автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов

На правах рукописи

СКОРОМНЫЙ ВЯЧЕСЛАВ ИВАНОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕСБОРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Специальность 05.26.03 - «Пожарная и промышленная безопасность»

(нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

УФА-2004

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и научно-исследовательском центре «РУССПРОМОЦЕНКА».

Научный руководитель доктор технических наук, доцент

Гареев Алексей Габдуллович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент

Шарафиев Роберт Гарафиевич;

доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович.

Ведущая организация

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»).

Защита состоится 19 ноября 2004 года в 15-30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета. Автореферат разослан октября 2004 года

Ученый секретарь диссертационного совета

Ибрагимов И.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Трубопроводные системы сбора нефти и попутного газа по условиям их эксплуатации согласно Федеральному закону от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной эксплуатации производственных объектов» отнесены к категории опасных промышленных объектов. Их безопасная эксплуатация может быть обеспечена, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов системы сбора нефти и попутного газа, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и агрессивных компонентов, присутствующих в добываемых продуктах, и разработкой на этой основе мероприятий по замедлению процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения нефтепромыслового оборудования.

Опыт эксплуатации трубопроводов и резервуаров сбора нефти показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются канавочное коррозионно-механическое разрушение и коррозионная усталость. Защита нефтепромысловых трубопроводов от канавочной (ручейковой) коррозии, вызванной взаимодействием металла трубы и перекачиваемой коррозионно-активной среды, является актуальной в настоящее время во многих регионах России, особенно на месторождениях Западной Сибири. С увеличением срока эксплуатации месторождений возрастает объем добываемой минерализованной воды, закачанной в пласт для поддержания пластового давления. При этом возрастает опасность внутренней коррозии трубопроводов, резервуаров и другого оборудования. Причем разрушение ряда трубопроводных систем происходит в срок менее одного года после ввода трубопровода в эксплуатацию. Кроме того, указанные металлоконструкции эксплуатируются под воздействием механических напряжений, включая циклические, интенсифирующих коррозионное и коррозионно-механическое разрушение металла.

В диссертации на основании анализа результатов исследований отечественных и зарубежных ученых по проблеме канавочной коррозии и работ автора

в области защиты промысловых трубопроводов исследованы условия возникновения и развития канавочного разрушения в трассовых условиях, взаимодействие металла и коррозионной среды, влияние циклических напряжений на остаточный ресурс металлоконструкций.

Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безопасной эксплуатации трубопроводов системы сбора сырой нефти, некоторые вопросы все же остаются неизученными. Среди них можно выделить следующие:

• требует дальнейшего исследования влияние профиля трассы на частоту порывов трубопроводов;

• необходимо более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб и коррозионной среды в условиях канавочной коррозии;

• необходимо оценить остаточный ресурс трубопроводов, подвергающихся воздействию циклических напряжений;

• требуется разработка новых методов и средств борьбы с канавочным разрушением.

В связи с вышеизложенным целью работы является разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов, подверженных канавочной коррозии.

Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:

1. Изучение условий возникновения и развития канавочного разрушения трубопроводов системы сбора нефти, включая нахождение корреляции между профилем трассы и количеством порывов труб, и выявление закона распределения отказов.

2. Углубленное изучение механизма разрушения трубопроводов сбора нефти в лабораторных условиях.

3. Определение остаточного ресурса трубопроводов в условиях циклического воздействия.

4. Разработка мероприятий по снижению риска порывов нефтесборных трубопроводов.

Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ИЗУЧЕНИЕ УСЛОВИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ РАЗРУШЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ СБОРА НЕФТИ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ

ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА

РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ СБОРА НЕФТИ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ

7

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ

Рис. 1. Блок - схема решаемых в диссертационной работе задач

Научная новизна

• Исследование влияния профиля трассы, определяющего режим течения нефтегазоводяной смеси, не выявило корреляции между характерными особенностями рельефа (спуски, подъемы, горизонтальные участки) и частотой отказов нефтепроводов;

• показано, что отказы нефтесборных трубопроводов подчиняются экспоненциальному закону распределения с выявленным в диссертации его параметром;

• на основе теории макрогальванопар, с использованием представлений механохимии металлов, определены скорости локальной канавочной коррозии, соответствующие реально наблюдаемым;

• на основании ранее проведенных исследований и результатов изучения циклической трещиностойкости стали, проведенного в работе, определены параметры процесса, необходимые для расчета остаточного ресурса металлоконструкций.

Практическая значимость и реализация результатов работы

• Разработанный герметик внедрен в практику эксплуатации ООО «Тю-меньтрансгаз»;

• разработанное диспергирующее устройство, повышающее безопасность эксплуатации трубопроводов, используется в разработках РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

• разработанная «Методика расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохимических воздействий», предназначенная для расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, используется в ОАО «Магнитогорскмежрайгаз» и ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК»);

• результаты работы используются в УГНТУ при подготовке и переподго-

товке специалистов нефтегазового профиля.

На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области повышения безопасной эксплуатации трубопроводов системы сбора нефти.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих республиканских и международных научно-технической конференциях: «Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2001); «Машиноведение, конструкционные материалы и технологии» (Уфа, 2002); «Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс» (Уфа, 2002); «Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2003); «Новосе-ловские чтения» (Уфа, 2004).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в числе которых 2 патента России, 8 статей и тезисов докладов.

Диссертационные исследования проводились в соответствии с ГНТП АН РБ по теме «Структурно-энергетическое состояние металлов и долговечность напряженно-деформированных металлоконструкций в условиях механохимиче-ской коррозии» за 2001-2004 гг.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 102 наименований и двух приложений. Диссертация содержит 115 страниц машинописного текста (без приложений) и включает 32 рисунка, 16 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая характеристика работы, сформулированы цель и основные задачи исследования.

В первой главе проведен анализ опубликованных работ по проблеме ка-навочной коррозии трубопроводов системы сбора нефти. При этом было выяв-

лено, что большинство промысловых трубопроводов транспортирует высоко-обводненную нефть. В составе пластовой воды имеются компоненты с высокой степенью коррозионной активности. Процессы коррозии интенсифицируются вследствие работы макрогальванопар «металл - продукты коррозии» или «металл - окалина», образующихся при коррозии металла, протекающей под воздействием расслоенного потока газоводонефтяной смеси. Кроме этого, в районе формирования канавки, в нижней части поверхности трубопровода, происходят процессы наклепа или пластификации металла. Такие локальные изменения механических свойств стали также приводят к образованию макрогальванопар. Вследствие действия знакопеременных нагрузок на трубопровод механохими-ческая активность металла возрастает. Кроме того, при воздействии на металл циклических напряжений, возникающих при изменении режимов перекачки, возможно развитие усталостного разрушения металла. Несмотря на большое количество проведенных исследований, до настоящего времени нет эффективных методов и средств для предотвращения этого явления. Восстановление вышедших из строя трубопроводов осуществляется либо заменой трубопровода в целом или его участка, либо путем ремонта с использованием хомутов. Для предотвращения разрушения перспективным представляется применение труб с внутренней противокоррозионной изоляцией, использование пластиковых армированных или чугунных труб, ингибирование и эмульгирование добываемой жидкости, использование отстойников для сбора пластовой воды. Еще одним способом предотвращения канавочной коррозии является перевод режима транспорта жидкости в режим, исключающий расслоение водогазонефтяной эмульсии. Однако на промыслах, при сложившейся практике эксплуатации систем, этот метод практически нереализуем, главным образом из-за нестационарности режимов добычи и транспорта добываемой продукции.

Во второй главе рассмотрены особенности проявления канавочной коррозии в трассовых условиях. На рис. 2 приведен разлив нефти, произошедший вследствие канавочной коррозии трубопровода.

Проведенными в работе исследованиями впервые показано, что при различных давлениях расслоение эмульсии может происходить не только на восходящих участках трубонровода, по и на нисходящих и горизонтальных участках.

Рис. 2. Последствие канавочной коррозии В частности, распределение отказов межпромыслового напорного нефтепровода длиной 8 км «ГНК Нягань», проложенного в пересеченной местности, приведено на рис. 3. На лом же рисунке схематически приводится рельеф местности. Вершины приведенного профиля соответствуют горизонтальным участкам трассы на ее возвышенных местах, впадины - горизонтальным участкам в низинах. Как видно из приведенных данных, порывы трубопровода практически равновероятно происходят по всей длине трассы независимо от топографии местности. То есть расслоение жидкости, приводящее к образованию канавоч-ной коррозии, необязательно приурочивается, как это считалось до настоящего времени, к восходящим участкам трассы. Последнее можно объяснить пульсирующим характером транспорта добываемой продукции.

На рис. 4 приведено распределение отказов межпромыслового напорного нефтепровода за период 2000 - начало 2001 гг. Следует отметить, что срок экс--плуатании ряда труб составил менее года.

Проведенный статистический анализ отказов показал, что среднее значе-

ние выборки составляет 6,17; дисперсия 81,8; стандартное отклонение - 9,0; величина эксцентриситета - 4,3; эксцесса - 6,2. Тестирование выборки с помощью критерия согласия Колмогорова - Смирнова (20 законов распределения) показало (табл. 1), что с вероятностью более 90% она может принадлежать только двум распределениям: нормальному со средним, равным 6,17, и стандартным отклонением 9,0 и экспоненциальному с параметром А, = 6,18 (1/мес).

10 -г———-

0 8

Расстояние от насосной станции, км

Рис. 3. Распределение отказов по длине нефтепровода Ду 219x6 мм в зависимости от особенностей рельефа местности

Таблица 1

Результаты тестирова ния выборки по критерию К олмогорова-Смирнова

Параметры статистики Нормальное распределение Экспоненциальное распределение

Бп+ 0,226 0,253

Ш- 0,247 0,056

Вп 0,247 0,253

Уровень значимости 0,25 0,228

Величины эксцесса и эксцентриситета находятся вне области -2...2, при-

сущей нормальному распределению. Поэтому в соответствии с методом момен-

тов распределение выборки не может быть отнесено к нормальному.

40

35 30

™ 25

н

о

I 15

о

■X.

10

5 0

■ П

- пг г 1 г 1П:

2 4 6 8 10 12 14 16 Месяцы, начиная с января 2000 г.

18

20

Рис. 4. Распределение отказов нефтепровода по месяцам 2000 - 2001 гг.

Экспоненциальное распределение отказов характерно для многих технических систем, в том числе для трубопроводных, связанных с транспортом нефти.

Последние, как правило, относятся к нерезервированным системам, в которых отказ каждого элемента (трубы) происходит независимо и приводит к отказу всей системы. Установленный экспоненциальный закон распределения порывов открывает возможность прогнозирования отказов таких трубопроводных систем на основании стандартных алгоритмов теории надежности.

По мере увеличения времени разработки месторождения нефти добываемая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность. Сказанное, в определенной степени, объясняет возрастающую частоту порывов нефтепроводов за анализируемый период (см. рис. 4). Для увеличения времени их безопасной эксплуатации проведены углубленные исследования механизма канавочной коррозии и разработаны методы и средства по его предотвращению и снижению последствий разрушения трубопроводов. Результаты этих исследований приводятся ниже.

В третьей главе рассмотрены результаты исследований электрохимиче-

ских и физико-механических свойств металла труб отказавших трубопроводов. При измерении стационарных электродных потенциалов металла отмеченных выше характерных участков установлено, что электродный потенциал оголенного металла вблизи «канавки» чаще всего является более электроотрицательным по отношению к потенциалам других участков. Поэтому на внутренней поверхности трубы возникает макрогальванопара «окалина-металл трубы», причем анодом этой пары в этом случае служит оголенный металл трубы, а катодом - слой металлургической окалины и технологических отложений. Разность потенциалов в условиях эксплуатации при контакте высокоминерализованной пластовой воды с поверхностью металла в начальный момент может вызвать электрохимическую коррозию металла с высокой скоростью проникновения.

Распределение микротвердости (Н) и электродных потенциалов (ф) по сечению образцов, отобранных из отказавших трубопроводов системы сбора нефти «ТНК Нягань», представлено на рис. 5-6. Приведенные данные свидетельствуют о гетерогенности распределения микротвердости и электродных потенциалов вблизи канавки. Возникающие при этом макрогальванопары усиливают коррозию стенки трубы. При этом наибольшая скорость коррозии отмечается по берегам канавки, что подтверждается непосредственным измерением скорости коррозии с помощью снятия поляризационных кривых. На рис. 5 видно, что данный эффект проявляется наиболее ярко при наличии вблизи канавки сварного шва. Это приводит к локализации макрогальванопары с большой ЭДС. В такой гальванопаре, как видно из рис. 5, металл канавки с примыкающим к нему сварным швом является анодом с малой площадью. Из рис. 6 видно, что макрогальванопара, образованная металлом дна канавки без примыкающего к ней сварного шва и основным металлом, имеет большую площадь. Последнее объясняет более интенсивное развитие коррозионно-механического разрушения при наличии сварного шва вблизи канавки.

В связи с изложенным следует избегать попадания продольного шва на

опорную поверхность трубы.

Рис. 5. Распределение микротвердости и электродных потенциалов по се-

Рис.6. Распределение микротвердости и электродных потенциалов по сечению образца

Для дальнейшего изучения закономерностей развития канавочного разрушения в западносибирском регионе были проведены исследования разрушения нефтесборных труб, отобранных из право- и левобережных месторождений р. Оби. При этом был обнаружен ряд не отмечаемых ранее эффектов. В частности, это в первую очередь относится к распределению микротвердости, указывающей на локальное упрочнение или разупрочнение (пластифицирование) стали в области канавки. Указанные виды проявления данного эффекта приведены на рис. 7. При этом распределения микротвердости в окрестностях канавки были получены на металле, отобранном из различных нефтесборных коллекторов Западной Сибири. Видно, что последний претерпевает или упрочнение (1) или пластифицирование (2). С позиции классических представлений механохимии металлов любое коррозионное воздействие сопровождается пластифицированием металла. Однако параллельно с этим процессом протекает упрочнение металла, обусловленное абразивным воздействием механических примесей, ох-рупчивающим действием водорода и т. д. Превалирование упрочнения или разупрочнения металла в первую очередь обусловлено составом перекачиваемой среды и режимом ее транспорта.

Аналитически распределение микротвердости вдоль канавки может быть описано с помощью функций переходных процессов. В частности, для кривой (1) найдено аналитическое выражение и определены его эмпирические параметры (а, Ь, с, ё):

у = а+0,5-Ь•

(л г х~сЛ 1+в/

Для определения скорости коррозии были сняты поляризационные потен-циодинамические кривые внутри канавки и на поверхности металла, не подверженного коррозии (рис. 8). Основные коррозионные характеристики (тафе-левские константы анодного и катодного процесса, величина ста-

ционарного потенциала балл коррозионной стойкости и скорость коррозии) приведены в табл. 2.

Рис. 7. Распределение микротвердости по сечению канавок

Рис. 8. Потенциодинамические поляризационные кривые образца ВСт 3, отобранного из аварийного участка нефтесборного трубопровода

Коррозионные характеристики ВСт 3 при 1=20 °С

Таблица 2

Параметры

Внутри канавки

На поверхности стали

А„мВ

-288

-113

Ва,мВ

473

383

АпмВ

-820

-719

Вк, мВ

-568

-494

<рст,мВ

-460

-400

Балл стойкости

Скорость коррозии, мм/год

0,35

0,23

Как видно из приведенных данных, скорости коррозии ниже, чем наблюдаемые на практике. Это, по мнению автора, связано с работой макрогальвано-пар. Поэтому в работе произведен расчет скорости коррозии с учетом воздействия образующихся в процессе эксплуатации макрогальванопар. Результаты одного из таких расчетов (температура 20 °С) приведены в табл. 3.

Таблица 3

Коррозионные характер истики макрогальванопары

Балл стойкости 7

Скорость коррозии, мм/год 0,8

Как видно из таблицы, скорости коррозии, определенные с помощью теории макрогальванопар, близки к наблюдаемым на практике. Однако результаты обследования отказов реальных объектов показывают, что нефтепроводы могут разрушаться со скоростями, большими, чем определенные в результате проведенных лабораторных исследований. Используя принципы механохимии металлов, примененные ранее при исследовании канавочной коррозии, можно утверждать, что с учетом концентрации напряжений в канавке ее скорость способна возрастать более чем в 2 раза. То есть, с учетом рассчитанных в работе скоростей коррозии, которые составляют 0,7 - 1,2 мм/год, реальные скорости коррозии нефтепроводов в условиях механохимического воздействия могут быть более 2 мм/год, что и подтверждается результатами анализа отказов нефтепроводов.

В четвертой главе рассмотрены вопросы циклического разрушения нефтегазовых трубопроводов. Одним из опасных видов коррозионно-механического разрушения трубопроводов является малоцикловая коррозион-

ная усталость. Это связано с тем, что наряду со статической труба испытывает циклически изменяющуюся нагрузку, что может вызвать малоцикловую коррозионную усталость трубопроводов. Для определения остаточного ресурса трубопровода с коррозионно-усталостной трещиной были проведены исследования циклической трещиностойкости стали 20 в условиях, моделирующих натурные (нейтральный и подкисленный НС1 раствор 3% №СТ). Величина деформации с составляла 0,23%. Образец испытывался по схеме чистого изгиба, по асимметричному циклу нагружения с частотой 50 циклов за минуту.

Зависимости скорости роста трещин от коэффициента интенсивности напряжений представлены на рис. 9.

10 20 30 40 50

Коэффициент интенсивности напряжений К

Рис. 9. Зависимость скорости роста трещины (м/цикл) от коэффициента интенсивности напряжений (МПа-Л?): 1 - среда 3% №0; 2 - среда 3% NaCl+l%HCl

В настоящее время зависимость скорости роста трещины от коэффициента интенсивности напряжений описывается с помощью степенной функции Пэри-са - Эрдогана (показатель степени больше единицы). Однако, как показали результаты исследований кафедры МЗК УГНТУ, наилучшим приближением является аппроксимация экспериментальных данных логарифмической функцией или степенной, с показателем степени меньше единицы (предпочтительно - об-

ратной параболой). Для проверки результатов теоретических исследований кафедры МЗК УГНТУ в работе был проведен статистический анализ экспериментальных данных отечественных и зарубежных исследователей, подтвердивший правомерность использования указанных выше зависимостей. В табл. 4 приведены результаты обработки данных, полученных Вебстером и др. для коррозионной усталости стали в морской воде (г - коэффициент корреляции).

Таблица 4

Результаты обработки литературных данных циклической трещиностойкости

Условия Модель

—=а+Нпл/дл: dN

Параметры а Ь г а Ь г

Морская вода 4,5 е-6 1,5 е-6 0,92 -2,1 е-6 4,6 е-7 0,94

Морская вода с Н28 4,1*6 2.0е-6 0,92 1,1е-6 1,2е-6 0,93

Морская вода с Н28+(-850 МВ, МСЭ) -1,4е-5 6,3е-6 0,94 5,9е-6 2,3 е-6 0,92

Морская вода с Н28+(-1100 мВ, МСЭ) -1,5е-5 6,1е-6 0,95 7,3 е-6 2,3е-6 0,96

На основании результатов статистической обработки экспериментальных данных (см. рис. 9) с учетом вышеизложенного был подобран вид зависимости ¿ИйЫ от ЛК, наиболее адекватно отражающей экспериментальную модель, и определены ее параметры (табл. 5).

dN

где а, м/цикл иЬ, (м/цикл)--(1/7мПал/м )- эмпирическиекоэффициенты;

ДК - размах коэффициента интенсивности напряжения, МПа--/« ;

N - число циклов;

1 - глубина трещины, м.

Результаты проведенных исследований легли в основу «Методики расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохими-ческих воздействий».

Значения эмпирических коэффициентов

Таблица 5

На рис. 10 приведен остаточный ресурс металлоконструкций, рассчитанный на основании полученных в работе данных.

Рис. 10. Зависимость количества циклов до разрушения от напряжения и от глубины трещины: а - среда 3% №С1; б - среда 3% №С1+1 %НС1

Пятая глава посвящена вопросам предотвращения канавочного разрушения нефтепроводов системы сбора нефти и уменьшению последствий таких инцидентов. Как было показано выше, мероприятия, используемые на практике, не в состоянии полностью снять проблему канавочной коррозии, значительно снижающей безопасную эксплуатацию трубопроводов. Это связано, в первую очередь, с малой эффективностью используемых в настоящее время мероприятий в условиях расслоенного режима течения добываемой жидкости. Исходя из анализа имеющихся данных, можно утверждать, что радикальный метод борьбы с рассматриваемым явлением - переход от расслоенного режима течения к турбулентному. Однако, анализ промысловых данных, приведенный в первой главе, показывает, что отказы равновероятны на спусках, подъемах и горизонтальных участках трубопроводов. Поэтому известными технологическими методами не удается предотвратить разрушения нефтесборных трубопроводов.

Для решения этсй задачи автором предлагается использование устройства для защиты от коррозии в виде диспергатора, установленного в нефтесборный трубопровод. На данное техническое решение получен патент России. Известные технологические методы защиты от коррозии трубопроводов, преобразующие расслоенный в эмульсию путем изменения его гидродинамических характеристик (и:менение давления, диаметра трубопровода и т.д.), как показано выше, не в состоянии обеспечить создание стабильной эмульсии.

Для преобразования потока предлагается использовать диспергатор, образованный соосно установленным в нефтепроводе конфузором и двумя симметрично встроенными в конфузор цилиндрическими камерами, оси которых перпендикулярны оси конфузора.

1а рис. 11 показана схе'ма расположения диспергатора в нефтепроводе.

На рис.12 приведено продольное сечение нефтепровода с установленным в нем, диспергатором.

Рис. 11. Расположение диспергатора в нефтепроводе: 1 - нефтепровод; 2 -датчики коррозии; 3 - диспергатор; 4 - конфузор, 41 - входной канал, 411 - конец конфузорного участка; 5 - цилиндрические камеры; 6 - диффузор; 7 - рассекатель; 8 - источник подачи газа; 9 - устройство расслоения рабочей среды на нефть и воду

Рис. 12. Продольное сечение нефтепровода с установленным в нем диспер-гатором

В работе рассмотрены различные схемы включения данного устройства в действующий нефтепровод.

Проведенными лабораторными исследованиями показано, что эффект гомогенизации водонефтяной эмульсии сохраняется в течение 15-20 минут. Это при известных режимах транспорта сырья позволяет оценить частоту установки диспергаторов по длине трубопроводов на опасных участках.

Как было отмечено выше, по мере увеличения времени разработки месторождения нефти добываемая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность. Сказанное, в определенной степени, объясняет возрастающую частоту порывов нефтепроводов за анализируемый период и, как следствие, загрязнение почвы и водоемов сырой

нефтью. Для снижения времени ликвидации последствия нарушения герметичности трубопроводов в работе предлагается новая патентно чистая уплотни-тельная композиция, позволяющая существенно повысить надежность запорной арматуры и, соответственно, снизить количество разливаемой вследствие канавочной коррозии нефти, существенным образом влияющей на пожарную и экологическую безопасность нефтепромысла в целом.

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы:

1. В результате анализа эксплуатационной документации и реального канавочного разрушения в трассовых условиях установлено, что оно равновероятно может происходить на различных участках трассы нефтесборных трубопроводов (спуски, подъемы, горизонтальные участки). Это требует проведения мероприятий по защите таких трубопроводов, проложенных в различных трассовых условиях.

2. Установленный в работе экспоненциальный закон распределения инцидентов, связанных с канавочной коррозией трубопроводов, и его параметра позволяет определить время их безопасной эксплуатации.

3. Изучение свойств металла отказавших нефтепроводов различных месторождений Западной Сибири показало, что металл внутри канавки, находится как в упрочненном, так и в пластифицированном состоянии в зависимости от состава транспортируемой среды. Определенная в лабораторных условиях скорость проникновения канавочного разрушения соответствует наблюдаемой на практике (1-3 мм/год). Наличие в окрестности канавки сварного шва приводит к локализации процесса коррозии металла и, соответственно, к интенсификации процесса разрушения труб.

4. Математическая обработка литературных данных и проведенных в работе лабораторных исследований показала, что в условиях циклического на-гружения нефтесборных коллекторов наиболее адекватной моделью для описания усталостных разрушений является зависимость обратной параболы. На ос-

новании полученных данных рассчитан остаточный ресурс трубопроводов, эксплуатирующихся в указанных условиях.

5. Предложенные в работе методы и средства борьбы с канавочной коррозией в виде методики расчета остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов, устройства гомогенизации потока и уплотнительная смазка для улучшения системы герметизации запорной арматуры позволяют снизить риск разрушения нефтепроводов системы сбора сырой нефти, уменьшить последствия таких инцидентов и тем самым повысить пожарную и экологическую безопасность нефтесборных коллекторов.

Основные результаты опубликованы в следующих печатных работах:

1. Скоромный В.И., Гареев А.Г. Актуальные вопросы борьбы с канавочной коррозией// Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сб. науч. тр. - Уфа: Гилем, 2001.- С.68 - 69.

2. Скоромный В.И., Гареев А.Г. Проблемы борьбы с коррозией нефтепромысловых трубопроводов// Мировое сообщество: проблемы и пути решения: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.-№12.- С.94-98.

3. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Шнайдер А.А., Скоромный В.И. Циклическая трещиностойкость стали 20 в условиях, моделирующих эксплуатационные// Машиноведение, конструкционные материалы и технологии: Сб. науч. тр. - Уфа: Гилем, 2002.- С.120-132.

4. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Скоромный В.И. К вопросу о механизме канавочного разрушения трубопроводов системы сбора нефти// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002,- С.84-85.

5. Скоромный В.И. Коррозионно-механические разрушения промысловых трубопроводов// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.- С.90-93.

6. Скоромный В.И. Исследования свойств герметика для запорной арматуры ГЗА-1// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.- С. 102.

7. Пат. №2175440 РФ. Уплотнительная смазка

трубопроводов/ А.И. Демченко (РФ), А.Г. Коненков (РФ), А.П. Детков (РФ), В.И. Скоромный (РФ), Г.Е. Зайцев (РФ), М.Ю. Кильянов (РФ). Заявлено 13.06.01. Опубл. 20.04.02, Б.И. №11,

для определения циклической трещиностойкости конструкционных материалов// Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сб. науч. тр.- Уфа: Гилем, 2003,- СЛ74-175.

9. Пат. №2211994 РФ. Устройство для защиты от коррозии/ В.И. Скоромный (РФ), И.М. Колесников (РФ), СИ. Колесников (РФ), М.Ю. Кильянов (РФ), И.Г. Абдуллин (РФ), А.Г. Гареев (РФ). Заявлено 17.07.02. Опубл. 10.09.03, Б.И. №25.

10. Гареев А.Г., Абдуллин И. Г., Худяков М.А., Шнайдер А.А., Скоромный В.И. Определение трещиностойкости стали 20 в коррозионных средах// Материалы 2-й Международной научно-технической конференции «Новосе-ловские чтения». - Уфа: УГНТУ, 2004. - Вып. 2. - С. 100.

11. Гареев А.Г., Абдуллин И. Г., Худяков М.А., Шнайдер А.А., Скоромный В.И. Определение трещиностойкости стали 20// Материалы Новосе-ловских чтений: Сб. науч. тр. - Уфа: УГНТУ, 2004. - Вып. 2. - С. 245-254.

8. Гареев А.Г., Скоромный В.И. Подбор аналитической зависимости

РНБ Русский фонд

2005-4

Подписано в печать 1210 2004 Бумага писчая Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная. Усл -печ. л. 1,00. Уч -изд. л. 0,98. Тираж 90 экз. Заказ № 05 Полиграфия DISETAN, г.Уфа, пр. Октября, 133

ВВЕДЕНИЕ.

1. Аналитический обзор исследуемой проблемы.

1.1 Внутренняя коррозия нефтепромысловых трубопроводов.

1.2. Характеристика коррозионной активности сред.

1.3 Анализ отказов нефтепромыслового оборудования по причине внутренней коррозии.

1.4. Мероприятия по предупреждению канавочной коррозии нефтепромысловых трубопроводов.

Выводы по главе 1.

2. Особенности проявления канавочной коррозии.

2.1. Изучение канавочной коррозии в трассовых условиях.

2.2. Анализ отказов нефтесборных трубопроводов.

Выводы по главе 2.

3. Исследование электрохимических и физико-механических свойств металла труб отказавших нефтесборных трубопроводов.

3.1. Микроструктурные исследования металла отказавших труб.

3.2. Коррозионные и механические характеристики металла, отобранного из очаговых зон.

3.3. Изучения коррозионных свойств макрогальванопар, образующихся при развитии канавочной коррозии.

Выводы по главе 3.

4. Изучение циклических воздействий на остаточный ресурс нефтесборных трубопроводов.

4.1. Определение параметров циклической трещиностойкости.

4.2. Расчет остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов.

Выводы по главе 4.

5. Разработка методов и средств предотвращения канавочного разрушения нефтесборных трубопроводов.

Выводы по главе 5.т.

Трубопроводные системы сбора нефти и попутного газа по условиям их эксплуатации согласно Федеральному закону от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной эксплуатации производственных объектов» отнесены к категории опасных промышленных объектов. Их безопасная эксплуатация может быть обеспечена, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов системы сбора нефти и попутного газа, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и агрессивных компонентов, присутствующих в добываемых продуктах, и разработкой на этой основе мероприятий по замедлению процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения нефтепромыслового оборудования.

Опыт эксплуатации трубопроводов и резервуаров сбора нефти показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются канавочное коррозионно-механическое разрушение и коррозионная усталость. Защита нефтепромысловых трубопроводов от канавочной (ручейковой) коррозии, вызванной взаимодействием металла трубы и перекачиваемой коррозионно-активной среды, является актуальной в настоящее время во многих регионах России, особенно на месторождениях Западной Сибири. С увеличением срока эксплуатации месторождений возрастает объем добываемой минерализованной воды, закачанной в пласт для поддержания пластового давления. При этом возрастает опасность внутренней коррозии трубопроводов, резервуаров и другого оборудования. Причем разрушение ряда трубопроводных систем происходит в срок менее одного года после ввода трубопровода в эксплуатацию. Кроме того, указанные металлоконструкции эксплуатируются под воздействием механических напряжений, включая циклические, интенсифирующих коррозионное и коррозионно-механическое разрушение металла.

В диссертации на основании анализа результатов исследований отечественных и зарубежных ученых по проблеме канавочной коррозии и работ автора в области защиты промысловых трубопроводов исследованы условия возникновения и развития канавочного разрушения в трассовьпгусловиях, взаимодействие металла и коррозионной среды, влияние циклических напряжений на остаточный ресурс металлоконструкций.

Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безопасной эксплуатации трубопроводов системы сбора сырой нефти, некоторые вопросы все же остаются неизученными. Среди них можно выделить следующие: требует дальнейшего исследования влияние профиля трассы на частоту порывов трубопроводов;

• необходимо более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб и коррозионной среды в условиях канавочной коррозии;

• необходимо оценить остаточный ресурс трубопроводов, подвергающихся воздействию циклических напряжений;

• требуется разработка новых методов и средств борьбы с канавочным разрушением.

В связи с вышеизложенным целью работы является разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов, подверженных канавочной коррозии.

Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:

1. Изучение условий возникновения и развития канавочного разрушения трубопроводов системы сбора нефти, включая нахождение корреляции между профилем трассы и количеством порывов труб, и выявление закона распределения отказов.

2. Углубленное изучение механизма разрушения трубопроводов сбора нефти в лабораторных условиях.

3. Определение остаточного ресурса трубопроводов в условиях циклического воздействия.

4. Разработка мероприятий по снижению риска порывов нефтесборных трубопроводов.

Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ИЗУЧЕНИЕ УСЛОВИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ РАЗРУШЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ СБОРА

НЕФТИ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ

ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА

РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ СБОРА НЕФТИ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ

X ^ го О с* с: х о с с

U Н 2 ра t=? S е о е* С

О > - t=C ш

CQ О

СП 3

CU о с о

CQ н и ш гг s о & К со О П О m

О ре ш н е ш tQ

О и о с и < о си го < X К и ш и

JS о

С* £ X

В о S ffl to щ го < Си < п и Ы н е ы X о и о

W 5 X

CQ О

2 нС О О с

ЕГ О

CQ < Ж О 5

Ш < К t; 5 I и & Ш

5 н s а а С си

X ^ щ < С О

CQ нД и О си < ш X

Г <

CQ О *=С ш |=? и и X

C5S

02 Н и Х ш ч го О

СП Сг I

X S и ш Т X

X ХГ

О щ

ЕГ К ч^ X S и и. b О

5 О н и о

X X В ш о, н

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ

Рис. 1. Блок - схема решаемых в диссертационной работе задач

Научная новизна

• Исследование влияния профиля трассы, определяющего режим течения нефтёгазоводяной смеси, не выявило корреляции между характерными особенностями рельефа (спуски, подъемы, горизонтальные участки) и частотой отказов нефтепроводов;

• показано, что отказы нефтесборных трубопроводов подчиняются экспоненциальному закону распределения с выявленным в диссертации его параметром;

• на основе теории макрогальванопар, с использованием представлений механохимии металлов, определены скорости локальной канавочной коррозии, соответствующие реально наблюдаемым;

• на основании ранее проведенных исследований и результатов изучения циклической трещиностойкости стали, проведенного в работе, определены параметры процесса, необходимые для расчета остаточного ресурса металлоконструкций.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих республиканских и международных научно-технической конференциях: «Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2001); «Машиноведение, конструкционные материалы и технологии» (Уфа, 2002); «Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс» (Уфа, 2002); «Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2003); «Новосе-ловские чтения» (Уфа, 2004).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в числе которых 2 патента России, 8 статей и тезисов докладов.

Диссертационные исследования проводились в соответствии с ГНТП АН РБ по теме «Структурно-энергетическое состояние металлов и долговечность напряженно-деформированных металлоконструкций в условиях механохимической коррозии» за 2001-2004 гг.

Практическая значимость и реализация результатов работы

• Разработанный герметик внедрен в практику эксплуатации ООО «Тю-меньтрансгаз»;

• разработанное диспергирующее устройство, повышающее безопасность эксплуатации трубопроводов, используется в разработках РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

• разработанная «Методика расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохимичесхих воздействий», предназначенная для расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, используется в ОАО «Магнитогорскмежрайгаз» и ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК»);

• результаты работы используются в УГНТУ при подготовке и переподготовке специалистов нефтегазового профиля.

На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области повышения безопасной эксплуатации трубопроводов системы сбора нефти.

основные выводы:

1. В результате анализа эксплуатационной документации и реального канавочного разрушения в трассовых условиях установлено, что оно равновероятно может происходить на различных участках трассы нефтесборных трубопроводов (спуски, подъемы, горизонтальные участки). Это требует проведения мероприятий по защите таких трубопроводов, проложенных в различных трассовых условиях.

2. Установленный в работе экспоненциальный закон распределения инцидентов, связанных с канавочной коррозией трубопроводов, и его параметра (Я,=6 1/мес) позволяет определить время их безопасной эксплуатации.

3. Изучение свойств металла отказавших нефтепроводов различных месторождений Западной Сибири показало, что металл внутри канавки, находится как в упрочненном, так и в пластифицированном состоянии в зависимости от состава транспортируемой среды. Определенная в лабораторных условиях скорость проникновения канавочного разрушения соответствует наблюдаемой на практике (1 -3 мм/год). Наличие в окрестности канавки сварного шва приводит к локализации процесса коррозии металла и, соответственно, к интенсификации процесса разрушения труб.

4. Математическая обработка литературных данных и проведенных в работе лабораторных исследований показала, что в условиях циклического нагружения нефтесборных коллекторов наиболее адекватной моделью для описания усталостных разрушений является зависимость обратной параболы. На основании полученных данных рассчитан остаточный ресурс трубопроводов, эксплуатирующихся в указанных условиях.

Предложенные в работе методы и средства борьбы с канавочной коррозией в виде методики расчета остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов, устройства гомогенизации потока и уплот-нительная смазка для улучшения системы герметизации запорной арматуры позволяют снизить риск разрушения нефтепроводов системы сбора сырой нефти, уменьшить последствия таких инцидентов и тем самым повысить пожарную и экологическую безопасность нефтесборных коллекторов.

Заключение

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие

1. Музгильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхаттаров Ф.Х., Рекин С.А. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования в сероводородсодержащих средах // Нефтепромысловое дело - М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - №5.- с. 38-41.

2. Низамов К.Р., Гоник А.А. Пелевин Л.А. Технологические мероприятия по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от коррозии // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1975. - №2. -с.32-34.

3. Weber J. Flow induced corrosion: 25 years of industrial research // Brit. 1992. №3. - c. 193-199.

4. Rubicki E.F., Chase D.P. A model for the effect velocity on erosion of №80 steel tubing due to the normal impingement of solid particles // Trans ASME. J. Energy Resour. Technol. 1992. №1.- P. 54-64.

5. Мингалеев Э.П., Кузьмичева O.H., Маланичев Г.Д. Проблемы коррозии и защиты трубопроводов на месторождениях Тюменской области. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 40 с.

6. Асфандияров Ф.А., Харьхова B.C., Пелевин Л.А. Влияние макро-гальванопар на внутреннюю коррозию трубопроводов при расслоении эмульсий // Ингибиторы коррозии (пятые Негреевские чтения): Тезисы докладов научно-технического совещания. Баку, 1977.

7. Мингалев Э.П., Силаев А.А. К вопросу о механизме коррозионного разрушения нефтесборных коллекторов. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981. - № 4. -с. 18-20.

8. Маричев Ф.Н., Гетманский М.Д., Тетерина О.П. и др. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорн. информация. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981. с.44.

9. Саакиян Л.С., Соболева И.А. Защита нефгегазопромыслового оборудования от разрушения, вызываемого сероводородом. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981.-с.74.

10. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимуллин А.А. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорн. информация. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1980. - с.57

11. Гетманский И.Д., Фазлутдинов К.С., Вехессер А.А. Характер коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих сточные воды нефтепромыслов. М: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1979. - №12. - с.8-11.

12. Петельков В.П. Эквивалентные давления промысловых нефтегазопроводов. М.: ВНИИОЭНГ. РКГС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1980, - 9. - с.28-30.

13. Айвазян С.А. Статистическое исследование зависимостей.- М.: Металлургия, 1968. 227с.

14. Редько В.П., Гетманский М.Д., Маричев Ф.Н., Курмаев А.С., Завьялов В.В., Кондратюк О.П. Защита от коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования Самотлорского месторождения.-М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-59 с.

15. Гольсберг В., Маккей Ф. Модель прогнозирования скопления жидкости и образования жидкостных пробок в двухфазных потоках.-Хьюстон (США): Дельта-Х, 1985.

16. Мингалев Э.П., Кузьмичева O.K., Борисенко А.Я. Оценка эффективности ингибиторов коррозии для защиты нефтепроводов, транспортирующих обводненную нефть. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981. - № 12.с.11-15.

17. Айвазян С.А. Статистическое исследование зависимостей.- М.: Металлургия, 1968, 227 с.

18. Акользин П.А. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования М.: Энергоиздат, 1982,- 304 с.

19. Асфавдияров Ф.А., Харахова B.C., Пелевин JI.A. Влияние макро-гальванопар на внутреннюю коррозию трубопроводов при расслоении эмульсий. Тезисы докладов научно-технического совещания. Ингибиторы коррозии (Пятые Негреевские чтения). Баку, 1977.

20. Внутренняя коррозия и запита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Маричев Ф.Н. Гетманский М.Д. Те-терина О.П. и др. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорн. информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981, с.44.

21. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири. / Ф.Н. Маричев, М.Д. Гетманский, О.П. Тетерина и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1981,- 13 с. (Обзорная инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности).

22. Внутренняя коррозия трубопроводов при транспорте газожидкостных смесей./ Г.Г. Корнилов, Ф.Н. Маричев, Ю.И. Толкачев, М.Д. Гетманский // Нефтяное хоз-во 1981- №8 - С. 48-50.

23. Восстановление трубопроводов методом цементно-песчаной облицовки с применением новых технологий./ Молкин С.М. и др. // Монтаж и специальные работы в сторительстве.- 2000, №1- С. 2224.

24. Гетманский И.Д., Фазлутдинов К.С., Вехессер А.А. Характер коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирую-, ких сточные воды нефтепромыслов. К.: ВНРШОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промыиденности, 1979, К' 12, с.8-11. чТ,

25. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимуллин А.А. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования.-М.: ВНИИОЭНГ. Обзори.информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1980, с.57

26. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимуллин А.А. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования // Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности,- М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-55 с.

27. Гольсберг В., Маккей Ф. Модель прогнозирования скопления жидкости и образования жидкостных пробок в двухфазных потоках.-Хьюстон (США): Дельта-Х, 1985.

28. Дубов A.M. Обработка статистических данных методом главных компонент. -М.: Статистика, 1978, с. 154.

29. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии: Справочник рабочего./ Саакиян JI.C., Ефремов А.П. и др.- М.: Недра, 1985206 с.

30. Индустриальная технология нанесения внутреннего покрытия на магистральные и промысловые трубопроводы./ Бычков Р.А., Орехов В.В.//М.: ВНИИОЭНГ, 1996, №6,- С. 31-32.

31. Ломако П.М., Имра Т.Ф. Борьба с коррозией на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией.// Обзор, инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

32. Маричев Ф.Н., Чернобай А.А., Сазонов С.В. Коррозия и защита от неё нефтепромыслового оборудования на Самотлорского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1980, И" 4, с. 27-29.

33. Метельков В.П. Эквивалентные давления промысловых вефте-газопроводов." М.: ВНИИОЭНГ. РКГС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1980, Х> И, с.28-30.

34. Механизм канавочного разрушения нижней образующей труб нефтесборных коллекторов / ИГ. Абдуллин, С.Н. Давыдов. М.А. Худяков и др. 11 Нефтяное хоз-во. 1984,- №3.- С. 51.

35. Мингалев Э.П., Кузьмичева O.K., Борисенко А .Я. Оценка эффективности ингибиторов коррозии для зажиты нефтепроводов, транспортирующих обводненную нефть, и.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981, № 12, с.Н-15.

36. Мингалев Э.П., Силаев А.А. К вопросу о механизме коррозионного разрушения нефтесборных коллекторов. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промнитенности, 1981, Ч' 4, с. 1820.

37. Мингалеев Э.П., Кузьмичева О.Н., Маланичев Г.Д. Проблемы коррозии и защиты трубопроводов на месторождениях Тюменской области. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- 40 с.

38. Низамов К.Р., Говик А.А., Пелевин J1.A. Технологические мероприятия. по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от коррозии. Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1975, t II, с.32-34.

39. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудованияв сероводородсодержащих средах./ Музгильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхаттаров Ф.Х., Рекин С.А.// Нефтепромысловое делоМ.: ВНИИОЭНГ, 2002, №5.- С. 38-41.

40. Пат. 3232921 ФРГ, МКИ СЮ м 1/32,- № 3232921.0. Заявлено 07.10.82; Опубл. 12.04.84.

41. Петтус Ф.Д., Стрикленд Л.Н. Водорастворимые ингибиторы коррозии. Инженер-нефтяник. К.: Недра, 1975, t 2, с.42-62.

42. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности на месторождениях Западной Сибири./ Гоник А.А., Корнилов С Т.II Защита, мет,- 199.- 35, №1,- С. 83-87.

43. Прочность с эррозионно-коррозионными повреждениями. / Гарф Э.Ф., Потребский М.А., Малахов, Бажуков А.В.// Техн. диагностика и неразруш. котроль 1999, №1- С. 44-49, 87.

44. Редько В.П., Гетманский М.Д., Маричев Ф.Н., Курмаев А.С., Завьялов В.В., Кондратюк О.П. Защита от коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования Самотлорского месторождения.— М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-59 с.

45. Ремонт трубопроводов муфтами с регулируемым напряжением. Перунов Б.В., Поюцаев В.М. и др. // Шаг в XXI в.: Междунар. конф. «Выставка и защита 98». Тез. докл.- М., 1998 — С. 214.

46. Саакиян J1.C., Соболева И.А. Защита нефгегазопромыслового оборудования от разрушения, вызываемого сероводородом. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981, с.74.

47. Саакиян JI.C., Соболева И.А. Защита нефтегазопромыслового оборудования от разрушения вызываемого сероводородом // Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности,- М.: ВНИИОЭНГ, 1981.

48. Способ профилактического ремонта промысловых нефтепроводов, подверженных внутренней коррозии./ Султанмагомедов С.М., Быков Л.И., Юсупов Ф.Ш.// Защита от корр. и охр. окр. среды 1994-№3,-С. 15-17.

49. Эффективный метод ингибирования / Н.В. Оболевцев, О.В. Клап-чук, Т.В. Кемхадзе, Г.Ф. Маннанова // Газовая промышленность.-1979,-№9,-С. 14, 15.

50. A model for the effect velocity on erosion of №80 steel tubing due to the normal impingement of solid particles / Rubicki E.F. Chase D.P.,7 Trans ASME. J. Energy Resour. Technol. 1992,- 114, №L- C. 54-64.

51. An investigation into the internal pipeline corrosion in a Nigerian oilfield during crude oil production./ Okolie F.l. и др. Nov. 1992.- С. 144-146.

52. Cement-lined pipelines opportunities and limitations for intelligent pigs / Bogumil H.-G.// Oil&Gas-Eur. Mag. - 1999,- 25, №3 - C. 32-34.

53. Ckolet I.L. Acid Corrosion in wells (C02, H2S): metallurgical aspects // Petrol/ Technol- 1983.-Vol. 35, N8.-P. 1553-1558.

54. Ckolet I.L., Bonis M.R. Measurements under High Pressures C02 and H2S.// Materials Performance.- 1984.- Vol. 23, N5.

55. Dupin D., Viloria-Vera D. // Proc. 5th European Symposium: Corrosion Inhibitors.- Ferrara.- 1980.- P. 301.

56. Flow induced corrosion: 25 years of industrial research /Weber J.// Brit. Corros. J. 1992.- 27, №3.- C. 193-199.

57. Materials Performance. 1983.- XII,- Vol. 22, N 12,- P. 13.

58. Modeling microturbulences at surface imperfecting as reelected to flow induced localized corrosion / Scmit G.A. и др. // Corrosion (USA), 1992,-48 №5.-C. 431-440.

59. Наржчаев Ф.Н., Чернобай A.A., Сазонов С.В. Коррозия и защита нефтепромыслового оборудования на Самотлорском месторождении. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1980. - №4. - с. 27.

60. Купцова Г.В., Розенберг В.Ф. О некоторых условиях эффективногоиспользования ингибиторов коррозии в нефтедобывающей промышленности. М.: ВНИИОЭНГ. РНТС Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981. - № 7. - с. 15-17.

61. Молкин С.М. и др. Восстановление трубопроводов методом це-ментно-песчаной облицовки с применением новых технологий// Монтаж и специальные работы в строительстве.- 2000. — №1— с. 22-24.

62. Bogumil H.G. Cement-lined pipelines opportunities and limitations for intelligent pigs // Oil&Gas.-Eur. Mag. - 1999. - №3. - c. 32-34.

63. Бычков P.A., Орехов В.В. Индустриальная технология нанесения внутреннего покрытия на магистральные и промысловые трубопроводы. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - №6. - с. 31 -32.

64. Султанмагомедов С.М., Быков Л.И., Юсупов Ф.Ш. Способ профилактического ремонта промысловых нефтепроводов, подверженных внутренней коррозии// Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1994.-№3.-с. 15-17.

65. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А. и др. Механизм кана-вочного разрушения нижней образующей нефтесборных коллекторов //Нефтяное хозяйство.-1984.-ЖЗ.-С. 51-53.

66. Сигорский В.П. Математический аппарат инженера. Киев: Техшка, 1975.- 768 с.

67. Скоромный В.И., Гареев А.Г. Актуальные вопросы борьбы с кана-вочной коррозией// Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сб. науч. тр. Уфа: Гилем, 2001.- С.68 -69.

68. Скоромный В.И., Гареев А.Г. Проблемы борьбы с коррозией нефтепромысловых трубопроводов// Мировое сообщество: проблемы и пути решения: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.-№12,- С.94-98.

69. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Шнайдер А.А., Скоромный В.И. Циклическая трещиностойкость стали 20 в условиях, моделирующих эксплуатационные// Машиноведение, конструкционные материалы и технологии: Сб. науч. тр. Уфа: Гилем, 2002,-С.120-132.

70. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Скоромный В.И. К вопросу о механизме канавочного разрушения трубопроводов системы сбора нефти// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, зашита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.- С.84-85.

71. Скоромный В.И. Коррозионно-механические разрушения промысловых трубопроводов// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УТНТУ, 2002.-С.90-93.

72. Скоромный В.И. Исследования свойств герметика для запорной арматуры ГЗА-1// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002,- С. 102.

73. Пат. №2175440 РФ. Уплотнительная смазка для запорной арматуры трубопроводов/ А.И. Демченко (РФ), А.Г. Коненков (РФ), А.П. Дет-ков (РФ), В.И. Скоромный (РФ), Г.Е. Зайцев (РФ), М.Ю. Кильянов (РФ). Заявлено 13.06.01. Опубл. 20.04.02, Б.И. №11.

74. Гареев А.Г., Скоромный В.И. Подбор аналитической зависимости для определения циклической трещиностойкости конструкционных материалов// Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сб. науч. тр.- Уфа: Гилем, 2003.- С. 174-175.

75. Пат. №2211994 РФ. Устройство для защиты от коррозии/ В.И. Скоромный (РФ), И.М. Колесников (РФ), С.И. Колесников (РФ), М.Ю. Кильянов (РФ), И.Г. Абдуллин (РФ), А.Г. Гареев (РФ). Заявлено 17.07.02. Опубл. 10.09.03, Б.И. №25.

76. Гареев А.Г., Абдуллин И. Г., Худяков М.А., Шнайдер А.А., Скоромный В.И. Определение трещиностойкости стали 20 в коррозионных средах// Материалы 2-й Международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения». Уфа: УГНТУ, 2004.-Вып. 2.-С. 100.

77. Гареев А.Г., Абдуллин И. Г., Худяков М.А., Шнайдер А.А., Скоромный В.И. Определение трещиностойкости стали 20// Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 2004. - Вып. 2. -С. 245-254.

78. Кеше Г. Коррозия металов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы. М.: Металлургия, 1984.-400 с.

79. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997 170 с.

80. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности. Уфа: Гилем, 1997. 177 с.

81. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой. Диагностика коррозионного растрескивания трубопроводов. Уфа: ГилехМ, 2003. 100 с.

82. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А., Насыров Р.З., Кудояров Р.У. Коррозионное растрескивание магистральных газопроводов/ Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане.-Уфа: Гилем, 2003.- С. 150- 161.

83. Романив О.Н. Новые подходы к оценке усталости металлов // Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ, 1990. Т.16. С. 55-85.

84. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997 170 с.

85. Гутман Э.М., Амосов Б.В., Худяков М.А. Малоцикловая коррозионная усталость трубной стали при эксплуатации магистральныхнефтепроводов 11 Строительство трубопроводов. №4.-1978.-С.27-29.

86. Гареев А .Г., Иванов И. А., Абдуллин И.Г., и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.-170 с.

87. Романив О.Н. Новые подходы к оценке усталости металлов // Итоги науки и техники. Коррозия и зашита от коррозии. М: ВИНИТИ. 1990. Т.16. С. 55-85.

88. Гутман Э.М. Мёханохимия металлов и зашита от коррозии. М.: Металлургия, 1981.-270 с.

89. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. М.: Наука, 1975.640 с.

90. Школьник JI.M. Методика усталостных испытаний. Справочник. -М.: Металлургия, 1978.-302 с.

91. Bignonet A. Corrosion fatigue of steel in marine structures. A decay of progress // Steel in marine structures. Amsterdam: Elsevier Science Publishers, 1982.-P. 1-17.

92. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Коррозионно-усталостная долговечность трубной стали в карбонат-бикарбонатной среде // ФХММ, 1993.- №5.-С. 97-98.

93. Гареев А.Г., Абдуллин И.Г. К вопросу о коррозионной циклической трещиностойкости углеродистых сталей// Физшо-химична механша матерталов, Спецвыпуск №4, Т.1, 2004.-с.73 77.

94. Методики и технические условия1. УТВЕРЖДАЮ»

95. Проректор по НИР УГНТУ, профессор1.(1. Ю.М. Абызгнльдин1. У"