Шурфовка трубопровода это: МУ 34-70-149-86 Методические указания по проведению шурфовок в тепловых сетях, МУ (Методические указания) от 16 декабря 1986 года №34-70-149-86

шурфование — это… Что такое шурфование?

шурфование — горн. производство разведок при помощи сети шурфов Большой словарь иностранных слов. Издательство «ИДДК», 2007 … Словарь иностранных слов русского языка

Шурфование — ср. 1. процесс действия по гл. шурфовать 2. Результат такого действия. Толковый словарь Ефремовой. Т. Ф. Ефремова. 2000 … Современный толковый словарь русского языка Ефремовой

шурфование — шурфов ание, я … Русский орфографический словарь

шурфование — шурф/ова/ни/е [й/э] … Морфемно-орфографический словарь

Шурфование газопровода контрольное — Контрольное шурфование: вскрытие локального участка газопровода для обследования его технического состояния… Источник: СТО Газпром 2 2.3 231 2008. Стандарт организации. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации… … Официальная терминология

контрольное шурфование

— 3.1.26 контрольное шурфование: Вскрытие локального участка газопровода для обследования его технического состояния. Источник: СТО Газпром 2 2.3 231 200 … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Разведка в горном деле* — работы, производимые с целью ближайшего исследования открытого уже месторождения полезного ископаемого. Открытие же или отыскание самого месторождения по большей части является результатом так называемых поисков (см. Горное дело). Однако в… … Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

Разведка в горном деле — работы, производимые с целью ближайшего исследования открытого уже месторождения полезного ископаемого. Открытие же или отыскание самого месторождения по большей части является результатом так называемых поисков (см. Горное дело). Однако в… … Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

разведка — См. испытание отправляться на разведки… Словарь русских синонимов и сходных по смыслу выражений. под. ред. Н. Абрамова, М.: Русские словари, 1999. разведка рекогносцировка, поиск, шпионаж, испытание, агентура, обследование, абвер, секретная… … Словарь синонимов

СТО Газпром 2-2.3-231-2008: Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» — Терминология СТО Газпром 2 2.3 231 2008: Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»: 3.1.12 балластировка трубопроводов: Способ обеспечения проектного положения… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Монтаж наружных сетей водопровода, НВК проект

Что мы подразумеваем под работами «монтаж наружных сетей водопровода»? Наружными сетями водоснабжения как горячего, так и холодного, называется сеть трубопроводов, идущих от места врезки локальной сети в общую или от источника воды к дому. Все, что находится внутри здания, называется внутренними сетями водопровода.

Перед началом монтажа у строительной организации должен быть проект внешних сетей водопровода, который включает в себя трассировку сетей (показанную как на плане, так и в профилях), ведомости материалов и оборудования, спецификации, а также разрешение «Водоканала» на подключение к центральной магистрали водоснабжения.

Перед началом работ по монтажу наружных сетей водоснабжения необходимо получение разрешений на выполнение земляных работ. Такие разрешения необходимы, даже если трубопровод укладывается методом ГНБ, т.е. без разрушения верхних почвенных слоев, хотя в данном случае их потребуется значительно меньше.

Кроме того, перед началом проведения земляных работ по обустройству траншей для монтажа наружных сетей водопровода производится шурфовка для определения месторасположения существующих коммуникаций. Как правило, шурфовка производится в присутствии представителей организаций, которым принадлежат действующие инженерные сети. По окончании работ подписываются акты.

Для монтажа наружных сетей водопровода обычно используются ПНД (из полиэтилена низкого давления) или полипропиленовые трубы. В области их применения существуют ограничения по допустимому давлению в наружных водопроводных сетях. Поэтому выбор материала должен быть подтвержден расчетами при проектировании наружных сетей водопровода.

Укладка труб в траншею должна производиться на глубину ниже уровня промерзания грунтов в зимний период. Перед прокладкой труб сооружается песчаная подушка. Это необходимо для предохранения наружных сетей водопровода от разрушения и деформации под давлением грунтов. Засыпка труб при монтаже проводится поэтапно с послойным уплотнением.

Опыт строительных и монтажных организаций показывает, что на 95% удобство в эксплуатации систем водоснабжения зависит от того, насколько грамотно был составлен проект и насколько качественно был проведен монтаж наружных сетей водопровода. Существуют организации, включающие в себя, как проектное подразделение, так и строительно-монтажные бригады. Данный вариант является оптимальным, т.к. взаимодействие между проектировщиками и монтажниками в данном случае облегчено, а значит, проектировщики приближены к жизни и имеют опыт по разруливанию нестандартных ситуаций, нередко возникающих при строительстве. С другой стороны, монтажники более квалифицированы, т.к. правильность выполнения работ находится на постоянном контроле у проектной организации.

Псковская ГРЭС готовится к отопительному сезону

Псковская ГРЭС начала ремонт и замену теплосетей. В связи с этим в микрорайоне Энергетиков посёлка Дедовичи временно приостановлена подача горячей воды. Какие работы проводят на участке, и когда они завершатся?

Готовится к новому отопительному сезону в посёлке Дедовичи начали, едва закончился предыдущий. Специалисты ГРЭС провели предремонтные гидравлические испытания и выявили самые болевые точки.

«Провели мы плановые шурфовки подземных участков. Шурфовка — это раскопка и контроль состояния трубопровода. Сейчас у нас с 3 августа полная остановка тепловой сети для работ, которые невозможно выполнить без остановок», — рассказал заместитель начальника цеха общестанционных работ Псковской ГРЭС Александр Васильев.

Во время подготовки к отопительному сезону на улице Энергетиков заменят 108 метров подземного участка магистрального трубопровода. Используют современные отечественные материалы, которые не только повысят энергоэффективность тепловой сети, но и увеличат её ресурсы.

«На данном этапе мы произвели раскопку трубопровода, съёмку крышек с лотков, очистку. Сейчас изготавливаем трубопроводы: укрупняем, привариваем отводы, готовим к монтажу. То есть когда мы приварим отводы, мы сдаём стыки. Лаборатория металлов контролирует качество заварки стыков», — рассказывает подрядчик Константин Кучегура.

Работу подрядчиков ГРЭС строго контролирует на каждом этапе. Тем временем, параллельно с заменой теплосетей, идёт ремонт и на самой электростанции.

«Текущий ремонт энергоблока №1 уже завершён у нас в июле месяце, и с 11 августа запланировано проведение текущего ремонта энергоблока №2», — рассказал начальник службы организации технических сервисов Псковской ГРЭС Олег Иванов.

К временным неудобствам местные жители отнеслись с пониманием.

«В 7 утра я вижу, что они все здесь. Причём я ни разу не слышал, чтобы они ругались друг на друга, чтобы кто-то на них кричал. Они каждый занят своим делом», — рассказал житель п. Пионерный Георгий Литвиненко.

Ремонтные работы на теплотрассе завершат до 16 августа, тогда же возобновится и подача горячей воды. Вся дорожная инфраструктура будет восстановлена.

Ирина Коваленко, Василий Нордэн

Устранение утечки воды, монтаж теплотрассы

В данном материале мы затронем работу на объекте, где была зафиксирована течь небольшой интенсивности (падение давления на 1 кгс/см² за 10 минут при длине 550 метров и диаметре трубы 89 мм), которая не позволяла сдать участок в эксплуатацию.
Первоочередная задача — устранение утечки воды по минимальной цене, никаких планов по перекладке протяженных участков теплотрассы не было.

Схема участка теплосети. Несколько П-образных компенсаторов, отводов. Часть магистрали проходит под гаражами.

Определение маршрута трубы, начало диагностики на утечку

Принимаясь за работу на подобном объекте, мы заочно понимаем, что простой исход через установку акустических датчиков в крайних точках и расчет места течи в течение 10-15 минут здесь маловероятен. Причина кроется не в прямоте рук, а в объеме течи и длине трубы.

Тем не менее, мы, предварительно морально подготовив заказчика к неизбежным и объективным сложностям, первоначально обследуем участок целиком. Проводим трассировку трубопроводов участка, размечаем маршрут, измеряем длину. Следом прослушиваем начальную и конечную точки, весь маршрут интервала, снимаем данные коррелятором. Тишина, результата нет.

В таких ситуациях, предвидя дальнейшие сложности, у многих велик соблазн отключить приборы и подключить логику — «наверное этот отвод» или «наверное вот это проседание грунта», или «в этой низине основная концентрация напряжений» и прочие «давайте рассудим логически», но имея достаточный опыт нелогичных течей мы действуем по сложному, но правильному пути.

Вспомогательные шурфы

Намечаем зоны для шурфов. Хотим отделаться минимальным их количеством и постараться никому не мешать земляными работами. Глубина прокладки позволяет сделать это вручную, достаточно аккуратно.

Проводим повторную акустическую диагностику трубопроводов, только уже на отрезках 130-150 метров, что позволяет рассчитывать на нужный результат. В шурфах никаких косвенных признаков утечки не фиксируем, ни один из приборов не даёт уверенного сигнала. Еще раз обсуждаем с заказчиком правильно ли были выполнены гидравлические испытания теплотрассы, убеждаемся, что ошибки быть не могло, с задвижками тоже проблем нет, давление в системе падает. Потом проводим мероприятия по усилению сигнала, более детальную обработку записей на ПК и … на одном из четырех участков что-то наконец-то вырисовывается.

Для оперативного устранения утечки воды необходимо определить местоположение дефекта. При малых объемах течи нужен корреляционный течеискатель с высокой чувствительностью акселерометров.

Всего каких-то 30 метров от камеры, а слышимости по трубе никакой и потом будет понятно почему. Конечно видеть искомый сигнал радостно, но его еще нужно подтвердить при вскрытии участка. Мы изолируем перекрытия, закрываем шурфы, готовимся к устранению утечки.

Ликвидация утечки, монтаж теплотрассы

Вскрытие указанной зоны произвело смешанные впечатления. С одной стороны состояние труб и строительных конструкций неудовлетворительное — лоток сильно просел, будто его подмыло, разрушены плиты перекрытия, трубы в земле и, следовательно, в коррозии, изоляция влажная, рассыпается. Утонение стенок местами достигает 60%, толщина продуктов коррозии до 3 миллиметров. Грунт может сильно демпфировать сигнал, поэтому мы не удивляемся тому, что течь было не слышно с расстояния в 30 метров. С другой стороны, не хватает самого главного — свища… только легкая влага, которая может попасть и из грунта и впитаться через изоляцию.

Далее, по согласованию с заказчиком, мы принимаем решение выполнить монтаж новой теплотрассы на всем протяжении данного участка, вне зависимости от того — есть на нем утечка или нет.

От замены бетонного лотка этого отрезка теплосети уходим в сторону использования локального участка трубы в ППУ изоляции для бесканальной прокладки. Осуществляем демонтаж, выравниваем основание, делаем подушку, проводим монтаж новых трубопроводов. Далее вновь опрессовка… 10 минут, 20 минут… стрелка манометра не движется.

То есть утечка была ликвидирована, но визуально мы не смогли её подтвердить из-за малого объёма потери воды.

Заканчиваем прокладку теплотрассы, на всякий случай «на будущее» спаиваем контакты СОДК, ставим муфты, изолируем соединения старых трубопроводов с новыми, засыпаем грунтом, завершаем ремонтные мероприятия. Далее участок проходит очередные гидравлические испытания представителем теплогенерирующей компании, предписание по устранению утечки воды выполнено, пломбы сняты. Тепло пошло!

В результате проведенных работ, в очередной раз сделаем вывод, что даже незначительные повреждения при должном внимании могут быть локализованы и устранены. Даже в упор, своими собственными глазами, можно не заметить дефект, но опыт и правильное оборудование обязательно помогут.

Исходные параметры участка

Длина = 550 м.
Диаметр = 89 мм.
Рабочее давление = 9 кгс/см².
Глубина прокладки 1,1-1,8 м.
Прокладка в лотке.
Изоляционное покрытие: минеральная вата с асбестоцементной мастикой по сетке рабица.
Промежуточные точки доступа: отсутствуют.

oirpoisk

г. Москва,7-я ул. Текстильщиков, д. 14

+7 (495) 128-30-38

Оценка технического состояния трубопроводов | ПОЛИИНФОРМ

Наша компания проводит работы по диагностике подземных и подводных участков трубопроводов аппаратурно-программным комплексом неразрушающего контроля КМД-01М. Подробнее…

Сергеев А.Б.,
Директор Департамента промышленной безопасности.
Проказин А.Б.,
Технический директор Департамента промышленной безопасности

ЗАО «Полиинформ», Санкт-Петербург. Издание: «Мир измерений», №6, 2012 (тема номера)

Протяженность магистральных нефтепроводов России составляет более 50 тыс. км газопроводов около 200 тыс. км. В настоящее время более 50% магистральных трубопроводов эксплуатируются более 25 лет. В процессе их эксплуатации происходит постоянное снижение их эксплуатационных характеристик вследствие их старения. По результатам технической диагностики трубопроводов приходится снижать параметры перекачки продукта, что негативно сказывается на их производительности. С каждым годом увеличивается объем работ по оценке технического состояния трубопроводов, восстановительных мероприятий, и ликвидации последствий аварийных состояний.

Из-за высокой изношенности трубопроводной системы растет число порывов. В 2009 г. их число достигло более 25 тысяч, в среднем по 500 порывов еженедельно. Эксперты-экологи считают, что ежегодно потери нефтепродуктов в результате аварий составляют не менее 5 млн. тонн нефтепродуктов, причем основная часть нефтепродуктов не подлежит сбору, а загрязненные территории часто вообще не рекультивируются. Между тем, аварии нефтегазопроводов наносят огромный ущерб окружающей среде.

Выброс газа часто сопровождается возгоранием, что может нанести вред не только местной экосистеме, но и инфраструктуре. Разлив нефтепродуктов может необратимо повлиять на гидрологические объекты, причем на значительном протяжении от места аварии.

природно-климатических нагрузок извне
технологических нагрузок, связанных с агрессивностью перекачиваемого продукта
механическими ударными и циклическими нагрузками при эксплуатации

Кроме того, трубопровод испытывает значительные изгибающие усилия, связанные с движением или перемерзанием (морозным пучением) грунта, это приводит к появлению напряженно-деформированных состояний (НДС), в свою очередь способных инициировать стресс-коррозионные процессы.

Особенности технического диагностирования технологических трубопроводов

Своевременная экспертиза промышленной безопасности трубопроводов позволяет предупреждать аварийные ситуации, связанные с их повреждениями в процессе эксплуатации и минимизировать затраты на ремонтно-восстановительные работы. Однако, сами по себе диагностические мероприятия являются довольно дорогостоящими, поскольку часто связаны с изменением режима работы трубопровода, а то и полным прекращением транспортировки продукта, что приводит к значительным косвенным потерям. Большое количество трубопроводов вовсе не предназначено для диагностики наиболее популярными методами, например, внутритрубной дефектоскопией.

Отсутствие камер приема-выпуска, прямоходных вентилей, сложная геометрия трубопровода, не позволяющая применять снаряды-интроскопы, существенно ограничивают применение данного метода диагностики. Между тем, по разным оценкам, до 40% и более от общей протяженности трубопроводов не подготовлены для проведения внутритрубной дефектоскопии.

Также не решена в должном объеме задача полноценной диагностики подводных переходов трубопроводов, что особенно актуально для сильно обводненных просторов Западной Сибири, а также подводных трубопроводов оффшорных платформ.

Чаще всего оценка технического состояния подводных трубопроводов сводится к водолазному или гидролокационному обследованию, и лишь изредка к применению внутритрубной дефектоскопии, редко используемой при таких работах, поскольку цена возможного застревания очистного поршня, калибратора или снаряда-дефектоскопа в этом случае слишком высока.

Магнитный метод оценки технического состояния трубопроводов

Для диагностики технического состоянии трубопроводов используются различные методы. Многообразие методов связано с многообразием как самих трубопроводов, так и условий их эксплуатации. И очевидно, что не может существовать одного-единственного универсального метода диагностики, пригодного для любых условий, и дающего всеобъемлющую и достоверную характеристику технического состояния.

Одним из широко распространенных методов оценки технического состояния трубопроводов является магнитный. Этот метод диагностики основан на анализе магнитных полей рассеяния, возникающих в местах расположения дефектов, вызывающих изменение механических и физических параметров трубопровода. При использовании этого метода металл трубопровода может предварительно намагничиваться до насыщения, либо измерения производятся в приложенном магнитном поле. Такие дефектоскопы часто входят в состав аппаратуры внутритрубного снаряда-дефектоскопа, поскольку ультразвуковые методы внутритрубной диагностики имеют свои ограничения на применение: требуется тщательная очистка стенок от отложений, невозможность работы в двухфазном флюиде.

Тем не менее, магнитометрический метод широко применяется как метод контактной диагностики, например, вихретоковой.

Основным недостатком этого метода диагностики является необходимость обеспечить доступ к трубопроводу, т.е. либо полностью подъем его на поверхность, либо шурфовка в отдельных точках. Это требует значительных ресурсов, а на сильно обводненных участках трассы трубопровода может быть труднодостижимым.

Вопрос о возможности применения магнитометрического метода диагностики без доступа к металлу трубопровода стоял давно. Существуют магнитометры, способные определять напряжения в металле трубопровода, но попытки дистанционного выявления локальных дефектов, имеющих незначительные линейные размеры, упирались в недостаточную чувствительность первичных магнитных преобразователей, в качестве которых традиционно используются феррозондовые датчики магнитного поля, а также в недостаточное число измеряемых компонент магнитного поля. Недостатком феррозондовых датчиков является высокий уровень собственных шумов, что ограничивает его чувствительность, сравнительно большая масса сердечника, и высокие требования к параметрам опорного генератора.

Датчики на анизотропном магниторезистивном эффекте

На основании современных требований к бесконтактной магнитометрической диагностике, специалистами ЗАО «Полиинформ» были разработан комплекс КМД-01М В нем применяются инновационные датчики на базе последних достижений в области создания первичных преобразователей магнитного поля. Принцип действия этих датчиков основан на анизотропном магниторезистивном эффекте (АМР-эффект).

Магниторезистивный эффект (МР) заключается в изменении электрического сопротивления материала под действием внешнего магнитного поля. Одна из разновидностей магниторезистивного эффекта — анизотропный МР-эффект (АМР) проявляется в зависимости значения сопротивления ферромагнитной пленки от угла между вектором её намагниченности и направлением тока через неё. Направление же вектора намагниченности пленки определяется, в том числе, и направлением внешнего магнитного поля. В АМР датчиках могут применяться как однослойные, так и многослойные структуры.

Комплекс диагностики КМД-01М

Принципиальное отличие комплекса диагностики КМД-01М состоит в том, что в нем реализован метод градиентометрии, т.е. показания от 4-х датчиков, находящихся в 4-х точках пространства сравниваются между собой с выработкой разностного сигнала не только по одноименным компонентам поля, но и по полному вектору магнитной индукции. Это необходимо, чтобы исключить влияние однородного магнитного поля Земли на магнитометрические характеристики массива датчиков, при этом фоновое поле не обязательно должно быть пространственно однородным. В работе массива трехмерных датчиков магнитного поля, используемых в комплексе магнитометрической диагностики трубопроводов, актуальной задачей является подавление импульсных помех. Эта задача решается с помощью алгоритма подавления помех на основе медианного фильтра. Фильтрация выполняется по каждой из координат вектора магнитной индукции. Это позволяет эксплуатировать комплекс для диагностики трубопроводов в условиях сильной электромагнитной загрязненности пространства, например, вблизи линий электропередач, находящихся часто в одном коридоре с трассой трубопровода.

Как уже было отмечено, каждый из 4-х магниторезистивных датчиков, размещенных на крестообразном антенном блоке комплекса, является трехкомпонентным, т.е. измеряет поле по осям X, Y, Z. Таким образом, комплекс КМД-01М измеряет

3 компоненты поля в 4-х точках пространства
разности одноименных компонент
3 вектора полной магнитной индукции и их разностей

Обработка и управление таким массивом данных требует применения мощных полевых компьютеров в климатически защищенном исполнении. Частоту опроса датчиков оператор может изменять в зависимости от скорости движения по трассе трубопровода в диапазоне от 30 до 300 Гц.

Программа управления комплексом КМД-01М и программа математической обработки данных являются полностью оригинальными и созданы в ЗАО «Полиинформ». Всего на комплекс диагностики получено 7 патентов и два свидетельства о государственной регистрации программ.

В процессе производства магнитометрической диагностики комплекс КМД-01М автоматически осуществляет привязку в географических GPS-координатах с высокой точностью (до 0,5м), что позволяет по окончании каждого цикла измерений построить электронную карту магнитных аномалий с присвоением каждой аномалии ее координат. Это позволяет осуществлять автоматическую трассировку трубопровода, а также снизить затраты на проведение дополнительного дефектоскопического контроля. Кроме того, комплекс обеспечивает одновременное измерение расстояния с помощью электронного одометра от ближайшей реперной точки (кранового узла, аншлага, точки врезки и т.п.).

Для проведения работ по диагностике в зонах аномально низких или высоких температур, когда ноутбук может работать неустойчиво, в комплексе КМД-01М предусмотрена бесконтактная передача данных с антенной системы на управляющий компьютер с помощью системы WI-FI. При этом инженер-геофизик может находиться в автомобиле на расстоянии до 100 м от оператора, движущегося по трассе трубопровода. Это значительно расширяет возможности эксплуатации комплекса КМД-01М при крайне низких и высоких температурах. Также, такая структура комплекса позволяет устанавливать его на различные движущиеся средства: автомобили, снегоходы и др. В этом случае резко повышается производительность — до 35-40 км одной бригадой за смену, без потери качества диагностики.

Визуализация магнитограмм в режиме реального времени, реализованная на комплексе КМД-01М позволяет выявлять наиболее значимые аномалии без камеральной обработки материалов диагностики. Это позволяет сэкономить время на проведение шурфовки и последующего дополнительного дефектоскопического контроля.

Проведение магнитометрической диагностики трубопроводов с помощью комплекса КМД-01М

Оператор комплекса на трассе трубопровода.

Применение комплекса КМД-01М на объектах с визуализацией в режиме реального времени показано на нескольких примерах:

1. Проведение диагностики технического состояния магистрального трубопровода 32″. Характер местности — песчаная пустыня. Выявлена магнитная аномалия в виде напряженно-деформированных состояний, связанных с давлением песчаного бархана, высотой более 10м, наметенного в последние несколько лет перед обследованием:

Магнитограмма 1.

Верхняя магнитограмма представляет собой изменение полного вектора магнитной индукции на участке трубопровода, погребенного под барханом.

На отрезке протяженностью 118 м высота бархана составляет более 10 диаметров трубы, поэтому трубопровод не диагностируется.

На входе и выходе в бархан отмечаются напряженно-деформированные состояния высокого уровня, связанные с давлением массы песка на трубопровод. Участок отмечен, как аварийно-опасный.

Нижняя магнитограмма фиксирует компоненты магнитного поля «Х-левая» и «Х-правая». Локальных дефектов, связанных с потерями металла на диагностируемых участках не обнаружено.

Как показывает практика, часто напряженно-деформированные состояния значительно уменьшаются в результате шурфовки, кроме случаев, когда НДС связано с изменением геометрии трубопровода (Магнитограмма 2).

Магнитограмма 2.

Магнитограмма изменения полного вектора магнитной индукции показывает значительное НДС, вызванное искривлением трубопровода в результате давления грунта. Локальных дефектов не обнаружено (нижняя магнитограмма). Комплекс КМД-01М обладает высокой мобильностью, и может эксплуатироваться на различных носителях. В частности, в условиях Западной Сибири удобным оказалось применение снегохода с традиционными нартами. В этом случае объем выполненных работ за смену вырастал в несколько раз без снижения качества диагностического обследования трубопроводов.

В настоящее время ведутся интенсивные работы по разработке двух модификаций комплекса КМД-01М: для подводного самоходного аппарата (совместно с концерном «Гидроприбор-Подводное оружие России), рассчитанного на глубину 500 м. и ручного прибора для диагностики трубопроводов оффшорных платформ, часто располагаемых в литоральной зоне с глубинами до 50-ти метров, что дает возможность использовать легководолазное снаряжение для производства работ. Применение метода позволяет (в дополнение к «традиционными» методам), обеспечить более полное решение задачи обеспечения промышленной безопасности трубопроводного транспорта и уменьшить риски экологических катастроф, связанных с транспортировкой углеводородного сырья.

Список литературы

Саксон В.М., Кузнецов С.А. «Концепция контролируемого технического состояния окружающей среды» Разведка и охрана недр. Октябрь 2005г. 4 п.л.
Саксон В.М., Семенов В.В. «Экоаналитическая идентификация источников загрязнений нефтяными углеводородами». Разведка и охрана недр. Октябрь 2005г. 4,5 п.л.
Амеличев В.В., Галушков А.И., Резнев А.А., Сауров А.Н., Суханов В.С. «Визуализация привнесенных неоднородностей магнитного поля Земли» // Междисциплинарный теоретический и прикладной научно-технический журнал «Нано и микросистемная техника» № 3-С.11-14.
Касаткин С.И., Васильева.Н.П., Муравьев А.М. Многослойные тонкопленочные магниторезистивные элементы. Тула 2001. 134 с.
Патент № 86015 Саксон В.М., Проказин А.Б. «Устройство для бесконтактного выявления местоположения дефектов металлического трубопровода».
Патент № 108846 Саксон В.М., Проказин А.Б. «Магнитный дефектоскоп для контроля подземных трубопроводов».

Эксперт будет исключен из реестра экспертов в области промышленной безопасности за дачу заведомо ложного заключения

Специальной комиссией Центрального управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) завершено техническое расследование причин аварии на опасном производственном объекте. Участок трубопроводов теплосети от ПП «Смоленская ТЭЦ-2» ПП «Тепловые сети», ПАО «Квадра» «Смоленская генерация».

Технической причиной разрушения трубопровода пара явилась некачественная сварка технологического сварочного шва.

По результатам исследования металла участка трубы Ø 400 мм установлено, что разрыв трубопровода пара произошел в результате возникновения и развития коррозионно-усталостных трещин в операционном сварном шве в процессе длительной эксплуатации металла. В 2018 году на трубопровод пара проводилась экспертиза промышленной безопасности, по результатам которой установлен срок возможной эксплуатации — до 9 сентября 2022 года. В то же время установлено, что организации, проводившие экспертизу промышленной безопасности, техническое диагностирование и неразрушающий контроль, не определяли фактическое состояние паропровода. Неразрушающий контроль проводился в местах, не входящих в границы участка трубопровода пара. При этом на подземных участках не выполнялась шурфовка; на схемах контроля не указаны места установки опор, врезки продувок, дренажей, воздушников. Подземный участок трубопровода не подвергался техническому диагностированию. Не проводились гидравлические испытания в соответствии с требованиями нормативных документов, предусмотренные индивидуальной программой по проведению экспертизы промышленной безопасности.

По результатам расследования установлены ответственные лица, причастные к аварии: главный инженер филиала ПАО «Квадра» — «Смоленская генерация», директор и главный инженер ПП «Тепловые сети» филиала ПАО «Квадра» — «Смоленская генерация». В отношении юридического и должностных лиц возбуждены дела об административном правонарушении, ответственность за которое предусмотрена частью 1 статьи 9.1 КоАП РФ.

Подготовлены материалы для принятия решения о прекращении действия квалификационного удостоверения эксперта в области промышленной безопасности, проводившего экспертизу промышленной безопасности, и об исключении эксперта из реестра экспертов в области промышленной безопасности.

Подземная прокладка тепловых сетей и компенсаторов

Подземная прокладка трубопроводов производится в непроходных, проходных, и полупроходных каналах, а также в общих коллекторах вместе с иными коммуникациями. На примере Ленинграда в последние годы стала использоваться бесканальная прокладка, которая считается наиболее эффективной. Но и в этом варианте отдельные участки укладываются в каналы – компенсационные ниши, углы поворотов и др.

Если подземная прокладка теплосетей производится на не спланированной территории, осуществляется местная планировка поверхности земли. Это делается в целях отвода поверхностных вод. Элементы тепловых сетей (наружные поверхности перекрытий и стен каналов, камер и т.д.) отделываются обмазочной битумной изоляцией. Если прокладка происходит под зелеными зонами, конструкции покрываются оклеечной гидроизоляцией, которую производят из битумных рулонных материалов. Сети, смонтированные ниже максимального уровня стояния грунтовых вод, оснащаются попутным дренажом. Его диаметр должен составлять более 150 мм.

Установка компенсаторов

Подземная прокладка трубопроводов предполагает установку компенсаторов. Монтаж компенсаторов в проектном положении разрешается после предварительных испытаний тепловых сетей на герметичность и прочность, их обратной засыпки и подземной прокладки камер, каналов и щитовых опор.

Если прокладываемые тепловые сети устанавливаются для обслуживания запорной кирпичной или железобетонной арматуры, устраиваются подземные камеры. Магистральные теплосети проходят через камеры. В них устанавливаются врезки с запорной арматурой для монтажа ответвлений к потребителям. Высота камеры должна отвечать безопасности обслуживания.

В крупных городах подземная прокладка трубопроводов осуществляется совместно с иными инженерными сетями. Городские и внутриквартальные тоннели совмещаются с водопроводами диаметром до 300 мм, силовыми кабелями напряжением до 10 кВ и кабелями связи. Городские тоннели с трубопроводами сжатого воздуха с давлением до 16 МПа совмещаются с напорной канализацией. Внутриквартальные тоннели прокладываются вместе с водяными сетями диаметром до 250 мм и газопроводом природного газа с давлением до 0 005 МПа и диаметром не более 150 мм. В футлярах или тоннелях прокладываются теплосети под городскими проездами, при пересечении крупных автодорог и под площадями с современным покрытием.

Подземная прокладка трубопровода может осуществляться в непроходных каналах.

Бесканальная подземная прокладка осуществляется по территории населенных пунктов. Установка производится в непроходных каналах совместно с иными инженерными сетями в общегородских или внутриквартальных коллекторах. Надземная прокладка трубопровода осуществляется по площадкам предприятий. Теплосети при этом устанавливаются на отдельно стоящих эстакадах и опорах. Иногда допускается и подземная прокладка.

Подробнее о подземной прокладке компенсаторов

При бесканальной прокладке и в непроходных каналах производится подземная установка сильфонных компенсаторов в камерах. Специальные павильоны для сильфонных компенсаторов не сооружаются при прокладке теплосетей на отдельно стоящих опорах или эстакадах. Устанавливаются они у неподвижных опор. Только один компенсатор монтируется между двумя неподвижными опорами. Направляющие опоры устанавливаются до и после компенсаторов. Одна из направляющих опор должна быть неподвижной.

Из эстетических и архитектурных соображений предусматривается подземная прокладка трубопровода в жилых районах.

При подземной прокладке теплосетей и для воздушной установки применяется кран. Он также используется на мачтах, эстакадах, для возведения служебных помещений высотой в 3 этажа и надземных павильонов насосных станций.

В специальных коллекторах и совместно с другими инженерными сетями осуществляется подземная прокладка трубопровода в пределах населенного пункта (города или поселка). Установка осуществляется в полупроходных, непроходных и проходных каналах непосредственно в грунте.

Все трубопроводы, проложенные под землей должны периодически проверяться. Осуществляется контроль состояния теплоизоляции, строительно-изоляционных конструкций и самих трубопроводов. Профилактические плановые шурфовки производятся в соответствии с графиком, не реже 1 раза в год. Количество шурфов определяется в зависимости от состояния подземных прокладок и протяженности теплосетей.

Укладка труб в траншею осуществляется при участии тех же механизмов, что и при подземной прокладке теплосетей. Это автокраны, трубоукладчики и краны на гусеничном ходу. Если этих механизмов нет или нет возможности их использовать из-за стесненных условий производства, то трубы в траншею могут быть опущены посредством монтажных треног, которые оснащены ручными лебедками или талями. Для труб с малым диаметром используются 2 каната и опускаются они в траншею вручную.

Питтинговая коррозия в нефтяных и газовых скважинах и трубопроводах

Коррозия — одна из основных причин отказов трубопроводов в нефтегазовой отрасли. Согласно исследованию, проведенному Национальной ассоциацией инженеров по коррозии (NACE), коррозия трубопроводов может стоить от 5,4 до 8,6 млрд долларов только в Соединенных Штатах.

Из всех видов коррозии точечная коррозия считается самой серьезной из-за скорости ее роста и сложности обнаружения.Подсчитано, что более 90% коррозионных отказов трубопроводов в США в период с 1970 по 1984 год были вызваны точечной коррозией.

Сырая нефть и природный газ содержат соединения и примеси, которые по своей природе вызывают коррозию стального оборудования. Углекислый газ (CO ₂), сероводород (H ₂ S) и свободная вода, присутствующие в процессах транспортировки и добычи, являются естественно агрессивными и со временем могут образовывать ямы на внутренних стенках трубопроводов и колодцев.

В этой статье мы обсудим механизмы, ответственные за точечную коррозию в нефтегазовой промышленности, и рассмотрим наиболее часто используемые методы предотвращения. (Общие сведения о питтинговой коррозии можно найти в статье «Все о питтинговой коррозии».)

Наиболее частые причины питтинговой коррозии в скважинах

Трубопроводы, колодцы и их арматура особенно подвержены коррозии, поскольку они обычно изготавливаются из различных марок углеродистой стали.Современные методы транспортировки и добычи нефти и газа часто могут приводить к изменениям состава флюидов, закисанию скважин и изменениям давления и температуры, которые могут создавать коррозионную среду, вредную для стальных компонентов.

Точечная коррозия труб и колодцев возможна в основном из-за слабых мест в естественной пассивирующей / защитной оксидной пленке металла. Эти области преимущественно подвергаются коррозии и приводят к концентрированной и локализованной коррозии, которая является проникающей и разрушительной.Места, подверженные точечной коррозии в нефтяных и газовых скважинах и трубопроводах, включают участки с примесями сульфидов и плохо нанесенными покрытиями. Как только происходит точечная коррозия, последующее повреждение приводит к деградации материала, потере толщины стенки, утечкам и увеличению местных напряжений.

В нефтегазовой промышленности коррозия часто является результатом химических реакций между CO ₂ или H ₂ S и сталью, при этом вода обычно выступает в качестве катализатора реакции. В целом, наиболее распространенными типами нефтяной коррозии, вызывающей точечную коррозию, являются:

Сладкая коррозия
Кислая коррозия
Кислородная коррозия
Щелевая коррозия
Микробиологическая коррозия

Мы рассмотрим каждый из этих типов в следующих разделах.

Сладкая коррозия

Безусловно, сладкая коррозия является основной причиной питтинга в нефтяных и газовых скважинах и трубопроводах. Этот тип коррозии возникает из-за коррозионного воздействия чистых газов, то есть газов, которые не содержат сероводорода (H ₂ S), но могут содержать некоторое количество диоксида углерода (CO ₂). Компонент CO ₂ в чистых газах широко известен как один из основных коррозионных агентов в нефтегазовой промышленности.

Dry CO _{2 Сам по себе} не представляет особой проблемы.Однако, когда сверхкритический CO ₂ (такой, который обнаруживается при экстракции с использованием закачки газа) реагирует с водой, образуется угольная кислота (H ₂ CO ₃). Угольная кислота реагирует с железом, содержащимся в сталях, с образованием хрупкого и шелушащегося продукта коррозии, карбоната железа (FeCO ₃). Общая химическая реакция показана ниже:

Fe + H ₂ CO ₃ → FeCO ₃ (карбонат железа) + H ₂

Скорость точечной коррозии из-за сладкой коррозии зависит от нескольких факторов, включая значения pH, температуру, условия потока и свойства металла.

Кислая коррозия

Кислая коррозия, как следует из названия, — это коррозия, вызванная воздействием на металл высокосернистых газов. Кислые газы — это газы, которые содержат значительные количества H ₂ S, соединения с высокой кислотностью, известного своей агрессивной коррозионной активностью. H ₂ S может закачиваться в скважины естественным путем или вручную во время закачки газа для улучшения смешиваемости закачиваемых газов с нефтью в запасе.

При растворении H ₂ S в воде образуется кислота с большим количеством ионов водорода.Эти ионы водорода увеличивают скорость поглощения водорода и точечной коррозии в сталях. H ₂ S реагирует с железом и водой с образованием различных продуктов коррозии, известных как сульфиды железа (FeS _x). Общая химическая реакция показана ниже:

H ₂ S + Fe + H ₂ O → FeS _x + 2H + H ₂ O

Кислородная коррозия

Кислород, растворенный в буровых растворах, является еще одной основной причиной точечной коррозии и кислородной коррозии, особенно в обсадных трубах скважин.Кислород может быть введен в скважины посредством заканчивания скважин, газлифта, негерметичного оборудования и открытых люков. Присутствие растворенного кислорода усиливает коррозионное действие кислых газов CO ₂ и H ₂ S до такой степени, что ингибирование становится все труднее.

Щелевая коррозия

Щелевая коррозия — это тип локальной коррозии, которая обычно возникает в трещинах и зазорах на металлических поверхностях или рядом с ними. Жидкость попадает в расщелину и остается застоявшейся, что вызывает ряд реакций, которые делают застоявшуюся жидкость кислой по своей природе.Эта кислая жидкость разрушает пассивные оксидные слои и оставляет металлическую основу уязвимой для коррозии. (Откройте для себя все тонкости щелевой коррозии в статье «Что такое« внутренняя совок »в отношении щелевой коррозии?») Сильная щелевая коррозия сильно локализована и может проникать в толщу металла, создавая ямки в различных местах.

Коррозия, вызванная микробиологией

Микробиологически индуцированная коррозия вызывается бактериями, присутствующими в жидкостях. Метаболическая активность этих организмов приводит к выделению газов H ₂ S и CO ₂, которые могут повысить токсичность и коррозионную активность окружающей среды в скважине или трубопроводе.

Исследования показали, что микроорганизмы часто присутствуют в нефтяных и газовых коллекторах. Микробиологически индуцированная коррозия характеризуется появлением слизистых студенистых отложений на внутренних стенках трубопровода. Точечная коррозия, скорее всего, будет обнаружена непосредственно под участками, где эти отложения накопились с течением времени.

Снижение питтинговой коррозии в нефтегазовой промышленности

Коррозия в нефтегазовой отрасли не является статическим явлением, поэтому ее предотвращение сопряжено с многочисленными проблемами.Свойства жидкости, давление и температура постоянно меняются, что делает некоторые традиционные методы уменьшения коррозии менее эффективными, чем другие.

Некоторые из наиболее широко используемых и эффективных методов уменьшения коррозии, применяемых в нефтяных и газовых скважинах и трубопроводах, обсуждаются ниже.

Ингибиторы коррозии

Это химические вещества, которые наносятся на поверхность металла для подавления реакций, вызывающих коррозию. Ингибиторы действуют несколькими способами, в том числе:

Ограничение анодных или катодных реакций на поверхности металла
Повышение потенциала металлической поверхности, так что металл становится более пассивным и образует собственную пленку из естественного оксида
Образует тонкий защитный слой на поверхности металла, подавляющий реакции, вызывающие коррозию.

Защитные покрытия

Защитные покрытия наносятся на поверхность металла и действуют как барьер, предотвращающий прямой контакт между металлической подложкой и коррозионными агентами. Покрытия обычно имеют металлическую природу и состоят из таких элементов, как никель, цинк или кадмий.

Катодная защита (CP)

Катодная защита (CP) — это метод борьбы с коррозией, при котором защищаемый металл намеренно делается катодом электрохимической ячейки.Это влечет за собой соединение с трубой более легко корродирующего металла (который действует как анод), так что он преимущественно корродирует, а значит, жертвует собой. В более длинных трубопроводах, где естественная разница потенциалов между двумя металлами недостаточна, внешний источник постоянного тока используется для обеспечения тока, достаточного для питания реакции. Этот метод известен как катодная защита наложенным током (ICCP).

Заключение

Точечная коррозия ежегодно обходится нефтегазовой отрасли в десятки миллиардов долларов.Хотя коррозия встречается в различных отраслях промышленности, таких как транспорт, строительство, производство и т. Д., Газы H ₂ S и CO ₂, вызывающие точечную коррозию, чаще всего встречаются в нефтегазовом секторе. По этой причине важно понимать принципы нефтегазовой коррозии, чтобы принять эффективные меры по предотвращению или уменьшению возникновения точечной коррозии.

Эта статья изначально была опубликована на сайте Corrosionpedia.ком . Он переиздан здесь с разрешения.

Кристал — инженер-строитель и руководитель проекта со степенью магистра в области строительства и управления. Ее опыт включает управление проектами крупных инфраструктурных проектов, надзор за строительством и проектирование различных элементов инфраструктуры, включая проезжую часть, тротуар, элементы безопасности движения и дренаж.Кристал также является автором публикаций в Управлении транспортных исследований в Вашингтоне, округ Колумбия,

Подписка на информационный бюллетень

Подпишитесь на OILMAN Сегодня наш отраслевой информационный бюллетень, охватывающий новости нефтегазового бизнеса, события, информацию и тенденции, формирующие рынок, будет доставлен на ваш почтовый ящик.

Техника питтинга и ремонта трубопроводов

3.1 Шлифовка

Незначительные повреждения, аномалии сварки или металлургические дефекты трубопровода могут быть устранены шлифовкой, что исключает возможность возникновения трещин.Кроме того, шлифование используется для удаления концентраций напряжений из-за присутствия чрезвычайно твердого или относительно более мягкого металла в готовых трубопроводах.

Нормы / стандарты

не предусматривают каких-либо ограничений на длину интервала шлифования, когда он используется для удаления металла, равного .

3.2 Ремонт наплавки / наплавки
Наложение сварного шва — это метод ремонта трубопровода, при котором соответствующий металл наносится путем сварки на поверхность трубы, корпус / затвор клапана или фитинг в виде слоя.Это может быть использовано для повышения прочности трубы или защиты поверхности при сохранении прочности базовой конструкции, например, в качестве защиты от коррозии.
Сварная наплавка обеспечивает наслоение легированного металла, отличающегося по материалу от материала основных трубопроводов и связанных с ними трубопроводов / фитингов. Наплавка выполняется дуговой сваркой в среде защитного металла, сваркой в среде инертного газа (MIG) / сваркой вольфрамовым электродом в среде инертного газа (TIG), дуговой сваркой под флюсом, сваркой в CO2 или дуговой сваркой с переносом плазмы (PTA).
Наплавка лучше всего подходит для сложных или сложных конфигураций труб или контурных трубопроводов.В некоторых случаях наплавка обеспечивает лучшую коррозионную и износостойкость, чем гильзы, в отношении гальванической коррозии. Наплавка также является подходящей техникой ремонта для предотвращения щелевой и фреттинг-коррозии. При попытке наплавки необходимо учитывать металлургические аспекты из-за чрезмерного тепловыделения.
Чтобы избежать металлургических дефектов во время наплавки, очень важно выбрать совместимый электрод и подходящую процедуру сварки. Часто для минимизации упрочнения зоны термического влияния через чередование слоев наплавленного металла за счет низкого и высокого подводимого тепла используется техника дуговой сварки.Сварка с чередованием высокой и низкой погонной энергии помогает контролировать чрезмерное упрочнение зоны термического влияния (аналогично процессу отжига).
Модель для прогнозирования внутренней питтинговой коррозии нефте- и газопроводов | КОРРОЗИЯ NACE
РЕФЕРАТ
Разработана практическая модель для прогнозирования внутренней питтинговой коррозии нефте- и газопроводов. Эта модель, применимая как к кислым, так и к сладким продуктам и трубопроводам для транспортировки, основана на экспериментах, проведенных в лаборатории при высоком давлении и высокой температуре в рабочих условиях нефте- и газопроводов, и на фактических темпах роста карьера на шести действующих месторождениях. в течение четырех лет.
Входные данные, необходимые для использования модели, легко доступны на местах. Входы бывают двух видов: строительные (диаметр трубы, толщина стенки трубы и наклон трубы) и эксплуатационные (дебиты нефти, воды, газа и твердых тел, температура, полное давление, парциальные давления H ₂ S и CO. ₂ и концентрации сульфатных, бикарбонатных и хлорид-ионов).
Модель учитывает статистический характер питтинговой коррозии, прогнозирует рост внутренних коррозионных ямок на основе эксплуатационных параметров в полевых условиях, рассматривает изменение скорости питтинговой коррозии как функцию времени и определяет ошибку прогноза.Модель была проверена с использованием данных управления целостностью, полученных из работающего трубопровода.
ВВЕДЕНИЕ
При проектировании трубопроводов минимальная требуемая толщина стенки рассчитывается на основе соответствующих стандартов ^1-3. Эта минимальная расчетная толщина стенки включает две части: часть, удерживающую давление, и допуск на коррозию. Этот допуск на коррозию обычно рассматривается как часть толщины стенки трубы, необходимая для учета потерь из-за коррозии.Допуск на коррозию рассчитывается либо исходя из прогнозируемой скорости коррозии и расчетного срока службы трубопровода, либо определяется исходя из опыта. В полевых условиях одним из основных механизмов отказа является внутренняя точечная коррозия. По этой причине существует желание прогнозировать скорость внутренней питтинговой коррозии нефте- и газопроводов.
Настоящего отраслевого стандартного подхода к прогнозированию внутренней коррозии трубопроводов не существует, хотя доступно несколько моделей коррозионной активности.Обзор различных моделей коррозионной активности представлен в предыдущей публикации ⁴.
Большая часть внутренней коррозии нефте- и газопроводов представляет собой локальное воздействие, характеризующееся потерей металла на отдельных участках поверхности, при этом окружающие участки практически не затронуты или подвержены общей коррозии. Эти дискретные области могут принимать различные геометрические формы. Круглые углубления, обычно с заостренными и гладкими сторонами, описываются как ямки. Ступенчатые впадины с плоским дном и вертикальными сторонами называются меза-атакой.К другим геометрическим формам локальной коррозии относятся илы (иногда называемые ножевой линией) и канавки. В условиях потока локализованная атака может принимать форму параллельных канавок, проходящих в направлении потока. Это явление известно как локальная коррозия, вызванная потоком (FILC) ⁵.
Хотя модели коррозионной активности способствовали нашему пониманию влияния химических, физических, механических и других сил на условия коррозии внутри трубы, они не предсказывают локальную питтинговую коррозию — основной механизм отказа при добыче нефти и газа. и транспортное оборудование.
Исследование питтинговой восприимчивости пассивных пленок, образующихся на трубных сталях X70, X80 и X100, с помощью электрохимических шумов и измерений Мотта-Шоттки электрохимический шум (EN) и измерения Мотта-Шоттки. Результаты EN были проанализированы в соответствии с теорией дробового шума и стохастической теорией. Процесс зарождения ямы был количественно проанализирован с использованием функции распределения Вейбулла.Процесс роста ямок моделировался функцией распределения Гамбеля. Экспериментальные результаты графиков Мотта-Шоттки показали, что пассивные пленки, сформированные на трех трубных сталях, имели полупроводниковый характер n-типа, а пассивная пленка для трубопроводной стали X100 имеет самую низкую плотность доноров () среди трех пассивных пленок. Результаты EN показали, что трубопроводная сталь X100 имела самую низкую скорость зарождения ямок и вероятность роста ямок, что означает, что трубопроводная сталь X100 имела самую низкую восприимчивость к питтингу.
1. Введение
В последние годы большое внимание уделялось более экономичным и безопасным поставкам нефти и газа из-за постоянно растущего спроса на энергопотребление. Трубопровод — важный путь транспортировки нефти и газа на большие расстояния [1]. Для транспортировки большего объема ресурсов по трубопроводам требуются более высокие рабочие давления и больший диаметр трубопроводной стали. В то же время промышленность всегда требует снижения затрат на строительство и эксплуатацию трубопроводов [2].На сегодняшний день трубопроводные стали Х70 и Х80 широко используются при строительстве нефте- и газопроводов. Трубопроводная сталь X100, которая имеет более высокую прочность, чем сталь X70 и X80, без снижения ударных свойств и свариваемости [1, 3, 4], может иметь хорошие перспективы для коммерческого применения в строительстве трубопроводов по всему миру.
Производство высокопрочных стальных труб увеличивается в Китае, что вызывает беспрецедентную озабоченность по поводу защиты трубопроводов от коррозионных повреждений в почвенных средах, которые могут повлиять на безопасность эксплуатации сталей для трубопроводов.Согласно международным исследованиям, коррозионное растрескивание под напряжением (SCC) является одним из наиболее разрушительных повреждений нефте- и газопроводов [5]. Высокий pH SCC (pH более 9,0) был признан типичным режимом отказа, который, как полагали, был вызван избирательным растворением и повторяющимся разрывом пассивной пленки по механизму вершин трещин [6, 7]. Многие исследователи [8, 9] считали, что сопротивление SCC зависит от свойств пассивных пленок, образующихся в концентрированных растворах карбоната / бикарбоната.При наличии в растворах агрессивных частиц, то есть ионов Cl ^—, пассивная пленка может разрушаться и обычно приводит к возникновению питтинга [9, 10], который, вероятно, был основной причиной инициирования SCC [ 11]. Таким образом, помимо SCC, свойства пассивных пленок и точечная коррозия сталей для трубопроводов были предметом предыдущих исследований [2, 12–14]. Например, Зенг и Луо [12] продемонстрировали, что пассивная пленка, сформированная на стали трубопровода X70 в растворе NaHCO ₃ с концентрацией 0,5 моль / л (имитация почвенного раствора с высоким значением pH), ведет себя как полупроводник n-типа и имеет электронную полосу состав.Сюэ и Ченг [13] подтвердили, что стабильная пассивность может быть установлена на трубопроводной стали X80 в карбонатно-бикарбонатном растворе, а добавление хлорид-ионов в раствор привело к увеличению донорной плотности в пассивной пленке, которая была склонна к возникновению точечная коррозия.
Хорошо известно, что точечная коррозия включает в себя зарождение ямок и процесс их роста [15]. Метод циклической поляризации является распространенным методом изучения питтинговой коррозии [16]; однако он не дает много информации о возникновении ямок и скорости их роста.Следовательно, использование метода для изучения питтинга неадекватно. В последнее время метод измерения электрохимического шума (EN), то есть спонтанных флуктуаций потенциала и / или тока, генерируемых в процессе равномерной коррозии и точечной коррозии, имеет преимущество ненавязчивого характера, быстроты сбора данных и простоты интерпретации. , и он использовался в исследованиях многих исследовательских групп [17]. Например, Аль-Мазиди и Коттис [18] предположили, что измерение EN дает полезную информацию о скорости коррозии и ее локализации.Zhang et al. [15] использовали EN для исследования восприимчивости к питтингу Mg-10Gd-2Y-0.5Zr, сплава AZ91D и чистого магния в 0,05 М растворе NaCl. Qafsaoui et al. [19] проанализировали влияние ингибитора на локальную коррозию Al 2024 по EN, а Klapper et al. В [20] рассмотрено влияние катодного процесса на интерпретацию сигналов электрохимического шума, возникающего в результате точечной коррозии нержавеющей стали.
Хотя некоторые исследования, относящиеся к пассивным пленкам и питтингу трубопроводной стали X70 и X80, были выполнены [10–13], мало внимания уделялось анализу точечной коррозии трубопроводной стали X100 в почвенной среде с высоким pH [21, 22 ].Более того, метод EN не получил широкого распространения при исследовании точечной коррозии высокопрочной трубопроводной стали. В настоящей работе коррозионная стойкость к питтингу пассивной пленки, образованной на стали трубопровода Х100, была исследована с помощью электрохимического анализа шума в сочетании с традиционными электрохимическими методами со сравнением его аналогов трубной стали Х70 и Х80; данные EN были проанализированы в соответствии со стохастической теорией и теорией дробового шума, питтинговая коррозия была отделена от равномерной коррозии, а зарождение ямок и процесс роста ямок были оценены с использованием функции распределения Вейбулла и Гумбеля, соответственно.Поэтому восприимчивость к питтингу трех пассивных пленок сравнивалась на основе данных EN.
2. Экспериментальная
2.1. Предварительная обработка образца
В качестве экспериментальных образцов были выбраны трубопроводные стали Х70, Х80 и Х100. Химические составы вышеуказанных материалов приведены в таблице 1. Три материала были залиты двухкомпонентной эпоксидной смолой и помещены в тефлоновый (ПТФЭ) держатель с открытой площадью 1,0 см ². Все рабочие поверхности шлифовали мелкозернистой наждачной бумагой зернистостью 240, 360, 600, 1000 и 1500.Чтобы обеспечить чистоту стальной поверхности трубопровода перед воздействием растворов электролитов, после процедуры полировки образцы очищали этанолом.
Элемент C Si Mn S P Ni Cr Cu Fe
X70 0.045 0,26 1,48 0,001 0,0017 0,16 0,17 0,21 0,033 — — — Бал.
X80 0,06 0,08 1,87 0,005 0,006 0,16 0,03 0,26 0,044 0,09 0,09 0,09 0,044 0,09 0,09 0,09 902
X100 0.05 0,25 1,83 0,002 0,08 0,23 — 0,21 0,10 0,02 0,018 0,27 Бал.
Пассивные пленки формировались на трубопроводной стали X70, X80 и X100 в 0,5 моль / л растворе NaHCO ₃, который использовался для моделирования состава почвы с высоким pH. . Чтобы сделать точечную коррозию пассивных пленок более очевидной, электрохимические эксперименты, включая измерение импеданса и измерения EN, были проведены в 3.5 мас.% Раствор NaCl. Все растворы были приготовлены с использованием реактива ЧДА и дистиллированной воды. Растворы выдерживались на воздухе и во всех электрохимических экспериментах находились в состоянии покоя. Все эксперименты проводились при комнатной температуре.
2.2. Характеристика
Микроструктуру всех образцов наблюдали с помощью металлургического микроскопа Leica Q500MW. Электрохимические эксперименты проводились в стандартной трехэлектродной системе на электрохимической станции EG&G PARSTAT 2273.Противоэлектродом был графитовый лист, и все потенциалы относились к насыщенному каломельному электроду (SCE). Рабочим электродом служили три образца трубопроводной стали. Перед проведением всех экспериментов рабочие электроды были предварительно поляризованы при -1,3 В в течение 180 с для удаления поверхностных оксидных пленок, образовавшихся на воздухе, а затем пассивные пленки формировали потенциостатически на трех трубных сталях при 0,7 В в течение 1 часа. Измерения спектроскопии электрохимического импеданса использовали в диапазоне частот от 100 кГц до 10 мГц и амплитуде 10 мВ; данные EIS были подогнаны с помощью ZSimpWin3.20 программ. Для измерений Мотта-Шоттки использовался модулированный синусоидальной волной сигнал 5 мВ с постоянной частотой 1 кГц и скоростью шага 20 мВ. Электрохимические измерения шума проводились в режиме EN. Электрохимический токовый шум отслеживался как ток гальванической связи между двумя идентичными стали для пассивных трубопроводов, поддерживаемый одинаковыми потенциалами. Данные EN записывались мгновенно со временем в течение 1 ч. Каждый набор записей EN, содержащий 100 точек данных, хранился с интервалом выборки данных 0.25 с. Проанализированы 100-кратные записи. Микрофотографии коррозии после измерения EN наблюдали с помощью сканирующего электронного микроскопа (SEM) TESCAN VEGA3SBH.
3. Результаты и обсуждение
3.1. Микроструктура
Микроструктурные особенности сталей для трубопроводов X70, X80 и X100 были исследованы с помощью оптического микроскопа, как показано на рисунке 1. Можно видеть, что сталь X70 (рисунок 1 (a)) демонстрирует сложную микроструктуру, включая мелкодисперсный игольчатый феррит ( AF) и гранулированный бейнит (BF), что обеспечило высокую прочность трубопроводной стали [23, 24].Микроструктура стали X80 (рисунок 1 (b)) может представлять собой комбинацию полигонального феррита (PF) и гранулированного бейнита (BF), а сталь X100 (рисунок 1 (c)) также в основном состояла из AF, BF и мартенситного -аустенитные частицы (МА), распределенные по границам зерен, и фазы МА могут значительно повысить прочность трубопроводной стали Х100 в качестве второй фазы.
3.2. Измерения электрохимического импеданса пассивных пленок
Электрохимическая импедансная спектроскопия (EIS) — важный метод исследования защитных свойств пассивных пленок от коррозии [25, 26].На рис.2 представлены графики Найквиста для пассивных пленок в растворе 3,5 мас.% NaCl, причем пассивные оксидные пленки были выращены на трубных сталях X70, X80 и X100 при +0,7 В в растворе 0,5 моль / л NaHCO ₃ на 1 h для стимулирования пассивного роста пленки. Было отмечено, что форма графиков для трех пассивных пленок была аналогичной, и все графики состояли из одной емкостной дуги. Увеличение диаметра емкостной дуги показало, что коррозионная стойкость пассивных пленок снижалась в следующем порядке: X100> X80> X70 трубопроводная сталь.

Спектры импеданса были аппроксимированы эквивалентной схемой на рисунке 3, где представляет сопротивление раствора, а и представляют сопротивление пассивной пленки и пассивного пленочного конденсатора, соответственно. Полное сопротивление математически описывается следующим соотношением [27]: и — константа, а диапазон значений -.

На рисунке 4 показано сопротивление () пассивных пленок для трех сталей трубопроводов в соответствии с подобранными результатами EIS.Было очевидно, что значение сопротивления пассивных пленок для стали X100 было самым высоким, поэтому можно сделать вывод, что пассивные пленки трубопроводной стали X100 были более плотными и однородными, чем у двух других сталей для трубопроводов [28].

3.3. Полупроводниковые свойства пассивных пленок
Было исследовано полупроводниковое поведение трех пассивных пленок. На рисунке 5 представлены результаты измерения емкости трех пассивных пленок на трубных сталях X70, X80 и X100.Линейное поведение наблюдалось от 0,2 В до 0,7 В, а положительный наклон линейного участка указывал на то, что пассивные пленки имели полупроводниковый характер n-типа [29]. Для полупроводника n-типа величина, обратная квадрату емкости, изменяется линейно с приложенным электродным потенциалом в соответствии с уравнением, полученным из модели Мотта-Шоттки [30]. Предполагая, что пассивные пленки состояли из дефектных γ -Fe ₂ O ₃ или Fe ₃ O ₄/ γ -Fe ₂ O ₃, которые следовали этой модели [12 ], донорную плотность пассивных пленок можно оценить по наклону линейно подобранных графиков Мотта-Шоттки на основе следующего уравнения: где — диэлектрическая проницаемость пассивных пленок, здесь она принята равной 15.6 [12, 29], — постоянная диэлектрической проницаемости вакуума (8,85419 × 10 ⁻¹² Ф / м), — элементарный заряд (1,6 × 10 ⁻¹⁹ Кл), — донорная плотность доноров, — внешняя приложенный потенциал электрода — это потенциал плоской зоны, — постоянная Больцмана (1,38 × 10 ^{— 23} Дж / К), — абсолютная температура (298 К) и составляет около 25 мВ при комнатной температуре, которой можно пренебречь.

Согласно PDM, это соответствует точечным дефектам в пассивных пленках [30], а возможным дефектом в пассивной пленке является кислородная вакансия и / или межузельное железо для полупроводника n-типа.Однако это было невозможно для межузельного железа, потому что атомы железа были настолько большими, что их было немного в межузельных положениях из-за энергетического барьера. Таким образом, основным дефектом пассивных пленок трубопроводной стали являются кислородные вакансии [31, 32]. Как правило, дефекты были потенциальными местами, где должен был произойти разрыв пленки и возникновение точечной коррозии, поэтому чем меньше, тем меньше вероятность этих процессов. Результаты расчетов для трех пассивных пленок показаны в таблице 2.Было ясно, что для пассивных пленок, выращенных на трубопроводной стали X100, этот показатель был ниже, чем для сталей X70 и X80, а это означает, что пассивная пленка из стали X100 имела уменьшающуюся концентрацию кислородных вакансий и более стабильную структуру. Отсюда можно сделать вывод, что пассивная пленка, образованная на стали X100 трубопроводов, имеет более высокую защиту от точечной коррозии по сравнению с пассивными пленками, образованными на стали X70 и X80.
.667
6 3,4 Электрохимический шумовой анализ коррозионной стойкости пассивных пленок
Модели электрохимических шумов трех пассивных пленок показаны на рисунке 6. Можно обнаружить, что кривая пассивных пленок трубопроводной стали X100 демонстрирует большие амплитудные колебания, что означает, что конкурентный процесс между зарождением ямок и репассивацией пассивной пленки происходило на поверхности металла.Напротив, трубопроводные стали X70 и X80 показали меньшие колебания амплитуды, что указывает на то, что процесс репассивации пассивных пленок был слабым [15].
Шумостойкость была важным параметром для анализа данных электрохимического шума, который определялся как отношение стандартного отклонения потенциального шума к таковому шуму тока [17], а величина была обратной величине скорости коррозии [17]. 33]. Следовательно, коррозионное поведение сталей для трубопроводов можно прогнозировать с помощью [34].На рис. 7 показаны мгновенные значения обратной величины шумового сопротивления для трех пассивных пленок в течение 1-часового периода погружения в 3,5 мас.% Раствор NaCl. Результаты испытаний показали, что значения для пассивных пленок трубной стали X100 были ниже, чем у двух других пассивных пленок X70 (5,0441 × 10 ^–4 Ом ^–1 · см ^–2) и X80 (2,1657 × 10 ⁻⁴ Ом ⁻¹ · см ⁻²), что указывает на то, что скорость коррозии трубопроводной стали X100 была ниже, чем у двух других сталей.

Другой параметр, то есть заряд коррозии в результате коррозии, основанный на теории дробового шума, дает информацию о массе металла, потерянного в результате коррозии, с использованием теории Фарадея. Он был рассчитан по следующему уравнению: где — средний заряд в каждом событии, — частота событий, и — нижний предел частоты 0,01 Гц спектральной плотности мощности потенциального и токового шума, соответственно. — постоянная Штерна-Гири.
На рис. 8 показан заряд коррозии трех пассивных пленок для сталей для трубопроводов X70, X80 и X100.Результаты показали, что базовый уровень (приблизительно 800 ° C) для коррозионных зарядов пассивной пленки для трубопроводной стали X70 был примерно в 10 и 100 раз больше, чем для стали X80 и X100, соответственно, что означает, что сталь X100 имеет лучшую коррозию. сопротивление, чем сталь X70 и X80.

3.5. Стохастический анализ частоты возникновения ямок
Коттис и Аль-Мазиди [18, 35] сочли, что это описывает частоту событий. В целом ожидалось, что высокочастотные события будут иметь тенденцию происходить по всей поверхности, и поэтому коррозия будет равномерной.Напротив, низкочастотные события должны удалять относительно большие количества материала в отдельных местах, и коррозия будет скорее локализованной. Таким образом, обеспечивается относительно хорошее различие между однородной коррозией и местной коррозией, и небольшая указывает на локализованную коррозию, а большая означает однородную коррозию. На рисунке 9 показано, как функция кумулятивной вероятности. Из рисунка 9 видно, что значения пассивных пленок для трубопроводной стали X100 были немного больше, а диапазон значений был также шире, чем у двух других сталей для трубопроводов, что означает, что сталь X100 имела более равномерную коррозию, в то время как X70 и Трубопроводные стали X80 склонны к местной коррозии, то есть к питтингу.

Стохастический анализ неоднородного пуассоновского процесса может быть проанализирован с использованием распределения Вейбулла, которое, как считалось, дает некоторую информацию о возникновении ямок [36, 37]. На рисунке 10 показаны графики вероятности Вейбулла по сравнению с графиками пассивных пленок для сталей для трубопроводов X70, X80 и X100. Было обнаружено, что все графики показывают две линейные области на одном графике, что, вероятно, подразумевает наличие двух режимов отказа, в зависимости от. Поскольку при измерении шума будет происходить только равномерная коррозия и точечная коррозия, эти два наклона представляют два предельных случая, соответствующих преобладающей точечной коррозии и преобладающей однородной коррозии, соответственно [38].Было высказано предположение, что уклоны в относительно более короткой области были связаны с однородной коррозией, а уклоны в относительно более длинной области были ответственны за точечную коррозию, такую как метастабильная точечная коррозия или возникновение ямок [37]. Можно обнаружить, что линия слева на Фигуре 10 представляет преобладающую однородную коррозию, а линия справа от Фигуры 10 представляет преобладающую точечную коррозию.

Скорость генерации условных событий используется как своего рода частота отказов в проектировании надежности, которая определяется как где и является параметрами формы и масштаба, соответственно.является безразмерным параметром и выражается как.
Основываясь на функции распределения Вейбулла, значение представляет вероятность возникновения событий в следующую единицу времени для выборки, в которой события не были сгенерированы, когда истекли. Это как раз соответствовало скорости образования зародышей ямок при питтинговой коррозии [15, 31, 36].
Значения параметра формы и параметра масштаба для точечной коррозии были оценены по рисунку 10, которые перечислены в таблице 3.Скорость инициирования точечной коррозии была определена путем вставки значений и, приведенных в таблице 3, в (4), и результат показан как функция времени на рисунке 11. Было замечено, что значение пассивных пленок для стали X100 было очевидным. ниже по сравнению с таковыми для трубопроводных сталей X70 и X80 в данный момент времени, что указывает на то, что возникновение метастабильных питтингов или ямок подавлено. Таким образом, скорость зарождения ямы уменьшалась в следующем порядке: Х70> Х80> Х100 сталь.
Стали для трубопроводов Наклон (10 ⁹) (10 ²¹ / см ⁻³)
1,357
X80 8,889 1,018
X100 14,444 0,626

902
Материалы Параметр формы (-) Параметр формы
X70
X70 9025 902 902 902 0,0982 902 902 1,6241
X100 0,1457 1.9997

3.6. Стохастический анализ роста ямок
Для описания радиуса ямок пассивных пленок, образующихся на стали трубопроводов, было использовано распределение экстремальных значений Гумбеля [39]. Если предположить, что ямы полусферические, то радиус ямки можно рассчитать согласно [15], где — объем полости ямы, прошел ли заряд, — молекулярная масса, — постоянная Фарадея, — плотность, и — радиус полости ямки. , соответственно.
Наибольшие размеры ям в каждом из сегментов EN и значения были подвергнуты статистическому анализу экстремальных значений.Значения уменьшенного варианта показаны на Рисунке 12 в зависимости от заказанных размеров ям. Из рисунка 12 видно, что стабильная яма (радиус> 10 мкм) возникла на трех пассивных пленках трубопроводной стали X70, X80 и X100, и радиус ямы можно ранжировать в сокращенном ряду: X70> X80> X100 сталь.

3,7. Наблюдение за морфологией коррозии
После измерения электрохимического шума микрофотографии коррозии трех пассивных пленок наблюдали с помощью SEM (рис. 13).Было ясно, что количество ям можно причислить к сокращенному ряду: Х70> Х80> Х100 сталь. Кроме того, трубопроводная сталь X100 имеет меньший радиус ямы, чем сталь X80 и X70. Это означало, что был доступен стохастический анализ результатов EN относительно зарождения ямок и роста ямок.

Объединив результаты данных EN и SEM, пассивная пленка для трубопроводной стали X100 показала самую низкую скорость образования ямок и вероятность роста ямок, что указывает на то, что трубопроводная сталь X100 имела самую низкую восприимчивость к ямкам, за которой следовали трубопроводные стали X80 и X70.
4. Выводы
Пассивные пленки, сформированные на трубопроводной стали X70, X80 и X100 в растворе NaHCO ₃ с концентрацией 0,5 моль / л, имеют полупроводниковый характер n-типа, а пассивная пленка из стали X100 имеет более низкую донорную плотность. чем две другие пассивные пленки для трубопроводных сталей X70 и X80.
Данные EN, полученные для трех пленок, были проанализированы на основе комбинированной стохастической теории и теории дробового шума. Процесс точечной коррозии можно отличить от электрохимических шумов по событиям в относительно более низких частотных областях.Процесс зарождения ямы был проанализирован на основе функции распределения Вейбулла, а процесс роста ямы был проанализирован с использованием функции распределения Гумбеля. Эти результаты предполагают, что восприимчивость пассивных пленок к питтингу может быть ранжирована как убывающая серия: X70> X80> X100 трубопроводная сталь.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации данной статьи.
Выражение признательности
Авторы выражают признательность за поддержку Общему научному проекту Департамента образования провинции Ляонин (L2012127).
Язвенное поведение трубопроводной стали L415 в среде с моделированной жидкостью для выщелачивания
1.
А. Фу и Ю. Ченг, Электрохимическая поляризация стали X70 в тонких слоях карбонатного / бикарбонатного раствора, захваченных отслоившимся покрытием, и его влияние на SCC трубопровода , Коррос. Sci. , 2010, 52 (7), p 2511–2518
Статья Google Scholar
2.
Б. Салим, Ф. Ахмед, М.А. Рафик, М. Аджмал, Л. Али, Коррозионное разрушение газопровода класса X52 под напряжением, Eng. Провал. Анальный. , 2014, 46 , p 157–165
Статья Google Scholar
3.
С.С. Абеди, А. Абдолмалеки и Н. Адиби, Анализ отказов SCC и SRB, вызванного растрескиванием магистрального нефтепродуктопровода, Eng. Провал. Анальный. , 2007, 14 (1), p 250–261
Статья Google Scholar
4.
И. Чатторадж, С. Тивари, А.К. Рэй, А. Митра, С.К. Дас, Исследование механической деградации стальных трубопроводов из-за проникновения водорода во время воздействия искусственной кислой среды, Corros. Sci. , 1995, 37 (6), р. 885–896
Статья Google Scholar
5.
Г. Чжан, Ю. Цзэн, Х. Го, Ф. Цзян, Д. Ши и З. Чен, Электрохимическая коррозия углеродистой стали под динамическим высоким давлением H ₂ S / CO ₂ Окружающая среда, Коррос.Sci. , 2012, 65 , p 37–47
Статья Google Scholar
6.
П. Ван, Дж. Ван, С. Чжэн, Ю. Ци, М. Сюн и Ю. Чжэн, Влияние H ₂ S / CO ₂ Отношение парциальных давлений на свойства при растяжении компании X80 Pipeline Steel, Int. J. Hydrogen Energy , 2015, 40 , p. 11925–11930
Статья Google Scholar
7.
М. Ян, К. Сун, Дж. Сюй, Т. Ву, С. Ян и В. Кэ, Коррозия под напряжением трубопроводной стали при отслоении окклюзионного покрытия в условиях красной почвы, Corros. Sci. , 2015, 93 , p 27–38
Статья Google Scholar
8.
З. Лю, Х. Ли, Ч. Ду и Ю. Ченг, Локальная дополнительная потенциальная модель для влияния скорости деформации на SCC трубопроводной стали в растворе кислого грунта, Corros. Sci. , 2009, 51 (12), p 2863–2871
Статья Google Scholar
9.
Б. Пан, X. Пэн, В. Чу, Ю. Су и Л. Цяо, Коррозионное растрескивание API, трубопровод X-60 в почве, содержащей воду, Mater. Sci. Англ. A , 2006, 434 (1), p. 76–81
Статья Google Scholar
10.
М. Ян, Дж. Ван, Э. Хан и В. Кэ, Местная среда под моделированным отслоившимся покрытием на стальных трубопроводах в почвенном растворе, Corros. Sci. , 2008, 50 (5), стр. 1331–1339
Статья Google Scholar
11.
С. Кейнс, Ф. Хан и Дж. Широкофф, Анализ точечной коррозии стали под изоляцией в морской среде, J. Loss Prev. Индекс процесса , 2013, 26 (6), стр. 1466–1483
Статья Google Scholar
12.
М. Чжу, Ч. Ду, Х. Ли, З. Лю, Х. Ли и Д. Чжан, Влияние переменного тока на поведение и механизм коррозионного растрескивания под напряжением и механизм трубной стали X80 в растворе карбоната / бикарбоната , Коррос.Sci. , 2014, 87 , p 224–232
Статья Google Scholar
13.
Г. Ван Бовен, В. Чен, Р. Рогге и Р. Сазерби, Влияние остаточного напряжения на точечную коррозию и коррозионное растрескивание трубопроводов природного газа под высоким давлением, Acta Mater. , 2007, 55 , p 29–43
Статья Google Scholar
14.
А. Тернбулл, С.Чжоу и Г. Хиндс, Коррозионное растрескивание под напряжением дисковой стали паровой турбины — Измерение потенциала на вершине трещины, Corros. Sci. , 2004, 46 (1), p. 193–211
Статья Google Scholar
15.
М. Мохтади-Бонаб, Дж. Шпунар, Р. Басу и М. Эскандари, Механизм разрушения под действием водородного крекинга в кислой среде для API, 5L X70 Pipeline Steel, Int. J. Hydrogen Energy , 2015, 40 (2), p. 1096–1107
Статья Google Scholar
16.
Q. Yu и Y. Sun. Исследование питтингового поведения трубопроводной стали X70, Mater. Термическая обработка. , 2010, 39 (2), стр. 1–3
Google Scholar
17.
М. Ли, Х. Линь и К. Цао, Исследование коррозии углеродистой стали на почве с помощью спектроскопии электрохимического импеданса (EIS), J. Chin. Soc. Коррос. Prot. , 2000, 20 (2), стр 111–117
Google Scholar
18.
М. Джафариан, Ф. Гобал, И. Данаи, Р. Биабани и М. Махджани, Электрохимические исследования питтинговой коррозии олова в растворе лимонной кислоты, содержащем Cl ^—, Electrochim. Acta , 2008, 53 (13), p 4528–4536
Статья Google Scholar
19.
П. Эрнст и Р. Ньюман, Исследования роста ямок в фольге из нержавеющей стали. II. Влияние температуры, концентрации хлоридов и добавления сульфата, Corros.Sci. , 2002, 44 (5), p 943–954
Статья Google Scholar
Драка назревает из-за нефтепровода, и это натравливает группы аборигенов против Big Oil
ПАЛИСАД, Миннесота. каждый весенний день.
Как только река перестанет замерзать, она с нетерпением ждет того дня, когда канадская энергетическая компания Enbridge сможет пробурить и проложить новый участок своего трубопровода Линии 3, строительный проект, завершенный примерно на полпути, вызвал все большее количество экологических демонстраций беспорядки со стороны коренных американцев и других климатических активистов в последние месяцы.
«Шестьдесят восемь миллионов человек полагаются на эту воду, которая поступает отсюда, в Северной Миннесоте, и идет вниз до Мексиканского залива», — сказала она. «А по пути есть города — здесь люди пьют прямо из реки».
Таня Обид говорит, что линия Энбриджа 3 представляет угрозу для питьевой воды для миллионов. Кайлани Кениг / NBC News
Эти дебри Северной Миннесоты, место настолько красивое, что северное сияние танцует по небу, стали новой линией фронта в борьбе с климатом протестующие и некоторые коренные народы и большая энергия.Смена сезонов, вероятно, привлечет больше внимания к этой борьбе, поскольку ожидается, что все больше людей будут заселять растущее число лагерей протеста, которые выросли вдоль трассы трубопровода, а работы могут продолжаться под рекой.
Линия 3 Энбриджа — это трубопровод, которому уже 60 лет, который будет частично выходить по новому маршруту с новым строительством в Миннесоте. Они заменяют 34-дюймовый трубопровод на 36-дюймовый трубопровод, и теперь он идет по другому пути, чем исходный — 13 миль в Северной Дакоте, 337 миль в Миннесоте и 14 миль в Висконсине.Фаза строительства в Миннесоте длится четыре месяца.
Когда президент Джо Байден принял решение закрыть трубопровод Keystone XL в первый день своего пребывания в должности, это дало новую надежду активистам, которые отчаянно хотят, чтобы он снова сосредоточился на линии 3.
«Проблема №1 для молодежи избиратели — это климат, и они это знают », — сказала Тара Хуска, адвокат по племенным делам и член Первой нации Кучичинг, Анисинаабе, которая родилась в Северной Миннесоте и основала Giniw Collective, группу защиты окружающей среды, возглавляемую женщинами из числа коренных народов.«Я думал, что с точки зрения этого проекта и с точки зрения Dakota Access, это открыло окно, чтобы услышать другой ответ».
Это окно означает, что, в отличие от предыдущей администрации, команда Байдена по крайней мере разговаривает с ними.
«Мы несколько раз встречались с представителями Белого дома и армейского корпуса», — сказал Гуска. «На следующей неделе запланировано наблюдение. Я должен встретиться с Интерьером. Есть разговор и открылась дверь ».
Тара Хуска, племенной юрист и член Первой Нации Кучичинг, Анишинаабе, и основательница Коллектива Джинив, в одном из лагерей протеста.Марк Ринго / NBC News
В дополнение к проблемам с климатом, активисты указали, что трубопровод проходит непосредственно через родные земли, указанные в договоре 1855 года, и через земли, где коренные племена десятилетиями собирали урожай дикого риса.
«Если он [трубопровод] сломается, он уничтожит дикий рис, — сказала Элизабет Скинэуэй, член Sandy Lake Band. — Если коренные народы говорят вам это, вам нужно прислушаться».
Энбридж утверждает, что строительство откроет 5 000 новых рабочих мест и принесет рост местной экономики на 2 миллиарда долларов.По их словам, эта новая труба крайне необходима, чтобы избежать потенциальной экологической катастрофы.
Как раз такая катастрофа произошла два десятилетия назад, когда в Миннесоте произошел разрыв трубопровода, и, как сообщает Общественное радио Миннесоты, произошла утечка 1,7 миллиона галлонов сырой нефти в результате крупнейшего разлива нефти на суше в истории страны.
«Если вы действительно беспокоитесь о безопасности, нам нужен этот трубопровод», — сказал Майк Фернандес, старший вице-президент Enbridge. «Это действительно так, как говорит Байден:« Постройка лучше.«Итак, это проект модернизации, чтобы убедиться, что трубопровод безопасен и не наносит вреда окружающей среде».
Несмотря на то, что в отношении трубопровода все еще ведется несколько судебных процессов, Enbridge утверждает, что он уже прошел все надлежащие этапы.
«Это шестилетний обзор», — сказал Фернандес. «Были научные элементы, говорящие о самой безопасности трубопроводов, все время возникали опасения. У нас было более 70 общественных слушаний, три государственных органа рассмотрели этот процесс, разрешили этот процесс, и два федеральных правительственных агентства рассмотрели этот трубопровод.
На местах протестующие ожидают, что приедет больше людей — как это было в случае протеста на нефтепроводе в Стэндинг-Роке в 2017 году. Присутствующие тогда заявили, что теперь они используют уроки, извлеченные из этого противостояния.
Эти дикие земли Северной Миннесоты стали новой линией фронта в напряженных отношениях между протестующими против климата, некоторыми коренными народами и Большой энергией. Кайлани Кениг / NBC News
На импровизированной кухне в главном лагере выступил активист, отказавшийся назвать свое имя. о стратегии строительства нескольких небольших лагерей, а не одного большого.урок, полученный в Standing Rock.
«Мы поправляемся», — сказал он. «Они учатся, чтобы мы учились. Создание нескольких лагерей — часть этой стратегии ».
Также частью стратегии некоторых из самых ярых активистов были демонстрации с ожиданием ареста. Хуска и несколько других были арестованы в четверг во время акции протеста на одной из строительных площадок Энбриджа.
«За зиму у нас было арестовано более 200 человек, участвовавших в боевых действиях на Линии 3», — сказала она перед тем, как ее взяли под стражу на этой неделе.«В холодные 30-градусные морозы люди заползали в трубы, рискуя своей реальной безопасностью, борясь за будущее».
На данный момент администрация Байдена оказалась зажатой между двумя группами интересов, с которыми она усерднее всего работала за последние несколько лет. Байден позиционирует себя не только как президент, уделяющий особое внимание климату, но и как человек, который обеспечит создание рабочих мест и защитит профсоюзы.
Белый дом не дал никаких указаний на то, что он рассматривает какие-либо действия, связанные с этим трубопроводом.«Президент Байден предложил преобразующие инвестиции в инфраструктуру, которые не только создадут миллионы хороших рабочих мест для профсоюзов, но и помогут справиться с климатическим кризисом», — говорится в заявлении официального лица. «Администрация Байдена-Харриса будет оценивать предложения по инфраструктуре на основе наших потребностей в энергии, их способности достичь нулевых выбросов в масштабах всей экономики к 2050 году и их способности создавать хорошо оплачиваемые рабочие места для профсоюзов».
На данный момент, если администрация не предпримет никаких действий или не вмешается судья, активисты ожидают увидеть свое присутствие, а их действия здесь только усилятся.
«Мне кажется, я уже слышал, как люди называют меня радикальным человеком», — сказал Гоуска. «Я не думаю, что защита Земли радикальна. Я не думаю, что это радикально — так сильно заботиться о том, кто еще не родился. Я думаю, что это очень мощно и воссоединяется с нашей человечностью и с тем, кем мы являемся как люди. Мы не можем жить без Земли. Это так просто.»
(PDF) Анализ точечной коррозии трубопровода влажного газа
10
стр. 186–190, август.1996.
[3] А. Кахьярян, М. Сингер и С. Несич, «Моделирование равномерной коррозии углекислым газом низкоуглеродистой стали при транспортировке газа.
Системы
: обзор», J. Nat. Gas Sci. Англ., Т. 29, pp. 530–549, февраль 2016 г.
[4] Р. Р. Фесслер, «Коррозия трубопроводов», Министерство транспорта США по безопасности трубопроводов и опасных материалов
Администрация, Управление безопасности трубопроводов, отчет DTRS56-02-D- 70036, 2008.
[5] М. Оразем, Коррозия подземных трубопроводов.Elsevier, 2014.
[6] Z. Belarbi, T. n. Ву, Ф. Фарелас, Д. Янг, М. Сингер и С. Нешич, «Тиолы как летучие ингибиторы коррозии для коррозии Top of
the-Line», CORROSION, vol. 73, нет. 7, pp. 892–899, март 2017 г.
[7] С. Папавинасам, Р. В. Реви, В. И. Фризен, А. Дойрон и Т. Паннеерсельван, «Обзор моделей для прогнозирования внутренней коррозии нефти и нефтепродуктов
. Газопроводы // Коррос. Rev., т. 24, вып. 3–4, стр. 173–230, 2011.
[8] H.Мансури, Р. Мирзаи, Ф. Эсмаилзаде и Д. Моула, «Изменение критериев CP — часть единого подхода против SCC»,
Oil Gas J., vol. 111, нет. 12, pp. 88–93, 2013.
[9] Х. Мансури, Д. Маула, Ф. Эсмаилзаде и А. Х. Мохаммади, «Практический пример: производственные выгоды от увеличения значений C
», OIL GAS J. , т. 111, нет. 6, pp. 64–69, 2013.
[10] Дж. К. Веласкес, Ф. Калейо, А. Валор и Дж. М. Халлен, «Прогнозирующая модель питтинговой коррозии в подземных нефтегазовых трубопроводах
», КОРРОЗИЯ, т.65, нет. 5, стр. 332–342, май 2009 г.
[11] С. Папавинасам, А. Дуарон и Р. У. Реви, «Влияние поверхностных слоев на инициирование внутренней питтинговой коррозии в
нефтегазовых трубопроводах», КОРРОЗИЯ , т. 65, нет. 10, pp. 663–673, Oct. 2009.
[12] С.Н. Эсмаили, В. Чжан, Б. Браун, М. Сингер и С. Нешич, «Локальная коррозия мягкой стали в предельно кислой среде
. CORROSION, pp. 1098–1106, May 2017.
[13] F. Caleyo, JCВеласкес, А. Валор и Дж. М. Халлен, «Цепное моделирование точечной коррозии Маркова в подземных трубопроводах
», Corros. Sci., Т. 51, нет. 9, pp. 2197–2207, сентябрь 2009 г.
[14] А. Валор, Ф. Калейо, Дж. М. Халлен и Дж. К. Веласкес, «Оценка надежности подземных трубопроводов на основе различных моделей скорости коррозии
», Corros. Sci., Т. 66, pp. 78–87, Jan. 2013.
[15] JC Velázquez, JAM Van Der Weide, E. Hernández и HH Hernández, «Статистическое моделирование питтинга.
коррозия: экстраполяция максимального роста глубины ямы , ”Int J Electrochem Sci, vol.9, вып. 8, pp. 4129–4143, 2014.
[16] МАЛ Эрнандес-Родригес, Д. Мартинес-Дельгадо, Р. Гонсалес, А. Перес Унсуэта, Р. Д. Меркадо-Солис и Дж.
Родригес, «Коррозионная износостойкость. Анализ отказов в трубопроводе природного газа, Износ, т. 263, нет. 1–6, pp. 567–571, Sep.
2007.
[17] «Мониторинг коррозии при добыче нефти и газа с помощью подсчета железа». RP0192-2012; NACE, 2012.
[18] Х. Мансури, «Определение оптимального значения C в формуле скорости эрозии для парсовского газового месторождения», М.Sc. Диссертация,
Университет Шираза, Шираз, Иран, 2012.
[19] А. Хашеми, Л. М. Николас и А. К. Грингартен, «Анализ испытаний горизонтальных скважин в газоконденсатных коллекторах
», представленный на ежегодной конференции SPE. Техническая конференция и выставка, 2004 г.
[20] В. Лам Ло, В. Эрнандес-Перес, Н. Д. Там, Т. Тейк Ван, З. Юцяо и В. К. Преманадхан, «Экспериментальное исследование
влияния давления и Плотность газа при переходе от стратифицированного к снарядному течению в горизонтальной трубе // Прикл.J.
Мультиф. Расход, об. 85, стр. 196–208, октябрь 2016 г.
[21] Х. Мансури, В. Мобедифард, А.М. Коупейма и А.Х. Мохаммади, «Исследование обнаруживает дефекты моделирования в многофазной среде
», Oil Gas J., vol. . 112, нет. 11. С. 102–105, 2014.
[22] Ж.-Й. Сан и У. П. Джепсон, «Характеристики пробкового потока и их влияние на скорость коррозии в горизонтальных трубопроводах нефти и газа
», представленная на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, 1992.
[23] Дж. Э. Оддо, М. Б. Томсон и другие, «Зачем масштабировать формы на нефтяном месторождении и методы их прогнозирования», SPE Prod. Facil.,
т. 9, вып. 01, pp. 47–54, 1994.
[24] З. Беларби, Дж. Гэмби, Л. Махлуфи, Б. Триболле, «Процесс зарождения-роста карбоната кальция на вращающемся диске
электрода в минеральной питьевой воде. , ”Electrochimica Acta, т.
Навигация по записям
Previous post: Трехскатная крыша пристройки к дому: проект и порядок монтажа пошагово
Next post: Котлы установка: Установка газового котла: требования, правила, этапы работ | Статьи
Добавить комментарий Отменить ответ
Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *
Комментарий *
Имя *
Email *
Сайт
Сохранить моё имя, email и адрес сайта в этом браузере для последующих моих комментариев.

Рубрики
Без рубрики
Дом
Инструкция
Лоджии
Отопление
Разное
Своими руками
Стен
Утеплитель
Фасад
Информация
О нас
Доставка
Инфракрасное тепло — что это?
FAQ отопление ЗЕБРА
Мифы о SIP
Служба поддержки
Контакты
Возврат товара
Карта сайта
Дополнительно
Производители
Подарочные сертификаты
Партнерская программа
Акции
Личный Кабинет
Личный Кабинет
История заказов
Закладки
Рассылка
Энерго-эффективные технологии для загородного дома: строительство, умный дом, энергосбережение © 2020