les principaux paramètres du compteur de corrosion sont conformes au système unifié de protection contre la corrosion et le vieillissement (USZKS).

Le compteur de corrosion KM-MISiS est conçu pour déterminer le taux de corrosion par la méthode de résistance de polarisation dans des milieux électrolytiquement conducteurs et peut être utilisé pour déterminer le taux de corrosion des pièces et équipements métalliques dans le secteur de l'énergie, des industries chimiques et pétrochimiques, de la construction, de l'ingénierie mécanique. , la protection de l'environnement et pour les besoins éducatifs.

Expérienceopération

Le compteur de corrosion a passé avec succès des tests pilotes dans les conditions de fonctionnement des réseaux de chaleur à Moscou.

Des tests sur Leninsky Prospekt ont été réalisés en août - novembre 2003 sur les premier et deuxième circuits des réseaux de chaleur (abonné 86/80). Dans cette section, des buses ont été soudées dans les premier et deuxième circuits des canalisations du réseau de chaleur, dans lesquelles des capteurs (électrodes de travail) ont été installés et des mesures quotidiennes du taux de corrosion et des paramètres électrochimiques ont été effectuées à l'aide d'un prototype de compteur de corrosion. Des mesures ont été effectuées à l'intérieur des canalisations avec enregistrement des paramètres du liquide de refroidissement. Les principaux paramètres du liquide de refroidissement sont donnés dans le tableau 1.

Pour des mesures de différentes durées de 5 à 45 minutes. a enregistré les principaux paramètres de l'état de corrosion des canalisations du réseau de chaleur lors d'essais de longue durée. Les résultats des mesures sont présentés sur la Fig. 2 et 3. Comme il ressort des résultats des tests, les valeurs initiales du taux de corrosion sont bien corrélées aux tests à long terme, tant lors des tests dans le premier que dans le deuxième circuit. vitesse moyenne la corrosion pour le premier circuit est d'environ 0,025 à 0,05 mm/an, pour le deuxième circuit d'environ 0,25 à 0,35 mm/an. Les résultats obtenus confirment les données expérimentales et littéraires existantes sur la résistance à la corrosion des canalisations des réseaux de chaleur en aciers au carbone et faiblement alliés. Plus valeurs exactes peut être obtenu en spécifiant les qualités d’acier des pipelines utilisés. Un examen de l'état de corrosion des réseaux de chaleur a été réalisé sur le tronçon de l'autoroute Entuziastov - rue Sayanskaya. Des sections de la conduite de chauffage dans cette zone (n° 2208/01 - 2208/03) tombent souvent en panne, les canalisations dans cette zone
Les cheminées ont été posées entre 1999 et 2001. Le réseau de chauffage se compose d'un filetage avant et arrière. La température de la conduite directe du réseau de chauffage est d'environ 80 à 120 °C à une pression de 6 atm, celle de retour est d'environ 30 à 60 °C. Au printemps et à l'automne, les conduites de chauffage sont souvent inondées par les eaux souterraines (près des étangs Terletsky) et/ou par les eaux usées. La nature de l'installation principale de chauffage dans cette zone est un canal, dans des gouttières en béton avec couvercle, et la profondeur d'installation est d'environ 1,5 à 2 m. Les premières fuites dans la conduite de chauffage ont été constatées au printemps 2003, elles ont échoué et ont été remplacé en août - septembre 2003. Lors de l'inspection, le canal principal de chauffage a été inondé sur environ 1/3 à 2/3 du diamètre du tuyau avec de l'eau souterraine ou du ruissellement. Les conduites principales de chauffage étaient isolées avec de la fibre de verre.

Terrain n° 2208/01 - 22008/02. La conduite de chauffage a été posée en 1999, les tuyaux sont soudés, soudés longitudinalement, d'un diamètre de 159 mm, vraisemblablement en acier inoxydable. 20. Les pipelines ont un revêtement calorifuge en vernis Kuzbass, laine minérale et glassine (feutre de toiture ou fibre de verre). Sur cette zone Il existe 11 zones défectueuses présentant des lésions de corrosion traversante, principalement dans la zone d'inondation du canal. La densité des lésions de corrosion sur la longueur du filetage direct est de 0,62 m-1, l'inverse étant de -0,04 m-1. Hors service en août 2003.

Terrain n° 2208/02 - 2208/03. Posé en 2001. Corrosion prédominante de la ligne droite du réseau de chauffage. La longueur totale des tronçons défectueux de la canalisation à remplacer est de 82 m et la densité des dommages dus à la corrosion en ligne droite est de 0,54 m -1 . Selon l'entreprise unitaire d'État Mosgorteplo, les pipelines sont en acier 10HSND.

Section n° 2208/03 - centrale de chauffage. Posés en 2000, des tuyaux sans soudure, vraisemblablement de l'Art. 20. La densité des lésions de corrosion du filetage aller est de -0,13 m-1, celle du filetage retour est de -0,04 m-1. La densité moyenne des lésions de corrosion traversante (telles que la corrosion par piqûres délocalisée) sur la surface externe des canalisations droites est de 0,18 à 0,32 m -1. Les échantillons de tuyaux découpés ne comportent aucun revêtement extérieur. Nature des dommages dus à la corrosion dehors tuyaux d'échantillonnage - corrosion principalement générale en présence de lésions traversantes telles que la corrosion par piqûres, qui ont une forme conique d'une taille d'environ 10 à 20 cm de la surface extérieure, se transformant en lésions traversantes d'un diamètre d'environ 2 à 7 mm. Il y a une légère corrosion générale à l’intérieur du tuyau, l’état est satisfaisant. Les résultats de la détermination de la composition des échantillons de tuyaux sont présentés dans le tableau 2.

En termes de composition, le matériau des échantillons de tuyaux correspond à l'acier de type « D » (ou KhGSA).

Étant donné que certains pipelines se trouvaient dans un canal immergé dans l'eau, il a été possible d'estimer le taux de corrosion de la partie extérieure du tuyau. Le taux de corrosion a été évalué aux points de sortie du revêtement du canal, dans les eaux souterraines à proximité immédiate du pipeline et aux endroits où l'écoulement des eaux souterraines est le plus rapide. La température de la nappe phréatique était de 40 à 60 °C.

Les résultats des mesures sont donnés dans le tableau. 3-4, où les données obtenues en eau calme sont surlignées en rouge.

Les résultats des mesures montrent que les taux de corrosion générale et locale augmentent varient dans le temps, ce qui est plus prononcé pour la corrosion locale en eau calme. Le taux de corrosion générale a tendance à augmenter dans le courant ; en eau calme, le taux de corrosion locale augmente.

Les données obtenues permettent de déterminer le taux de corrosion des canalisations des réseaux de chaleur et de prédire leur comportement à la corrosion. Le taux de corrosion des canalisations dans cette zone est > 0,6 mm/an. La durée de vie maximale des pipelines dans ces conditions ne dépasse pas 5 à 7 ans avec des réparations périodiques dans les endroits présentant des dommages locaux dus à la corrosion. Une prévision plus précise est possible grâce à une surveillance continue de la corrosion et à mesure que les données statistiques s’accumulent.

Analyseopérationneldommages dus à la corrosionT

• 1. Concepts de base et indicateurs de fiabilité (fiabilité, fiabilité, maintenabilité, durabilité, etc.). Caractéristique.
• 2. La relation entre la qualité et la fiabilité des machines et des mécanismes. Possibilité d'une combinaison optimale de qualité et de fiabilité.
• 3. Méthodes de détermination des valeurs quantitatives des indicateurs de fiabilité (calculés, expérimentaux, opérationnels, etc.). Types de tests de fiabilité.
• 4. Moyens d'augmenter la fiabilité des objets techniques au stade de la conception, pendant la production et l'exploitation.
• 5. Classification des pannes selon leur niveau de criticité (par gravité des conséquences). Caractéristique.
• 7. Les principaux facteurs destructeurs agissant sur les objets pendant le fonctionnement. Types d'énergie qui influencent la fiabilité, les performances et la durabilité des machines et des mécanismes. Caractéristique.
• 8. L'influence de l'usure physique et morale sur l'état limite des installations de transport par pipeline. Moyens de prolonger la période de fonctionnement d'une structure.
• 9. Types de dommages acceptables et inacceptables aux pièces et aux connexions.
• 10. Schéma de perte de performance d'un objet ou d'un système. Caractéristiques de l'état limite de l'objet.
• 11. Les défaillances sont fonctionnelles et paramétriques, potentielles et réelles. Caractéristique. Conditions dans lesquelles la défaillance peut être évitée ou retardée.
• 13. Types de base de structures de systèmes complexes. Caractéristiques de l'analyse de la fiabilité des systèmes complexes en utilisant l'exemple d'un pipeline principal et d'une station de pompage.
• 14. Méthodes de calcul de la fiabilité des systèmes complexes basées sur la fiabilité des éléments individuels.
• 15. La redondance comme moyen d'augmenter la fiabilité d'un système complexe. Types de réserves : déchargées, chargées. Redondance du système : générale et séparée.
• 16. Le principe de redondance comme moyen d'augmenter la fiabilité des systèmes complexes.
• 17. Indicateurs de fiabilité : durée de fonctionnement, durée de vie technique et ses types, panne, durée de vie et ses indicateurs probabilistes, opérabilité, facilité d'entretien.
• 19. Fiabilité et qualité en tant que catégories techniques et économiques. Sélection du niveau optimal de fiabilité ou de ressource au stade de la conception.
• 20. Le concept d'« échec » et sa différence avec « dommage ». Classification des défaillances selon le moment de leur apparition (structurelle, de production, opérationnelle).
• 22. Division du MT en zones opérationnelles. Protection des canalisations contre les surcharges de pression.
• 23. Causes et mécanisme de corrosion des pipelines. Facteurs contribuant au développement de la corrosion des objets.
• 24. Dommages causés par la corrosion aux canalisations principales (en tonnes). Types de dommages dus à la corrosion sur les tuyaux MT. L'influence des processus de corrosion sur les modifications des propriétés des métaux.
• 25. Revêtements protecteurs pour pipelines. Exigences pour eux.
• 26. Électrochimique. Protection des canalisations contre la corrosion, ses types.
• 27. Fixation des pipelines aux marques de conception afin d'augmenter leur fiabilité. Méthodes de protection des berges aux traversées sous-marines.
• 28. Prévention du flottement des pipelines. Méthodes de fixation des pipelines aux marques de conception dans les sections inondées du tracé.
• 29. Application de systèmes d'automatisation et de télémécanisation aux processus technologiques pour assurer un fonctionnement fiable et stable des machines.
• 30. Caractéristiques de l'état technique de la partie linéaire du mt. Vices cachés des canalisations au moment de la mise en service et leurs types.
• 31. Défaillances des vannes d'arrêt et de régulation mt. Leurs causes et conséquences.
• 32. Pannes des équipements mécaniques et technologiques du PS et leurs causes. La nature des pannes des pompes principales.
• 33. Analyse des dommages aux principaux équipements électriques de la station.
• 34. Qu'est-ce qui détermine la capacité portante et l'étanchéité des réservoirs. L'influence des vices cachés, des écarts par rapport à la conception, des conditions d'exploitation sur l'état technique et la fiabilité des réservoirs.
• 35. Application d'un système de maintenance et de réparation (TOR) pendant l'exploitation du mt. Tâches assignées au système tore. Paramètres diagnostiqués lors du contrôle de l'état technique des objets métallurgiques.
• 36. Diagnostic des objets MT, comme condition pour assurer leur fiabilité. Surveillance de l'état des parois des canalisations et des raccords à l'aide de méthodes d'essais destructifs. Tests de pipelines.
• 37. Surveillance de l'état des parois des pipelines à l'aide de méthodes d'essais non destructifs. Appareils de diagnostic : automoteurs et déplacés par le flux du liquide pompé.
• 38. Diagnostic de l'état contrainte-déformation de la partie linéaire du pipeline.
• 39, 40, 41, 42. Diagnostic des fuites de liquide des canalisations. Méthodes de diagnostic des petites fuites dans MNP et MNPP.
• 1. Visuel
• 2. Méthode de réduction de pression
• 3. Méthode des ondes de choc négatives
• 4. Méthode de comparaison des coûts
• 5. Méthode d'équilibre linéaire
• 6. Méthode radioactive
• 7. Méthode d'émission acoustique
• 8. Méthode d'analyse des gaz laser
• 9. Méthode ultrasonique (sonde)
• 43. Méthodes de surveillance de l'état des revêtements isolants des pipelines. Facteurs conduisant à la destruction des revêtements isolants.
• 44. Diagnostic de l'état technique des réservoirs. Contrôle visuel.
• 45. Détermination des vices cachés du métal et des soudures du réservoir.
• 46. ​​​​​​Surveillance de l'état de corrosion des réservoirs.
• 47. Détermination des propriétés mécaniques du métal et des joints soudés des réservoirs.
• 48. Contrôle de la forme géométrique et du tassement du fond du réservoir.
• 49. Diagnostic de l'état technique des unités de pompage.
• 50. Entretien préventif des véhicules automobiles, comme moyen d'augmenter la fiabilité pendant leur fonctionnement. Stratégies pour les deux réparations.
• 51. Le système de maintenance préventive programmée (PPM) et son impact sur la fiabilité et la durabilité du mt. Types de réparations.
• 52. Liste des activités incluses dans le système PPR de systèmes de canalisations.
• 53. Inconvénients du système de maintenance de la production et principales orientations pour son amélioration.
• 54. Refonte de la partie linéaire du MT, ses principales étapes. Types de réparations majeures des oléoducs.
• 55. Séquence et contenu des travaux lors de la réparation d'un pipeline avec levage et pose sur des lits dans une tranchée.
• 56. Accidents de montagne, leur classification et l'organisation de la réponse aux accidents.
• 57. Causes des accidents et types de défauts sur la mine.
• 58. Technologie des travaux de restauration d'urgence des pipelines.
• 59. Méthodes de scellement des pipelines. Exigences relatives aux dispositifs d'étanchéité.
• 60. Méthode de scellement d'un pipeline à travers des « fenêtres ».

• L'épaisseur des tôles des membrures supérieures, à partir de la quatrième, est vérifiée le long de la génératrice le long de l'échelle d'arbre le long de la hauteur de la courroie (en bas, au milieu, en haut). L'épaisseur des trois courroies inférieures est contrôlée à l'aide de quatre génératrices diamétralement opposées. L'épaisseur des tuyaux posés sur les tôles du premier tapis est mesurée en bas, en deux points au moins.

  L'épaisseur des tôles de fond et de toit est mesurée dans deux directions mutuellement perpendiculaires. Le nombre de mesures sur chaque feuille doit être d'au moins deux. Aux endroits où les tôles de toiture présentent des dommages dus à la corrosion, des trous de 500x500 mm sont découpés et les sections transversales des éléments des structures porteuses sont mesurées. L'épaisseur des tôles du ponton et du toit flottant est mesurée sur la moquette, ainsi que sur les raidisseurs externes, internes et radiaux.

  Les résultats de mesure sont moyennés. Lorsque l'épaisseur de la tôle change en plusieurs points, la valeur moyenne arithmétique est prise comme valeur réelle. Les mesures qui ont donné un résultat qui s'écarte de la valeur moyenne arithmétique de plus de 10 % dans une direction plus petite sont également indiquées. Lors de la mesure de l'épaisseur de plusieurs feuilles au sein d'une courroie ou de tout autre élément du réservoir, l'épaisseur minimale mesurée d'une feuille individuelle est considérée comme l'épaisseur réelle.

  Les résultats des mesures sont comparés aux épaisseurs maximales admissibles des murs, du toit, des structures porteuses et des pontons.

  L'usure maximale admissible des tôles de toit et du fond du réservoir ne doit pas dépasser 50 % et celle des bords du fond - 30 % de la valeur de conception. Pour les structures de toiture porteuses (fermes, poutres), l'usure ne doit pas dépasser 30 % de la valeur de conception, et pour les tôles de ponton (toit flottant) - 50 % dans la partie centrale et 30 % pour les caissons.

  47. Détermination des propriétés mécaniques du métal et des joints soudés des réservoirs.

  Pour déterminer la capacité portante réelle et l'aptitude du réservoir à une exploitation ultérieure, il est très important de connaître les propriétés mécaniques du métal de base et des joints soudés.

  Des essais mécaniques sont effectués dans les cas où il n'existe pas de données sur les propriétés mécaniques initiales du métal de base et des joints soudés, en cas de corrosion importante, lorsque des fissures apparaissent, ainsi que dans tous les autres cas où il existe une suspicion de détérioration de propriétés mécaniques, fatigue sous l'action de charges variables et alternées, surchauffe, charges trop élevées.

  Les tests mécaniques du métal de base sont effectués conformément aux exigences de GOST 1497-73 et GOST 9454-78. Ils comprennent la détermination de la résistance à la traction et de l'élasticité, de l'allongement et de la résistance aux chocs. Lors des tests mécaniques des joints soudés (selon GOST 6996-66), des tests de résistance à la traction, de flexion statique et de résistance aux chocs sont effectués.

  Dans les cas où il est nécessaire de déterminer les causes de détérioration des propriétés mécaniques du métal et des joints soudés, l'apparition de fissures dans divers éléments de la cuve, ainsi que la nature et l'étendue des dommages dus à la corrosion situés à l'intérieur du métal, des études métallographiques sont effectués.

  Pour les essais mécaniques et les études métallographiques, du métal commun d'un diamètre de 300 mm est découpé dans l'une des quatre membrures inférieures de la paroi du réservoir.

  Au cours des études métallographiques, la composition des phases et la granulométrie, la nature du traitement thermique, la présence d'inclusions non métalliques et la nature de la destruction par corrosion (présence de corrosion intercristalline) sont déterminées.

  Si le passeport du réservoir ne contient pas de données sur la qualité du métal à partir duquel il est fabriqué, une analyse chimique est utilisée. Pour déterminer la composition chimique du métal, des échantillons découpés pour des tests mécaniques sont utilisés.

  Les propriétés mécaniques et la composition chimique du métal de base et des joints soudés doivent être conformes aux instructions de conception, ainsi qu'aux exigences des normes et spécifications techniques.

Gontcharov, Alexandre Alekseevich

Diplôme académique :

Candidat des Sciences Techniques

Lieu de soutenance de thèse :

Orenbourg

Code de spécialité HAC :

Spécialité:

Résistance chimique des matériaux et protection contre la corrosion

Nombre de pages:

Chapitre 1. Analyse des conditions d'exploitation et de l'état technique des postes de transformation et des équipements de l'ONGCF.

1.1 Conditions d'exploitation des structures métalliques.

1.2. Assurer les propriétés opérationnelles des installations OGKM.

1.3. État de corrosion du TP et des équipements de l'OGKM.

1.3.1. Corrosion des tubes et TP.

1.3.2 Corrosion des communications et des équipements de l'usine de traitement des gaz.

1.3.3 État de corrosion des équipements OGPP.

1.4. Méthodes de détermination de la durée de vie résiduelle.

Chapitre 2. Analyse des causes des dommages aux équipements et canalisations de l'OOGCF.

2.1. Équipement de terrain et pipelines.

2.2. Raccordement des pipelines.

2.3. Équipements et pipelines de l'OGPP.

2.4. Gazoducs purifiés.

Conclusions du chapitre 2.

Chapitre 3. Détermination des caractéristiques de fiabilité et prévision des défectuosités des équipements et des processus technologiques à l'OOGKM.

3.1 Analyse des défaillances des équipements et des processus.

3.2 Détermination des caractéristiques de fiabilité des structures métalliques.

3.3 Modélisation des dommages causés par la corrosion du TP sur la base des résultats des tests par ultrasons en ligne.

3.4 Prédiction des défauts du pipeline.

Conclusions du chapitre 3.

Chapitre 4. Méthodes d'évaluation de la durée de vie résiduelle des équipements et des processus technologiques.

4.1. Estimation de la durée de vie des structures en fonction de l'évolution de la résistance des aciers SR.

4.2. Caractéristiques de l'évaluation des performances des structures avec stratification de l'hydrogène.

4.3 Détermination de la durée de vie résiduelle des équipements et

TP avec une surface endommagée.

4.3.1 Paramètres de distribution des profondeurs des dommages dus à la corrosion.

4.3.2 Critères pour les états limites des structures présentant des dommages superficiels.

4.3.3. Prévision de la durée de vie résiduelle du TP.

4.4 Méthodologie de diagnostic des équipements et des canalisations.

Conclusions du chapitre 4.

Introduction de la thèse (partie du résumé) Sur le thème "État de corrosion et durabilité des équipements et pipelines des champs de pétrole et de gaz contenant du sulfure d'hydrogène"

La présence de sulfure d'hydrogène dans le pétrole et le gaz nécessite l'utilisation de certaines qualités d'acier et d'une technologie spéciale pour les travaux de soudage et d'installation (W&E) lors du développement de ces champs, et lors de l'exploitation des équipements et pipelines (TP), un ensemble de diagnostics et anti- des mesures contre la corrosion sont nécessaires. En plus de la corrosion générale et par piqûres des structures soudées, le sulfure d'hydrogène provoque des fissures du sulfure d'hydrogène (HS) et une stratification de l'hydrogène (HS) des équipements et des pipelines.

L'exploitation de structures métalliques dans les champs pétroliers et gaziers contenant de l'hydrogène sulfuré est associée à la mise en œuvre d'une surveillance multiforme de l'état de corrosion des équipements et des canalisations, ainsi qu'à un grand nombre de travaux de réparation : élimination des situations d'urgence ; connecter les nouveaux puits et pipelines aux puits existants ; remplacement d'appareils, de vannes d'arrêt, de tronçons de canalisations défectueux, etc.

Les pipelines et les équipements du champ de pétrole, de gaz et de condensats d'Orenbourg (ONGKM) ont actuellement atteint leur durée de vie standard de conception. Il faut s'attendre à une diminution de la fiabilité de ces structures métalliques en cours d'exploitation en raison de l'accumulation de dommages internes et externes. Les questions de diagnostic des équipements TP et OOGCF et d'évaluation du danger potentiel de dommages pendant cette période n'ont pas été suffisamment étudiées.

En relation avec ce qui précède, les recherches liées à l'identification des principales causes de dommages aux structures métalliques des champs de condensats de pétrole et de gaz contenant du sulfure d'hydrogène, au développement de méthodes de diagnostic des pipelines et des équipements et à l'évaluation de leur durée de vie résiduelle sont pertinentes.

Les travaux ont été réalisés conformément à l'orientation prioritaire du développement de la science et de la technologie (2728p-p8 du 21 juillet 1996) « Technologie pour assurer la sécurité des produits, de la production et des installations » et au décret du gouvernement russe n° 1369 du novembre. 16, 1996 sur la mise en œuvre en 1997-2000 g.g. diagnostics en canalisation du TP dans les territoires de la région de l'Oural et de la région de Tioumen.

1. Analyse des conditions d'exploitation et de l'état technique des postes de transformation et des équipements OGKM

Conclusion de la thèse sur le thème "Résistance chimique des matériaux et protection contre la corrosion", Gontcharov, Alexander Alekseevich

Principales conclusions

1. Les principales causes de dommages aux postes de transformation et aux équipements au cours des 20 années d'exploitation de l'OOGCF ont été identifiées : les tubes et raccords de tubes sont sujets à la corrosion par piqûres et SR, équipements pour arbres de Noël - SR ; Les VR surviennent dans les unités CGTU après 10 ans d'exploitation ; les pièces de l'appareil tombent en panne en raison de la corrosion par piqûre ; les joints soudés défectueux du TP sont soumis à SR, dans le métal TP après 15 ans de fonctionnement, le SR apparaît ; les vannes d'arrêt et de régulation perdent leur étanchéité en raison de la fragilisation des éléments d'étanchéité ; Les appareils OGPP sont sujets à la corrosion par piqûre, il y a des pannes d'appareil dues au VR et au SR ; l'équipement d'échange de chaleur tombe en panne en raison du colmatage de l'espace inter-tubes par des dépôts de sel et par corrosion par piqûre du métal ; les pannes des pompes sont causées par la destruction des roulements, et les pannes des compresseurs à piston sont causées par la destruction des tiges et des axes de piston ; La plupart des pannes des transformateurs de gaz purifié sont dues à des défauts dans les joints soudés.

2. Une base de données automatisée a été créée contenant plus de 1 450 défaillances de TP et d'équipements et a permis d'identifier des modèles de répartition temporelle des défaillances structurelles causées par les mêmes raisons : le nombre de défaillances dues à la corrosion par piqûres, aux dommages mécaniques, à la perte de l'étanchéité et le BP augmentent avec l'augmentation de la durée de vie ; et le nombre de défaillances dues au SR est maximum au cours des cinq premières années de fonctionnement de l'OOGCF, puis diminue et reste quasiment au même niveau.

3. Il a été établi que la durée moyenne de fonctionnement sans panne des appareils défaillants de l'usine de traitement de gaz et de l'usine de traitement de gaz dépasse de 1,3 à 1,4 fois la durée du projet prévu, soit 10 à 2 ans. Taux de défaillance moyen du TP ONGKM

3 1 composant 1,3-10 "année" se situe dans les limites caractéristiques des valeurs du taux de défaillance des gazoducs et des conduites de condensats. Intensité moyenne

Les défaillances des tubes 3 1 durent entre 1,8 et 10 "années". Le taux de défaillance moyen des appareils OGPP est de 5-10"4 ans"1, ce qui est proche de cet indicateur pour les centrales nucléaires (4 T0"4 ans"). Le taux de défaillance moyen des appareils CGTP

168 est égal à 13-10"4 ans"1 et est 2,6 fois supérieur à cette caractéristique pour les appareils OGPP, ce qui s'explique principalement par le remplacement des appareils UKPG qui ont une stratification à l'hydrogène non traversante.

4. La dépendance du nombre de défauts sur le mode de fonctionnement des postes de transformation a été établie et un modèle de régression a été construit pour prédire la formation de lésions de corrosion sur la surface interne du poste de transformation. La modélisation de l'état de corrosion du TP sur la base des résultats de la détection des défauts en ligne nous permet de déterminer le plus économique et modes sans échec fonctionnement du TP.

5. Des méthodes d'évaluation ont été développées :

Durée de vie résiduelle des équipements et des processus technologiques pour les modifications de la résistance des métaux à la fissuration du sulfure d'hydrogène ;

Les performances des ouvrages dans lesquels une stratification de l'hydrogène est détectée, sous réserve de leur surveillance périodique ;

Critères pour les états limites des structures de coque présentant des dommages de corrosion superficielle et des défauts métallurgiques internes ;

Durée de vie résiduelle de l'équipement et des TP avec dommages causés par la corrosion à la surface.

Les méthodes ont permis de justifier la réduction du nombre d'appareils démontés et de réduire d'un ordre de grandeur le nombre prévu de découpes de tronçons défectueux du TP.

6. Une méthode de diagnostic des équipements et des processus technologiques a été développée, qui détermine la fréquence, les méthodes et l'étendue de la surveillance de l'état technique des équipements et des processus technologiques, les signes permettant d'évaluer le type de défauts et leur danger potentiel, ainsi que les conditions de poursuite exploitation ou réparation de structures. Les principales dispositions de la méthodologie ont été incluses dans le « Règlement sur le diagnostic des équipements de traitement et des canalisations P » Orenbourggazprom", exposé à des environnements contenant du sulfure d'hydrogène", approuvé par RAO GAZPROM et Gosgortekhnadzor de Russie.

Liste de références pour la recherche de thèse Candidat en sciences techniques Gontcharov, Alexander Alekseevich, 1999

1. Akimov G.V. Théorie et méthodes d'étude de la corrosion des métaux. M. Éd. Académie des sciences de l'URSS, 1945, 414 p.

2. Andreïkiv A.E. Panasyuk V.V. Mécanique de la fragilisation des métaux par l'hydrogène et calcul de la résistance des éléments structurels / RSS d'Ukraine. Phys.-mécan. Institut - Lvov, 1987. -50 p.

3. Archakov Yu.I., Teslya B.M., Starostina M.K. etc. Résistance à la corrosion des équipements production chimique. JL : Chimie, 1990. 400 p.

4. Bolotine V.V. Application des méthodes de théorie des probabilités et de la théorie de la fiabilité aux calculs de structures. -M. : Stroyizdat, 1971.-255 p.

5. VSN 006-89. Construction de pipelines principaux et de terrain. Soudage. Ministère de la construction pétrolière et gazière. M., 1989. - 216 p.

6. Gafarov N.A., Gontcharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Méthodes de surveillance de la corrosion des pipelines et des équipements // Génie chimique et pétrolier. 1997. -N° 2. - P. 70-76.

7. Gafarov N.A., Gontcharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Exprimer-. évaluation de la résistance des métaux à la fissuration du sulfure d'hydrogène. // Génie chimique et pétrolier. 1998. - N° 5. - P. 34-42.

8. Gafarov N.A., Gontcharov A.A., Kushnarenko V.M. Corrosion et protection des équipements dans les champs de pétrole et de gaz contenant du sulfure d'hydrogène. M. : Nedra.- 1998.-437 p.

9. Gafarov N.A., Gontcharov A.A., Kushnarenko V.M. Méthodes de surveillance des joints soudés des structures en contact avec des milieux contenant de l'hydrogène // Production de soudage. 1997. -N° 12. - P. 18-20.

10. Gafarov N.A., Gontcharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. Modélisation de l'état de corrosion du TP sur la base des résultats des diagnostics en ligne/Congrès international « Zashchita-98 ». M. 1998. - P. 22.

11. Gontcharov A.A., Ovchinnikov P.A. Analyse des travaux de diagnostic de 19998 dans les installations de l'entreprise " Orenbourggazprom"et les perspectives de leur amélioration en termes de mise en œuvre en 1999 du "Règlement sur le diagnostic".

12. Gontcharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.B. Et d'autres Règlements sur le diagnostic des équipements technologiques et des pipelines de l'entreprise Orenburggazprom exposés à des milieux contenant du sulfure d'hydrogène M. : 1998.-86 p.

13. Gontcharov A.A. Organisation des diagnostics des équipements et canalisations P" Orenbourggazprom", qui ont épuisé leurs ressources. Matériel du séminaire international NT. M. : IRC Gazprom. - 1998. - P. 43-47.

14. Gontcharov A.A. Fiabilité opérationnelle des équipements de traitement et des pipelines//Industrie du gaz.-1998.-No. 7. P. 16-18.

15. Gontcharov A.A., Chirkov Yu.A. Prévision de la durée de vie résiduelle des canalisations OGKM. Matériel du séminaire international NT. M. : IRC Gazprom. - 1998. - P. 112-119.

16. GOST 11.007-75 Règles pour déterminer les estimations et les limites de confiance pour les paramètres de distribution de Weibull.

17. GOST 14249-89. Navires et appareils. Normes et méthodes de calcul de résistance.

18. GOST 14782-86. Contrôle non destructif. Connexions soudées. Méthodes ultrasoniques.

19. GOST 17410-78. Contrôle non destructif. Tuyaux métalliques cylindriques sans soudure. Méthodes de détection des défauts par ultrasons.

20. GOST 18442-80. Contrôle non destructif. Méthodes capillaires. Exigences générales.

21. GOST 21105-87. Contrôle non destructif. Méthode des particules magnétiques.

22. GOST 22727-88. Location de draps. Méthodes de test par ultrasons.

23. GOST 24289-80. Contrôles non destructifs par courants de Foucault. Termes et définitions.

24. GOST 25221-82. Navires et appareils. Les fonds et les couvercles sont sphériques et non perlés. Normes et méthodes de calcul de résistance.

25. GOST 25859-83. Récipients et appareils en acier. Normes et méthodes de calcul de la résistance sous charges à faible cycle.

26. GOST 27.302-86. Fiabilité dans la technologie. Méthodes pour déterminer l'écart admissible d'un paramètre d'état technique et prédire la durée de vie résiduelle Composants unités de machines.

27. GOST 28702-90. Contrôle non destructif. Jauges d'épaisseur de contact à ultrasons. Exigences techniques générales

28. GOST 5272-68. Corrosion des métaux. Termes.

29. GOST 6202-84. Navires et appareils. Normes et méthodes de calcul de la résistance des coques et des fonds sous l'influence des charges de support.

30. GOST 9.908-85. Métaux et alliages. Méthodes de détermination des indicateurs de corrosion et de la résistance à la corrosion.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.B., Développement de méthodes pour augmenter la durée de vie des oléoducs en exploitation à long terme. -M. : VNIIOENG, 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. L'influence de l'hydrogène sur les propriétés mécaniques de l'acier // Acier. 1974. - T. 7. - N 8. - P. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Shreider A.B. Protection contre la corrosion par le sulfure d'hydrogène des équipements des industries du raffinage du pétrole et de la pétrochimie. -M. : TsNIITEneftekhim, 1984. 35 p.

34. Zayvochinsky B.I. Durabilité des canalisations principales et de traitement. Théorie, méthodes de calcul, conception. M. : Nédra. 1992. -271 p.

35. Zakharov Yu.V. L'influence de la contrainte sur la plasticité de l'acier dans une solution d'hydrogène sulfuré. // Corrosion et protection dans l'industrie pétrolière et gazière. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. Gonflement et fissuration de l'hydrogène - traduction de VTsP N B-27457, 1980, Boseku Gijutsu, t.27, N8, 1978, pp.

37. Instructions pour les tests par courants de Foucault de la partie linéaire des principaux gazoducs - M. : RAO Gazprom, VNIIGAZ. 1997 - 13 p.

38. Instructions pour l'inspection à l'arrivée des vannes résistantes au sulfure d'hydrogène. M. : VNIIGAZ. 1995. - 56 p.

39. Instructions pour l'inspection, le rejet et la réparation pendant le fonctionnement et révision partie linéaire des principaux gazoducs. M. VNIIGaz, 1991 -12 s.

40. Données initiales étayant les matériaux et technologies pour la protection contre les inhibiteurs à l’intérieur des pipelines de terrain. Rapport de recherche // Donetsk. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 p.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. L'influence de l'hydrogène sur les propriétés de l'acier.- M. : Metallurgizdat, 1962. 198 p.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. et autres, Fiabilité et durabilité des machines. -"Technique". 1975. -408 p.

43. Chaudières fixes à vapeur et à eau chaude, vapeur et canalisations eau chaude. Normes de calcul de résistance. OST 108.031.02 75. -L. : TsKTI, 1977. -107 p.

44. Kushnarenko V.M., Grintsov A.S., Obolentsev N.V. Contrôle de l'interaction du métal avec l'environnement de travail de l'OGKM.- M. : VNIIEgazprom, 1989. - 49 p.

45. Livshits L.S., Bakhrakh L.P., Stromova R.P. et autres Fissuration des sulfures des aciers alliés à faible teneur en carbone // Corrosion et protection des pipelines, des puits, des équipements de production et de traitement du gaz. 1977. - N 5. - P. 23 - 30.

46. ​​​​​​Malov E.A. Sur l'état des accidents sur les pipelines principaux et de champ de l'industrie pétrolière et gazière // Résumés du séminaire, 23-24 mai 1996. M. Maison du savoir de Russie centrale, p. 3-4.

47. Mannapov R.G. Évaluation de la fiabilité des équipements chimiques et pétroliers lors de la destruction de surfaces. KhN-1, TsINTIKHIMNEFTEMASH, Moscou, 1988.-38 p.

48. Méthode d'évaluation et de prévision de la corrosion pour des conditions modifiées à l'OGKM. Rapport de recherche // Institut panrusse de recherche sur les gaz naturels.-M. : 1994.28 p.

49. Méthodologie d'évaluation de la durée de vie résiduelle des cuves / dépoussiéreurs, filtres séparateurs, etc. / fonctionnant sous pression dans les stations de compression et les stations de surpression de RAO GAZPROM.// JSC TsKBN RAO GAZPROM, 1995, 48 p.

50. Méthodologie d'évaluation probabiliste de la durée de vie résiduelle des canalisations technologiques en acier. M. : NTP "Pipeline", 1995 (approuvé par le Gosgortekhnadzor de Russie le 11 janvier 1996)

51. Méthodologie de diagnostic de l'état technique des équipements et appareils fonctionnant dans des environnements contenant du sulfure d'hydrogène. (Approuvé par le ministère des Combustibles et de l'Énergie de Russie le 30 novembre 1993. Accepté par le Gosgortekhnadzor de Russie le 30 novembre 1993)

52. Méthodologie d'évaluation de la durée de vie résiduelle des équipements de traitement dans les usines de raffinage du pétrole, pétrochimiques et chimiques, Volgograd, équipement pétrochimique VNIKTI, 1992.

53. Mazur I.I., Ivansov O.M., Moldavinov O.I. Fiabilité structurelle et sécurité environnementale des pipelines. M. : Nédra, 1990. - 264 p.

54. Mécanique de la fracture / Éd. D. Templina M. : Mir, 1979.- 240 p.173

55. Méthodologie de prévision de la durée de vie résiduelle des oléoducs, navires, appareils et blocs technologiques des usines de traitement du pétrole soumis à la corrosion - M. : MINTOPENERGO. -1993.- 88 p.

56. Méthodologie d'évaluation de la durée de vie des gazoducs. M.IRC Gazprom, 1997 - 84 p.

57. Lignes directrices pour l'examen diagnostique des conditions de corrosion et la protection complète des canalisations souterraines contre la corrosion. -M. : SOYUZENERGOGAZ, GAZPROM, 1989. 142 p.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. Amorçage d'une fissure de fracture dans les aciers ferrite-perlite en présence d'hydrogène // FKhMM - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. et autres Détermination et justification de la durée de vie résiduelle des structures de construction de machines lors d'une exploitation à long terme. //Problèmes de génie mécanique et de fiabilité des machines, N 1, 1995.

61. MSKR-01-85. Méthodologie d'essai des aciers pour la résistance à la fissuration par corrosion du sulfure d'hydrogène.- M. : VNIINMASH, 1985. 7 p.

62. Nekashimo A., Iino M., Matsudo H., Yamada K. Fissuration par étapes à l'hydrogène de pipelines en acier fonctionnant dans des environnements contenant du sulfure d'hydrogène. Prospectus de Nippon Steel Corporation, Japon, 1981.P. 2 40.

63. Normes de calcul de la résistance des éléments des réacteurs, des générateurs de vapeur, des cuves et des canalisations des centrales nucléaires, des réacteurs et installations nucléaires expérimentaux et de recherche. M. : Métallurgie, 1973. - 408 p.

64. Nurgaliev D.M., Gafarov N.A., Akhmetov V.N., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N., Aptikeev T.A. Évaluer la défectuosité des pipelines lors de la détection des défauts en ligne. Sixième internationale une réunion d'affaires"Diagnostics-96" - Yalta 1996 - M. : IRC GAZPROM. p.35-41.

65. Nurgaliev D.M., Gontcharov A.A., Aptikeev T.A. Méthodologie de diagnostic technique des canalisations. Matériel du séminaire international NT. M. : IRC Gazprom. - 1998. - P. 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Chchugorev V.V., Kholzakov N.V. Diagnostic de l'hydrogène : expérience et perspectives d'application // Industrie gazière. -1989. Vol. 3.-S. 30-31

68. Pavlovski B.R. et autres Expertise sur le problème de la ressource des canalisations de raccordement transportant du gaz humide contenant du sulfure d'hydrogène : Rapport de recherche // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 p.

69. BP 03-108-96. Règles pour la conception et l'exploitation sûre des pipelines de processus. M. : ASBL OBT, 1997 - 292 p. (Approuvé par Gosgortekhnadzor de Russie le 02/03/1995)

70. Perunov B.V., Kushnarenko V.M. Augmenter l'efficacité de la construction de pipelines transportant des fluides contenant du sulfure d'hydrogène. M. : Informneftegazstroy. 1982. Numéro. 11. - 45 s.

71. Petrov N.A. Prévention de la formation de fissures dans les canalisations souterraines lors de la polarisation cathodique. M. : VNIIOENG, 1974. - 131 p.

72. PNAE G-7-002-86. Normes de calcul de la résistance des équipements et des canalisations des centrales nucléaires. M. : ENERGOATOMIZDAT, 1986

73. PNAE G-7-014-89. Méthodes unifiées de surveillance des matériaux de base (produits semi-finis), des joints soudés et du revêtement des équipements et des canalisations des centrales nucléaires. Tests par ultrasons. Partie 1. M. : ENERGOATOMIZDAT, 1990.

74. PNAE G-7-019-89. Méthodes unifiées de surveillance des matériaux de base (produits semi-finis), des joints soudés et du revêtement des équipements et des canalisations des centrales nucléaires. Contrôle de l'étanchéité. Méthodes gaz et liquides. ENERGOATOMIZDAT, Moscou, 1990

75. Paul Moss. Gaz britannique. Anciens problèmes, nouvelles solutions. "Neftegaz" à l'exposition "NEFTEGAZ-96" M. : - 1996. - P. 125-132.

76. Polovko A.M. Fondamentaux de la théorie de la fiabilité.-M. : « Science », 1964.-446 p.

77. Règlement sur l'inspection à l'arrivée des raccords, tuyaux et pièces de raccordement dans l'entreprise " Orenbourggazprom" Approuvé " Orenbourggazprom» 26 novembre 1996 Accepté par le district d'Orenbourg de la Surveillance minière et technique d'État de Russie le 20 novembre 1996175

78. Règlement sur la procédure de diagnostic des équipements technologiques des installations de production d'explosifs du complexe combustible et énergétique. (Approuvé par le ministère des Combustibles et de l'Énergie de Russie le 24 janvier 1993. Accepté par le Gosgortekhnadzor de Russie le 25 décembre 1992)

79. Règlement sur le système de diagnostic technique des chaudières à vapeur et à eau chaude pour l'énergie industrielle. -M. : NGP "DIEX" 1993. 36s.

80. Règlement sur le système Entretien et maintenance préventive programmée des équipements de terrain pour les entreprises de production de gaz. - Krasnodar : PA Soyuzorgenergogaz. - 1989. - 165 p.

81. Règlement sur les diagnostics techniques experts des pipelines, Orenbourg, 1997. 40 p.

82. Polozov V.A. Critères de risque de dommages aux principaux gazoducs. // M. Industrie gazière n°6, 1998

83. Règles pour la conception et l'exploitation sûre des appareils à pression. (PB 10-115-96).- M. : PIO OBT.- 1996.- 232 p.

84. R50-54-45-88. Calculs et tests de résistance. Méthodes expérimentales pour déterminer l'état contrainte-déformation des éléments et structures de machines - M. : VNIINMASH. 1988 -48 p.

85. R54-298-92. Calculs et tests de résistance. Méthodes de détermination de la résistance des matériaux aux environnements contenant du sulfure d'hydrogène M. : GOSSTANDART DE RUSSIE, VNIINMASH, OrPI. 26 p.

86. AR 09-102-95. Lignes directrices pour déterminer la durée de vie résiduelle des objets potentiellement dangereux supervisés par la Surveillance minière et technique d'État de Russie. -M. : Gosgortekhnadzor. Rapide. N 57 du 17/11/95. 14h.

87. AR 26-02-62-97. Calcul de la résistance des éléments des récipients et appareils fonctionnant dans des environnements corrosifs contenant du sulfure d'hydrogène. M. : VNIINeftemach, TsKBN, 1997.

88. AR 26-15-88. Navires et appareils. Normes et méthodes de calcul de la résistance et de l'étanchéité des raccords à brides. M. : NIIKHIMMASH, UkrNII-KHIMMASH, VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 p.

89. AR 34.10.130-96. Instructions pour le contrôle visuel et de mesure. (Approuvé par le Ministère des Combustibles et de l'Énergie de la Fédération de Russie le 15 août 1996)

90. AR 39-132-94. Règles d'exploitation, d'inspection, de réparation et de rejet des oléoducs. M. : ASBL OBT - 1994- 272 p.

92. RD-03-131-97. Règles d'organisation et de réalisation des tests d'émission acoustique des cuves, appareils, chaudières et canalisations de traitement. (Approuvé par la résolution n° 44 du Gosgortekhnadzor de Russie du 11 novembre 1996.)

93. RD-03-29-93. Lignes directrices pour l'inspection technique des chaudières à vapeur et à eau chaude, des appareils à pression, des canalisations de vapeur et d'eau chaude M. : NPO OBT, 1994.

94. Lignes directrices RD26-10-87. Évaluation de la fiabilité des équipements chimiques et pétroliers lors de la destruction de surfaces. M. OKSTU 1987, 30 p.

95. RD-51-2-97. Instructions pour l'inspection en ligne des systèmes de pipelines. M. : IRC Gazprom, 1997, 48 p.

100. Rosenfeld I.L. Inhibiteurs de corrosion.-M. : Chimie, 1977.-35 e.,

101. Sarrak V.I. Fragilisation par l'hydrogène et état structurel de l'acier //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev N.A. Fiabilité des systèmes complexes en fonctionnement et en tests. -M. : lycée. 1989.- 432 p.

103. SNiP Sh-42-80. Pipelines principaux. M. : Stroyizdat, 1981. - 68 p.

104. SNIP 2.05.06-85*. Principaux pipelines M. : Ministère de la Construction de Russie. GUL TsPP, 1997. -60 p.

105. SNIP 3.05.05-84. Équipements de traitement et pipelines de traitement. Approuvé par le ministère de l'Industrie pétrolière et chimique de l'URSS le 1er janvier 1984.

106. Conduites principales en acier pour le transport du gaz de pétrole corrosif. Prospectus de Nippon Kokan LTD, 1981. 72 p.

107. Norme CEI. Techniques d'analyse de la fiabilité du système. Méthode d'analyse de la nature et des conséquences des pannes. Publication 812 (1985). M. : 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. Essais des aciers et des joints soudés en milieu riche en hydrogène. - M. : - Métallurgie. - 1992. - 128 p.

109. Tomachov N.D. Théorie de la corrosion et protection des métaux. M. Éd. Académie des sciences de l'URSS, 1960, 590 p.

110. Ord K.P., Dunford D.H., Mann E.S. Détection des défauts des pipelines existants pour identifier les fissures de corrosion et de fatigue. "Diagnostic-94" - Yalta 1994 - M. : IRC GAZPROM - P.44-60.17 ?

111. F.A. Khromchenko, Fiabilité des joints soudés des tuyaux de chaudière et des canalisations de vapeur. M. : Energoizdat, 1982. - 120 p.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. L'influence de l'hydrogène sur les équipements pétroliers et chimiques. - M. : Mashinostroenie, 1979. - 144 p.

113. Suédois M.M. Modifications des propriétés opérationnelles du fer et de l'acier sous l'influence de l'hydrogène. Kiev : Naukova Dumka, 1985. - 120 p.

114. Yakovlev A.I. Effet corrosif du sulfure d'hydrogène sur les métaux. VNIIEgazprom, M. : 1972. 42 p.

115. Yamamota K., Murata T. Développement de conduites de puits de pétrole destinées à fonctionner dans un environnement de gaz acide humide // Rapport technique de la société "Nippon Steel Corp." - 1979. - 63 p.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. Manuel pour déterminer la résistance restante des pipelines corrodés. COMME MOI. New York.13 0 Norme britannique d’ingénierie du gaz BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. La fissuration progressive de l'acier des canalisations dans des environnements acides // Performance des matériaux, 1982. - Juin. - P. 19 à 34.

118. Marvin C.W. Détermination de la résistance d'un tuyau corrodé. // Protection et performance des matériaux. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97. Exigences matérielles. Matériaux métalliques résistants à la fissuration sous contrainte de sulfure pour équipements de champs pétrolifères.l997. 47 p.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Développement de nouveaux aciers pour tuyaux de restauration pour les services de gaz acide // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Calcul de pression pour tuyaux corrodés développé//Oil and Gas J.-1992.-No. 42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Acier hydrogéné. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., La susceptibilité à la fissuration induite par l'hydrogène de divers types d'aciers laminés commerciaux sous sulfure d'hydrogène humide // Environnement. La recherche Sumitomo. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Calcul de la pression pour les tuyaux corrodés développés, Oil & Gas Journal, octobre 1992, p. 84-89.

125. Norme NACE TM0177-96. Méthode d'essai standard Tests en laboratoire des métaux pour la résistance à des formes spécifiques de fissuration environnementale dans les environnements H2S. 32 p.

126. Norme NACE TM0284-96 Méthode d'essai standard d'évaluation des aciers de pipelines et d'appareils sous pression pour la résistance à la fissuration induite par l'hydrogène. 22 heures

127. Townsend H. Fissuration par corrosion sous contrainte de sulfure d'hydrogène de fil d'acier hautement étrange // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Veuillez noter que les textes scientifiques présentés ci-dessus sont publiés à titre informatif uniquement et ont été obtenus grâce à la reconnaissance de textes de thèse originaux (OCR). Ils peuvent donc contenir des erreurs associées à des algorithmes de reconnaissance imparfaits.
Il n’y a pas de telles erreurs dans les fichiers PDF des thèses et résumés que nous livrons.