автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.14, диссертация на тему:Коррозионное состояние и долговечность оборудования и трубопроводов сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений

ГОНЧАРОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСЕЕВИЧ ^ Ь ОД

2 4 тп 2Ш

КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖА-ЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

05.17.14 - "Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

ГОНЧАРОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСЕЕВИЧ

КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯМ ТРУБОПРОВОДОВ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖА-ЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

0S.17.14 - "Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Оренбургском государственном университете и на предприятии «Оренбурггазпром»

Научный руководитель: профессор, доктор технических наук

КУШНАРЕНКО ВЛАДИМИР МИХАЙЛОВИЧ Научный консультант: кандидат технических наук

ГАФАРОВ НАИЛЬ АНАТОЛЬЕВИЧ

Официальные оппоненты: доктор технических наук Тухбатуллин Ф:Г.

кандидат технических наук Сергеева Т. К.

Ведущая организация - ООО «Астраханьгазпром»

Защита состоится » /лА/ 2000 года в /3> мин

на заседании диссертационного <$вета К 07.01.01 в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка.

С содержанием диссертации можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан «.

Ученый секретарь диссертационного совета

Д.Х.Н.

Золотовский Б.П.

ИЭ61.03Ч-5-08г,0 и 362.081-5 "082,0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Добываемые на Оренбургском нефтегазоконден-сатном месторождении (ОНГКМ) природный газ, конденсат и нефть содержат в своем составе примеси сероводорода и диоксида углерода, способные вызывать (помимо общей и язвенной коррозии) сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) металла оборудования и трубопроводов (ТП). Надежная, безопасная разработка и эксплуатация таких месторождений обеспечивается применением специальных сталей, сварочно-монтажных технологий изготовления оборудования и ТП и ингибиторной защитой.

Характерной особенностью текущего периода разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения является переход его на стадию падающей добычи. Это сопровождается нарастающим поступлением в продукцию пластовых вод и, соответственно, повышением коррозионной активности среды.

Учитывая, что оборудование и ТП уже выработали проектный нормативный ресурс, надежная их работа в этих условиях вызывает серьезные опасения. Поэтому дальнейшая безопасная эксплуатация оборудования и ТП требует тщательного контроля их технического состояния, включающего систематическое проведение комплекса специальных диагностических работ, необходимость грамотной оценки остаточного ресурса работоспособности путем анализа причин отказов, систематизацию данных по всем видам разрушений, выявление объективных закономерностей протекания коррозионных процессов в течение длительной и интенсивной работы.

В связи с вышеизложенным, актуальными являются исследования, связанные с выявлением основных видов коррозионных разрушений на различных участках ОНГКМ, разработкой методик диагностирования и оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) "Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов" и Постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. № 1369 по проведению в 1997-2000 гг. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации были представлены и обсуждены на: ,

- третьей международной научно-технической конференции "Концепция развития и высокие технологии производства и ремонта транспортных средств в условиях постиндустриальной экономики" (Оренбург, 1997 г.);

- международном научно-техническом семинаре "Проблемы диагностирования и оценки остаточного ресурса оборудования и ТП, работающих в сероводородсодержащих средах" (Оренбург, 1998 г.);

- международном конгрессе "Защита 98" (Москва, 1998 г.);

- международной конференции "Диагностика 98" (Сочи, 1998 г.);

- международной научно-технической конференции "Анализ диагностических работ за 1998 г. на объектах П "ОПТ" и перспективы их совершенствования в 1999 г. на примере ОНГКМ" (Оренбург, 1999 г.).

- Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе одна монография.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и выводов, списка литературы. Материал изложен на 177 страницах, включающих 35 рисунков и библиографию (142 наименования).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе "Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ" рассмотрены условия работы оборудования и ТП.

В газе ОНГКМ содержится до 4,7% сероводорода, до 1,5% диоксида углерода, пластовая вода содержит до 240 г/л солей хлоркальциевого типа. Для обеспечения успешной эксплуатации ОНГКМ в проекте предусмотрен комплекс технологических мероприятий по защите от коррозии, в частности:

- применение специальных сталей;

- защита с помощью ингибиторов;

- постоянный контроль за коррозионным состоянием.

Технологическая схема обустройства ОНГКМ предусматривает добычу газа из скважин, оборудованных пакерной системой, клапанами-отсекателями, ингибиторными и циркуляционными клапанами, автоматически управляемыми задвижками на фонтанной арматуре. От скважин газ по

Цель работы. Разработка методов определения остаточного ресурса работоспособности ТП и оборудования на основе изучения видов коррозионных повреждений и отказов, составления прогноза на дальнейшую эксплуатацию оборудования и ТП.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

- изучены и определены виды коррозионных разрушений оборудования и ТП за 20-летний период эксплуатации ОНГКМ;

- построена модель прогнозирования коррозионного состояния ТП ОНГКМ;

- разработаны методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

Основные методы исследований. В работе использованы металлографические и физические методы исследований, методы коррозионно-механических испытаний материалов, методы математического моделирования логико-вероятностных исследований и статистической обработки данных.

Научная новизна полученных результатов:

- выявлены основные виды коррозионных поражений оборудования и ТП, эксплуатирующихся на ОНГКМ;

- определены закономерности распределения во времени отказов в течение 20 лет на объектах технологической цепи: скважины - шлейфовые трубопроводы - промысел - соединительные трубопроводы - газоперерабатывающий завод.

- разработана модель прогноза коррозионных поражений, позволяющая определять возможность и условия дальнейшей эксплуатации ТП;

- предложены методики определения остаточного ресурса оборудования

и ТП.

Практическая значимость. Результаты исследований использованы в разработанных методиках диагностирования оборудования и трубопроводов, основные положения которой вошли в "Положение о диагностировании технологического оборудования и ТП предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", утвержденное РАО "Газпром" и Госгортехнадзором России 27-30 мая 1998 г.

шлейфовым газопроводам направляется на УКПГ, где из него методом низкотемпературной сепарации выделяются тяжелые углеводороды и влага. В осушенном виде газ по соединительным газопроводам подается на ОГПЗ. Нестабильный конденсат после отделения от газа в сепараторах УКПГ по конденсатопроводам подается на ОГПЗ.

В настоящее время наблюдается обводнение скважин и повышенная коррозионная активность добываемых сероводородсодержащих нефтегазовых сред. В процессе освоения ОНГКМ накоплен значительный опыт по рациональному конструированию оборудования и ТП, применению соответствующих материалов и технологий строительно-монтажных работ, выбору оптимальных режимов работы оборудования. Для оценкч степени коррозионной агрессивности рабочих сред и характера коррозионных разрушений металлоконструкций, определения эффективности противокоррозионных мероприятий, прогнозирования остаточного ресурса конструкций и установления сроков реконструкционных работ необходимо совершенствование методов контроля за техническим состоянием оборудования и ТП.

Во второй главе Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ" рассмотрены характерные отказы конструкций на различных объектах ОНГКМ. Обнаружены случаи язвенной коррозии и СР НКТ. Опытно-промышленное опробование НКТ из стали 18Х1Г1МФ показало непригодность этих труб для ОН ГКМ. Фонтанная арматура выходит из строя, главным образом, из-за СР ее деталей: спецфланцы и корпуса задвижек, изготовленные из аустенитно-ферритной стали "Uranus 50", разрушаются вследствие воздействия сероводородсодержащих сред на металл со структурой, не стойкой к сероводородному растрескиванию ( усадочные раковины и скопления о-фазы по границам зерен).

В аппаратах УКПГ обнаружены водородные расслоения (ВР), что объясняется наличием в металле аппаратов ликвационных зон. Наблюдаются многочисленные случаи разрушений дренажных патрубков, вызванные наличием пор и непроваров в сварных соединениях.

Сероводородное растрескивание монтажных сварных стыков соединительных и шлейфовых трубопроводов УКПГ-ОГПЗ происходит в областях расположения дефектов сварки: непроваров, смещения кромок, пор и т.п.

Отказы крановых узлов обусловлены потерей герметичности из-за отказа уплотнений, которые под действием сероводородсодержащих сред охруп-чиваются и выкрашиваются. При потере герметичности кранов сероводород-

содержащая среда, воздействуя на крепеж (болты, шпильки, винты) крышек и боковых фланцев запорной арматуры, вызывает его СР.

Трубные пучки теплообменного оборудования ОГПЗ выходят из строя вследствие забивки трубок солевыми отложениями и сквозной коррозии металла. Причиной язвенной коррозии ребойлеров регенераторов гликоля является агрессивность гликолевого раствора, обусловленная разложением его при температуре выше )00°С и накоплением в растворе органических кислот. Язвенная коррозия в области раздела жидкой и паровой фаз ребойлеров регенераторов аминового раствора обусловлена разложением при температуре выше 121°С аминового раствора с увеличением его коррозионной активности. Отказы насосов ОГПЗ происходят вследствие разрушения подшипников или потери герметичности торцевых уплотнений, поршневых компрессоров - из-за разрушения штоков по резьбе в месте крепления поршня.

В третьей главе "Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ" приведена база данных по отказам оборудования и ТТТ за более, чем 20-летний срок эксплуатации. Установлено, что основными причинами повреждений являются язвенная коррозия - 42,5% от общего количества отказов и водородные расслоения 20,3%. Механические повреждения составляют 13,7% (под механическими повреждениями подразумевается забивка труб солями, деформация изделий, износ резьб, разрушение подшипников и т.п.), СР- 13,3 %, отказы из-за потери герметичности не превышают 9,9%, отказы по причине газовой коррозии составляют 0,3 %. Следовательно, отказы вследствие коррозии металлических конструкций составляют 76,4 % от их общего количества.

Установлены закономерности распределения во времени отказов оборудования и ТП, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и водородных расслоений возрастает с увеличением срока эксплуатации, а количество отказов из-за сероводородного растрескивания было максимальным в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снизилось и остается примерно на одном уровне.

Распределение отказов по периодам эксплуатации и видам оборудования показывает общую тенденцию к увеличению их количества в период 15-20 лет.

По процентным соотношениям причин отказов различных видов следует отметить, что язвенная коррозия является основной причиной потери работоспособности НКТ, оборудования, аппаратов ОГПЗ и деталей аппаратов УКПГ, метанолопроводов, шлейфовых ТП и ТП факельных линий. Сероводородное растрескивание - основная причина отказов резьбовых соединений НКТ, спецфланцев фонтанной арматуры и деталей ТП. Водородные расслоения приводят к отказам аппаратов УКПГ и соединительных трубопроводов, при этом ВР и СР конструкций наблюдается, как правило, в сочетании с язвенной коррозией металла. Механические повреждения, хотя и не являются основной причиной отказов, также могут привести к разрушению оборудования скважин, запорно-регулирующей арматуры и деталей ТП, а также деталей оборудования ОГПЗ.

На основе статистического анализа отказов подготовлены данные для определения характеристик надежности оборудования и ТП ОНГКМ.

Определение зависимостей количества отказов в год оборудования и трубопроводов ОНГКМ от наработки до отказа позволило установить тенденцию изменения количества отказов. Экспериментальные данные аппроксимированы соответствующими кривыми и по полученным уравнениям сделан прогноз возможного изменения количества отказов в процессе дальнейшей эксплуатации. Определены зависимости "вероятность отказа - наработка до отказа" и "вероятность безотказной работы - наработка до отказа". Полученные по средним значениям, без учета крайних точек логарифмические зависимости показывают, что вероятность отказов в ближайшие 5 лет возрастает, а вероятность безотказной работы плавно убывает, т.е. резкого увеличения отказов оборудования и ТП до 2005 года не ожидается. Это же подтверждают результаты статистической обработки данных. При определении среднего времени безотказной работы Тср находили среднее геометрическое количества отказов в год и времени отказов.

Установлено, что на текущий момент среднее время безотказной работы аппаратов УКПГ и ОГПЗ в 1,3+1,4 раза превышает время, запланированное проектом. Средняя интенсивность отказов ТП ОНПСМ, составляющая 1.3-1СГ3 год'1, находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность отказов НКТ составляет 1,8-10"3 год'1. Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10"' год"1, что близко к подобному показателю для энергетических устано-

вок АЭС. Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ равна 13-Ю"4 год"', в 2,6 раза превышая такую характеристику для аппаратов ОГПЗ, что в основном объясняется заменой аппаратов УКПГ, имевших несквозные водородные расслоения.

По результатам диагностирования в 1991-1995 гг. внутритрубной дефектоскопией получены данные о дефектности металла труб соединительных ТП и на их основе построена модель изменения в ближайшие 5 лет количества коррозионных повреждений внутренней поверхности ТП. Если допустить, что режимы эксплуатации и ингабирования ТП не изменятся, то согласно данной модели в ближайшие 5 лет количество дефектов ТП по сравнению с 1995 годом возрастет более, чем в 2 раза. Учитывая, что коррозия внутренней поверхности ТП в областях металла, примыкающих к ВР, имеет небольшую глубину (до 2 мм), следует ожидать не только увеличения глубины дефектов типа утонения стенки, но и увеличение их числа, что может инициировать образование и развитие водородных расслоений в металле ТП.

В четвертой главе "Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП" предложены методы оценки ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей CP; особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения; определение остаточного ресурса оборудования и трубопроводов с поврежденной поверхностью. Основным этапом диагностирования является выбор основных параметров технического состояния, изменяющихся в процессе эксплуатации конструкций. Определяющими параметрами коррозионного состояния оборудования и ТП ОНГКМ являются коррозионные повреждения, которые разделяются на общую и локальную коррозию, а также сероводородное растрескивание и водородное расслоение. Если первые (ОК, ЛК), могут прогнозироваться, то CP и ВР-труднопрогнозируемые, т.к. обусловлены изменениями свойств металла.

Для прогнозирования ресурса работы находящейся в эксплуатации конструкции, металл которой подвержен CP, разработана специальная методика, суть которой заключается в том, что образцы из не бывшего в эксплуатации металла, соответствующего по химическому составу, термической обработке и механическим свойствам металлу контролируемого аппарата или ТП, выдерживают различное время (от 0 до 720 ч.) в среде NACE при постоянной нагрузке, равной величине рабочих напряжений, характер-

ных для данной конструкции, при этом в металле накапливаются микроповреждения. Затем образцы разрывают в среде NACE при медленном растяжении (МР) со скоростью деформирования не более 2*10"6 с'1 и определяют величину относительного сужения (\ус), характеризующую сопротивление стали СР. Строят график изменения относительного сужения стали в зависимости от времени предварительного наводороживания под нагрузкой ц>с = f(t). Оборудование и ТП работают в контакте с сероводородсодержащими средами при напряжениях, как правило, не превышающих 0,5оо.2, т.е. лишь наполовину используя запас коррозионно-механических свойств. С учетом этого, данных анализа отказов и изменения свойств бездефектного металла ТП представляется нецелесообразной дальнейшая эксплуатация металла в случае уменьшения его сопротивления CP более, чем в 2 раза. В соответствии с этим совмещают шкалу времени предварительной выдержки образцов в среде NACE со шкалой планируемого срока эксплуатации ТП. Испытывают в среде NACE при скорости деформирования не более 2«10"V' образцы металла, вырезанного из контролируемого аппарата или ТП и определяют величину ц/сБу, характеризующую поврежденность металла вследствие эксплуатации. Значение ц/сБу отмечают на кривой зависимости vj/c = f(t) и, переходя к шкале планируемого времени эксплуатации ТП с округлением до ближайшего большего целого числа, оценивают выработанный материалом конструкции ресурс работы. С учетом уровня поврежденности срок эксплуатации до последующего контроля технического состояния не должен быть более полученной величины остаточного ресурса материала аппарата или ТП. Аналогичный подход используется при каждом последующем освидетельствовании.

Другим коррозионным процессом, определяющим работоспособность конструкции, является водородное растрескивание. В конструкциях, находящихся в условиях наводораживания, параметры распространения ВР обычно не изменяются во времени гладко и непрерывно, а характеризуются продолжительностью периодов инкубации, скоростью и временем устойчивого роста, которые являются функционально зависимыми от условий эксплуатации конструкции. Этот процесс можно прогнозировать по результатам периодического контроля средней скорости роста ВР. Установлено, что два параллельных расслоения развиваются изолированно (не взаимодействуя) даже при небольших расстояниях между ними. В этих случаях

они развиваются независимо друг от друга, и скорость развития каждого из них в отдельности можно прогнозировать, например, с использованием методов экстраполяции скорости роста расслоений по результатам периодического неразрушающего контроля. Однако по мере приближения друг к другу ВР образуют область взаимодействующих расслоений (ОВР) с неустойчивым развитием и их слиянием. В конечном итоге размеры объединенных расслоений, развивающихся в срединных слоях, превышают критические значения в области ВР. При этом происходит вскрытие расслоения со стороны одного из контуров, а развивающиеся на разных уровнях ВР достигнут критических размеров по высоте стенки конструкции с последующей ее разгерметизацией. Анализ взаимодействия ВР, расположенных на разных уровнях по толщине стенки конструкции, позволил установить геометрические условия их неустойчивого развития. Получено, что для двух макрорасслоений, если длина каждого меньше критической, условия неустойчивого роста могут поддерживаться только взаимным влиянием. При этом процесс слияния завершается по одному из двух вариантов: формированием г-образной ступени, если разница в уровнях их расположения по толщине стенки С < 0,ЗЬ ( Ь - длина меньшего расслоения); или путем соединения вершины меньшего ВР с центральной частью основного расслоения и образования т-образной ступени при С > 0,3(.. При этом критическое расстояние с! (длина перемычки между расслоениями в направлениях их ориентации) при С <0,ЗЬ не превышает 12 мм и много меньше (вплоть до расположения внахлест) в случаях С > 0,3Ь. Недопустимыми считают изолированные расслоения или область взаимодействующих расслоений, имеющих продольный размер в плане (Ь) более 2,671 0 - толщина стенки конструкции), а также группы расслоений, образующих ОВР, в которой максимальная разница в уровнях расположения отдельных расслоений составляет более 50% толщины стенки конструкции. Учитывая сложность теоретического расчета и непосредственного контроля за давлением молизованного водорода внутри ВР, прогнозирование развития изолированных ВР или ОВР осуществляют на основе опытных данных периодического УЗК за изменением размеров ВР и ОВР в процессе эксплуатации ТП. Например, при сохранении условий эксплуатации оборудования и ТП ОНГКМ увеличение линейных размеров устойчиво развивающихся ВР достигает 3...5 мм в год.

Для оценки остаточной прочности поражённых коррозией участков ТП предлагается проводить расчёт напряжений в .области нетрещиноподобных

дефектов, величин разрушающего давления и допустимого рабочего давления (ДРД) в трубопроводах по модифицированной методике института Бат-телля. Размеры повреждений определяются на основе данных наружной дефектоскопии или компьютерного анализа результатов внутритрубной дефектоскопии с учётом, в случае необходимости, результатов наружного нераз-рушающего контроля дефектного участка ТП. При расчёте трубопроводов, контактирующих с наводороживающими средами и содержащих внутренние и поверхностные нетрещиноподобные дефекты, по модифицированным формулам стандарта ANSI/ASME В 31G за предел текучести принимается нормативный предел текучести материала. При этом внутренние дефекты типа неметаллических включений и металлургических расслоений принимаются за несплошности (в размер несплошности включается область с плотностью более 50%), определенные по результатам наружной или внутритрубной дефектоскопии по С-сканам (изображение дефектов на дисплее в плане - длина дефекта) и В-сканам (изображение дефектов на дисплее в плане и в продольном сечении стенки трубы - длина и высота дефекта), которые "приводят" к внутренней поверхности трубы. Оценка прочности дефектных участков ТП проводится по специальной программе для ПК. При этом строятся графики, ограничивающие размеры дефектов и позволяющие принимать оперативные решенияо мерах по дальнейшей эксплуатации ТП, а также осуществляется классификация дефектов данного ТП. В зависимости от области расположения данных наружной или внутритрубной дефектоскопии на графиках определяются условия дальнейшей эксплуатации или ремонта дефектных участков ТП, не содержащих трещиноподобных (трещин или ВР) дефектов. В случаях необходимости эксплуатации ТП с дефектами, проводится расчёт ДРД и соответственно снижается давление в дефектном участке ТП.

Таким образом, остаточный ресурс отремонтированного ТП с повреждениями поверхности определяется глубиной, на которую могут "подрасти" дефекты, равной расстоянию между графиками II и III (рисунок), и вычисляется как "установленный (минимальный) ресурс срока службы".

Наряду с вышеизложенным, предлагается также определение остаточного ресурса ТП по "доминирующему дефекту" и рассчитанной для него скорости коррозии. При этом остаточный ресурс дефектного участка ТП определяется временем эксплуатации его от момента фиксирования в нем допустимых дефектов до момента перехода этих дефектов в предельные, огра-

Глубина (для HB высота) дефекта С, мм

ISO 300 150 «00

900 1050 1200 1350 1500

Длина дефекта Ь, мм Графики, ограничивающие размеры дефектов ТП

ниченные графиком III области 3 (рисунок ). Принимая постоянными скорости изменения глубины и длины коррозионных нетрещиноподобных дефектов, остаточный ресурс (Т,*,.) дефектного участка ТП определяют из соотношения:

( Сш 1 ( Аш ^ Тост "Хнсс I--I I ИЛИ Тост = ТЭ1[С IV--1|,

^ Сэксп J ^ А-(КСП )

где Тэк - срок эксплуатации ТП до момента обнаружения дефекта;

Сжо, (Ажс) - глубина (площадь) дефекта в момент его обнаружения; Сш(Аш) - то же в момент достижения дефектом величины, ограниченной графиком III (рисунок ).

В случае развития выявленных нетрещиноподобных повреждений возможен перевод ТП из состояния проектной эксплуатации в режим подконтрольной эксплуатации. При дальнейшем увеличении размеров повреждений дефектный участок ТП подлежит вырезке в плановом или в срочном порядке. При этом остаточный ресурс дефектного участка ТП определяется временем эксплуатации его от момента фиксирования в нем допустимых дефектов до момента перехода этих дефектов в предельные.

Рассчитанный таким образом остаточный ресурс участков ТП ОНГКМ, имеющих наиболее значимые повреждения поверхности и находящихся в эксплуатации 15 лет, составляет 12...26 лет эксплуатации.

Изменение размеров повреждений ТП фиксируют ежегодно наружной и проводимой раз в пять-восемь лет внутритрубной дефектоскопией. Предотвращение возникновения и развития коррозионных повреждений обеспечивают ингибиторной защитой металла труб и электрохимзащитой ТП, эффективность которых оценивают контролем коррозии, а также неразрушающим контролем металла.

В процессе последующих периодических диагностирований уточняются определяющие параметры технического состояния конструкций, изменяющиеся в процессе их эксплуатации и при необходимости корректируется методика определения остаточного ресурса.

На основе анализа вышеизложенных данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД) разработаны методики диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. Основные положения этих методик вошли в "Положение о диагностировании...". Методиками устанавливаются периодичности, способы и объемы контроля технического состояния оборудования и ТП. признаки оценки вида дефектов и способы определения предельного состояния оборудования и ТП с учетом уменьшения толщины стенок до расчетной величины (Тгаи1), ниже которой не обеспечивается необходимый запас несущей способности. Методики позволяют также оценить степень потенциальной опасности дефектов оборудования и ТП и определить рациональные условия их дальнейшей эксплуатации или ремонта.

ВЫВОДЫ

1. Выявлены основные виды коррозионных разрушений оборудования и трубопроводов в процессе длительной эксплуатации Оренбургского нефте-газоконденсатного месторождения. Установлено, что насосно-компрессорные трубы и их резьбовые соединения подвержены язвенной коррозии и сероводородному растрескиванию, фонтанная арматура - серо-

водородному растрескиванию; в аппаратах УКПГ основным видом повреждений является водородное расслоение; в аппаратах ОГПЗ - язвенная коррозия, в сварных соединениях трубопроводов - сероводородное растрескивание.

2. Создана база данных, включающая более 1450 случаев отказов оборудования и трубопроводов. Установлена закономерность распределения во времени отказов, обусловленных одинаковыми причинами. Показано, что количество отказов оборудования вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и водородного расслоения возрастает с увеличением срока эксплуатации, а количество отказов из-за сероводородного растрескивания было максимальным в первые пять лет эксплуатации комплекса, затем снизилось и остается практически на одном уровне. Установлено, что среднее время безотказной работы аппаратов УКПГ и ОГПЗ на текущий момент в 1,3-г1,4 раза превышает запланированное проектом.

3. Установлена зависимость количества дефектов трубопроводов от режима их эксплуатации и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на их внутренней поверхности. Предложенное моделирование коррозионного состояния трубопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии позволяет корректировать параметры работы трубопроводов в сторону улучшения условий их эксплуатации и повышения надежности в работе.

4. Разработана методика диагностирования оборудования и трубопроводов, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и трубопроводов, оценку вида дефектов и их потенциальной опасности. Основные положения методики вошли в "Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", утвержденное РАО "ГАЗПРОМ" и Госгортехнадзором России.

5. Для принятия решения о дальнейшей эксплуатации оборудования и трубопроводов, подвергшихся коррозионным повреждениям, и по составлению прогнозов на перспективу предложен алгоритм, включающий методики, по которым определяется:

- ресурс оборудования и трубопроводов по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

- работоспособность конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

-критерии предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

-остаточный ресурс оборудования и трубопроводов с коррозионными повреждениями поверхности.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. О некоторых повреждениях оборудования и трубопроводов на различных объектах добычи и транспорта продукции Оренбургского ГКМ. A.A. Гончаров, A.B. Митрофанов, А.Я. Третьяк, Б.В. Киченко. НТЖ Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. №11. С. 2-11.

2. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами. Сварочное производство. 1997. №12. С. 18-20.

3. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования. H.A. Гафаров, A.A. Гончаров, A.C. Гринцов В.М. Кушнаренко. Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. № 2. С. 70-76.

4. Методика наружной УЗД дефектных участков трубопроводов. Тезисы доклада III международной конференции "Концепция развития и высокие технологии производства и ремонта транспортных средств в условиях постиндустриальной экономики". A.A. Гончаров, В.М. Кушнаренко, В.Г. Ста-вишенко. Т.А. Аптикеев. Оренбург: ОГУ, 1997. С. 172.

5. Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Входной контроль как средство повышения надежности трубопроводного транспорта. Тезисы доклада III международной конференции "Концепция развития и высокие технологии производства и ремонта транспортных средств в условиях постиндустриальной экономики". Оренбург: ОГУ, 1997. С. 173.

6. Гончаров A.A., Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П "Оренбурггазпром", выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М., ИРЦ Газпром, 1998. С. 43-47.

7. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М„ ИРЦ Газпром, 1998. С. 54-59.

8. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОНГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.,ИРЦ Газпром, 1998. С. 112-119.

9. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов. /Газовая промышленность. 1998. № 7. С. 16-

10. N.A. Gafarov, A.A. Goncharov, V.M. Kushnarenko. Methods of inspecting welded structures in contact with hydrogen-charging média. Welding International. 1998. № 12 (6). p. 481-483.

11. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.M. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М., Недра, 1998. 437 с.

12. Гончаров А.А., Нургалиев Д.М., Митрофанов А.В. и др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. М., 1998. 86с.

13. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внут-ритрубной диагностики./ Международный конгресс "Зашита-98"./ Н.А. Гафаров, А. А. Гончаров, В.М. Кушнаренко, Д.Н. Щепинов М., 1998. С. 22.

14.. Экспресс-оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. Н.А. Гафаров, А.А. Гончаров, А.С. Гринцов, В.M Кушнаренко / Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. №5. С. 34-42.

8.

Соискатель

A.A. Гончаров

Введение.

Глава 1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ.

1.1 Условия работы металлических конструкций.

1.2. Обеспечение эксплуатационных свойств объектов ОГКМ.

1.3. Коррозионное состояние ТП и оборудования ОГКМ.

1.3.1. Коррозия НКТ и ТП.

1.3.2 Коррозия коммуникаций и оборудования УКПГ.

1.3.3 Коррозионное состояние оборудования ОГПЗ.

1.4. Методы определения остаточного ресурса.

Глава 2. Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ.

2.1. Промысловое оборудование и трубопроводы.

2.2. Соединительные трубопроводы.

2.3. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ.

2.4. Трубопроводы очищенного газа.

Выводы к главе 2.

Глава 3. Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ.

3.1 Анализ отказов оборудования и ТП.

3.2 Определение характеристик надежности металлоконструкций.

3.3 Моделирование коррозионных повреждений ТП по результатам внутритрубной УЗД.

3.4 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

Выводы к главе 3.

Глава 4. Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

4.1. Оценка ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей СР.

4.2. Особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения.

4.3 Определение остаточного ресурса оборудования и

ТП с поврежденной поверхностью.

4.3.1 Параметры распределения'глубин коррозионных повреждений.

4.3.2 Критерии предельных состояний конструкций с повреждениями поверхности.

4.3.3. Прогнозирование остаточного ресурса ТП.

4.4 Методика диагностирования оборудования и трубопроводов.

Выводы к главе 4.

Наличие в нефти и газе сероводорода обусловливает необходимость применения определенных марок сталей и специальной технологии сварочно-монтажных работ (СМР) при обустройстве данных месторождений, а при эксплуатации оборудования и трубопроводов (ТП) необходим комплекс диагностических и противокоррозионных мероприятий. Помимо общей и язвенной коррозии сварных конструкций сероводород вызывает сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) оборудования и трубопроводов.

Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведением большого количества ремонтных работ: ликвидацией аварийных ситуаций; подключением новых скважин и трубопроводов к действующим; заменой аппаратов,запорной арматуры,дефектных участков трубопроводов и т.п.

Трубопроводы и оборудование Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в настоящее время выработали проектный нормативный ресурс. Следует ожидать снижения надежности этих металлических конструкций в процессе эксплуатации вследствие накопления внутренних и внешних повреждений. Вопросы диагностирования ТП и оборудования ОНГКМ и оценки потенциальной опасности повреждений на данный период времени изучены недостаточно.

В связи с вышеизложенным являются актуальными исследования, связанные с выявлением основных причин повреждений металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений, разработкой методик диагностирования трубопроводов и оборудования и оценки их остаточного ресурса.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) "Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов" и постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. N 1369 по проведению в 1997-2000 г.г. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОГКМ

Основные выводы

1. Определены основные причины повреждений ТП и оборудования в процессе 20 лет эксплуатации ОНГКМ: НКТ и муфты НКТ подвержены язвенной коррозии и СР, фонтанная арматура - СР; в аппаратах УКПГ после 10-летней эксплуатации возникают ВР; детали аппаратов выходят из строя из-за язвенной коррозии; дефектные сварные соединения ТП подвергаются СР, в металле ТП после 15 лет эксплуатации возникают ВР; запорно-регулирующая арматура теряет герметичность вследствие охрупчивания уплотнительных элементов; аппараты ОГПЗ подвержены язвенной коррозии, имеются отказы аппаратов вследствие ВР и СР; теплообменное оборудование выходит из строя из-за забивки межтрубного пространства солевыми отложениями и сквозной язвенной коррозии металла; отказы насосов обусловлены разрушением подшипников, а поршневых компрессоров - разрушением штоков поршня и шпилек; большинство отказов ТП очищенного газа происходит из-за дефектов сварных соединений.

2. Создана автоматизированная база данных, содержащая более 1450 отказов ТП и оборудования и позволившая выявить закономерности распределения во времени отказов конструкций, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и ВР возрастает с увеличением срока эксплуатации; а количество отказов из-за СР максимально в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снижается и остается практически на одном уровне.

3.Установлено, что среднее время безотказной работы, вышедших из строя аппаратов УКПГ и ОГПЗ, превышает в 1,Зч-1,4 раза запланированное проектом, составляющее 10-И 2 лет. Средняя интенсивность отказов ТП ОНГКМ

3 1 составляющая 1,3-10' год" находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность

3 1 отказов НКТ составляет 1,8-10" год" . Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10"4 год"1, что близко к этому показателю для энергетических установок АЭС (4 Т0"4год"'). Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ

168 равна 13-10"4 год"1 и в 2,6 раза превышает данную характеристику для аппаратов ОГПЗ, что, в основном, объясняется заменой аппаратов УКПГ, имеющих несквозные водородные расслоения.

4.Установлена зависимость количества дефектов от режима работы ТП и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на внутренней поверхности ТП. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной дефектоскопии, позволяет определять наиболее экономичные и безопасные режимы эксплуатации ТП.

5. Разработаны методики оценки:

- остаточного ресурса оборудования и ТП по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

- работоспособности конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

- критериев предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

- остаточного ресурса оборудования и ТП с коррозионными повреждениями поверхности.

Методики позволили обосновать сокращение количества демонтируемых аппаратов и на порядок уменьшить планируемое количество вырезок дефектных участков ТП.

6. Разработана методика диагностирования оборудования и ТП, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и ТП, признаки оценки вида дефектов и их потенциальной опасности, условие дальнейшей эксплуатации или ремонта конструкций. Основные положения методики вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденные РАО «ГАЗПРОМ» и Госгортехнадзором России.

1. Акимов Г.В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М. Изд. АН СССР 1945 г. 414 с.

2. Андрейкив А.Е. Панасюк В.В. Механика водородного охрупчивания металлов и расчет элементов конструкций на прочность /АН УССР. Физ.-мех. Ин-т- Львов, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. JL: Химия, 1990. 400 с.

4. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.:Стройиздат, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазстрой. М., 1989. - 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования// Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. -№ 2. - С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Экспресс-• оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра.- 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. 1997. -№ 12. - С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики/Международный конгресс «Защита-98». М. 1998. - С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинников П.А. Анализ диагностических работ за 19998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром» и перспективы их совершенствования в плане реализации в 1999 г «Положения о диагностировании.»

12. Гончаров А.А, Нургалиев Д.М.,Митрофанов A.B. И др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром», выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов//Газовая промышленность.-1998.-№ 7. С. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

24. ГОСТ 25221-82. Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

25. ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

26. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования

28. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

29. ГОСТ 6202-84. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

30. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991.

32. Дубовой В.Я., Романов В.А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 с.

34. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирования. М.: Недра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Влияние напряжений на пластичность стали в растворе сероводорода. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Иино И. Водородное вспучивание и растрескивание.-перевод ВЦП N В-27457, 1980, Босеку гидзюцу, t.27,N8, 1978, с.312-424.

37. Инструкция по вихретоковому контролю линейной части магистральных газопроводов.-М.: РАО «Газпром», ВНИИГАЗ. 1997 г.- 13 с.

38. Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении. М.: ВНИИГАЗ. 1995. - 56 с.

39. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М. ВНИИгаз, 1991г. -12 с.

40. Исходные данные обосновывающие материалы и технологии ингибиторной защиты внутри промысловых трубопроводов. Отчет о НИР // Донецк. ЮЖНИИГИПРОГАЗ. 1991. - 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крипякевич Р.И. Влияние водорода на свойства стали.- М.: Металлургиздат, 1962. 198 с.

42. КостецкийБ.И., Носовский И.Г. и др., Надежность и долговечность машин. -"Техника". 1975. -408 с.

43. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТИ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Гринцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаимодействия металла с рабочей средой ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 с.

45. Лившиц Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. и др. Сульфидное растрескивание низкоуглеродистых легированных сталей // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. 1977. - N 5. - С. 23 - 30.

46. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промысловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез.семинара.,23-24 мая 1996г. М. Центральный Российский дом знаний, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оценки и прогнозирование коррозии для изменившихся условий на ОГКМ. Отчет о НИР // ВНИИ природных газов .-М.: 1994.28 с.

49. Методика оценки остаточного ресурса работоспособности сосудов /пылеуловителей, фильтр-сепараторов и др./, работающих под давлением на КС и ДКС РАО «ГАЗПРОМ».// АО ЦКБН РАО «ГАЗПРОМ» 1995 г. 48 с.

50. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод», 1995 г. (Согласовано Госгортехнадзором России 11.01.1996г.)

51. Методика диагностирования технического состояния оборудования и аппаратов, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах. (Утверждена Минтопэнерго России 30.11.1993 г. Согласована Госгортехнадзором России 30.11.1993 г.)

52. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств г. Волгоград, ВНИКТИ нефтехимоборудование, 1992 г.

53. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: недра, 1990. - 264 с.

54. Механика разрушений / Под ред. Д.Темплина М.: Мир, 1979.- 240с.173

55. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. -1993.- 88 с.

56. Методика оценки сроков службы газопроводов. М.ИРЦ Газпром, 1997 г.- 84с.

57. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защите подземных трубопроводов от коррозии. -М.: СОЮЗЭНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

58. Методические рекомендации по выбору моделей расчета показателей надежности соединительных газопроводов с учетом специфики исходных данных и результатов диагностики МР-3.6-95, Москва, 1995.

59. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Митенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Городов Г.Ф. и др. Определение и обоснование остаточного ресурса машиностроительных конструкций при долговременной эксплуатации. //Проблемы машиностроения и надежности машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01 -85. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания.- М.: ВНИИНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стал Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

63. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973. - 408 с.

64. Нургалиев Д.М., Гафаров Н.А.,Ахметов В.Н.,Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Аптикеев Т.А. К оценке дефектности трубопроводов при внутритрубной дефектоскопии. Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96".-Ялта 1996 г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 54-59.m

66. OCT 26 291-94. Сосуды и аппараты стальные, сварные. Технические условия.

67. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. -1989. Вып. 3. -С. 30-31

68. Павловский Б.Р. и др. Экспертиза по проблеме ресурса соединительных трубопроводов, транспортирующих влажный сероводород содержащий газ: Отчет о НИР // АООТ. ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 с

69. ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. М.: НПО ОБТ, 1997 - 292 с. (Утверждены Госгортехнадзором России 02.03.1995 г.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. М. : Информнефтегазстрой. 1982. Вып. 11. - 45 с.

71. Петров H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1986 г.

73. ПНАЭ Г-7-014-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть 1. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1990 г.

74. ПНАЭ Г-7-019-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Контроль герметичности. Газовые и жидкостные методы. ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, г. Москва, 1990 г

75. Пол Мосс. British Gas. Старые проблемы новые решения. "Нефтегаз" на выставке "НЕФТЕГАЗ-96".М.:- 1996.- С. 125-132.

76. Половко A.M. Основы теории надежности.-М.: «Наука», 1964.-446 с.

77. Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей на предприятии «Оренбурггазпром». Утверждено «Оренбурггазпром» 26.11.96г. Согласовано Оренбургским округом Госгортехнадзора России 20.11.1996 г.175

78. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливноэнергетического комплекса. (Утверждено Минтопэнерго России 24.01.1993 г. Согласовано Госгортехнадзором России 25.12.1992 г.)

79. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. -М.: НГП "ДИЭКС"1993. 36с.

80. Положение о системе технического обслуживания и плановопредупре-дительных ремонтов промыслового оборудования для газодобывающих предприятий.- Краснодар:ПО Союзоргэнергогаз.- 1989.- 165 с.

81. Положение об экспертном техническом диагностировании трубопроводов, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроду-ктопроводов. // М. Газовая промышленность №6, 1998 г.

83. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. (ПБ 10-115-96).- М.: ПИО ОБТ.- 1996.- 232с.

84. Р 50-54-45-88. Расчеты и испытания на прочность. Экспериментальные методы определения напряженно-деформированного состояния элементов машин и конструкций-М.: ВНИИНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения сопротивления материалов воздействию сероводородсодержащих сред М.: ГОССТАНДАРТ РОССИИ, ВНИИНМАШ, ОрПИ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. -М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Расчёт на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах. М.: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 г.

88. РД 26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений. М.: НИИХИММАШ, УкрНИИ-ХИММАШ, ВНИИНЕФТЕМАШ. - 1990 г. - 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. (Утверждена Минтопэнерго РФ 15.08.96 г.)

90. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. М.: НПО ОБТ - 1994- 272 с.

91. РД 51-4.2-003-97. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997 г.- 126 с.

92. РД-03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов, технологических трубопроводов. (Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.11.96 г. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды М.: НПО ОБТ, 1994 г.

94. РД26-10-87 Методические указания. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. М. ОКСТУ 1987 г. 30с.

95. РД-51-2-97. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. М.: ИРЦ Газпром, 1997 48 с.

96. РД51-4.2.-003-97 Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М. ИРЦ Газпром, 1997 г. 123 с.

97. Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1989. -39 с. '

98. Рекомендации по оценке прочности крупногабаритных конструкций с применением характеристик механики разрушения (РТМ). М.: ЦНИИТМАШ, НИИМАШ, 1977. - 116 с.

99. Рекомендации по применению акустико-эмиссионной диагностики технологического оборудования и трубопроводов газохимических комплексов. М.: ИРЦ Газпром. - 1997 г. - 156 с.

100. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии.-М.: Химия, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.И. Водородная хрупкость и структурное состояние стали //МИТОМ. 1982. - N 5. - С. 11 - 17.

102. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. -М.: Высшая школа. 1989.- 432 с.

103. СНиП Ш-42-80.Магистральные трубопроводы. М.:Стройиздат, 1981.- 68 с.

104. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы М.: Минстрой России. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. Утверждены Миннефтехимпромом СССР 01.01.1984 г.

106. Сталь магистральных труб для транспортировки высокосернистого нефтяного газа. Проспект фирмы Ниппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЭК. Техника анализа надежности систем. Метод анализа вида и последствий отказов. Публикация 812 (1985). М.: 1987.

108. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах.- М.:-Металлургия.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М. Изд. АН СССР 1960 г. 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин. "Диагностика-94".-Ялта 1994г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надежность сварных соединений труб котлов и паропроводов. М.: Энергоиздат, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер И.С., Арчаков Ю.И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование.- М.: Машиностроение, 1979.- 144 с.

113. Швед М.М. Изменение эксплуатационных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

114. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. ВНИИЭгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. The Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. - P. 19 - 34.

118. Marvin C.W. Determining the strength of Corroded Pipe. // Materials protection and Performance. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Metallic Materials for Oil field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H.,Matsuda H. Development of new dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O'Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Pressure calculation for corroded pipe developed//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities of Various Kinds of Commerc.Rolled Steels under Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Metod Evaluation of Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.