автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.03, диссертация на тему:Повышение эффективности мер обеспечения коррозионной безопасности при добыче и транспорте сероводородсодержащего газа

На правах рукописи

Киченко Александр Борисович Л'

<V

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕР ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОРРОЗИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДОБЫЧЕ И ТРАНСПОРТЕ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ГАЗА (на примере Оренбургского НГКМ)

05.17.03 - Технология электрохимических процессов и защита от коррозии

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой стег кандидата технических наук

ООЗ^ьаго^

0ренбург-2008

003453782

Работа выполнена в Оренбургском государственном университете и Газопромысловом управлении ООО "Газпром добыча Оренбург"

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Кушнаренко Владимир Михайлович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Стеклов Олег Иванович

доктор химических наук, профессор Журавлев Борис Леонидович

Ведущая организация:

ООО "ВолгоУралНИПИГаз", г. Оренбург

"<#3 " 2008 г. в ^ часов °0

Защита состоится "¿СО " _

заседании диссертационного совета Д технологическом университете по адресу: ул. Карла Маркса, 68, корп. "А", А-330.

Ър£1

-212.1

мин. на

.080.10 в Казанском государственном 420015, г. Казань,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казанского государственного технологического университета и на сайте университета по адресу: www.kstu.ru

Автореферат разослан " " Ко9(£>/Э£. 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.х.н., доцент Л Межевич Ж.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), из которого добываются сероводородсодержащие углеводороды, находится в непрерывной эксплуатации с 1974 года, т.е. более 30-ти лет. В течение этого периода трубопроводы и оборудование ОНГКМ по всей технологической цепочке "скважина - потребитель" подвергались и продолжают подвергаться воздействиям коррозионных сред и механических нагрузок. Наиболее "жесткие" коррозионные воздействия испытывают оборудование скважин и трубопроводы, в частности, шлейфовые трубопроводы скважин, контактирующие с большими объемами высокоминерализованной, насыщенной Н28, пластовой воды. Приобретая разного рода дефекты, стальные изделия ухудшают исходные свойства. Многие из них на текущий момент выработали начальный ресурс, назначенный фирмами-поставщиками или заводами-изготовителями. В то же время существует настоятельная необходимость и определенная возможность продолжения их эксплуатации в течение максимально возможного срока, в идеале до полного исчерпания запасов углеводородного сырья ОНГКМ.

Для поддержания работоспособности и продолжения безопасной эксплуатации трубопроводов и оборудования ОНГКМ требуются постоянный поиск, разработка и практическая реализация эффективных мер в части противокоррозионной защиты и диагностирования их текущего коррозионного состояния, чего можно достичь проведением соответствующих исследований, выдачей конструктивных рекомендаций и реализацией необходимых мероприятий. Следовательно, актуальность работы заключается в необходимости обеспечения надежного и безопасного транспорта коррозионно-агрессивного газа ОНГКМ от скважины до потребителя в течение максимально продолжительного времени

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением решения научно-технических проблем ОАО "Газпром".

Цель работы- обеспечение и повышение эффективности мер эксплуатационной безопасности при транспорте сероводородсодержащего газа Оренбургского НГКМ от скважины до потребителя.

Основные задачи исследования:

1. Изучение и анализ условий эксплуатации и коррозионных проблем при эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ в технологической цепочке транспорта газа "скважина - потребитель".

2. Изучение и анализ текущего состояния трубопроводов и оборудования, а также эффективности мер (методов и средств), используемых на ОНГКМ для обеспечения безопасного транспорта газа с выделением из их числа недостаточно эффективных, требующих совершенствования.

3. Выполнение исследований и разработка рекомендаций, направленных на повышение эффективности мер по обеспечению безопасного транспорта газа.

4. Совершенствование недостаточно эффективных мер обеспечения безопасности в цепочке транспорта газа "скважина - потребитель".

С

I

Научная новизна работы:

1. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов, основанный на: прогнозировании степени подверженности трубопроводов коррозионному воздействию; выборе и применении для их обработки наиболее подходящего по растворимости / диспергируе-мости и защитному действию ингибитора коррозии (ИК) при оптимальной дозировке.

2. Теоретически разработана и экспериментально оценена модель разрушения металла под воздействием водорода при ВИР.

3. Адаптированы для использования при расчетах прочности и остаточного ресурса стальных трубопроводов и сосудов, работающих в контакте с сероводо-родсодержащими средами, методики, предназначенные для подобных расчетов стальных изделий, работающих с несероводородсодержащими средами.

Практическая значимость и реализация результатов работы:

Методический подход и рекомендации по оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов приняты для включения в новую редакцию технологического регламента по коррозионному контролю и противокоррозионной защите трубопроводов на объектах ГПУ ООО "Газпром добыча Оренбург".

Методики, адаптированные для расчета прочности и остаточного ресурса трубопроводов и сосудов с повреждениями от воздействия сероводородсодер-жащих сред, используются в практической деятельности технических служб, занимающихся диагностированием трубопроводов ОНГКМ.

Рекомендации по средствам и методам оценки коррозионного состояния и остаточного ресурса трубопроводов и оборудования включены в ряд стандартов предприятия ОАО "Техдиагностика" и "Методику диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию се-роводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на НТС, научно-технических конференциях и семинарах, включая:

- НТС ОАО "Газпром": "Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии". - Оренбург, май 2000 г.;

- 4, 5 и б-ю Международные научно-технические конференции: "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводород-содержащих сред". - Оренбург, ноябрь 2002,2004,2006 гг.;

- Международную научно-техническую конференцию, посвященную 40-летию ООО "Оренбурггазпром": "Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты". - Оренбург, СОЖД "Само-родово", 21-25 мая 2007 года;

- 7-ю Всероссийскую конференцию молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России: "Новые технологии в газовой промышленности".- Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007 г., - 25-28 сентября 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 50 работ, 20 из которых указаны в автореферате.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и выводов, списка литературы. Материал изложен на 223 страницах, включающих 85 рисунков, 29 таблиц, список литературы из 145 наименований и приложения на 15 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность рассматриваемой проблемы, определены цели и задачи исследования, отражены научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе изучены условия эксплуатации и проанализированы случаи повреждений трубопроводов и оборудования, имевшие место в процессе эксплуатации ОНГКМ в технологической цепочке "скважина - потребитель", т.е. "подземное оборудование скважин - устьевое оборудование скважин -шлейфовые трубопроводы - внутриплощадочные трубопроводы и оборудование УКПГ - соединительные газопроводы УКПГ - ГПЗ - магистральный газопровод". В качестве характерных особенностей эксплуатации стальных изделий на объектах ОНГКМ отмечено воздействие на них кислых, т.е. Н23- и С02-содержащих, коррозионно-агрессивных сред (газа, жидких углеводородов и пластовой воды) в сочетании с разнообразными механическими нагрузками. Особо опасным признано воздействие на металл токсичного и агрессивного НгБ, способствующего проявлению различных форм сероводородной коррозии, в том числе наиболее опасных - сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородиндуцированного растрескивания (ВИР) Установлено, что повреждения и разрушения стальных изделий в процессе эксплуатации ОНГКМ имели место на всех участках технологической цепочки транспорта газа "скважина - потребитель".

Характер и причины повреждений (разрушений) на каждом участке цепочки имеют свою специфику. Основной причиной повреждений оборудования и трубопроводов являлось (и является) воздействие на металл кислых сред. Другими, способствующими повреждению изделий, причинами признаны: исходные дефекты в металле; применение материалов не по назначению; брак в сварке при монтаже; отдельные ошибки при проектировании и сооружении; недостаточная эффективность противокоррозионной защиты. Наиболее характерными разрушениями и их причинами на различных участках цепочки являлись:

1. Подземное оборудование скважин (ПОС) - разрушения элементов ПОС (НКТ, муфт НКТ и т.п.) от растрескивания. Причины разрушений: воздействие коррозионной среды и механических нагрузок в местах концентраторов напряжений - дефектов поверхности (задиров, забоин, вмятин), возникших при свинчивании труб.

2. Устьевое оборудование скважин (УОС) - разрушения элементов УОС (адаптеров, задвижек и крестовин отдельных фонтанных арматур) от растрескивания. Причины разрушений: воздействие коррозионной среды и механических нагрузок, дефектность структуры отдельных элементов ФА, изготовленных из материала "Уранус 50".

.3. Шлейфовые трубопроводы (ШТ) - разрушения сварных стыковых швов от растрескивания и сквозная язвенная коррозия - рис.1,_

Шлейф сквЗООО УКПГ-3 (1959 г.) Шлейф скв.3051 УКПГ-3 (1994 т.)

Рис.!. Разрушения шлейфов в результате растрескивания сварных швов (а,б) и

язвенной коррозии (в,г)

Причины разрушений: воздействие коррозионной среды и механических напряжений на дефектные швы (с непроварами, подрезами и т.п.) в первом случае; воздействие на металл кислой водной фазы при недостаточном уровне противокоррозионной защиты - во втором случае.

4. Внущриплощадочные трубопроводы и оборудование (ВТ и О) У КГЦ" -неглубокая обшая коррозия на внутренней поверхности трубопроводов; язвенная коррозия на внутренних поверхностях аппаратов, контактировавших с жидкой и парогазовой фазами, а также расслоения металла аппаратов от ВИР. Причины повреждений: воздействие на металл коррозионной среды при недостаточном уровне противокоррозионной защиты; недостаточная стойкость металла ряда аппаратов против ВИР.

5. Соединительные газопроводы (СГ) УК11Г - ГПЗ - расслоения металла от ВИР, а также язвенная коррозия на внутренней и наружной поверхностях. Причины повреждений: подверженность металла трубопроводов коррозионному воздействию, в том числе ВИР, при недостаточном уровне противокоррозионной защиты.

6. Магистральный газопровод (МГ) "Оренбург - Заинек" - специфиче ские трещинообразные разрушения (свищи) основного металла И металла сварных швов н зоне стыковых соединений (на начальном этапе эксплуатации); локальные коррозионные повреждения наружной поверхности (в последующий период). Причина повреждений: воздействие коррозионной среды (в том числе Н28-содержащей в начальный период эксплуатации) на металл; нарушение

режима сварки при сооружении газопровода; недостаточная стойкость металла против растрескивания в местах нарушения режима сварки (в случае образования свищей); воздействие на металл почвенной коррозии при недостаточном уровне противокоррозионной защиты (в случае наружной коррозии).

На основе анализа сформулированы цель и задачи исследования, суть которых состоит в том, что для решения проблем безопасности при эксплуатации объектов ОНГКМ на текущем этапе и в будущем требуется: 1) исследование эффективности существующих мер обеспечения безопасности; 2) оценка степени их достаточности; 3) совершенствование (оптимизация) мер, признанных недостаточно эффективными. При этом предполагается, что изначально смонтированные металлоконструкции в основном будут продолжать эксплуатироваться при существующих рабочих условиях без конструктивных изменений и замены на новые.

Во второй главе исследованы и проанализированы текущее техническое состояние трубопроводов и оборудования, а также эффективность мер, использовавшихся до настоящего времени на ОНГКМ в цепочке транспорта газа "скважина - потребитель" для обеспечения безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов, и обеспечивших их текущее техническое состояние.

Установлено, что в качестве основной меры обеспечения безопасной эксплуатации объектов ОНГКМ изначально принят и реализован принцип использования сталей с повышенной стойкостью к СКРН. Данная мера оказалась эффективной и остается неизменной в течение всего периода эксплуатации ОНГКМ. Ввиду того, что стойкие к СКРН стали являются недостаточно стойкими к иным формам сероводородной коррозии (общей, язвенной, питтинговой, ВИР), другими важными мерами по обеспечению безопасной эксплуатации действующего (т.е. определенным образом спроектированного и сооруженного) оборудования и трубопроводов ОНГКМ были и остаются ингибиторная защита (ИЗ), диагностический контроль - ДК (иначе техническое диагностирование) и выполняемые на его основе профилактические и ремонтные работы.

Ингибиторная защита на ОНГКМ применяется на всех участках транспорта газа (за исключением МГ), а оценка ее эффективности осуществляется с помощью методов и средств традиционного коррозионного контроля (КК) - образцов-свидетелей, коррозионных зондов, отбора и анализа проб жидкости на содержание ионов растворимого железа и ингибитора коррозии (ИК). Там, где она не применяется, или оценка ее эффективности затруднена, функции КК дополняет или полностью выполняет диагностический контроль.

Диагностический контроль выполняется как традиционными методами и средствами неразрушающего контроля (НК) - визуальным, измерительным, ультразвуковым, магнитным, вихретоковым, капиллярным и т.п., так и специальными - методами и средствами геофизического исследования скважин (ГИС), внутритрубной дефектоскопией (ВТД) и др.

Оценка качества ЭХЗ и изоляционных покрытий трубопроводов осуществляется с помощью комплексных электрометрических обследований (КЭО)

Исследования и анализ эффективности противокоррозионных и диагностических мер в цепочке "скважина - потребитель газа", в которых автор

диссертации принимал непосредственное участие в качестве дефектоскописта, руководителя диагностических работ, а затем специалиста по ингибиторной защите, позволили установить следующее - табл.1.

Таблица 1

Меры обеспечения безопасного транспорта газа Оренбургского НГКМ

от скважины до потребителя и их эффективность

Участок цепочки "скважина - потребитель" Мера обеспечения безопасной эксплуатации Эффективность меры

Подземное оборудование скважин (ПОС) Ингибиторная защита Диагностический контроль (ГИС) Удовл. Удовл.

Устьевое оборудование скважин (УОС) Ингибиторная защита Диагностический контроль (НК) Не оценивается Удовл.

Шлейфовые трубопроводы скважин (ШТ) Ингибиторная защита Коррозионный контроль Диагностический контроль (НК + КЭО) Недостат. удовл. Недостат. удовл. Удовл.

Внутриплощадочные трубопроводы и оборудование УКПГ (ВТ и О) Ингибиторная защита Коррозионный контроль Диагностический контроль (НК) Удовл Удовл Удовл.

Соединительные газопроводы УКПГ - ГПЗ (СГ) Осушка газа Ингибиторная защита Коррозионный контроль Диагностический контроль (ВТД + НК + КЭО) Удовл. Удовл. Удовл. Удовл.

Магистральный газопровод (МГ) Осушка газа Диагностический контроль (ВТД + НК + КЭО) Удовл. Удовл.

1. Подземное оборудование скважин (ПРО. Основными мерами по обеспечению безопасной эксплуатации ПОС ОНГКМ с момента начала эксплуатации по настоящее время являются ингибиторная защита (ИЗ) и диагностический контроль (ДК). В настоящее время ИЗ и ДК, проводимыми в соответствии с требованиями НТД, охвачены все скважины ОНГКМ.

ИЗ осуществлялась и осуществляется путем постоянной и/или периодической подачи ингибиторного раствора на забой скважин, общие ее принципы остаются неизменными. ИЗ ПОС соответствует принятым требованиям и признается удовлетворительной. Ее совершенствование в перспективе может состоять в целенаправленном выборе и применении ИК с более высокими защитными свойствами.

ДК не извлекаемого на поверхность оборудования ПОС (обсадные колонны, их муфты и др.) в настоящее время ведется исключительно с помощью современных методов и средств ГИС: радиоактивной цементометрии, трубной профилеметрии, электромагнитной дефектоскопии-толщинометрии, акустического сканирования на отраженных волнах, комплексной оценки качества цементирования скважин и технического состояния ОК и др. Такой ДК является достаточно эффективным и не требует какой-либо модернизации.

ДК оборудования ПОС, извлекаемого на поверхность - НКТ, муфты НКТ и др. - контролируется в основном путем визуально-измерительного контроля (ВИК). Данный контроль в перспективе должен быть усовершенствован путем реализации приборного метода контроля НКТ, позволяющего получать полную картину их дефектности с автоматической разбраковкой на подлежащие и не подлежащие ремонту.

2. Устьевое оборудование скважин (УОС). Основными мерами по обеспечению безопасной эксплуатации УОС ГПУ ОНГКМ - элементов фонтанных арматур (ФА) скважин (тройников, крестовин, адаптеров, задвижек, трубных и колонных головок и т.п.) - являются применение материалов, обладающих повышенной стойкостью против сероводородной коррозии и эрозионного износа, а также систематический ДК элементов ФА и меры, принимаемые на основе его результатов. Элементы ФА, являясь массивными изделиями с большими коэффициентами запаса, обычно успешно противостоят коррозии и эрозии. ИЗ в данном случае играет подчиненную роль, в связи с чем в специальном анализе эффективности не нуждается. Серьезной проблемой при эксплуатации УОС ГПУ ОНГКМ являлись разрушения от растрескивания элементов ФА (адаптеров, крестовин, задвижек), изготовленных из материала "Уранус 50". Исследования и испытания, в которых участвовал автор диссертации, позволили разработать и успешно применить эффективный способ контроля элементов ФА в полевых условиях с помощью ультразвука. Сущность такого контроля адаптера ФА показана на рис.2. По накопленным в процессе проводившихся исследований данным разработан НТД "Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводород-содержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром", в соответствии с которым ДК элементов ФА скважин в рабочих условиях осуществляется комплексом методов НК. Диагностический контроль и выполняемые по его результатам оперативные профилактические мероприятия являются достаточной мерой обеспечения работоспособности и безопасной эксплуатации ФА действующего фонда скважин.

Рис.2. Принципиальная схема "тандем" ультразвукового контроля (УЗК) металла адаптера фонтанных арматур скважин: 1 - фрагмент сечения стенки адаптера, 2 - радиальная трещина; 3 - приспособление, 4 - ПЭП; 1 - величина пути перемещения приспособления ; Ь - глубина трещины, 5 - толщина стенки адаптера; а - угол между УЗ-лучом и радиальной трещиной

В настоящее время в полевых условиях проконтролированы элементы ФА практически всех скважин ГПУ ОНГКМ. Техническое состояние ФА скважин ОНГКМ признается удовлетворительным, пригодным для дальнейшей эксплуатации.

3. Шлейфовые трубопроводы (ШТ). Основными мерами по обеспечению безопасной эксплуатации ШТ добывающих скважин ГПУ ОНГКМ были и являются ИЗ и ДК. ИЗ шлейфов всех без исключения скважин (обводненных и необводненных) осуществлялась и продолжает осуществляться с помощью

углеводородорастворимых ИК. Недостаточная эффективность такой ИЗ проявлялась в случаях перфорации ШТ обводненных скважин от язвенной коррозии -см. рис.1. В настоящее время число обводненных скважин составляет около 23,6% от общего числа, и продолжает увеличиваться. Обеспечение безопасной эксплуатации таких ШТ требует оптимизации существующей ИЗ. Недостаточно эффективным, требующим совершенствования является и КК, применяемый для оценки эффективности ИЗ. Для его проведения в ШТ обводненных скважин должны выбираться наиболее низкие участки трассы, которые могут являться "ловушками" соленой воды и шлама.

Ввиду технико-экономической нецелесообразности проведения на ШТ скважин ОНГКМ ВТД, обычный выборочно выполняемый ДК, которым проконтролировано только около 1% от общей протяженности шлейфов, признается удовлетворительным, не имеющим альтернативы, хотя и позволяет судить об их состоянии лишь в весьма ограниченном объеме.

4. Внутриплошадочные трубопроводы и оборудование (ВТ и О) УКПГ. Основными мерами по обеспечению безопасной эксплуатации ВТ и О УКПГ, как и ШТ, является ИЗ и ДК. ИЗ ВТ - такая же, как и ШТ, т.е. осуществляется путем переноса и распределения потоками ГЖС ИК, вводимых в скважины. ИЗ оборудования (сепараторов) УКПГ в настоящее время производится: 1) путем промазывания их концентрированным ИК во время ежегодных плановых остановок - поверхностей, контактирующих с жидкой фазой; 2) путем периодического орошения ингибиторным раствором с помощью установленных в аппаратах форсунок - поверхностей, контактирующих с парогазовой фазой.

На текущий момент ИЗ ВТ и О УКПГ ОНГКМ признается вполне удовлетворительной и не нуждается в модернизации за исключением, возможно, применения ИК с повышенным эффектом последействия.

ДК ВТ в заранее намеченных точках выполняется в основном путем УЗТ и УЗД. ДК оборудования УКПГ осуществляется, главным образом, с помощью ВИК и УЗК. Степень опасности выявляемых на поверхностях трубопроводов и оборудования локальных коррозионных и механических дефектов, а также внутренних дефектов металла от ВИР, оценивается с помощью соответствующих расчетных методов, в адаптации которых для конкретных условий применения принимал участие автор настоящей работы.

В настоящее время систематическим ДК охвачено практически все ВТ и О УКПГ ОНГКМ. Совмещение систематического ДК ВТ и О УКПГ с выполняемыми по его результатам расчетами остаточной прочности и ресурса, а также необходимыми компенсирующими мероприятиями и ремонтами является достаточно эффективной мерой для обеспечения их безопасной эксплуатации и не нуждается в корректировке.

5. Соединительные газопроводы (СГ) УКПГ - ГПЗ. Основными мерами по обеспечению безопасной эксплуатации СГ на начальном этапе эксплуатации ОНГКМ являлись осушка газа путем НТС, ИЗ и ДК. В настоящее время в результате снижения эффективности или полного исчерпания НТС — в основном (за исключением газопроводов от УКПГ-12,14 и 15) ИЗ и ДК. ИЗ основной части газопроводов (между узлами запуска и приема поршней) осуществлялась и осуществляется путем поршневания. Начальные и конечные участки СГ

(до и после узлов запуска-приема поршней) - путем аэрозольного ингибирова-ния. Эффективность ИЗ оценивается с помощью традиционных средств и методов коррозионного контроля. Применяемая ИЗ признается достаточно удовлетворительной, не нуждающейся в принципиальном изменении, за исключением возможного подбора и применения в перспективе ИК с повышенными защитными свойствами и эффектом последействия.

Начиная с 1990 года, контроль состояния СГ проводится с помощью ВТД -наиболее информативного на сегодняшний день метода НК. На текущий момент с помощью ВТД проконтролировано техническое состояние всех СГ от УКПГ до ГПЗ ОНГКМ, некоторых дважды и трижды. По результатам ВТД на ПОУ подготавливаются шурфы и в них проводится дополнительный НК, служащий основанием для принятия и реализации решений относительно продолжения эксплуатации или ремонта СГ. Кроме указанного НК в рамках технического диагностирования выполняется электрометрический контроль состояния ЭХЗ и изоляционных покрытий СГ. Такой комплексный ДК выполняется систематически на основании рекомендаций, приведенных в "Положении о диагностировании...". Периодичность контроля определяется исходя из состояния СГ. Осуществляемый комплексный ДК в настоящее время признается достаточно эффективным.

6. Магистральный газопровод (МГ) "Оренбург - Заинек". Основными мерами по обеспечению безопасности МГ на начальном этапе (в течение 2-х первых месяцев) его эксплуатации были определены качество труб импортного (Швеции, Германии и Франции) производства, качество сварочно-монтажных работ, ввод в МГ метанола для связывания воды и снижение рабочего давления. Поскольку данные меры не исключили трещинообразных повреждений металла, то были признаны неэффективными. Последующими мерами обеспечения безопасной эксплуатации МГ явился перевод его на транспорт бессернистого неагрессивного газа месторождения Совхозное, а позже на транспортировку малосернистого газа (с содержанием НгБ до 600 мг/м3) ОГПЗ. Данные меры оказались более эффективными, хотя случаи растрескивания металла МГ в зоне сварных соединений проявлялись еще в течение нескольких лет. Ингибиторная защита на МГ "Оренбург - Заинек" не осуществлялась. От наружной коррозии МГ защищался катодной защитой и изоляционным покрытием. Систематический контроль технического состояния МГ не проводился за исключением того, что ВИК подвергались участки, вскрытые для ремонта поврежденных сварных соединений.

Диагностический контроль с помощью ВТД на участке МГ протяженностью 343 км, находящегося в ведомстве ООО "Оренбурггазпром", проводился дважды: в 1991 и 1993 гг., а затем в 2002 и 2003 гг. По данным ВТД были подготовлены шурфы, в которых состояние трубопровода было дополнительно проконтролировано традиционными методами НК. Кроме того, в 2000-2001 гг. на МГ было проведено КЭО состояния ЭХЗ и изоляционных покрытий.

Согласно данным комплексного ДК, проведенного в рамках экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), МГ "Оренбург - Заинек" после 36-летнего срока службы находился в удовлетворительном, пригодном для дальнейшей эксплуатации, техническом состоянии. Комплекс диагностических мер - ВТД и

КЭО — с проведением необходимых исследований и последующих профилактических работ, реализуемых в настоящее время для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации МГ является вполне эффективным И достаточным для достижения необходимых результатов. Важным остается вопрос о причине многочисленных повреждений сварных соединений МГ на начальном этапе эксплуатации, отвел1 на который позволит избежать подобных повреждений при сооружении и эксплуатации подобных газопроводов в будущем.

Материал данной главы диссертации, явился основой для проведения исследований, рассмотренных в следующих главах работы,

В третьей главе приведены результаты некоторых исследований, проводившихся автором или при его участии, в целях повышения эффективности мер по обеспечению безопасного транспорта газа на различных участках ОНГКМ от скважины до потребителя. Исследования касались совершенствования отдельных моментов диагностирования или ингибнторной защиты, а также попыток объяснить некоторые закономерности коррозии, вероятного возникновения и развития коррозионных повреждений, что является важным для понимания сущности воздействия коррозии на металл и принятия адекватных решений,

1. Теоретическая и экспериментальная оценки величин давления водорода, вызывающих ВИР. На всех месторождениях Н23-содержащих углеводородов, в том числе на ОНГКМ, имеет место проблема ВИР стальных трубопроводов и оборудования. Несмотря на ее широкую известность, продолжаются дискуссии по поводу механизма развития и протекания процесса ВИР и, в частности, по поводу величин давления водорода (Н2) его вызывающих. Предлагаемые механизмы ВИР весьма различны, а указываемые при этом величины давлений Нх колеблются в очень широких пределах - от 10. .,20 МПа до Ю5..Л07 МПа, что стимулирует попытки выяснения, каким образом они получены.

Одна из таких попыток предпринята автором диссертационной работы, В данном случае предложена теоретическая модель развития разрыва металла от ВИР из плоской или шарообразной макропоры - рис.3.

Рис. 3. Схема диффузии водорода через стенку стального изделия (трубы) и концентрации его в микропоре с последующим ее разрывом Описан процесс создания высокого давления водорода в макропоре и рассчитаны величины давления, необходимого для ее первичного разрыва. Предложен механизм роста поры в результате последовательных "ступенчатых" разрывов. Показано, что после каждого очередного разрыва объем поры увеличивается, а давление На в ней падает. Последующий разрыв происходит при

12

наборе давления Н2, достаточного для разрыва поры большего размера, которое меньше предыдущего, т.е. для разрыва расслоения большего размера требуется меньшее давление Н2. На разработанной модели получены численные величины давлений Н2 при ВИР, находящиеся в хорошем соответствии с приводимыми в публикациях по теме. Кроме вышеупомянутой предложена модель образования в металле водородного пузыря, так называемого "блистера".

Адекватность разработанной модели оценена экспериментально в лаборатории "Надежность" ОГУ по специальной методике. Для проведения эксперимента использовались темплеты (образцы металла) из трубопроводов ОНГКМ с имеющимися расслоениями и неметаллическими включениями разных форм и размеров. В каждом из темплетов до глубины залегания внутреннего дефекта были просверлены отверстия, в которых нарезалась резьба и ввинчивался штуцер для подсоединения гидравлического насоса.

При испытании в дефекты темплетов закачивалось масло до возникновения растрескивания, развитие которого сопровождалось щелчками и потрески-ваниием. Давление, при котором происходило растрескивание, фиксировалось по манометру на гидравлическом насосе. Размеры и форма исходных и полученных в процессе испытания дефектов определялись с помощью УЗК и регистрировались. По результатам испытаний построен график зависимости давлений, при которых происходило растрескивание, от размеров дефектов.

В итоге проведенной работы установлено, что:

1. Величина разрушающего давления среды внутри расслоения (металлургического или эксплуатационного) в стенке трубопровода зависит от площади этого расслоения, а именно: для разрушения расслоения, имеющего большую площадь в плане, требуется меньшее давление, и наоборот.

2. Гидроиспытания темплетов труб с расслоениями позволяют ориентировочно оценить численные величины давлений, создаваемых молизованным водородом в полости металлургических и эксплуатационных расслоений в процессе набора давления и разрушения дефектов. Полученные величины давлений не в полной мере соответствуют давлениям, определенным теоретически в модели, что объясняется как сложной формой фактических дефектов и неоднородностью (анизотропией) прочностных свойств металла образцов, так и несовершенством модели в плане идеализации формы дефектов и свойств материала. В то же время тенденция уменьшения внутреннего давления, необходимого для роста дефектов, с увеличением их размеров в модели определена верно.

3. Расслоения, примыкающие к сварным соединениям, в процессе своего развития ("роста") не повреждают сварные соединения, т.е. сварной шов является не "слабым звеном", а наоборот, силовым элементом, тормозящим развитие расслоений в стенке трубопровода.

2. Разработка эффективного способа исследования расслоений от ВИР в металле трубопроводов. Исследование процессов развития во времени внутренних дефектов от ВИР в стальных трубопроводах и оборудовании от ВИР представляют для практики большой интерес. Однако проведение таких исследований в лабораторных условиях невыполнимо из-за невозможности искусственного создания в образце металла внутренних дефектов нужных размеров и форм. В то же время при ремонте промысловых трубопроводов ОНГКМ,

13

пораженных ВИР, вырезается множество "катушек", идущих на металлолом. На этих "катушках" уже имеются естественные внутренние дефекты, размеры и формы которых легко определяются путем УЗ-сканирования. В этой связи предложен простой способ исследования дефектов от ВИР в процессе их развития в условиях близких к реальным. Для этого из отобранных для исследования трубных "катушек" предлагается изготовить стенд. Дефекты на "емкостях-катушках" следует тщательно измерить с помощью УЗК, оконтурить и зафиксировать исходные размеры. Стенд подсоединить к действующему газопроводу, заполнить рабочей (испытательной) средой и отглушить на период испытаний. По окончании очередного этапа испытаний сбросить давление в стенде до величины, несколько превышающей атмосферное, и произвести необходимые измерения дефектов. Затем вновь повысить давление до рабочего в трубопроводе и продолжить испытание. Регулируя агрессивность коррозионной среды, продолжительность испытаний и регистрируя размеры дефектов во времени, можно получить исключительно полезную и ценную информацию о поведений ВИР-дефектов.

3. Интерпретация и адаптация расчетного метода ANSI/ASME B31G ("критерия B31G") для оценки работоспособности трубопроводов и оборудования ОНГКМ. Расчетный метод ANSI/ASME B31G (иначе "критерий B31G") разработан для оценки степени опасности трещиноподобных дефектов на поверхности трубопроводов и в настоящее время является одним из наиболее распространенных для выявления работоспособности стальных трубопроводов с механическими и коррозионными дефектами.

В целях исключения возможных неточностей при пользовании графиком "критерия B31G" для оценки степени опасности локальных дефектов при построении на нем границ между зонами, определяющими пределы безопасной и опасной эксплуатации, подробно проиллюстрированы принципы его построения и проанализированы ошибки, которые могут быть допущены при его неправильном построении и применении.

Предложена адаптация метода ANSI/ASME B31G для оценки работоспособности сосудов с коррозионно-эрозионными дефектами поверхности в кислых средах.

Предложена адаптация метода ANSI/ASME B31G для оценки работоспособности стальных изделий с повреждениями от ВИР, для чего расслоения внутри толщи металла с размерами и формой, определенными с помощью УЗД, предлагается представлять в виде аналогичных поверхностных дефектов (зади-ров, коррозионных язв и т.п.) и выполнять соответствующие расчеты и определения остаточной прочности изделия с расслоением с помощью "критерия B31G" подобно тому, как это делается для обычных поверхностных дефектов -рис.4.

Предложена адаптация метода ANSI/ASME B31G, а также некоторых других методов, предназначенных для оценки степени опасности локальных дефектов на поверхности стальных изделий (метода компании "Бритиш Газ", Великобритания и фирмы "Газюни", Голландия), для определения остаточного ресурса сосудов и трубопроводов с такими дефектами - рис.4.

Типы расслоений в стенке трубы

Модели приведения расслоений к виду локальных поверхностных дефектов

/у/,'////.

б)

zz

V//, 4444 Í444A-

777

д)

Оценка потенциальной опасности расслоений разного типа

мм I I I

ОПАСНА Я ЗОНА (ЗОНА РАЗРУШЕНИЯ)

3'

7> ----- кривая отказов

•2 •6

3 ЗОНА, TP ЕБУЮЩА* ЭКСПЕРТ НОЙ ОЦЕН <И

5 кривая опасности

• 1

БЕЗОПАС ПАЯ ЗОНА

100

200

300

400

500 600

L, мм

Расчет остаточного ресурса для участка трубопровода с расслоением "7":

1. Толщина стенки трубы: t = 18 мм.

2. Размеры расслоения "7": длина расслоения в продольном направлении, т.е. в направлении оси трубы - Lj = 70 мм; глубина залегания расслоения от внутренней поверхности стенки трубы - d7 = 11,6 мм.

3. Средняя скорость роста расслоения в продольном направлении, зафиксированная путем УЗК в течение предыдущих 2-х лет: V = 15 мм/год.

4. Ориентировочный остаточный ресурс участка трубы с расслоением "7" при условии развития дефекта в продольном направлении с указанной скоростью (до достижения критической длины Ькр = 200 мм): Тост = (Ькр - Lj) / V = (200 - 70) /15 = 8,6 (лет)

Рис.4. Ориентировочная оценка прочности и остаточного ресурса трубопроводов, поврежденных расслоениями

Кроме вышеуказанных работ автором диссертации (или при его участии) выполнен ряд других исследований, наименование тем которых и краткие выводы представлены ниже.

4. Исследование проблемы выбора коэффициентов запаса для предохранения от СКРН стальных изделий, эксплуатирующихся в контакте с H2S-содержащими средами ОНГКМ

4.1. Расчеты толщин стенок сосудов и трубопроводов, изготовленных из материалов, достаточно стойких к СКРН, т.е. выдержавших стандартное испытание НАИК ТМ 01-77, допустимо выполнять с использованием коэффициентов запаса (Кз), применяемых в подобных расчетах для изделий, изготовленных из сталей, предназначенных для эксплуатации в несероводородсодержащих средах. Аналогичные расчеты изделий из материалов, недостаточно стойких к СКРН, следует выполнять при Кз, повышенных по сравнению с примененными в первом случае в (О^а/ХСТх) раз, где X - величина пониженного растягивающего напряжения в дополнительном испытании по ТМ 01-77, при котором испытуемые материалы не разрушаются.

4.2. В поверочных расчетах сосудов или трубопроводов, в течение длительного времени безаварийно эксплуатировавшихся в H2S-содержащих средах, допустимо пользоваться коэффициентами запаса, применяемыми при расчете изделий, эксплуатирующихся в несероводородсодержащих средах.

5. Исследование коррозионной активности сероводородсодержащих водо-метанольныхрастворов применительно к средам соединительных газопроводов УКПГ-ГПЗ на Оренбургском НГКМ

5.1. Кислые BMP, образующиеся и присутствующие в соединительных газопроводах УКПГ - ГПЗ ОНГКМ, по коррозионной агрессивности не превосходят насыщенную сероводородом пресную или соленую воду.

5.2. Применявшаяся ранее оценка коррозионной опасности присутствовавшей в СГ жидкости, исходя из активности кислой воды, а не кислых BMP, ввиду более высокой активности воды, является вполне приемлемой.

6. Исследование вероятной причины повреждений металла газопровода "Оренбург - Заинек" на начальной стадии эксплуатации

6.1. Металл отдельных сварных соединений газопровода в процессе монтажной сварки подвергся деградации на участках шириной 70... 100 мм по обе стороны от кольцевого шва, причем металл продольных заводских швов в большей степени, чем основной металл трубы.

6.2. Наиболее вероятной причиной трещинообразования в зоне монтажных сварных швов газопровода на начальном этапе его эксплуатации явилось значительное снижение пластичности (ударной вязкости) металла в результате резкого охлаждения после сварки при пониженных температурах атмосферы в сочетании с последующим воздействием Н28-содержащей среды.

7. Исследования (испытания) ингибиторов коррозии в целях отбора для последующего применения на объектах ОНГКМ

Результаты лабораторных исследований защитных и технологических свойств ИК являются основой для выбора и последующего применения наиболее подходящих из них на объектах ОНГКМ.

8. Исследования коррозии и ингибиторов коррозии с помощью пузырькового метода (барботажного теста) и метода вращающегося цилиндра

8.1. Исследования возможностей лабораторных тестов - пузырькового метода и метода вращающегося цилиндра - выполнены в целях поиска дополнительных (или альтернативных) экспресс-методов испытания закономерностей коррозии и свойств ИК традиционно применяемому гравиметрическому методу.

С их помощью исследованы защитные характеристики применяемых на ОНГКМ ИК - ингибиторов ИКТ-1, И-55-ДК и Инкоргаз 21Т.

8.2. Установлено, что "пузырьковый метод" (барботажный тест) является вполне приемлемым и эффективным методом экспресс-испытаний процессов коррозии и защитного действия ИК в электролитах, а метод ВЦЭ может с успехом использоваться при оценке защитной эффективности и устойчивости пленкообразующих ИК в быстродвижущихся потоках рабочей среды, создающих на поверхности трубопроводов высокие сдвиговые напряжения.

Результаты исследований отдельных особенностей коррозии и ингибитор-ной защиты на различных объектах ОНГКМ, представленные в 3-й главе, учитывались и учитываются при принятии решений, направленных на обеспечение безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ.

Четвертая глава посвящена оптимизации существующей ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ОНГКМ. Анализ существующей на ОНГКМ ИЗ шлейфов показал, что она не является оптимальной ввиду: 1) применения углеводородорастворимых ИК для обработки всех без исключения скважин (необводненных и обводненных); 2) отсутствия аргументированного обоснования применяемых дозировок ИК: 200 мг/л (ИКТ-1, И-55-ДК); 80 мг/л (Инкоргаз 21Т); 3) нерациональной обработки ИК скважин (и их шлейфов) с разными количествами агрессивной жидкости; 4) неучета распределения ИК между жидкими фазами "вода - углеводороды" и т.д. Установлено, что в одних случаях количество вводимого ИК избыточно, в других, причем, как правило, в более агрессивных условиях обводненных скважин, недостаточно.

Для оптимизации ИЗ шлейфов скважин сформулирована концепция, на основе которой разработан методический подход, включающий:

1) разработку методики для прогнозирования коррозионной активности транспортируемых по трубопроводам ГЖС на основе предварительно выбранных критериальных параметров;

2) разработку классификации (деление на группы) однотипных трубопроводов в зависимости от прогнозируемой в них коррозионной активности ГЖС;

3) назначение для обработки трубопроводов каждой из групп классификации (с высокой, средней или низкой потенциальной коррозионной опасностью ГЖС) наиболее подходящего по распределению в системе "В/У" ИК;

4) определение эффективных защитных концентраций различных по распределению в системе "В/У" ИК для динамических и статических условий эксплуатации и распределения ИК между фазами жидких сред;

5) определение принадлежности конкретного трубопровода к одной из групп разработанной классификации;

6) выдачу рекомендаций по обработке конкретного трубопровода оптимальным (наиболее подходящим) типом ИК при оптимальной дозировке.

Методика для прогнозирования коррозионной активности потоков ГЖС разработана на базе использования ряда основных и дополнительных характеристических параметров, применяемых для прогнозирования коррозионной активности ГЖС в трубопроводах отдельными инофирмами, а также учета принципа, согласно которому "для обеспечения оптимальной ингибиторной защиты необходимо добиваться такого ее состояния, чтобы в каждой из фаз коррозионной жидкости присутствовала эффективная защитная (или близкая к ней) концентрация применяемого ИК".

В качестве основных параметров в разработанном подходе использованы:

А - приведенная скорость газа, т.е. скорость газа, отнесенная к внутреннему поперечному сечению трубы (Vsr, м/с);

В - концентрация хлорид-ионов в транспортируемой воде (Cq-, г/л);

С - отношение "жидкие углеводороды / вода" в транспортируемом потоке.

Их критериальные значения: А = 3,0 м/с; В = 10000 мг/л; С = 2 : 1.

В качестве дополнительных параметров использованы:

D - процентное отношение объема жидкости в потоке к объему газа при рабочих условиях - (QK / Qrp) х 100, %;

Е - отношение объема воды в потоке к объему газа при нормальных условиях -QJ Qr„;

F - отношение содержания H2S к С02 (% об.) в газе - CH2s: ССог;

G - наличие метанола (СН3ОН) и отношение его объема к объему воды в транспортируемой среде - Qqboh : Qmo;

Н - кислотность транспортируемой воды - рН;

I - профиль трассы трубопровода, угол наклона трубопровода - а.

Их критериальные значения: D = 7,5%; Е = 0,17 м3: 1000 м3; F = 1 : 1; G = 1 : 1; Н = 3; 1 = ±5°.

На основе использования сведений из литературных источников и 3-х основных параметров (А, В и С) предложена модель для прогнозирования уровня потенциальной интенсивности коррозии в ШТ, численные величины скоростей коррозии в которой при различных сочетаниях параметров оценены в исследованиях на стенде "проточная петля" - табл.2.

Таблица 2

Схема для прогнозирования интенсивности коррозии в шлейфовых

трубопроводах кислого газа в зависимости от сочетания параметров А, В и С

Сочетания факторов (параметров) А и В Величина фактора (параметра) С

С > 2 : 1 (С = 9 : 1) С < 2 : 1 (С = 1 : 9)

А > 3 м/с (А = 6 м/с) В < 10000 мг/л (В = 1000 мг/л) Р1 = 0,06 мм/год- интенсивность коррозии низкая р2 = 0,16 мм/год- интенсивность коррозии средняя

А < 3 м/с (А = 0,5 м/с) В < 10000 мг/л (В = 1000 мг/л) рз = 0,13 мм/год- интенсивность коррозии средняя Р4 = 0,24 мм/год' интенсивность коррозии средняя

А > 3 м/с (А = 6 м/с) В > 10000 мг/л (В = 100000 мг/л) Р5 = 0,11 мм/год. интенсивность коррозии средняя Рб = 0,19 мм/год интенсивность коррозии средняя

А < 3 м/с (А = 0,5 м/с) В > 10000 мг/л (В = 100000 мг/л) Р7 = 0,14 мм/год: интенсивность коррозии средняя рв = 0,46 мм/год: интенсивность коррозии высокая

Примечания- Скорость коррозии при сочетании основных (доминирующих) параметров -А = 3 м/с, В = 10000 мг/л и С = 2 . 1 (66,7% углеводородов : 33,3% воды) - ркр = 0,09 мм/год.

На основании предложенной модели составлена следующая классификация шлейфовых трубопроводов (потоков ГЖС) по уровням интенсивности коррозии (или потенциальной коррозионной опасности - ПКО):

- группа 1-е низкой интенсивностью коррозии (НИК) — р < 0,10 мм/год;

- группа 2-е средней интенсивностью коррозии (СИК) - 0,10 < р < 0,25 мм/год;

- группа 3-е высокой интенсивностью коррозии (ВИК) - р > 0,25 мм/год.

Прогнозные данные табл.2 корректируются условиями эксплуатации, т.е. фактическими дополнительными параметрами методического подхода. Разработанные подход и классификация позволяют ориентировочно оценить вероятную скорость коррозии в трубопроводе в зависимости от сочетания коррозионных параметров и принять необходимые меры - выбрать и применить ИК, способный понизить скорость коррозии до более низкого уровня, т.е. перевести обрабатываемый ингибитором трубопровод, например, из категории с "высокой" интенсивностью коррозии в категорию со "средней" или "низкой" интенсивностью коррозии, для чего требуется подобрать и применить ИК и его дозировку в защищаемую систему для получения необходимого защитного действия -

В соответствии с классификацией трубопроводов по уровням интенсивности коррозии предложены следующие рекомендации по их ингибиторной обработке:

- группа 1 (НИК) — обработка ИК не требуется;

- группа 2 (СИК) — обработка ИК с оптимальным распределением в фазах "В/У" при технико-экономически обоснованной дозировке (ТЭОД);

- группа 3 (ВИК) — обработка водорастворимым ИК при ТЭОД.

На основе разработанного методического подхода, составленной классификации и имеющихся исходных данных выполнено прогнозирование потенциальной коррозионной ситуации в шлейфах ряда скважин ОНГКМ. Ввиду очень большого количества скважин на ОНГКМ прогнозирование выполнено не для всех без исключения, а только для шлейфов скважин УКПГ-1 и 4-х выборочно взятых шлейфов скважин каждой из 10-ти других УКПГ ОНГКМ. Установлено, что на данном этапе эксплуатации ОНГКМ шлейфы отдельных скважин ГПУ работают в режимах, соответствующих ВИК и СИК. В основном это шлейфы обводненных скважин. Вместе с тем на промысле пока еще эксплуатируется большое количество шлейфов с НИК, которые со временем также перейдут в вышеуказанные группы. Контролю и защите трубопроводов с прогнозируемой ВИК уже сейчас должно быть уделено повышенное внимание. Особенно это относится к шлейфам, по которым при низких скоростях транспортируются большие объемы высокоминерализованной воды с количествами хлоридов, превышающими критический предел.

Для обоснования необходимых дозировок применяемых на ОНГКМ ИК выполнены соответствующие исследования в динамических (характерных для работы) и статических (характерных для простоя) условиях.

Для динамических условий эффективные защитные концентрации применяемых в кислой модельной среде (вода + углеводороды) ИК, соответствующие необходимым фактическим дозировкам, определены следующими: ИКТ-1 - 220 мг/л (X = 72%); И-55-ДК - 240 мг/л (X = 82%); Инкоргаз 21Т - 70 мг/л {Ъ = 86%).

Для статических условий (в кислой воде): ИКТ-1 - 240 мг/л (Z = 67%); И-55-ДК - 380 мг/л (Z = 80%); Инкоргаз 21Т - 280 мг/л (Z = 85%).

Для статических условий (в кислых углеводородах) эффективные защитные концентрации всех 3-х ИК находятся в пределах 20...30 мг/л при скорости фоновой коррозии менее 0,05 мм/год, в связи с чем ингибиторная обработка чисто углеводородной фазы не играет роли и может вообще не осуществляться.

Ввиду важности надежного ингибирования кислой водной фазы в условиях отсутствия или слабого перемешивания жидкости, выполнены исследования по распределению применяемых ИК между фазами воды и углеводородов в таких условиях. Моделирование распределения ИК проведено на жидких средах скважин ОНГКМ. Получены следующие коэффициенты распределения ИК между фазами углеводородов и воды - Ку/в: И-55-ДК -9:1; Инкоргаз 21Т -8:1; ИКТ-1 - 6 : 1, т.е. экспериментально подтверждена принадлежность данных ИК к преимущественно концентрирующимся в углеводородах (ПКУ). Построен график распределения ИК между водой и углеводородами при различных отношениях "В/У" - рис.5.

Отношение "вода у(в"

Рис.5. График распределения ИК И-55-ДК, ИКТ-1 и Инкоргаз 21Т между водой и углеводородами при различных отношениях "В/У" График позволят определить концентрации применяемых ИК в воде и углеводородах при их различных отношениях, а также концентрации условно водорастворимого ИК, т.е. ИК, преимущественно концентрирующегося в воде (с Кв/у = 5 : 1), в случае его применения. Анализ кривых на графике свидетельствует, что при применяемых дозировках ИК, концентрации их в водной фазе низки и, по-видимому, во многих случаях не являются достаточными для обеспечения эффективной защиты. В то же время очевидно, что эффективная противокоррозионная защита металла в подобных условиях может быть достигнута при применении водорастворимого или вододиспергируемого ИК.

На основе исследований, описанных в главе 4, разработаны и предложены несколько вариантов оптимизации ИЗ шлейфов ГПУ ОНГКМ, по каждому из которых пояснены принципы получения экономэффекта. По варианту 1 (корректировка дозировок применяемых на ОНГКМ ИК с учетом объемов добываемой из каждой скважины жидкости и обоснованных эффективных защитных концентраций ИК в ней при динамических условиях) выполнен расчет ожидаемого годового экономэффекта для шлейфов скважин (35 ед.) УКПГ-1. Показано, что при рациональном перераспределении дозировок применяемого ИК за год может быть сэкономлено примерно 25 т Ж И-55-ДК и получен эффект в сумме около 1,3 млн. рублей. При подобном перераспределении дозировок ИК на всех скважинах 11-ти УКПГ ОНГКМ может быть сэкономлено около 440 т ИК в год и получен экономический эффект около 20 млн.рублей. Причем данный экономический эффект будет достигнут при одновременном повышении защитного.

ВЫВОДЫ

В выполненной работе:

1. Исследованы условия эксплуатации и коррозионные проблемы в оборудовании и трубопроводах технологической цепочки транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя. Показано, что эти условия на разных участках цепочки различны, а коррозионные проблемы обусловлены наличием в добываемом газе кислых коррозионно-агрессивных примесей (Н25 и СОг), отдельными случаями неправильного выбора и применения материалов, нарушениями при выполнении монтажно-сварочных работ, недостаточной эффективностью противокоррозионной защиты и др.

2. Установлено, что меры, применяемые для обеспечения безопасности транспорта коррозионно-агрессивного газа ОНГКМ в цепочке "скважина - потребитель" (ингибиторная защита + коррозионный контроль, диагностический контроль + профилактические мероприятия) в основном обладают удовлетворительной эффективностью, но некоторые из них не лишены недостатков.

3. Установлено, что одной из основных недостаточно эффективных, требующих совершенствования, мер обеспечения безопасности транспорта газа ОНГКМ является ингибиторная защита шлейфовых трубопроводов (и сопутствующий ей коррозионный контроль).

4. Проведены исследования, направленные на выявление отдельных закономерностей сероводородной коррозии, ингибиторной защиты, совершенствование методов диагностического контроля, расчетных методов оценки работоспособности стальных изделий и др. в целях повышения эффективности безопасной эксплуатации системы транспорта газа ОНГКМ. Результаты исследований вошли в отдельные разработанные НТД, учитываются и используются организациями, занимающимися противокоррозионной защитой и диагностированием трубопроводов и оборудования ОНГКМ.

5. Предложены варианты оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ОНГКМ. Ожидаемый экономический эффект, рассчитанный по одному из вариантов оптимизации защиты для шлейфов скважин только одной из 11-ти УКПГ (УКПГ-1), составляет около 1,3 млн. рублей в год.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Сравнительная оценка защитных свойств ингибиторов коррозии, предлагаемых для применения на Оренбургском НГКМ / Гафаров H.A., Кушнаренко

B.М., Киченко А.Б., Чирков Ю.А. // Материалы НТС ОАО "Газпром": Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии, Оренбург, май 2000. - М., ООО "ИРЦ Газпром". - 2000. - С.142-166.

2. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об одном из методов оценки степени опасности локальных дефектов на поверхности трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. - 2001. - №1(19). - С.47-51.

3. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об оценке остаточной прочности трубопроводов, поврежденных расслоениями // Транспорт и подземное хранение газа. -2002.-№4.-С.19-31.

4. Киченко А.Б. О воздействии водорода на сталь при сероводородной коррозии и приближенной оценке величины давления водорода, вызывающего повреждение мягких сталей путем ВОТ // Транспорт и подземное хранение газа.

- 2003. - №4. - С.31-42.

5. Киченко А.Б., Киченко Б.В. Об одном из возможных способов оценки степени опасности коррозионно-водородных повреждений в металле трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. - 2004. - №1 (31) - С.18-24.

6. Киченко А.Б. О проблеме оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов, работающих под давлением, с локальными коррозионными повреждениями поверхности // Практика противокоррозионной защиты. - 2004.

- №3 (33). - С.16-22.

7. Киченко А.Б. Разрушение под воздействием коррозионных сред и контроль технического состояния элементов фонтанных арматур скважин на Оренбургском НГКМ // Практика противокоррозионной защиты. - 2004. - №4 (34). -

C.7-13.

8. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об измерении твердости стального оборудования на месторождениях сероводородсодержащих углеводородов в целях оценки его потенциальной подверженности СКРН // Практика противокоррозионной защиты. - 2004. - №2 (32). - С.44-51.

9. Киченко А.Б., Киченко С.Б., Кушнаренко В.М. Причины разрушения сварных соединений газопровода "Оренбург - Заинек" // Сборник докладов VII-й Российской научно-практической конференции "Прогрессивные технологии в транспортных системах" (1-2 декабря 2005 года). - 0ренбург-2005, -С.142 -148.

10. Киченко С.Б., Киченко А.Б. О коэффициентах запаса для предохранения от СКРН стальных изделий, эксплуатирующихся в контакте с сероводород-содержащими средами // Практика противокоррозионной защиты. - 2005. - №1 (35). - С.47-60.

11. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу о построении графиков для оценки степени опасности локальных коррозионных и механических дефектов на поверхности трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. -2005. - №2 (36). - С.39-59.

12. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу об оценке комплексной эффективности ингибиторов коррозии // Практика противокоррозионной защиты. -2005. - №3 (37). - С.24-28.

13. Киченко А.Б., Киченко С.Б. О некоторых случаях и причинах коррозионных разрушений трубопроводов влажного сероводородсодержащего газа // Практика противокоррозионной защиты. - 2006. - №2 (40). - С. 12-30.

14. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Выбор оптимальных скоростей транспортируемых сред в целях снижения коррозионного и эрозионно-коррозионного износа трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. - 2006. - №3 (41). - С.7-18.

15. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Ингибиторная защита трубопроводов, транспортирующих кислые газожидкостные смеси, и способы повышения ее эффективности // Обз. информ. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. -М„ ООО "ИРЦ Газпром", 2006. - 92 с.

16. Обеспечение технической и экологической безопасности при эксплуатации шлейфов скважин ГПУ ООО "Оренбурггазпром" II Нургалиев Д.М., Га-мов A.C., Пастухов C.B., Киченко А.Б. // НТЖ "Защита окружающей среды-в нефтегазовом комплексе". - 2006. - №5. - С.39-46.

17. Обеспечение технической и экологической безопасности при эксплуатации сосудов и аппаратов ГПУ ООО "Оренбурггазпром" // Нургалиев Д.М., Гамов A.C., Пастухов C.B., Киченко А.Б. // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". - 2006. - №8. - С.19-26.

18. Обеспечение технической и экологической безопасности при эксплуатации подземного оборудования скважин ГПУ ООО "Оренбурггазпром" // Нургалиев Д.М., Гамов A.C., Пастухов C.B., Киченко А.Б. // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". - 2007. - №11. - С.3-10.

19. Нургалиев Д.М., Киченко А.Б. Ингибиторная защита оборудования и газопроводов на Оренбургском НТК M // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". - 2007. - №11. - С.11 -16.

20. Киченко А.Б., Киченко С.Б. К вопросу о выборе методики для прогнозирования коррозионной ситуации в горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах, транспортирующих газожидкостные смеси // Практика противокоррозионной защиты. - 2007. - №3 (45). - С.6-25.

ЛР №063109 от 04.02.2006. Подписано в печать 01.11.2008. Формат 60x84/16. Бумага писчая. Усл.-печ. л. 1,0. Заказ 116. Тираж 100 экз.

ООО "Агентство "Пресса" г. Оренбург, ул. Комсомольская, 45

ВВЕДЕНИЕ.

1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И КОРРОЗИОННЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕКТАХ ОНГКМ.

1.1. Подземное оборудование скважин.

1.2. Устьевое оборудование скважин.

1.3. Выкидные линии (шлейфы) скважин.

1.4. Внутриплощадочные трубопроводы и оборудование УКПГ.

1.5. Соединительные газопроводы УКПГ-ГПЗ.

1.6. Магистральный газопровод (газопровод "Оренбург - Заинек").

Выводы к главе 1.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕКУЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕР ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ОНГКМ.

2.1. Подземное обрудование скважин.

2.2. Устьевое оборудование скважин.

2.3. Выкидные линии (шлейфы) скважин.

2.4. Внутриплощадочные трубопроводы и оборудование УКПГ.

2.5. Соединительные газопроводы УКПГ - ГПЗ.

2.6. Магистральный газопровод (газопровод "Оренбург - Заинек").

Выводы к главе 2.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕР ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА ОНГКМ ОТ СКВАЖИНЫ ДО ПОТРЕБИТЕЛЯ.

3.1. Разработка модели воздействия водорода на сталь при сероводородной коррозии и приближенной оценки величины давления водорода, вызывавающего повреждения мягких сталей путем ВИР.

3.2. Экспериментальная проверка модели определения величины давлений, необходимых для развития внутренних расслоений металла в стенках стальных трубопроводов.

3.3. Разработка эффективного способа исследования расслоений от

ВИР в металле трубопроводов.

3.4. Исследования по разработке эффективного метода неразрушающего контроля для определения трещиноподобных дефектов в элементах фонтанных арматур скважин.

3.5. Адаптация метода ANSI/ASME ВЗ1G для определения степени опасности локальных поверхностных дефектов в трубопроводах и оборудовании ОНГКМ. Интерпретация принципов построения графиков.

3.6. Адаптация метода ANSI/ASME B31G для оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов с локальными коррозионными повреждениями поверхности.

3.7. Адаптация метода ANSI/ASME B31G для оценки степени опасности повреждений от ВИР в стенках сосудов и трубопроводов.

3.8. Адаптация метода ANSI/ASME ВЗ1G для расчета остаточного ресурса сосудов и трубопроводов с локальными поверхностными коррозионными, эрозионными и механическими повреждениями.

3.9. Исследование вероятной причины повреждений металла газопровода "Оренбург — Заинек" на начальном этапе эксплуатации.

3.10. Исследования некоторых особенностей коррозии и ннгибиторной защиты применительно к объектам ОНГКМ.

3.10.1. Исследование коррозионной активности сероводородсодер-жащих водомета/юльных смесей применительно к средам соединительных газопроводов УКПГ—ГПЗ на Оренбургском НГКМ.

3.10.2. Исследования ингибиторов коррозии в if елях отбора для последующего применения на объектах ОНГКМ.

3.10.3. Исследование защитного действия ингибиторов коррозии с помощью пузырькового метода (барботажного теста).

3.10.4. Исследование скорости коррозии стали и устойчивости пленки ингибиторов коррозии с помощью врагцаюи^гося цилиндра.

Выводы к главе 3.

4. ОПТИМИЗАЦИЯ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ

ПРОМЫСЛОВЫХ (ШЛЕЙФОВЫХ) ТРУБОПРОВОДОВ ОНГКМ.

4.1. Анализ и оценка эффективности существующей ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ ГПУ ОНГКМ.

4.2. Разработка концепции и методического подхода для оптимизиции ингибитороной защиты шлейфовых трубопроводов

ГПУ ОНГКМ.

4.2.1. Разработка методики для прогнозирования коррозионной активности транспортируемых по трубопроводам ГЖС.

4.2.2. Разработка классификации ишейфовых трубопроводов по уровням потенциальной коррозионной опасности.

4.2.3. Рекомендации по выбору и применению ингибиторов коррозии, наиболее подходящих для обработки трубопроводов различных групп классификации.

4.2.4. Определение эффективных защитных концентраций применяемых на ОНГКМ PIK для динамических и статических условий эксплуатации шлейфов.

4.2.5. Оценка распределения ИК между фазами жидкой системы вода —углеводороды" в статических условиях.

4.2.6. Прогнозирование потенциальной коррозионной ситуации в шлейфовых трубопроводах скважин ОНГКМс целью классификации их по показателю коррозионной опасности.

4.2.7. Рекомендации по оптимизации ингибиторной защиты шлейфов скважин ГПУ ОНГКМ.

4.1.8. Оценка (расчет) технической и экономической эффективности от оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов сквалсин ГПУ ОНГКМ.

Выводы к главе 4.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождения (ОНГКМ), открытое в 1966 году и находящееся в непрерывной эксплуатации с 1974 года, является одним из крупнейших месторождений сероводородсодержащего (иначе кислого) газа в мире. Созданный на его базе Оренбургский газохимический комплекс (ОГХК) по добыче, транспорту и переработке сероводородсодержащего углеводородного сырья также является одним из крупнейших в мире, чем определяются его уникальность, а также проблемы, связанные с надежностью и безопасностью эксплуатации оборудования и трубопроводов. Присутствие в составе добываемого на ОНГКМ сырья (газа, газового конденсата и нефти) кислых примесей (до 5%об. H2S и до 2%об. С02) обусловливает его высокую коррозионную агрессивность по отношению к металлу, а сероводорода, в частности, также высокую токсичность, В этой связи стальное оборудование и трубопроводы по всей технологической цепочке "скважина — газоперерабатывающий завод (ГПЗ)" подвержены воздействию так называемой сероводородной коррозии, проявляющемуся в различных формах -в виде общего и локального изъедания металла, а также в виде сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) [1,2]. Коррозионному воздействию подвергаются также и трубопроводы, транспортирующие продукцию ОНГКМ потребителю после ГПЗ [3].

Схема добычи и транспорта углеводородного сырья на ОНГКМ общеизвестна: газ совместно с углеводородным конденсатом и нефтью по шлейфовым трубопроводам поступает из добывающих скважин на установки комплексной подготовки газа (УКПГ), где сепарируется, дросселируется, и далее, по соединительным газопроводам большого диаметра (Dy 700) направляется на ГПЗ для очистки от серы и подготовки для магистрального транспорта. Ввиду значительного падения пластового давления и, как следствие, давления в газотранспортной системе, в настоящее время газ от 8-ми из 11 -ти действующих УКПГ (кроме УКПГ-12, 14 и 15) по пути на ГПЗ дожимается в 3-х дожимных компрессорных станциях (ДКС). После ГПЗ по магистральным трубопроводам продукция ОНГКМ транспортируется потребителям. Всего на объектах ОГХК пробурено более 1100 скважин, из которых более 700 действующих, эксплуатируется около 2000 км шлейфовых трубопроводов скважин, около 4000 сосудов, работающих под давлением, более 800 км технологических трубопроводов, более 800 км соединительных газопроводов неочищенного газа, более 600 км соединительных конденсатопроводов, более 2300 км магистральных газопродуктопроводов, около 90 тысяч единиц запорной и регулирующей арматуры, более 1500 единиц насосно-компрессорного оборудования и т.п. Огромные масштабы длительно эксплуатирующегося производства определяют и масштаб проблем по обеспечению надежности и работоспособности всего ОГХК.

К настоящему времени оборудование и трубопроводы ОГХК находятся в непрерывной эксплуатации под воздействием рабочих сред более 30-ти лет, выработали нормативный срок службы, подверглись определенному старению и износу. В этой связи их эксплуатационная надежность и работоспособность естественным образом уменьшились. В то же время техническая и экономическая целесообразность диктуют необходимость продолжения эксплуатации оборудования и трубопроводов как можно дольше, в идеале до полной выработки месторождения, но с обеспечением необходимой степени безопасности.

В частности, это относится ко всему оборудованию и трубопроводам ОНГКМ от скважины до потребителя: подземному и надземному оборудованию скважин; шлейфовым трубопроводам (выкидным линиям) скважин; оборудованию и межблочным коммуникациям (трубопроводам) УКПГ; соединительным трубопроводам от УКПГ до ГПЗ; оборудованию и трубопроводам ДКС; оборудованию и коммуникациям (цеховым и межцеховым трубопроводам) ГПЗ, а также магистральным трубопроводам, по которым продукция после ГПЗ подается потребителю. Упомянутые оборудование и трубопроводы имеют свои специфические особенности: различное конструктивное и материальное исполнение; размеры (длину, диаметры, толщины стенок) и форму; расположение (подземное или надземное); внутренний и наружный контакт с различными средами, обладающими различной коррозионной активностью; испытывают различные статические и динамические нагрузки; имеют различные способы противокоррозионной защиты (ингибиторную, электрохимическую, с помощью изоляционных и защитных покрытий и т.д.); различное диагностическое и техническое обслуживание и т.п. Все перечисленные факторы определенным образом в течение более 30-ти лет воздействовали на стальные изделия, в связи с чем последние в настоящее время имеют вполне конкретное техническое состояние. Это состояние в основном является известным и признано удовлетворительным, пригодным для дальнейшей эксплуатации.

В этой связи актуальность настоящей работы заключается в необходимости обеспечения надежного и безопасного транспорта коррозионно-агрессивного газа ОНГКМ от скважины до потребителя в течение максимально продолжительного времени.

Цель работы: обеспечение и повышение эффективности мер эксплуатационной безопасности при транспорте сероводородсодержащего газа Оренбургского НГКМ от скважины до потребителя.

Основные задачи исследования:

1. Изучение и анализ условий эксплуатации и коррозионных проблем при эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ в технологической цепочке транспорта газа "скважина — потребитель".

2. Изучение и анализ эффективности мер (методов и средств), используемых на ОНГКМ для обеспечения безопасного транспорта газа с выделением из их числа недостаточно эффективных, требующих совершенствования.

3. Выполнение исследований и разработка рекомендаций, направленных на повышение эффективности мер по обеспечению безопасного транспорта газа ОНГКМ.

4. Совершенствование мер обеспечения безопасности в цепочке транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя, признанных недостаточно эффективными.

Научная новизна работы:

1. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов, основанный на: прогнозировании степени подверженности трубопроводов коррозионному воздействию; выборе и применении для их обработки наиболее подходящего по растворимости (диспергируемости) и защитному действию ингибитора коррозии (ИК) при оптимальной дозировке.

2. Теоретически разработана и экспериментально оценена модель разрушения металла под воздействием водорода при ВИР.

3. Адаптированы для использования при расчетах прочности и остаточного ресурса стальных трубопроводов и сосудов, работающих в контакте с сероводородсодержащими средами, методики, предназначенные для подобных расчетов стальных изделий, работающих с несероводородсодержащими средами.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Методический подход и рекомендации по оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ГПУ ОНГКМ приняты для включения в новую редакцию "Регламента по коррозионному контролю и противокоррозионной защите трубопроводов на объектах ГПУ ООО "Газпром добыча Оренбург".

Методики, адаптированные для расчета прочности и остаточного ресурса трубопроводов и сосудов с повреждениями от воздействия НчЗ-содержащих сред, используются в практической деятельности технических служб, занимающихся диагностированием трубопроводов и оборудования ОНГКМ.

Рекомендации по средствам и методам оценки коррозионного состояния и остаточного ресурса трубопроводов и оборудования включены в ряд стандартов предприятия ОАО "Техдиагностика" и "Методику диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением решения научно-технических проблем ОАО "Газпром" при аспирантуре Оренбургского государственного университета.

Экспериментальные исследования проведены на оборудовании и трубопроводах ООО "Оренбурггазпром", в лаборатории "Надежность" , Оренбургского государственного университета (ОГУ) и в лаборатории неразрушающего контроля ОАО "Техдиагностика".

Результаты работы внедрены в ООО "Оренбурггазпром".

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на НТС, научно-технических конференциях и семинарах, включая:

- НТС ОАО "Газпром": "Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии". - Оренбург, май 2000 г.;

- 4-ю Международную научно-техническую конференцию: "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред". - Оренбург, 18-22 ноября 2002 года;

- 5-ю Международную научно-техническую конференцию "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред". - Оренбург, 22-26 октября 2004 года;

- VII-io Российскую научно-практическую конференцию: "Прогрессивные технологии в транспортных системах" (1-2 декабря 2005 года). — Оренбург, 2005 г.;

- Научно-техническую конференцию молодых руководителей и специалистов ООО "Оренбурггазпром", посвященную 40-летию открытия Оренбургского ГКМ: "Улучшение качества добываемого сырья, углубление переработки газа, жидких углеводородов и расширение ассортимента выпускаемой ликвидной дорогостоящей продукции как фактор экономической стабильности ОГХК". - 16-17 ноября 2006 года, г. Оренбург;

- 6-ю Международную научно-техническую конференцию: "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред". - Оренбург, 20-23 ноября 2006 года;

- 3-ю научно-практическую конференцию: "Системный подход к развитию молодых специалистов — важный фактор конкурентоспособности предприятий газовой отрасли". - Москва, 15-18 мая 2007 года;

- Международную научно-техническую конференцию, посвященную 40-летию ООО "Оренбурггазпром": "Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты". - Оренбург, СОЛКД "Самородово", 21-25 мая 2007 года;

- 7-ю Всероссийскую конференцию молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности",- Москва, РГУНиГ им. И.М.Губкина, 2007 г., -25-28 сентября 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 50 печатных работ, основные из которых указаны в автореферате.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и выводов, списка литературы. Материал изложен на 223 страницах, включающих 29 таблиц, 85 рисунков, библиографию из 145 наименований и приложения на 15 страницах.

Выводы к главе 4

1. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты промысловых (шлейфовых) трубопроводов влажного кислого газа, базирующийся на учете ряда параметров потока ГЖС и свойств ИК, в совокупности определяющих коррозионную активность потока и позволяющих назначать наиболее приемлемую ингибиторную обработку для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов.

3. Выполнены расчеты, иллюстрирующие повышение защитной и экономической эффективности ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ ОНГКМ при ее оптимизации на основе рекомендаций, предложенных в настоящей работе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненной диссертационной работы:

1. Исследованы и проанализированы условия эксплуатации и коррозионные проблемы оборудования и трубопроводов на различных участках транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя, в частности: подземного и устьевого оборудования скважин; шлейфовых трубопроводов; внутрипрощадочных трубопроводов и оборудования УКПГ; соединительных газопроводов УКПГ — ГПЗ; магистрального газопровода. Установлено, что проблемы обеспечения безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ имели и имеют место по всей технологической цепочке от скважины до потребителя, а их решение было и остается актуальным.

2. Для решения проблем безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ на текущем этапе и в будущем выполнены исследования и оценка эффективности мер (методов и средств), использовавшихся и используемых на вышеупомянутых объектах месторождения. Основное внимание уделено анализу эффективности ингибиторной защиты и технического диагностирования. Установлено, что на текущий момент эксплуатации ОНГКМ реализуемые на практике меры в основном являются достаточно эффективными для поддержания необходимого уровня безопасности. В то же время в связи с постоянно изменяющимися условиями эксплуатации месторождения и физическим старением объектов (оборудования и трубопроводов) имеется необходимость в совершенствовании указанных мер, в частности, ингибиторной защиты, методов оценки степени опасности выявленных дефектов и т.п., и/или адаптации их к изменяющимся условиям эксплуатации.

3. В целях приобретения необходимых знаний и повышения эффективности мер, направленных на обеспечение безопасного транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя, выполнен ряд исследований, в частности: теоретически разработана и экспериментально проверена модель воздействия на сталь водорода, образующегося в процессе сероводородной коррозии, с оценкой величины давлений водорода, необходимых для развития внутренних расслоений металла в стенках стальных трубопроводов; предложен способ эффективного исследования процесса ВИР в металле трубопроводов путем использования вырезанных "катушек" с имеющимися водородными расслоениями, смонтированными в виде простейшего стенда; а) определения степени опасности локальных поверхностных дефектов в трубопроводах и оборудовании ОНГКМ с интерпретацией построения графиков для оценки дефектов; б) оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов, работающих под давлением, с локальными коррозионно-эрозионными дефектами поверхности; в) оценки степени опасности повреждений от ВИР в стенках сосудов и трубопроводов; г) расчета остаточного ресурса сосудов и трубопроводов с локальными поверхностными коррозионными, эрозионными и механическими повреждениями.

- исследована проблема выбора коэффициентов запаса для предохранения от СКРН стальных изделий, эксплуатирующихся в контакте с Н28-содержащими средами ОНГКМ;

- исследованы некоторые особенности коррозии и ингибиторной защиты применительно к объектам ОНГКМ, в частности: а) коррозионная активность сероводородсодержащих водометанольных смесей применительно к средам соединительных газопроводов УКПГ - ГПЗ; б) некоторые закономерности коррозии в условиях, имитирующих условия работы внутренних поверхностей кровель и верхних поясов резервуаров сернистой нефти; в) вероятная причина повреждений металла магистрального газопровода "Оренбург - Заинек" на начальной стадии эксплуатации и т.д.; г) защитные и технологические свойства различных ингибиторов коррозии, предлагаемых для использования на объектах ОНГКМ; д) новые методы (метод "пузырькового" испытания, метод вращающегося цилиндра) лабораторных испытаний ингибиторов коррозии;

- выполнено исследование методик в целях выбора приемлемой для прогнозирования коррозионной ситуации в горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах, транспортирующих коррозионно-активные ГЖС;

- разработана концепция выбора оптимальных ингибиторов коррозии для конкретных условий применения на ОНГКМ.

Выполненные исследования явились основой для получения необходимой дополнительной информации и принятия эффективных решений в части обеспечения безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ в процессе текущей и дальнейшей эксплуатации.

4. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты промысловых трубопроводов влажного кислого газа, базирующийся на:

- прогнозировании коррозионной ситуации в трубопроводах;

- классификации трубопроводов по результатам прогнозирования на группы в соответствии с степенью потенциальной опасности транспортируемых сред;

- выбора наиболее подходящего ингибитора коррозии и его оптимальной дозировки для обработки каждого конкретного трубопровода.

5. На основе разработанного методического подхода выполнены необходимые расчеты и предложены варианты оптимизации существующей ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ГПУ ОНГКМ, позволяющие повысить уровень защиты трубопроводов с одновременной экономией средств на неэффективное ингибирование.

6. Ожидаемый годовой экономический эффект от реализации подхода по оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ГПУ ОНГКМ только по УКПГ-1 составляет около 0,4 млн. рублей. По 11-ти УКПГ ОНГКМ такой эффект ориентировочно может составить около 2,5 млн. рублей.

1. Анализ повреждений оборудования и трубопроводов на объектах добычи, переработки и транспорта продукции Оренбургского НГКМ / Гафаров Н.А., Митрофанов А.В., Гончаров А.А., Третьяк А .Я., Киченко Б.В. // Обзорная информация ИРЦ "Газпром". - 2000 г. - 63 с.

2. Технологические карты защиты оборудования действующего фонда газовых скважин и шлейфов ГПУ ООО "Оренбурггазпром" от коррозии. -Оренбург, 2006. 10 с.

3. Нургалиев Д.М., Киченко А.Б. Ингибиторная защита оборудования и газопроводов на Оренбургском НГКМ // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". 2007. - №11. - С. 11-16.

4. Овчинников П.А. Совершенствование методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации фонтанных арматур скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа // Дис.к.т.н. — М.: ВНИИГАЗ, 2004. 220 с.

5. Киченко А.Б. Разрушение под воздействием коррозионных сред и контроль технического состояния элементов фонтанных арматур скважин на Оренбургском НГКМ // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №4 (34). - С.7-13.

6. СН 373-67. Указания по расчету стальных трубопроводов различного назначения. -М.: Госстрой СССР. 1971. — 17 с.

7. Обеспечение технической и экологической безопасности при эксплуатации шлейфов скважин ГПУ ООО "Оренбурггазпром" / Нургалиев

8. Киченко Б.В. К вопросу о влажности кислого газа и ее влиянии на коррозионное состояние соединительных трубопроводов УКПГ ГПЗ Оренбургского ГКМ // НТЖ ВНИИОЭНГа "Защита от коррозии и охрана окружающей среды". - 1994. - №3. - С.2-10.

9. Иванов С.И., Швец А.В., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. -М.: Недра, 2006. 216 с.

10. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Результаты оценки коррозионного состояния газопровода "Оренбург — Заинек" в процессе многолетней эксплуатации // Практика противокоррозионной защиты. 2004. — №4 (34). -С. 14-24.

11. Рекомендации по промышленному применению ингибиторов для борьбы с коррозией газопромыслового оборудования в системах "газ пластовая вода" в присутствии сероводорода, углекислого газа и органических кислот. -М.: ВНИИГАЗ, 1972. - 34 с.

12. Рекомендации по защите от коррозии и контролю коррозии на УКПГ

13. Оренбургского промысла. Донецк: ЮЖНИИГИПРОГАЗ, 1973. - 27 с.

14. Положение о защите технологического оборудования и трубопроводов от коррозии в ПО "Оренбурггаздобыча". Оренбург, 1979. — 79 с.

15. СТП 39-02-46-99. Организация и проведение работ по контролю и защите от коррозии оборудования и трубопроводов в ГПУ. Оренбург, 1999. -33 с.

16. Положение по ингибиторной защите и коррозионному контролю промыслового оборудования pi коммуникаций с системе "скважина шлейф -УКПГ - ДКС - соединительный газо-, нефте-, конденсатопровод" - М.: ВНИИГАЗ, 1998.-34 с.

17. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю.

18. ГОСТ 633-88. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним.

19. Временные методические рекомендации по входному контролю качества обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб для обустройства месторождений природного газа, содержащего сероводород М., ВНИИГАЗ, 1988.

20. СТП "Обязательный комплекс ГИС при контроле технического состояния скважин на объектах ДП "Оренбурггазпром" — ООО "Оренбурггеофизика", Оренбург, 1998.

21. Временная инструкция "Контроль технического состояния поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на объектах ДП "Оренбурггазпром" методами промысловой геофизики". — ООО "Оренбурггеофизика", Оренбург, 1999.

22. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. Оренбург, 1999.

23. NACE Standard MR 01-75. Material Requirements. Sulfide Stress Cracking

24. Resistance Metalls Materials for field Equipment. 33 p.

25. TM 01-77. Test Method. Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking at Ambient Temperature Approved // NACE Standard/ -Houston, 1977. 8 p.

26. Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром" Утв. ОАО "Газпром" 23.12.2000 г.

27. Кемхадзе Т.В. Технология ингибирования газопромыслового оборудования и методы ее контроля // Деп. рук. №1136-гз89. М.: ВНИИЭгазпром, 1989. - 161 с.

28. Нормы расхода химреагентов по предприятиям Министерства газовой промышленности на 1982 год. М.: Мингазпром, 1981. - 8 с.

29. Голубев В.К. Исследование ингибиторов сероводородной коррозии и сульфидного растрескивания стали // ЭИ "Геология, бурение и разработка газовых месторождений". М.: ВНИИЭГазпром, 1977. - №17 (41) - С.3-8.

30. Зайцев А.Т., Шаталов А.Т. Влияние характера газожидкостного потока на эффективность ингибиторной защиты // Газовая промышленность. — 1978. — №2. С. 17-19.

31. Киченко А.Б., Кушнаренко В.М. О коррозионном мониторинге, его роли и возможностях в повышении защиты от коррозии оборудования на объектах нефтегазовой промышленности // Практика противокоррозионной защиты. -2003.-№4 (30). С.47-53.

32. Влияние скорости газожидкостного потока на коррозию оборудования в присутствии сероводорода // Абрамян А.А., Легезин Е.Е., Кемхадзе Т.В., Миронов С.В. // ЭИ Серия "Коррозия и защита окружающей среды". — М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -№11. С. 1-4.

33. Киченко С.Б., Кушнаренко В.М. Интенсивные электрометрические измерения на подземных трубопроводах и интерпретация полученных результатов // НТС Сер. Транспорт и подземное хранение газа. ООО "ИРЦ Газпром". - 1999. - №4. - С.3-13.

34. Киченко С.Б. Результаты выявления связи между параметрами электрометрических измерений и реальным состоянием изоляционного покрытия и металла подземных трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. — 2001. — №1(19). — С.30-38.

35. Гафаров Н.А., Ходырев А.И., Пастухов С.В. Ингибирование сепарационного оборудования Оренбургского ГПУ // Газовая промышленность. — 1995 -№7. С.13-15.

36. РД 26-02-63-87. Технические требования к конструированию и изготовлению сосудов, аппаратов и технологических блоков установок

37. Качество и надежность сварных соединений трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты / Перунов Б.В., Кушнаренко В.М., Пауль А.И. и др. // РНТС ВНИИОЭНГа №"Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". 1980. - №6. - С. 19-22.

38. Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Славинский В.П. Ингибирование газопроводов // Газовая промышленность. 1975, - №3. - С.31-41.

39. Технологический регламент по ингибированию газопроводов неочищенного газа Dy 700 УКПГ ОГПЗ и контролю коррозии. - Оренбург, 1973.- 16 с.

40. Исследование защитных свойств ингибиторной пленки ИСГАЗ-1 на поверхности трубной стали / Оболенцев Н.В., Легезин Н.Е., Альтшуллер Б.Н., Митина А.П. // НТЖ ВНИИОЭНГа "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленнности". 1979. -№2. - С.8-12.

41. Требования по контролю за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов в ОГПУ. — Оренбург, 1974. 15 с.

42. Аэрозильный метод нанесения ингибиторов коррозии на газопроводы большого диаметра при транспорте сероводородсодержащего природного газа / Оболенцкв Н.В., Клапчук О.В. и др. // Газовая промышленность. 1980. - №3. -С.62.

43. Рекомендации по ингибированию начальных и конечных участков газопроводов Dy 700 на Оренбургском газоконденсатном месторождении с применением аэрозольного метода ввода ингибитора. М.: ВНИИГАЗ, 1981. -33 с.

44. Ходырев А.И., Муленко В.В. Комплекс оборудования для аэрозольного ингибирования газопроводов КАИ-63/200 // Газовая промышленность. — 1994 -№2-С. 12-14.

45. Гафаров Н.А., Ходырев А.И. Исследование эффективности аэрозольного ингибирования газопровода УКПГ-7 ДКС-1 и входных сепараторов ДКС-1 Лренбургского ГПУ // НТИС ВНИИОЭНГ. Сер. "Защита от коррозии и охранаокружающей среды". 1997. - №9-10. - С.9-11.

46. Влияние металлургических факторов на стойкость сталей против коррозионного растрескивания / Поляков В.Н., Романов В.В., Лившиц И.Г. и др. // Обзор, инф. Серия "Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности". -М.: ВНИИЭГазпром, 1990. 85 с.

47. Обследование коррозионных поражений металлических конструкций ОГХК / Кушнаренко В.М., Стеклов О.И., Бочкарев Г.И., Уханов B.C. // РНТС "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1983. -№ 8. -С.10-13.

48. Нургалиев Д.М. Повышение надежности газопроводов сероводородсодержащего газа ОГКМ в период падающей добычи углеводородного сырья: Дис.к.т.н. Уфа, 2002. - 188 с.

49. Диагностирование трубопроводов Оренбургского ГКМ / Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Нургалиев Д.М. и др. // Материалы 8-й Международной Деловой Встречи "Диагностика 98". - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С.68-75.

50. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Анализ причин разрушения сварных соединений на газопроводе "Оренбург Заинек" в начальный период его эксплуатации // НТС "Транспорт и подземное хранение газа". — 2006. — №2. -С.26-34.

51. Шрейдер А.В., Дьяков В.Г. Особенности сероводородного коррозионного растрескивания.- В кн. "Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии".-Том 13-М., Наука. 1987 С.71-112.

52. Speel L. Produktion von swefelhaltigem Erdgas // Erdoel Erdgas -Zeitschrieft. - 1969. - 85.Jg.- №3. - P. 80-88.

53. Кеше Г. Коррозия металлов. — М., Металлургия, 1984. 400 с.

54. Алексеев В.И., Киселев О.А., Левшина И.В. Роль высокого давления водорода в явлении сероводородного коррозионного растрескивания // Физико -химическая механика материалов. 1990. - №2. - С.33-36.

55. Киченко А.Б. О воздействии водорода на сталь при сероводородной коррозии и приближенной оценке величины давления водорода, вызывающего

56. Biefer G.J. The Stepwise cracking of line pipe steels in sour environments // Materials Performance. - 1982. - Vol. 21. - № 6. - P. 19-34.

57. Moore E.M. Hydrogen-Induced Damage in Sour Wet Crude Pipelines // Journal of Petroleum Technology. 1984, April. - P. 613-618.

58. Киченко А.Б., Киченко Б.В. Об одном из возможных способов оценки степени опасности коррозионно-во дородных повреждений в металле трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №1 (31). -С. 18-24.

59. Гафаров Н.А., Митрофанов А.В., Киченко А.Б. Коррозионный мониторинг на объектах нефтегазодобычи // Обз. информ. Серия: Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. М., ООО "ИРЦ Газпром", 2002.-72 с.

60. Киченко С.Б. Оценка работоспособности трубопроводов с локальными поверхностными дефектами // Безопасность труда в промышленности. — 2002. -№4. С.32-34.

61. ANSI/ASME B31G 1984. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelins. - ASME, New York.

62. Kiefner J.F., Vieth P.H. New method corrects criterion for evaluating corroded pipe //Oil and Gas Journal. 1990. - Vol. 88, - No. 32. - P. 56-59.

63. Hisey D:C., Kiefner J.F. Pressure calculation for corroded pipe developed // Oil and Gas Journal.- 1992.- Vol.90.- No.42.-P.84 89.

64. Аврин Г., Кут P. Оперативный контроль и анализ целостности трубопроводов // 3-я Международная деловая встреча "Диагностика-93" (доклады и сообщения). (Ялта, апрель 1993 г.). - Москва 1993. — С.44 - 57.

65. Уорд К.Р., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин // 4-я Международная деловая встреча "Диагностика-94" (доклады и сообщения). -(Ялта, апрель 1994 г.). Москва 1994. - С.44 - 60.

66. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу о построении графиков для оценки степени опасности локальных коррозионных и механических дефектов на поверхности трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. -2005.-№2 (36). С.39-59.

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

68. Оценка остаточной работоспособности поврежденных коррозией трубопроводов с помощью "критерия B31G" / Гафаров Н.А., Тычкин И.А., Митрофанов А.В., Киченко С.Б. // Безопасность труда в промышленности. -2000. №3. - С.47-50.

69. Киченко А.Б. О проблеме оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов, работающих под давлением, с локальными коррозионными повреждениями поверхности // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №3 (33). - С. 16-22.

70. Методических указаниях по проведению поверочных расчетов котлов и их элементов на прочность. М.: ДИЭКС. - 1996 г.

71. РТМ 26-02-62-83. Расчет на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в средах, вызывающих коррозионное сероводородное растрескивание. М,: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1987. - 11 с

72. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об оценке остаточной прочности трубопроводов, поврежденных расслоениями // Транспорт и подземное хранение газа. 2002. - №4. - С.19-31.

73. Коррозионная активность системы "метанол — вода". / Зарицкий В.И.,

74. Киченко Б.В. Лабораторная установка для проверки защитных свойств ингибиторов коррозии в паровой фазе // Реф. научно-техн. Сб. ВНИИОЭНГ «Коррозия и защита в нефтегазой промышленности». 1982. - №10. — С.13-15.

75. Киченко С.Б. Повышение эффективности противокоррозионной защиты и контроля коррозионного состояния трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие углеводороды: Дис.канд. техн. наук: 05.17.03; КТ №073084. М.: 2002. - 133 с.

76. Легезин Н.Е., Кривошеев В.Ф. Технологические требования к ингибиторам коррозии в газодобывающей промышленности // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. — 1975. №2.

77. Легезин Н.Е., Кемхадзе Т.В. Технические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии // Газовая промышленность. 1977. - №1.

78. Технические требования на ингибиторы коррозии для защиты оборудования сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений /

79. Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1996. - 44 с.

80. Инструкция по контролю за коррозией газопромыслового оборудования .-М.: ВНИИГАЗ, 1979. 53 с.

81. Proposed Standardized Laboratory Procedure For Screening Corrosion Inhibitors For Use in Oil and Gas Wells // NACE Technical Committee Reports. -Publication 55-2. A Report of Technical Unit Committee T-1K on Inhibitors for Oil and Gas Wells.

82. Способ сравнительного испытания методом "колесо" для оценки ингибиторов, образующих устойчивую пленку для применения на нефтяных промыслах // Materials Performance 1982. - No. 12. - Р.45-47.

83. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Выбор оптимальных скоростей транспортируемых сред в целях снижения коррозионного и эрозионно -коррозионного износа трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2006. - №3 (41). - С.7-18.

84. Silverman D.C. Rotating Cylinder Electrode An Approach for Predicting Velocity Sensitive Corrosion // Corrosion 90. — Bally's Hotel, Las Vegas, Nevada. — April 23-27.-PaperNo. 13,- 14 p.

85. Киченко А.Б., Кушнаренко В.М. О некорректности точных значений оценки защитного действия ингибиторов коррозии // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". 2001. - №1. - С. 18-22.

86. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об измерении твердости стального оборудования на месторождениях сероводородсодержащих углеводородов в целях оценки его потенциальной подверженности СКРН // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №2 (32). - С.44-51.

87. Киченко С.Б., Киченко А.Б. О коэффициентах запаса для предохранения от СКРН стальных изделий, эксплуатирующихся в контакте с сероводородсодержащими средами // Практика противокоррозионной защиты.2005.-№1 (35). — С.47-60.

88. Киченко А.Б., Киченко С.Б. К вопросу о выборе методики для прогнозирования коррозионной ситуации в горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах, транспортирующих газожидкостные смеси // Практика противокоррозионной защиты. 2007. - №3 (45). - С.6-25.

89. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Оценка изменения скоростей газового потока в выкидных линиях скважин при падении в них давления с точки зрения влияния на коррозию // Транспорт и подземное хранение газа. 2007. - №4. -С. 65 - 69.

90. Aaron С. Inhibitors can control gas systems corrosion // Oil and Gas Journal. 1976. - Vol.74. - no.74. - P.87-90.

91. Aaron C., Brod B.A., Robinson D. Internal corrosion control of gas and crude system // Paper D-l: Second International Conference on the External Protection of Pipes, 1977. 15 p.

92. Исследование защитных и технологических свойств ингибитора коррозии марки И-25-Д / Долинкин В.Н., Каленкова А.Н., Бабкова Г.Л., Легезин Н.Е., Кемхадзе Т.В. // РНТС "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". -М.: ВНИИОЭНГ, 1980. №4. - С. 10-13.

93. Петтус Ф.Л., Стрикленд Л.Н. Водорастворимые ингибиторы коррозии // Инженер-нефтяник. 1975. - №2. - С.48-52.

94. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Ингибиторная защита трубопроводов, транспортирующих кислые газожидкостные смеси, и способы повышения ее эффективности // Обз. информ. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. -М., ООО "ИРЦ Газпром", 2006. 92 с.

95. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу об оценке комплексной эффективности ингибиторов коррозии // Практика противокоррозионной защиты. 2005. - №3 (37). - С.24-28.

96. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Об относительности числового значения защитного действия ингибиторов коррозии // Практика противокоррозионной защиты. 2006. - №1 (39). - С.9-17.

97. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об одном из возможных путей повышения эффективности ингибиторной защиты // Практика противокоррозионной защиты. 2005. - №3 (37). - С. 19-23.

98. Corrosion et inhibition des puits et collected. Chambre synd. et prod, petrole et gas natur. Paris, TECHNIP, 1981, XII. - 82 p.

99. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Методические подходы для оптимизации ингибиторной защиты промысловых нефтегазопроводов с кислыми коррозионно-активными средами // Практика противокоррозионной защиты. -2008.-№1 (47).-С. 13-25.

100. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Интерпретация и анализ использования параметра "задерживающий фактор" в методическом подходе для оптимизации ингибиторной защиты трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2008. - №2 (48). - С.8-17.

101. Мур Р. Проектирование и сооружение систем сбора высокосернистого газа // Инженер-нефтяник. 1977. - №12. - С.52-61.

102. Фиалков Ю.Я. Не только в воде. (Вопросы современной химии). -Ленинград: Химия, Ленинградское отделение. 1989. - 88 с.

103. Разработка и испытания ингибиторов коррозии для разных условий применения // Материалы фирмы "Травис" ("Travis"), Канада. 1987. - 185 с.

104. Определение содержания ингибиторов коррозии в технологических средах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. (Методика выполнения измерений). М., ВНИИГАЗ, 2004. - 35 с.