Page 259 - 4631

- збирання та аналіз статистичних даних про умови
експлуатації обстежуваного підводного газонафтопроводу (у

тому числі відомості про роботу засобів електрохімічного
захисту і величину захисної різниці потенціалу за увесь термін
експлуатації підводного газонафтопроводу);

- аналіз статистичних даних з метою попереднього
виявлення корозійно-небезпечних ділянок підводного
газонафтопроводу;

- електрометричні вимірювання;
- обстеження стану ізоляції підводного газонафтопроводу
шукачем пошкоджень ізоляції;
- шурфування (розмивання) газонафтопроводу в місці

виявлення дефектів ізоляційного покриття для оцінювання
загального стану ізоляції і стінки труби;
- виявлення місць пошкоджень ізоляції шляхом визначення

повздовжнього і вертикального градієнта потенціалу.
За результатами аналізу статистичних даних вибирають
ділянки підводного газонафтопроводу, які характеризуються:
- відсутністю або провалами різниці потенціалів “труба-

земля”, тобто значення різниці потенціалів менші від мінімально-
допустимих, які були на підводних газонафтопроводах більше
ніж 6 місяців назад;

- поєднанням корозійно-активних ґрунтів у русловій
частині з питомим електричним опором 20 Ом і менше з
провалами різниці потенціалів “труба-земля”;

- аваріями, які відбулися за причиною корозії.
У береговій частині підводних газонафтопроводів стан
ізоляційного покриття визначають методом виносу електроду

порівняння "труба-земля" (U ) та поперечного градієнту
Т-З
потенціалу "земля-земля" з кроком обстеження 10 м, а в зонах
аномальних значень з кроком до 1 м. На руслових ділянках
трубопроводів різницю потенціалів “труба-земля” вимірюють за

допомогою мідносульфатного електроду порівняння, який на дно
поміщають водолази. Крок вимірювання залежить від ширини
водної перешкоди.

Для вимірювань методом виносу електроду порівняння
"труба-земля" (U ) використовують наявні елементи лінійної
Т-З
частини трубопроводу в зоні виконання робіт (в межах до 1 км

257