автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Повышение безопасности эксплуатации футерованных нефтепроводов, подверженных локальной коррозии на участках после электроизолирующих фланцев

11-3 /'■<

На правах рукописи

АБДУЛЛИН РУСЛАН МУХТАРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФУТЕРОВАННЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПОДВЕРЖЕННЫХ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ НА УЧАСТКАХ ПОСЛЕ ЭЛЕКТРОИЗОЛИРУЮЩИХ ФЛАНЦЕВ

Специальность 05.26.03 - «Пожарная и промышленная безопасность»

(Нефтегазовая отрасль)

4852653

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2011

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Бугай Дмитрий Ефимович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Кузеев Искандер Рустемович;

кандидат технических наук Фаритов Айрат Табрисович.

Ведущая организация Автономная некоммерческая организация

Республиканский центр научно-технического обеспечения «Башпромбезопасность» (г. Уфа).

Защита состоится 1 июля 2011 года в 14.30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 1 июня 2011 года.

диссертационного совета

Ученый секретарь

Лягов А.В.

• РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ

БИБЛИОТЕКА Ч

2011

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. нефтепроводы систем сбора скважинной продукции относятся к опасным производственным объектам.

Вытеснение водой нефти при её добыче интенсивными методами сопровождается увеличением коррозионной активности извлекаемой совместно с нефтью и закачиваемой в пласт воды, которая содержит растворенные соли и газы, абразивные частицы, бактерии и другие примеси, приводящие к росту скорости коррозии нефтесборных трубопроводов, в связи с чем разработка методов и средств повышения безопасности их эксплуатации является важной научно-технической проблемой отрасли.

На территории Российской Федерации находится в эксплуатации около 400 тысяч км промысловых нефтепроводов, на которых ежегодно регистрируется до 23 тысяч случаев порывов, свищей и других видов отказов, являющихся причиной значительных потерь нефти и загрязнения земель и, что особенно опасно, взрывов попутного нефтяного газа и связанных с ними возгораний разлившейся нефти.

Высокие показатели удельной аварийности на нефтесборных трубопроводах в значительной мере связаны с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, в результате чего происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя, что способствует активизации коррозионных процессов.

Развитием теории и решением проблем коррозии нефтепромысловых трубопроводов и повышения безопасности их эксплуатации на протяжении многих лет занимались такие ученые как Абдуллин И.Г., Бугай Д.Е., Васильев Г.Г., Веселов Д.Н., Гареев А.Г., Гоник A.A., Гумеров А.Г., Ефремов А.П., Кулаков В.В., Лаптев А.Б., Прохоров А.Д., Саакиян Л.С., Фари-тов А.Т., Худякова Л.П. и др. Благодаря их усилиям удалось значительно снизить аварийность на многих промысловых и магистральных трубопроводах.

Защита внутренней поверхности трубопроводов полиэтиленовой трубой значительно уменьшает количество порывов труб, но не полностью снимает проблему коррозии, которая смещается на участки соединения защищенной и незащищенной труб, локализуется и приводит к интенсивным (в среднем, каждые 2 месяца) порывам.

В связи с этим для повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов в условиях использования футерованных труб требуется создание новых высокоэффективных методов снижения их аварийности.

Цель работы

Установление причины коррозионного разрушения металла труб на участках после электроизолирующих фланцев (ЭИФ), изучение механизма данного явления и разработка метода его предотвращения, позволяющего существенно снизить аварийность на нефтесборных трубопроводах.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1 Исследование влияния токов катодной защиты на распределение потенциала по внутренней поверхности трубы в области после ЭИФ.

2 Определение потенциально опасных зон коррозионного поражения металла внутренней поверхности труб в области после ЭИФ и изучение механизма данного явления.

3 Разработка метода предотвращения коррозионного поражения металла труб в области после ЭИФ.

4 Апробация разработанных технических средств и их внедрение на нефтедобывающем предприятии с целью повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов.

Научная новизна

1 На основании исследования процесса перетока электростатического заряда с катодно-защищенной поверхности футерованной трубы на незащищенную полиэтиленом поверхность трубы после ЭИФ показано, что через минерализованную пластовую воду происходит катодная поляризация металла на этом участке.

2 Установлено, что скорость разрушения металла трубы после ЭИФ зави-

сит от его длины, электропроводности пластовой воды и разности защитного катодного потенциала и потенциала коррозии стали.

3 Разработан метод уменьшения аварийности на нефтесборных трубопроводах, позволяющий снижать влияние защитного потенциала от станции катодной защиты на склонность к коррозии металла внутренней поверхности труб в области после ЭИФ.

Практическая ценность

Разработанная «Методика расчета электроизолирующей дренажной вставки» внедрена в ООО НПЦ «Знание» (г. Уфа) при расчете устройств для повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов.

В ООО «Бугульминский механический завод» ОАО «Татнефть» с целью повышения безопасности эксплуатации промысловых нефтепроводов при проектировании и изготовлении ЭИФ внесены следующие изменения в конструкцию ЭИФ: увеличена их длина до рекомендованных 1,5 м; для снятия статического заряда с внутренней поверхности выполнен монтаж дополнительного заземляющего устройства.

Апробация работы и публикация результатов

Основные результаты работы доложены и обсуждались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2007), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2007), учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт -2007» (Уфа, 2007), научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2008), международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естесственных и гуманитарных наук» (Уфа, 2008), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (Уфа, 2008), научно-техническом семинаре «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (Уфа, 2009), международной научно-

практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2010).

По результатам работы опубликовано 9 научных трудов.

Объем и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и приложений. Объем диссертации - 129 с. машинописного текста; приводятся 21 таблица, 35 иллюстраций, два приложения. Список литературы содержит 97 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, дана её общая характеристика, а также сформулированы цель и задачи исследований.

В первой главе приведены литературные данные об аварийности на неф-тесборных трубопроводах и существующих методах её снижения, а также о распространенных способах повышения безопасности эксплуатации объектов нефтедобычи, подверженных коррозионному воздействию минерализованных пластовых и грунтовых вод.

В последние годы на нефтяных месторождениях широкое применение находят такие методы противокоррозионной защиты трубопроводов как футерование их внутренней поверхности полиэтиленовыми вкладышами и ингибиро-вание промысловых сред, которые, однако, не обеспечивают полного предотвращения их аварийности. Так, на эксплуатируемом продолжительное время Ромашкинском месторождении (республика Татарстан), для которого характерны низкие скорости потока водонефтяной эмульсии и расслоенный режим ее течения, наблюдается учащение порывов трубопроводов на незащищенных участках после ЭИФ. Известно, что аварийность на нефтесборных трубопроводах (таблица 1) значительно (на порядки) превышает таковую на водоводах. В то же время аварийность на нефтесборных трубопроводах нефтяных месторождений Западной Сибири выше, чем на водоводах, что связано с меньшей обводненностью добываемой продукции и невысокой коррозионной активностью водной фазы.

Таблица 1 - Средние значения удельной аварийности на некоторых трубопроводах республики Удмуртия и Западной Сибири

Тип трубопровода Удельная аварийность на трубопроводах по месторождению, шт./год • км

Вятская площадь Арланского месторождения Ватьеганское Южно-Ягунское

нефтесборный 0,714 0,070 0,074

напорный нефтепровод 0,020 0,026

низконапорныи водовод 0,013 0,060 0,084

высоконапорный водовод 0,010 0,017

Проблема безопасности эксплуатации нефтепромыслового оборудования заключается в том, что входы в задвижки, резервуары и другие объекты не оборудованы ЭИФ, предназначенными для предотвращения поляризации током катодной защиты незащищенных труб. Однако в реальных условиях на внутреннюю поверхность незащищенных труб перетекают заряды с потоком пластовой воды, контактирующей с этой поверхностью, минуя ЭИФ. При этом изменяется потенциал внутренней поверхности трубы, и начинается ее интенсивное электрохимическое растворение.

На рисунках 1 и 2 приведены фотографии типичного разрушения внутренней поверхности трубы и сквозного разрушения нефтепровода на участках после ЭИФ соответственно.

Из литературы известен способ уменьшения внутренней коррозии неф-тесборных трубопроводов, заключающийся в поддержании турбулентного режима течения двухфазной жидкости, при котором формируется эмульсия закрытого типа «вода в нефти», что и способствует снижению скорости коррозии металла. Однако со временем при постепенном падении добычи нефти

Рисунок 1 - Локализация коррозионных поражений на незащищенной трубе после ЭИФ

Рисунок 2 - Внешний вид сквозного разрушения нефтепровода после ЭИФ

уменьшается и скорость течения эмульсий, а использование системы поддержания пластового давления (ППД) приводит к обводнению нефти более чем на 50 %, что вызывает расслоение эмульсий и препятствует созданию эмульсий

закрытого типа.

Присутствие в пластовой воде углекислого газа и сероводорода, а также регулярные кислотные обработки скважин приводят к снижению рН воды до 3-4, в результате чего начинается интенсивная внутренняя коррозия труб с катодным контролем. При этом деполяризаторами служат ионы гидроксония, и их диффузия лимитирует весь коррозионный процесс. Следовательно, изменение электродного потенциала металла внутренней поверхности труб после ЭИФ вызывает его интенсивное локальное коррозионное разрушение и снижает безопасность эксплуатации нефтепроводов.

В обычных условиях катодная защита не влияет на электродный потенциал внутренней поверхности трубопроводов. Однако при течении по трубопроводу двухфазного потока «нефть - вода», ток, согласно закону Кирхгоффа, может перетекать через электролит на внутреннюю поверхность трубы после ЭИФ и изменять ее потенциал. Кроме того, из литературы известны факты генерирования статического электричества при движении неэлектропроводящей жидкости по диэлектрической трубе. Существуют комплексы мероприятий по снижению риска возникновения пожаров, взрывов и других опасных воздействий, связанных с этим явлением. При течении эмульсии по футерованному трубопроводу также возможно накопление статического электричества, при этом наряду с пожароопасностью статическое электричество может служить причиной изменения состава перекачиваемой среды, её коррозионных характеристик и электродного потенциала внутренней поверхности металлических вставок (протекторно-защищенных стыков и трубы после ЭИФ).

Во второй главе приведено описание применявшихся в работе экспериментальных методов исследований.

Измерение рН промысловой среды проводили с помощью рН-метра типа АНИОН-4100 (относительная ошибка измерений составляла не более 1,5 %). Использовали гальванический элемент со стеклянным электродом, который погружали в раствор, и эталонным электродом, соединенным с ним в замкнутую цепь. Эталонным электродом служил насыщенный каломельный электрод, находившийся в насыщенном растворе КС1. Этот раствор был связан солевым

мостиком из раствора КС1 с испытуемым раствором.

Проведение лабораторных испытаний коррозионной активности среды осуществляли с помощью специально разработанного стенда (рисунок 3) при варьировании величины гидравлического сопротивления и скорости течения двухфазной жидкости в ламинарном режиме, при котором коррозия нефтес-борных трубопроводов по нижней образующей наиболее интенсивна.

1 - катоднозащищенная «катушка» трубы; 2 - ЭИФ; 3 - незащищенная «катушка» трубы; 4 - электролит; 5 - электрохимический щуп; 6 - станция катодной защиты; 7 - вольтметр

Рисунок 3 - Лабораторный стенд для определения распределения потенциала и токов по внутренней поверхности незащищенной трубы после ЭИФ

С помощью данного стенда можно моделировать перераспределение тока катодной защиты по внутренней поверхности трубы после ЭИФ при изменении минерализации пластовой воды, значения навязанного потенциала и расстояния от ЭИФ.

Скорость коррозии металла труб определяли методом поляризационного сопротивления с помощью индикатора скорости коррозии типа «Моникор-1М», в котором используется принцип линейной поляризации электродов с последующими измерением сопротивления цепи «электрод - жидкость» и индикацией результатов в единицах скорости коррозии (мм/год).

В соответствии с уравнением Штерна-Гири плотность тока коррозии (мА/см2) вычисляется по формуле

* АЕ 2,3 (Ьа+Ьк)'

где Ai - анодная или катодная плотность тока при смещении потенциала Д.Ена 10-20 мВ, мА/см2; b„ и Ьк - постоянные, показывающие наклон тафелевых участков анодной и катодной поляризационной кривой соответственно, мВ.

Диапазон измерения скорости коррозии стального электрода составлял от 0,001 до 150,0 мм/год, относительная ошибка - не более 5 %.

Измерения электродного потенциала осуществляли с помощью разработанного стенда (рисунок 3) относительно хлорсеребряного электрода сравнения (ХСЭ) при навязывании на поверхность трубопровода до ЭИФ защитного катодного потенциала величиной - 0,85 В. Относительная ошибка измерений составляла не более 3 %.

Определение электросопротивления, силы тока и напряжения на изучавшихся участках труб проводили с использованием универсального лабораторного тестера, относительная ошибка измерений которого составляла не более 5%.

Накопленный на поверхности металла статический заряд оценивали с помощью лабораторного электрометра, который служит для тестирования наличия статического заряда без определения его величины.

В третьей главе рассмотрены теоретические предпосылки и основное содержание разработанного метода снижения аварийности на нефтесборных трубопроводах, основанного на предотвращении локальной коррозии металла их внутренней поверхности на участках после ЭИФ.

С использованием лабораторного стенда (рисунок 3) были проведены измерения электродного потенциала металла внутренней поверхности трубопровода на участках после ЭИФ.

На рисунках 4 и 5 приведены зависимости распределения электродного потенциала на внутренней поверхности незащищенной трубы в пресной воде и 3 %-ном растворе НаС1 соответственно.

Из рисунков видно, что навязывание катодного потенциала на поверхность трубопровода до ЭИФ вызывает изменение электродного потенциала на внутренней поверхности трубопровода на участках после ЭИФ. При этом независимо от состава коррозионной среды на расстоянии 500-600 мм от ЭИФ происходит переход электродного потенциала в анодную область значений, где и происходит интенсивная коррозия металла.

Как известно, электризация диэлектрических жидкостей связана с появлением двойных электрических слоев на поверхностях раздела двух жидких сред

Расстояние, мм

Рисунок 4 - Распределение электродного потенциала по внутренней поверхности незащищенной трубы в пресной воде

или на границах раздела «жидкость - твёрдое тело». Двойной электрический слой представляет собой пространственное распределение электрических зарядов разных знаков, неподвижно связанных со стенкой трубы (слой Гельм-гольца - 10"6 м), и диффузионного слоя ионов противоположного знака (слой Гуи).

Расстояние, мм

Рисунок 5 - Распределение электродного потенциала по внутренней поверхности незащищенной трубы в 3 %-ном растворе ЫаС1

В промысловом футерованном трубопроводе происходит одновременное перемещение трёх фаз — газовой, углеводородной и водной. За счет движения углеводородной и водной фаз относительно стенки трубы перемещаются заряды слоёв Гун. При истечении жидкости из трубопровода происходит разделение двойных электрических слоёв. При этом каждая из контактирующих поверхностей стремится сохранить свой заряд, который в зависимости от электрической природы названных сред будет накапливаться до наступления возможности рассеяния или разрядки заряда, что и происходит на участках после ЭИФ.

Были выполнены измерения электродного потенциала и накопленного статического заряда на поверхности стыковочного узла футерованной трубы с использованием разработанного стенда (рисунок 3). Измерения производили при циркуляции по полипропиленовой трубе дизельного топлива. При этом имитировали реальные условия работы футерованного трубопровода. Образование и накопление статического заряда зависит от ряда факторов: состояние внутренней поверхности труб, диэлектрическая проницаемость жидкости, температура, радиус трубопровода, скорость потока жидкости в трубе, коэффициент кинематической вязкости жидкости, длина трубопровода и др. При-

рост величины потенциала за счет накопления статического заряда в проведенных экспериментах составил - 0,3 В. С увеличением скорости движения жидкости и диаметра трубопровода резко возрастает ток электризации. Значительное увеличение электризации потоков жидкости в трубопроводах вызывают также мелкодисперсные нерастворимые примеси (твердые, жидкие или газообразные), которые в большом количестве присутствуют в промысловых средах.

Таким образом, на участках после ЭИФ происходит резкое изменение электродного потенциала металла при рассеянии статического заряда через «электропроводящий мостик» подтоварной воды. Причем это изменение имеет место, как правило, на нижней части внутренней поверхности трубопровода, где и наблюдается локализация коррозии металла.

В зависимости от обводненности и состава пластовых вод накопление статического заряда на поверхности стыковочного узла может вызывать как увеличение, так и уменьшение их рН.

С использованием индикатора скорости коррозии типа «Моникор-1М» проведено исследование влияния рН среды на скорость коррозии металла труб.

На рисунке 6 приведены результаты этих исследований, которые свидетельствуют о том, что снижение рН коррозионной среды вызывает значительное усиление скорости локальной коррозии трубной стали.

Были также проведены исследования коррозионной стойкости металла стыков футерованных труб, оборудованных алюминиевым протектором. Показано, что при изменении рН пластовой воды с 5 до 4 и 3 срок эксплуатации таких труб и работоспособности протектора уменьшается с 14,5 до 12,1 и 6,1 лет соответственно.

Известно, что основными источниками блуждающих токов в подземных металлических сооружениях являются электрифицированные железные дороги постоянного тока (железнодорожный транспорт, трамвай, метрополитен), линии электропередачи постоянного тока по системе «провод - земля». Токи средств электрохимической защиты (катодных станций) также можно отнести

рН

Рисунок 6 - Изменение скорости коррозии стали 20 при росте рН 3 %-ного №С1

к источникам наведенных токов в земле для подземных сооружений, не включенных в систему защиты.

Токи попадают внутрь трубы в месте соединения трубопроводов с ЭИФ. Свидетельством этому является наличие следов коррозии в виде ржавчины на внутренней поверхности защищенных труб вблизи ЭИФ. В местах входа блуждающих токов происходит катодный процесс. В местах выхода тока в металл незащищенных труб образуются анодные участки, на которых происходит активное растворение металла, непосредственно зависящее от силы тока. Совпадение анодных зон макрогальванопар и зон наведенных токов ведет к усилению коррозии.

Одним из распространенных способов уменьшения электрохимической коррозии металла подземных трубопроводов является увеличение их продольного электросопротивления с помощью ЭИФ. Последние представляют собой прочно-плотные соединения с электроизолирующими прокладками и деталями крепежа, не имеющими электрического контакта с корпусом фланца.

Измерение электродных потенциалов, проводившееся с помощью стенда (рисунок 3) вдоль внутренней поверхности трубы после ЭИФ при поляризации

наружной поверхности током катодной защиты, показало наличие в трубопроводе наведенных (блуждающих) токов. По длине слоя жидкости на участках после ЭИФ наблюдалось снижение потенциала. Это можно объяснить сопротивлением электролита, которое определяет градиент изменения потенциала и место локализации коррозионного разрушения металла трубы.

Электродный потенциал, постепенно повышаясь, достигает на незащищенной трубе значения потенциала коррозии, которое составляет - 0,7 В по ХСЭ.

На рисунке 7 приведены данные измерения величин блуждающих токов в незащищенной трубе при навязывании разности потенциала А1] внешним источником постоянного тока. Из рисунка следует, что чем больше потенциал

0,7 0,6 -0,5 -

<

га* 0,4 4-

s О

0,2 -0,1 0

ill

и

«

й

л

яли=о,з в али=о,4в

или=0.5 В

^ ^ 4? к^ ^ Л-

Длина фпанца, мм

Рисунок 7 - Влияние длины ЭИФ на силу блуждающих токов в трубопроводе диаметром 150 мм

катодной защиты на поверхности футерованной трубы, тем выше сила тока,

перетекающего через пластовую воду на незащищенную трубу, что и вызывает её интенсивную коррозию блуждающими токами.

Пресные, солоноватые и соленые воды подземных горизонтов, а также рассолы, к которым относятся пластовые и сточные воды нефтяных месторождений, можно считать электролитами с постепенно изменяющимся в них содержанием солей. Соответственно изменяется и их электропроводность.

Перетекание тока катодной защиты на внутреннюю поверхность незащищенной трубы зависит не только от значения навязанного потенциала, но и от электросопротивления пластовой воды. Для получения зависимости электросопротивления от минерализации пластовой воды были выполнены измерения потенциала по длине трубопровода на участках после ЭИФ в водах с различной минерализацией (рисунок 8). Из рисунка следует, что величины тока и суммарного заряда, перетекающего на поверхность незащищенной трубы, возрастают с увеличением минерализации воды.

Концентрация КаС1, г/дм3

Рисунок 8 - Зависимость удельного электросопротивления пластовой воды от концентрации ЫаС1

Таким образом, для повышения безопасности эксплуатации незащищенного трубопровода на участках после ЭИФ необходимо увеличить электросопротивление пластовой воды до значений, превышающих сопротивление растеканию тока в грунт, и снизить потенциал катодной защиты на участках до ЭИФ на футерованной трубе до величины минимального защитного потенциала, равного - 0,75 В, что позволит минимизировать значения блуждающих токов на внутренней поверхности незащищенной трубы и уменьшить скорость её локальной коррозии.

В четвертой главе приведены разработанная методика расчета электроизолирующих дренажных вставок для трубопроводов, перекачивающих минерализованные пластовые воды, и результаты её апробации в натурных условиях.

Для расчета ЭИФ с дренажом (ЭИФД) принята следующая расчетная схема (рисунок 9).

Л, - сопротивление стенки трубы растеканию тока катодной защиты, Ом; Я2 - сопротивление электролита пластовой воды, Ом; - переходное сопротивление «электролит - труба», Ом; Л., - сопротивление электродренажа, Ом; - сопротивление стеканию тока с незащищенной трубы, Ом; (// - изменение электродного потенциала из-за накопления заряда статического электричества (при низкой обводненности добываемой продукции), В; 11} - разность между потенциалом катодной защиты и потенциалом коррозии внутренней поверхности нефутерованной трубы, В

Рисунок 9- Принципиальная электрическая схема соединения футерованной трубы с незащищенной трубой через ЭИФД

Д2

1*3

Для обеспечения эффективной защиты незащищенной трубы необходимо максимально увеличить значения Я2 и Я3. При этом

Л, = Л2 = р^Ь;

Л4 = 4 Ом;

где рзп - удельное электросопротивление пластовой воды, Ом/м; ртр-удельное электросопротивление трубы, Ом/м; 5 — площадь поперечного сечения трубопровода, м2; £ - длина ЭИФД, м; / - расстояние от незащищенного трубопровода до анодного заземления катодной защиты, м.

Расчет распределения потенциала сводится к численному интегрированию уравнения Лапласа, которое в предположении однородности электрических характеристик среды (проводимости заполняющей трубопровод жидкости) в цилиндрической (г, г) системе координат имеет вид

1 д г дЩ д2и

После решения уравнения (1) распределение плотности тока коррозии определяется по найденному распределению потенциала (У с помощью соотношений

ЕТ Ег

¿ = ¿""Г' Р Р

ди

где р — удельное электросопротивление пластовой воды, Ом/м; Ег =--;

ди дг

Е2 — ~ ~~ компоненты напряженности электрического поля, вычисляемые посредством численного дифференцирования поля потенциала I/. Учитывая, что удельное электросопротивление жидкости постоянно, при анализе эффективности ЭИФД можно ограничиться минимизацией напряженности электрического поля растекания тока. Численные значения плотности тока определяются с помощью соотношений (2).

Если технологические или иные условия не позволяют увеличить длину ЭИФД, то дополнительного снижения плотности тока коррозии на внутренней незащищенной поверхности трубопровода можно добиться путем выбора спе-

циальной формы дренажного контура. В частности, при выполнении внутренней части контура в виде барьера (бортика, выступающего внутрь фланца) обеспечивается большее сопротивление пластовой воды, о чем свидетельствуют результаты расчетов для подобного случая.

Было установлено, что максимальный эффект при использовании ЭИФД достигается при выборе высоты барьера не менее, чем его толщина. Сравнение распределений потенциалов вдоль внутренней поверхности трубопровода, рассчитанных для обычной формы ЭИФД и для ЭИФД с внутренним барьером, показывает, что максимальные значения плотности тока коррозии могут быть снижены в 1,5 раза.

В пятой главе на примере одного из НГДУ ОАО «Татнефть» представлены данные о характеристиках, необходимых для расчета типового ЭИФД, а также результаты внедрения таких устройств в этом НГДУ.

Исходные данные, необходимые для расчета ЭИФД, приведены для рассматриваемого НГДУ в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики, необходимые для расчета ЭИФД

№ п.п. Характеристика Единица измерения Значение

1 Величина защитного потенциала на конечном участке трубопровода В 1,15

2 Величина потенциала коррозии трубы после ЭИФ В 0,75

3 Электропроводность пластовой воды См 315

4 Электропроводность грунта в зоне укладки трубопровода См 47

5 Рабочее значение тока катодной станции А 16

6 Максимальное значение тока катодной станции А 200

7 Величина омического сопротивления пары «незащищенная труба - грунт» Ом 10

8 Величина омического сопротивления трубопровода после ЭИФ Ом 250

9 Величина омического сопротивления пары «пластовая вода - металл трубы» Ом 3

10 Расстояние от ЭИФ до ближайшего заземляющего устройства м 140

11 Обводненность продукции % 60

Для расчета ЭИФД использовали схему, приведенную на рисунке 9. Были определены длина ЭИФД и сопротивление растеканию тока с заземляющего устройства. По расчетным данным построили зависимость, представленную на рисунке 10.

£ # # ^ ^ # ^ ^ # с^ ^

Длина фланца, мм □ воды 20% ■ вода 100%

Рисунок 10 - Зависимость электросопротивления ЭИФД от его длины при изменении содержания воды в продукции скважин

Из рисунка 10 видно, что в случае 20 %-ной обводненности нефти можно ограничиться длиной фланца 450 мм, а в случае потока чистой пластовой воды необходимо применять фланец длиной не менее 950 мм. Это связано с тем, что в соответствии с законом Кирхгоффа для снижения силы тока необходимо, чтобы электросопротивление пластовой воды в области ЭИФ было больше электросопротивления растеканию тока через заземление дренажа (4 Ом).

Для проведения испытаний был выбран участок нефтесборного трубопровода, характеристики которого приведены в таблице 3. В частности, видно, что коррозионная среда содержит большое количество подвижных деполяризаторов, и, вследствие этого, незащищенный участок трубопровода особенно уязвим для локальной коррозии.

Испытания ЭИФД показали высокие электроизолирующие свойства этого устройства и позволили в рассматриваемом НГДУ на порядок снизить удельную аварийность по причине коррозионных поражений металла внутренней поверхности катодно-незащищенных участков трубопроводов.

В таблице 4 приведены сведения о снижении аварийности футерованных нефтепроводов, полученные расчетным путем на основе экспериментальных

Таблица 3 — Характеристики промысловых сред и трубопроводов

Характеристика Единица измерения Значение

Обводненность % Около 60

Вязкость сПз 14

Плотность двухфазной среды кг/м' 960

Концентрация ионов НзО+ Ум* 6,022 • Ю20

Подвижность ИОНОВ НзО+ м2/(с • В) 3,26 ■ 107

Диаметр трубопровода м 0,150

Толщина стенки трубопровода м 0,006

Материал трубопровода сталь 20

Скорость потока м/с 0,5

данных по уменьшению разности потенциалов между анодным и катодным участками незащищенных труб, то есть по результатам полученного при использовании ЭИФД снижения скорости локальной коррозии металла труб на участках после ЭИФ.

Таблица 4 - Расчетное снижение удельной аварийности футерованных нефтепроводов некоторых месторождений в результате применения ЭИФД

Тип фланца Удельная аварийность по месторождению, шт./год • км

Ромашкинское Арланское Южно-Ягунское

Обычный фланец 0,714 0,170 0,074

ЭИФД 0,071 0,010 0,012

23

ВЫВОДЫ

1 Установлено, что причиной локальной коррозии внутренней поверхности футерованных нефтепроводов на участках после ЭИФ является переток на эти участки электрических зарядов с внешней катодно-защищенной поверхности труб через подтоварную пластовую воду, который вызывает катодную поляризацию металла и соответствующую активацию анодных процессов. В результате существенно снижается безопасность эксплуатации нефтесборных трубопроводов.

2 Показано, что переток электрических зарядов с внешней поверхности катодно-защищенной футерованной трубы на внутреннюю поверхность нефу-терованной трубы через «мостик» пластовой воды зависит от её минерализации, длины ЭИФ, величины потенциала катодной защиты на участках перед ЭИФ и обводненности перекачиваемой по нефтесборному трубопроводу среды. Движение водонефтяной смеси по футерованному трубопроводу вызывает накопление статического заряда на внешней поверхности стыков и перед ЭИФ, в результате чего потенциал на этих участках снижается на 0,3 В, что дополнительно увеличивает коррозионную активность пластовой воды в результате уменьшения её рН, приводит к ускоренному растворению алюминиевого протектора стыков футерованных труб, а также способствует увеличению скорости коррозии металла внутренней поверхности незащищённых труб на участках после ЭИФ.

3 Разработан метод повышения безопасности эксплуатации футерованных нефтепроводов, предусматривающий увеличение длины ЭИФ, монтаж дополнительного электродренажа для снятия электрического заряда с пластовой воды, определение размеров деталей электродренажа, обеспечивающих его эффективный электролитический контакт с перекачиваемой средой.

4 Проведенные на ряде месторождений нефти Волго-Уральского региона испытания модернизированных ЭИФ показали их высокие электроизолирующие свойства и позволили снизить удельную аварийность по причине коррозии металла внутренней поверхности катодно-незащищенных участков трубопроводов в среднем с 0,04 до 0,003 порывов на один км в год.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1 Абдуллин P.M. Проблемы безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов с электроизолирующими фланцами / Абдуллин P.M. И Трубопроводный транспорт - 2007: материалы учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. -С. 90-91.

2 Абдуллин P.M. Лабораторный стенд для исследования причин разрушения трубопроводов после электроизолирующих фланцев / Абдуллин P.M., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. Н Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса: материалы науч.-практ. конф. - Уфа: ИПТЭР, 2007. - С. 80.

3 Абдуллин P.M. Влияние электропроводности среды на распределение потенциалов по внутренней поверхности незащищённой трубы / Абдуллин P.M., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. // Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов: материалы науч.-практ. конф. - Уфа: ООО «Мастер-Копи», 2007. -С. 169-171.

4 Абдуллин P.M. Проблемы эксплуатации футерованных трубопроводов на нефтяных промыслах / Абдуллин P.M., Лаптев А.Б., Ахияров Р.Ж., Бугай Д.Е. // Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: материалы междунар. науч.-техн. конф. - Уфа: УГНТУ, 2008. - Вып. 3. - С. 5-8.

5 Абдуллин P.M. Некоторые причины снижения безопасности эксплуатации футерованных и пластиковых нефтепроводов / Абдуллин P.M., Ахияров Р.Ж., Тю-сенков A.C., Латыпов О.Р., Бугай Д.Е., Лаптев А.Б. // Энергоэффективность. Проблемы и решения: материалы науч.-практ. конф. - Уфа: ИПТЭР, 2008. - С. 143-145.

6 Абдуллин P.M. Влияние статического электричества на коррозионное разрушение нефтепровода / Шайхинуров A.C., Абдуллин P.M., Бугай Д.Е. // Материалы 59-ой науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2008. -С. 156-157.

7 Абдуллин P.M. Повышение безопасности эксплуатации футерованных трубопроводов для перекачивания углеводородных сред на нефтяных промыслах / Абдуллин P.M., Бугай Д.Е., Лаптев А.Б. // Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья: материалы на-уч.-техн. семинара - Уфа: ИПТЭР, 2009. - С. 24-26.

8 Абдуллин P.M. Повышение безопасности эксплуатации промысловых трубопроводов в условиях локализации коррозии в зоне, расположенной после ЭИФ / Абдуллин P.M., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Тюсенков A.C. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа: ИПТЭР, 2009. - № 2 (76). - С. 131-136.

9 Абдуллин P.M. Влияние изменения окислительно-восстановительного потенциала коррозионной среды на скорость коррозии стали 20 / Кононов Д.В., Лаптев А.Б., Абдуллин P.M., Бугай Д.Е. II Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: материалы междунар. науч.-практ. конф. - Уфа: ИПТЭР, 2010. - С. 293-294.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 27.05.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 91. Тираж 90 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

1 1 - 1 2779

/ ú!

2008

79173

2008179173

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ.

1.1 Факторы, влияющие на безопасность эксплуатации объектов нефтедобычи в промысловых средах.

1.2 Особенности эксплуатации систем сбора и подготовки продукции скважин.

1.3 Методы повышения безопасности эксплуатации нефтепромыслового оборудования.

1.4 Турбулизация потока.

1.5 Конструкция футерованных трубопроводов.

1.6 Факторы, влияющие на разрушение футерованных трубопроводов.

1.7 Статическое электричество в трубопроводах.

1.8 Методы и средства защиты от статического электричества.

1.9 Применение ЭИФ и их конструкции.

1.10 Постановка задач исследований.

2 МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1 Определение скорости коррозии стали с помощью прибора «Моникор-1М».

2.2 Методика исследования распределения потенциала по поверхности трубопровода.

2.3 Проведение экспериментов с ЭИФ.

2.4 Определение рН промысловых сред.

2.5 Проведение экспериментов по определению скорости коррозии.

2.6 Определение величины токов внутри трубопроводов.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ЛОКАЛИЗАЦИИ КОРРОЗИИ В ФУТЕРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДАХ.

3.1 Описание процессов коррозии в условиях эксперимента.

3.2 Результаты исследования электростатических зарядов на поверхности трубопроводов

3.3 Выбор параметров ЭИФ для антикоррозионной защиты трубопроводов.

3.4 Исследование скорости коррозии стали 20 в промысловых средах.

3.4.1 Нейтральные и кислые среды.

3.4.2 Результаты исследования ресурса алюминиевого протектора в стыках футерованных трубопроводов.

3.5 Влияние катодной защиты на металл трубопровода после ЭИФ.

3.5.1 Проведение элекрохимических измерений.

3.5.2 Влияние блуждающих токов на скорость коррозии.

4 РАСЧЕТ, ИЗГОТОВЛЕНИЕ И АПРОБАЦИЯ ЭИФ, ОБОРУДОВАННЫХ ДРЕНАЖЕМ

4.1 Основные требования к заземляющим устройствам.

4.1.1 Заземляющие устройства.

4.1.2 Заземлители.

4.1.3 Заземляющие проводники.

4.2 Расчет ЭИФД.

5 РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ЭИФД НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТАХ.

5.1 Расчет параметров катодной защиты трубопровода.

5.2 Схема монтажа и результаты испытаний ЭИФД.

ВЫВОДЫ.

В соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. нефтепроводы систем сбора скважинной продукции относятся к опасным производственным объектам.

Вытеснение водой нефти при её добыче интенсивными методами сопровождается-увеличением коррозионной активности извлекаемой совместно с нефтью и закачиваемой в пласт воды, которая содержит растворенные соли и газы, абразивные частицы, бактерии и другие примеси, приводящие к росту скорости коррозии нефтесборных трубопроводов, в связи с чем разработка методов,и средств повышения безопасности их эксплуатации является важной научно-технической проблемой отрасли.

На территории Российской Федерации находится в эксплуатации около 400 тысяч км промысловых нефтепроводов, на которых ежегодно регистрируется до 23 тысяч случаев порывов, свищей и других видов отказов, являющихся причиной значительных потерь нефти и загрязнения земель и, что особенно опасно, взрывов попутного нефтяного газа и связанных с ними возгораний разлившейся нефти.

Высокие показатели удельной аварийности на нефтесборных трубопроводах в значительной мере связаны с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, в результате чего происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя, что способствует активизации коррозионных процессов.

Развитием теории и решением проблем коррозии нефтепромысловых трубопроводов и повышения безопасности их эксплуатации на протяжении многих лет занимались такие ученые как Абдуллин И.Г., Бугай Д.Е., Васильев Г.Г., Веселов Д.Н., Гареев А.Г., Гоник A.A., Гумеров А.Г., Ефремов А.П., Кулаков В.В., Лаптев А.Б., Прохоров А.Д., Саакиян JI.C., Фа-ритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Благодаря их усилиям удалось значительно снизить аварийность на многих промысловых и магистральных трубопроводах.

Защита внутренней поверхности трубопроводов полиэтиленовой трубой значительно уменьшает количество порывов труб, но не полностью снимает проблему коррозии, которая смещается на участки соединения защищенной и незащищенной труб, локализуется и приводит к интенсивным (в среднем, каждые 2 месяца) порывам.

В связи с этим для повышения безопасности эксплуатации нефтесбор-ных трубопроводов в условиях использования футерованных труб требуется создание новых высокоэффективных методов снижения их аварийности.

Цель работы

Установление причины коррозионного разрушения металла труб на участках после электроизолирующих фланцев (ЭИФ), изучение механизма данного явления и разработка метода его предотвращения, позволяющего существенно снизить аварийность на нефтесборных трубопроводах.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1 Исследование влияния токов катодной защиты на распределение потенциала по внутренней поверхности трубы в области после ЭИФ.

2 Определение потенциально опасных зон коррозионного поражения металла внутренней поверхности труб в области после ЭИФ и изучение механизма данного явления.

3 Разработка метода предотвращения коррозионного поражения металла труб в области после ЭИФ.

4 Апробация разработанных технических средств и их внедрение на нефтедобывающем предприятии с целью повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов.

Научная новизна

1 На основании исследования процесса перетока электростатического заряда с катодно-защищенной поверхности футерованной трубы на незащищенную полиэтиленом поверхность трубы после ЭИФ показано, что через минерализованную пластовую воду происходит катодная поляризация металла на этом участке.

2 Установлено, что скорость разрушения металла трубы, после ЭИФ зависит от его длины, электропроводности пластовой воды и разности защитного катодного потенциала и потенциала коррозии стали.

3 Разработан метод уменьшения аварийности на нефтесборных трубопроводах, позволяющий снижать влияние защитного потенциала от станции катодной- защиты на склонность к коррозии-'металла внутренней поверхности труб в области после ЭИФ.

Практическая ценность

Разработанная «Методика расчета электроизолирующей дренажной вставки» внедрена в ООО НПЦ «Знание» (г. Уфа) при расчете устройств для повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов.

В ООО «Бугульминский механический завод» ОАО «Татнефть» с целью повышения безопасности эксплуатации промысловых нефтепроводов при проектировании и изготовлении ЭИФ внесены следующие изменения в конструкцию ЭИФ: увеличена их длина до рекомендованных 1,5 м; для снятия статического заряда с внутренней поверхности выполнен монтаж дополнительного заземляющего устройства.

Апробация работы и публикация результатов

Основные результаты работы доложены и обсуждались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2007), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис — ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2007), учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» (Уфа, 2007), научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2008), международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, ес-тесственных и гуманитарных наук» (Уфа, 2008), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (Уфа, 2008), научно-техническом семинаре «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (Уфа, 2009), международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2010).

По результатам работы опубликовано 9 научных трудов.

ВЫВОДЫ

1 Установлено, что причиной: локальной коррозии внутренней поверхности футерованных нефтепроводов на участках после ЭИФ является переток на эти участки электрических зарядов с внешней катодно-защищенной поверхности труб через подтоварную пластовую воду, который вызывает катодную поляризацию металла и соответствующую'активацию анодных процессов. В результате существенно снижается безопасность эксплуатации' нефтесборных трубопроводов.

2' Показано, что переток электрических, зарядові с внешней поверхности' катодно-защищенной футерованной трубы, на внутреннюю поверхность, не-футерованной трубы через «мостик» пластовой'воды-зависит от её минерализации, длины ЭИФ; величины потенциала катодной защиты-на участках перед ЭИФ и обводненности перекачиваемой по нефтесборному трубопроводу среды. Движение водонефтяной смеси по футерованному трубопроводу вызывает накопление статического заряда на внешней поверхности: стыков и перед; ЭИФ,' в? результате чего потенциал на этих участках снижается; на» 0,3 В, что дополнительно увеличивает коррозионную активность пластовой воды в результате уменыпения её рН, приводит к ускоренному растворению алюминиевого протектора стыков: футерованных труб- а также: способствует увеличению скорости коррозии металла внутренней поверхности незащищённых труб на участках после ЭИФ.

3 Разработан метод повышения, безопасности эксплуатации- футерованных нефтепроводов; предусматривающий: увеличение длины ЭИФ;. монтаж дополнительного^ электродренажа для- снятия электрического: заряда с пластовой воды, определение; размеров деталей электродренажа, обеспечивающих его эффективный электролитический: контакт с перекачиваемой средой.

4 Проведенные, на ряде месторождений нефти Волго-Уральского региона испытания модернизированных ЭИФ показали их высокие электроизолирующие свойствами позволили снизить удельную аварийность по причине коррозии металла внутренней поверхности катодно-незащищенных участков трубопроводов в среднем с 0,04 до 0,003 порывов на один км в год.

1. Сурис М.А., Липовских В.М. Защита трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии. Mi: Энергоиздат., 2003 г. - 272 с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Адриясов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др.; Под ред. проф. Гиматудинова Ш.К. М.: Недра, 1983.-455 с.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Разработка пластов с аномальными нефтями. М.: Недра, 1972. - 200 с.

4. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев H.A., Юсифзаде Х.Б., Салаватов Т.Ш., Шейдаев А.Ч. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Элм, 1997. - 408 с.

5. Вайншток С.М., Калинин В.В., Тарасюк В.М., Некрасов В.И. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона. М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 319 с.

6. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976. - 192 с.

7. Проблемы нефти и газа: матер, республ. науч.-техн. конф. Уфа: УНИ,1988.-С. 21.

8. Токарев М.А. Классификация геолого-технологических параметров по методу главных компонентов при моделировании процесса разработки нефтяных месторождений / Проблемы нефти и газа: матер, республ. науч.-техн. конф.-Уфа: УНИ, 1981.-С. 61.

9. Свешников A.B., Токарев M.A., Файзуллин М.Х. Методика разделения дебитов совместно-работающих нефтяных пластов / Проблемы нефтегазового комплекса России: матер, всеросс. науч.-техн. конф. Уфа: УГНТУ, 1995.-С. 53.

10. Кабиров М.М., Фазлутдинов P.A. Анализ причин нарушения герметичности обсадных колонн при эксплуатации скважин на Южно-Сургутском месторождении / Проблемы нефтегазового комплекса России: матер, всеросс. науч.-техн. конф. Уфа:.УГНТУ, 1995. - С. 84.

11. Султанов В.Г., Гафаров Ш.А., Кабиров М.М. Промысловые испытания поверхностно-активного-состава при обработке призабойной зоны нагнетательных скважин / Проблемы-нефтегазового комплекса России: матер всеросс. науч.-техн. конф. Уфа: УГНТУ, 1995. - С. 90.

12. Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Основы скважинной добычи нефти. -Уфа: УГНТУ, 1994. 96 с.

13. Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Способы добычи нефти. Уфа:1. УГНТУ, 1994.-131 с.

14. Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Интенсификация добычи нефти и ремонт скважин. Уфа: УГНТУ, 1994. - 127 с.

15. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд., 1987. -168 с.

16. Антипин Ю.В. Проблемы борьбы с отложением неорганических соIлей в скважинах. Уфа, 1976. - 96 с.

17. Антипин Ю.В. Динамика гидроповодности пласта в процессе разработки месторождений при отложении гипса в скважинах / Проблемы нефти и газа: матер, республ. науч.-техн. конф. Уфа: УНИ, 1988. - С. 23.

18. Антипин Ю.В'., Исланов^Ш.Г. Сокращение расхода ингибиторов отложения солей / Проблемы нефти и газа: матер, республ. науч.-техн. конф. -Уфа: УНИ, 1988.-С. 25".

19. Антипин Ю.В., Виноградова H.JI. Повышение эффективности разработки Яркеевской площади Манчаровского месторождения / Проблемы нефти и газа: матер, республ. науч.-техн. конф. Уфа: УНИ, 1981. - С. 54.

20. Валеев М.Д., Антипин Ю.В., Уразаков K.P. Пути повышения межремонтного-периода эксплуатации скважин. Деп. ВНИИОЭНГ, № 2001-НГ93 биб. Указатель ВНИТИ «Депонированные научные работы», 1993. № 8. -С. 7-9.

21. Гутман Э.М., Низамов K.P., Гетманский М.Д., Низамов Э.А. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1983. -235 с.

22. Зейгман Ю.В. Термодинамические условия» эксплуатации добывающих скважин когалымской группы месторождений / Проблемы нефти и газа: матер, республ. науч.-техн. конф. Уфа: УНИ, 1988. - С. 22.

23. Зейгман Ю.В., Семенова JI.B. Особенности применения состава УНИ в пластах с повышенным содержанием сероводорода в нефти / Проблемы нефтегазового комплекса России: матер, всеросс. науч.-техн. конф. — Уфа:1. УГНТУ, 1995.-С. 86.

24. Демчук JI.A., Лейберт Б.М., Мархасин И.Л., Шестакова P.A. Влияние магнитного поля на фильтрационные свойства воды. В кн.: Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. - Куйбышев, 1984. -С 93-98.

25. Кушнир В.Н., Попов Г.И., Неволин В.Г. // Коррозия и защита оборудования систем подготовки нефти и сточных вод. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. -№ 10.-С. 9.

26. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

27. Кульский Л.А. Теоретические основы и технология кондиционирования воды. Киев: Наукова думка, 1980. - 564 с.

28. Куликов В.Д., Шибнев A.B., Яковлев А.Е., Антипьева В.Н. Промысловые трубопроводы. М.: Недра, 1994. - 303 с.

29. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976. - 240 с.

30. Загиров М.М., Хазеева P.P., Рябова И.Л., Чернова Н.В. Проблемы защиты нефтепромысловых трубопроводов от коррозии и парафинотложений с помощью полимерных покрытий // Нефть Татарстана, 1999. № 3-, 4' (5, 6). -С. 40-42.

31. Рахманкулов Д.Л. и др. Ингибиторы коррозии. Т. 1. Основы теории и практики применения. Уфа: ГИНТЛ «Реактив», 1997. - 296 с.

32. Григорьев В.П., Экилик В.В. Химическая структура и защитное действие ингибиторов коррозии. М.: РГУ, 1978. - 184 с.

33. Алцыбеева А.И:, Левин С.З. Ингибиторы коррозии металлов. Справочник. Л.: Химия, 1968. - 264 с.

34. Алцыбеева А.И., Кузинова Т.М. Молекулярные аспекты выбора исходных продуктов для синтеза углеводородрастворимых ингибиторов коррозии // Международнй конгресс «Защита- 92», 1992. С. 39-41.

35. Rosenfeld I J. New data and the mechanism of metals protection with inhibitors // Corrosion (USA), 1981. 37, № 7. - P. 371-377.

36. Кузнецов Ю.И., Люблинский Е.Я. Ингибиторы для защиты от коррозии при отстое, хранении и транспорте нефти. Обзорная информация. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-№2.-С. 15.

37. Кичигин В.И., Шерстобитов И.Н., Кузнецов В.В. Импеданс реакции выделения водорода в растворах серной кислоты // Электрохимия, 1976. -Т. 12, № 10.-С. 1540-1560.

38. Антропов Л.И., Макушин Е.М., Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. Киев: Техника, 1981. - 181 с.

39. Решетников С.М. Ингибиторы кислотной коррозии металлов. Л.: Химия, 1986. - 144 с.

40. Иванов Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах. М.: Металлургия, 1976. - с. 175.

41. Саакиян Л.С., Ефремов А.П. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1982. - 227 с.

42. Рождественский Ю.Г., Низамов K.P., Калимуллин A.A. Создание и применение ингибиторов коррозии и ингибированных материалов в нефтепереработке и нефтехимии / Всес. науч.-техн. конф. Л.: НПО «Леннефте-хим», 1981. - С. 84-85.

43. Айдуганов В.М. Футерованные полиэтиленом трубы производства ОАО «Первоуральский новотрубный завод» и опыт их применения в нефтедобывающей промышленности // Нефтегазовая вертикаль, 2007. -№ 12,-С. 17-18.

44. СТП 03-162-2004 Инструкция по монтажу и эксплуатации трубопроводов из секций стальных труб, футерованных полиэтиленом.

45. Дроздов Н.Г. Статическое электричество в химической промышленности. М., Энергия, 1971. - 320 с.

46. Леб Л. Статическая электризация. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1963. -408 с.

47. Староба И.Л., Шиморда И.П. Статическое электричество в промышленности. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. 248 с.

48. Попов Б.Г., Веревкин В.Н., Бондарь В.А. Статическое электричество в химической промышленности. Л.: «Химия», 1977. - 237с.

49. Василенок Ю.И. Защита полимеров от статического электричества -Л.: Химия, 1975.- 188 с.

50. Хауфе К. Реакция в твердых телах и на их поверхности. М.: Химия, 1962.-415 с.

51. Берлин A.A., Басин В.Е. Основы адгезии полимеров. М.: Химия, 1969.-320 с.

52. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1975. - 512 с.

53. Изгарышев H.A., Горбачев C.B. Курс теоретической электрохимии М.-Л.: Госхимиздат, 1951.-245 с.

54. Писаренко А.П., Поспелова К.А., Яковлев А.Г. Курс коллоидной химии. Изд. 2-е. М.: Высшая школа, 1964. - 248 с.

55. Скорчеллетти В.В. Теоретическая электрохимия. Л.: Химия, 1974. - 428 с.

56. Kosman I., Gavis J./ Chem. Eng. Sei., 1962, V. 17, № 12. P. 10131021.

57. Goodfellow H.D., Graydon W.F. / Chem. Eng. Sei., 1968, V. 23, № 10. -P. 1268-1281.

58. Бобровский C.A., Яковлев Е.И. Защита от статического электричества в нефтяной промышленности. М: Недра, 1983. - 159 с.

59. Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии: Справочник рабочего М.: Недра, 1985.-206 с.

60. Захарченко В.В., Крячко Н.И., Мажара Е.Ф. и др. Электризация жидкостей и ее предотвращение. М.: Химия, 1975. - 125 с.

61. Правила защиты от статического электричества в производствах химиической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. М.: Химия, 1973. - 60 с.

62. Адамчевский И.Р. Электрическая проводимость жидких диэлектриков. Л.: Энергия, 1972. - 296 с.

63. Газимов М.Г., Максутов P.A., Кадеев K.M. Электризация при освоении и эксплуатации скважин. Казань: Таткнигоиздат, 1972. - 160 с.

64. Кицис С.И., Путко А.Э: Методика расчета электризации нефти в< трубопроводах по значению концентрации потенциалопределяющих ионов. // Нефтепромысловое дело, № 10, 2005. С. 52-58.

65. Перевощиков С.И. Электризация углеводородных жидкостей при их движении по трубопроводам. // Нефть и газ, № 4, 2007. С. 60-67.

66. Коптюг В.А. Карбокатионы: Строение и реакционная способность. -М.: Наука, 2002.-459 с.

67. Стромберг А.Г., Семченко Д.П. Физическая химия. Учеб. для хим. спец. вузов. Под ред. Стромберга А.Г. 4-е изд. Испр. - М.: Высш. шк., 2001. - 527 с.

68. Савельев И.В. Курс общей физики. Электричество и магнетизм. Волны. Оптика. М.: Наука, 1978, 480 с.

69. Ахияров Р.Ж., Навалихин Г.П., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. Снижение коррозионной активности водной фазы промысловых сред путем их магнито-гидродинамической обработки //БХЖ, 2006. Т. 13, № 2. - С. 23-25.

70. Иоссель Ю.Я. Электрические поля постоянных токов. Л-: Энерго-атомиздат, 1986. - 386 с.

71. Иоссель Ю.Я., Кленов Г.Э. Павловский P.A. Расчет и моделирование контактной коррозии судовых конструкций. Л.: Судостроение, 1979. -123 с.

72. Титков В.В. Анализ двухмерных электростатических полей на персональном компьютере IBM PC. СПб.: Изд. СПбГТУ, 1994. - 194 с.

73. Семенова И.В., Флорианович, Г.М., Хорошилов A.B. Коррозия и защита от коррозии / Под ред. И.В. Семеновой — М.: ФИЗМАТЛИТ, 2002. -336 с.

74. Навалихин Т.П., Лаптев А.Б. Повышение безопасной эксплуатации промысловых нефтепроводов // Нефтепромысловое дело. М.г изд. ОАО ВНИИОЭНГ, 2006. - № 1. - С. 48-52'.

75. Навалихин Г.П., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. Магнитогидродинамический метод защиты от коррозии нефтепромысловых трубопроводов // Коррозия металлов, предупреждение и защита: инновац.-промышл. форум «Промэкс-по-2006». Уфа, 2006. - С. 112-113.

76. Ахияров Р.Ж., Навалихин Г.П., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. Снижение коррозионной активности водной фазы промысловых сред путем их магнито-гидродинамической обработки // БХЖ, 2006. Т. 13, № 2. - С. 23-25.

77. Абдуллин P.M. Проблемы безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов с электроизолирующими фланцами / Абдуллин P.M. // Трубопроводный транспорт 2007: материалы учеб.-науч.-практ. конф. -Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - С. 90-91.

78. Абдуллин P.M. Лабораторный стенд для исследования причин разрушения трубопроводов после электроизолирующих фланцев / Абдуллин P.M.,

79. Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса: материалы науч.-практ. конф. Уфа: ИПТЭР, 2007. - С. 80.