автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Совершенствование методов повышения безопасности эксплуатации платформ месторождения совместного предприятия "Вьетсовпетро"

На правах рукописи

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ

БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАТФОРМ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СОВМЕСТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВЬЕТСОВПЕТРО»

Специальность 05 26 03 - «Пожарная и промышленная безопасность »

(нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

0013 А г 1

Уфа - 2007

003177130

Работа выполнена на кафедре «Технология нефтяного аппаратостроения» Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ)

Научный руководитель доктор технических наук

Ибрагимов Ильдус Гамирович

Официальные оппоненты доктор технических наук, ст науч сотр

Султанов Марат Хатмуллинович,

кандидат технических наук Черепашкин Сергей Евгеньевич

Ведущая организация

ГУП « БашНИИнефтемаш»

Защита состоится 19 декабря 2007 года в 16-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций 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 19 ноября 2007года

совета

Ученый секретарь

Лягов А В

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. В увеличении добычи нефти во Вьетнаме основную роль играет освоение морских нефтяных месторождений в связи с тем, что в настоящее время добыча нефти осуществляется в море Большие перспективы открыты для освоения нефтяных месторождений в шельфе юга Вьетнама, относящегося к бассейну Индийского океана

Однако, как показывает мировой опыт, добыча нефти в этом регионе связана с риском возникновения аварийных ситуаций Так, авария и пожар на нефтедобывающей платформе в Индии возле города Мумбаи в 2005 г привели к большим материальным потерям и человеческим жертвам Усугубляют аварийные систуа-ции климатические условия региона, когда ливни и наводнения могут препятствовать проведению спасательных операций

При разработке морских нефтяных месторождений необходимо строительство эстакад, площадок под буровые, индивидуальных оснований и других сооружений Стальные конструкции в морских условиях постоянно подвергаются интенсивной коррозии, что снижает пожарную и промышленную безопасность платформы в целом

Одним из направлений по повышению эффективности защиты от коррозии является электрохимическая защита нефтегазовых платформ в подводной зоне с соответственным подбором новых протекторных материалов В настоящее время для защиты от коррозии используются протекторные сплавы, изготовленные, в основном, во Вьетнаме Во влажных тропических морских условиях юга Социалистической Республики Вьетнам скорость коррозии стальных конструкций превышает 0,5 мм/год Она характеризуется также высокой скоростью местной коррозии Глубина ее проникновения превышает 1 мм/год Поэтому эксплуатационная надежность морских нефтегазопромысловых сооружений должна обеспечиваться постоянным восстановлением средств антикоррозионной защиты Эффективность систем покрытий, применяемых в морских условиях, определяется наличием целого комплекса защитных свойств изоляционных, адгезионных и прочностных Однако они не в полной мере способны защитить металл от коррозии Поэтому их

дополняют системой активной протекторной защиты в местах повреждения противокоррозионной изоляции

В настоящее время нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации Поэтому происходит процесс их плановой замены Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходим анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем

Цель работы Повышение пожарной и промышленной безопасности нефтяных платформ месторождения совместного предприятия «Вьетсовпетро» путем совершенствования методов противокоррозионной защиты, включающей активную и пассивную защиту от коррозии

Основные задачи работы

1 Анализ данных по снижению риска возникновения аварийных ситуаций в СП «Вьетсовпетро»

2 Натурное изучение коррозионных потерь и деградации защитных покрытий, снижающих пожарную и промышленную безопасность эксплуатации месторождения «Белый тигр»

3 Экспериментальное изучение влияния состава сплавов системы А1-гп-1п для защиты морских сооружений на шельфе юга Вьетнама

4 Разработка методики расчета и проектирования систем катодной защиты для окрашенного и неокрашенного опорного блока нефтедобывающей платформы

Блок - схема решаемых в диссертации задач приведена на рисунке 1

Научная новизна

1 Проведенные исследования позволили снизить риск возникновения аварийных ситуаций на месторождении «Белый тигр» СП «Вьетсовпетро» Получены количественные характеристики коррозионных потерь нефтегазодобывающих платформ и деградации защитного покрытия в условиях юга Вьетнама Разработана методика расчета противокоррозионной защиты для предотвращения разрушения опорного блока нефтедобывающей платформы

2 На основании результатов исследования влияния состава сплавов системы А1-7п-1п определено соотношение количества легирующих компонентов протекторного сплава, обладающего наилучшими защитными свойствами в условиях юга Вьетнама

Рисунок 1 - Блок - схема решаемых задач Практическая ценность

Разработанные методики расчета и проектирования катодной защиты по материалам протекторов внедрены и используются в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при чтении курса лекций по предмету «Проектирование антикоррозионной защиты» для студентов специальности «Материаловедение и защита от коррозии» Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на VII специализированной выставке - конференции «ПРОМЭКСПО - 2006», (г Уфа, февраль),

55-й научно - технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г Уфа) Публикации

По теме диссертации опубликовано 3 научных работы Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и одного приложения Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 22 рисунков, 31 таблиц, список литературы из 120 наименований, одно приложение

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность рассматриваемой проблемы, сформулированы цель и задачи исследования.

В первой главе представлен аналитический обзор литературы по повышению пожарной и промышленной безопасности морских нефтедобывающих сооружений с помощью применения систем противокоррозионной защиты и, в первую очередь, защиты подводной части нефтедобывающих платформ

Проблемам защиты от коррозии морских сооружений и их протекторной защиты посвящены работы Е Я Люблинского, Н Н Бикова, Е Ж Беллендира, В Бэкмана, В Швенка, Т Д Ленноха, В Ф Негреева, А А Фархадова, В Ф Пет-реева, А Г Ханларова, Р Г Гаджиева, Е Ф Графа и др

Показано, что в настоящее время, используется два традиционных метода борьбы с коррозией применение противокоррозионных покрытий (пассивная защита) и применение катодной (включая протекторную) защиты В связи со спецификой добычи нефти в Индийском океане на месторождении «Белый тигр» используется только протекторная защита В работе рассмотрены перспективные вопросы непосредственной защиты сооружений с помощью протекторной защиты Для повышения ее эффективности рассмотрены вопросы применения комплексной защиты с применением лакокрасочного покрытия

При протекторной защите для активации алюминия (снятия с поверхности естественной защитной пленки оксида алюминия) его легируют рядом металлов для

образования 2-, 3-, и 4- элементных сплавов При этом активаторами и стабилизаторами, кроме традиционной ртути, неиспользуемой в настоящее время из-за большой скорости саморастворения алюминия и ее высокой токсичности, могут выступать такие элементы, как индий (активатор), галлий (активатор и стабилизатор) и др

Анализ сравнительных достоинств и недостатков протекторов для защиты морских сооружений (кроме изготовленных из магниевых сплавов (корпуса легких судов из алюминиевых сплавов)) показал, что наиболее приемлемым является протектор на основе сплавов алюминия

Во второй главе проанализированы факторы, снижающие пожарную и промышленную безопасность месторождения «Белый Тигр» В первую очередь, это относится к коррозии металла в условиях бассейна Индийского океана

При этом была изучена эффективность защитных покрытий опорной конструкции нефтедобывающей платформы Среднемесячные скорости коррозии в представленных зонах при экспозиции образцов на берегу на 30-50% ниже, чем в море По сравнению с ними значения среднегодовых скоростей коррозии снижаются в 2-3 раза, так как с увеличением продолжительности экспозиции на снижение скорости коррозии также оказывают влияние слои продуктов коррозии, образующиеся на стали

В таблицах 1 и 2 приведены результаты испытаний стальных образцов в порту СП "Вьетсовпетро" (на грузовом причале) и в море на МСП-1 (морская стационарная платформа)

Таблица 1 - Среднемесячные скорости коррозии малоуглеродистой стали при экспозиции на МСП-1 месторождения "Белый Тигр" и на грузовом причале СП

"Вьетсовпетро"

Наименова- Зона испытания Среднемесячная скорость коррозии, мм/год

ние объекта образцов средняя минимальная максимальная

МСП-1 Атмосфера 0,15 0,07 (отябрь) 0,29 (январь)

Зона прилива 1,18 1,07 (октябрь) 1,519 (май)

Подводная 0,75 0,41 (отябрь) 0,90 ( июль)

Причал Атмосфера 0,12 0,087 (яварь) 0,14(сентябрь)

Зона прилива 0,91 0,73 (отябрь) 1,10 (август)

Подводная 0,55 0,45 (отябрь) 0,67 (март)

Таблица 2 - Среднегодовые скорости коррозии малоуглеродистой стали при экспозиции на МСП-1 месторождения "Белый Тигр" и на грузовом причале СП

«Вьетсовпетро»

Наименование объекта Среднемесячная скорость коррозии, мм/год

атмосфера зона прилива подводная

МСП-1 0,05* 0,51 0,38

Причал 0,03 0,20 0,16

Причал, среднее значение за 4,2 года испытаний 0,21 (3,5 м над настилом) 0,48 (3,5 м над уровнем моря) 0,17 (на донном грунте)

* На практике в специфических условиях эксплуатации конструкций скорости коррозии в морской атмосфере в 5-7 раз превышают приведенные значения

В зависимости от условий формирования продуктов коррозии их химический состав, структура и адгезия не равнозначны. Так, например, структура ржавчины на верхней и нижней поверхностях палубы отличаются, вследствие различия действия таких факторов, как дождевые осадки, образование росы, солнечное облучение

В таблице 3 приведены данные по величине и характеру местной коррозии на опорных конструкциях МСП-7 после 7-ми лет эксплуатации

Таблица 3 - Характеристика местного коррозионного износа на опорных конструкциях МСП-7 месторождения " Белый Тигр " после 7-ми лет эксплуатации

Наименование Отметка над Глубина местной коррозии, мм Площадь* ме-

конструкций уровнем мо- стной

ря, м средняя максимальная коррозии,%

Несущий модуль 17,5 3,5 5,2 14,4

Диафрагма Д 1 16,5 1,7 3,5 6,3

Подкос ОБ 12,0 1,5 2,8 10,2

Стойка ОБ 14,0 1,0 2,9 3,6

Подкос ОБ 7,0 3,0 4,5 8,6

Стойка ОБ 5,0 2,5 4,2 8,1

Диафрагма Д 2 4,0 3,0 4,5 9,3

Подкос ОБ 2,5 4,5 6,5 5,5

Стойка ОБ 3,0 4,0 5,6 1,0

* Площадь определена по отношению к обследуемому участку поверхности

Данные таблицы 3 характерны для опорных конструкций, окраска которых выполнялась только один раз в период их строительства При специфических условиях эксплуатации, например, на верхней поверхности настила вертолетной площадки МСП-7, несмотря на периодическую его окраску, отмечаются каверны (язвы) глубиной 3-4 мм, размером 0,2 - 0,5 см2, которые покрывают до 10% от общей площади вертолетной площадки

На трубчатых элементах опорного блока (ОБ) глубина язв возрастает по мере приближения к поверхности моря Исключение составляет участок ОБ на расстоянии 0,8-1,0 м выше среднего уровня моря, признаков местной коррозии на котором не отмечается вследствие влияния электрохимической защиты, эффективно действующей в подводной зоне

Наблюдения показывают, что в большинстве случаев антикоррозионное покрытие на несущих опорных конструкциях МСП, наносимое при строительстве, начинает разрушаться через 2-2,5 года после монтажа опорных блоков в море, а через 4-5 лет разрушения покрытий составляют 40-60 %

В таблице 4 приведены результаты обследования антикоррозионных покрытий (АКП) на несущих модулях (НМ) и опорных блоках (ОБ) гидротехни-

ческих сооружений на месторождении «Белый Тиф» после различных сроков эксплуатации без восстановления защиты

На основании обследования коррозионного состояния опорных конструкций морских сооружений месторождения «Белый тигр» показано, что антикоррозионные мероприятия, проводимые для повышения пожарной и промышленной безопасности, не в полной мере защищают металл от коррозии

Таблица 4 - Состояние антикоррозионных покрытий на конструкциях несу-

щей части МСП месторождения "Белый Тигр"

Наименование объекта Срок эксплуатации, годы Площадь разрушенного АКП,% Адгезия

НМ ОБ1 ОБ2 Покрытия*

МСП-1 11 100 40 50 П

МСП-3 8 100 100 100 -

МСП-4 8 - 90 90 П

МСП-5 8 - 80 80 -

МСП-6 7 - 60 40 п

БК-1 7 100 100 100 -

МСП-8 6 10-30 40 50 -

МСП-7 5 25 70 70 Х(НМ)

БК-3 5 5-20 10 25 X (НМ)

ЦТТТ-2 4 - 20 - X

МСП-9 4 - 60 5 П(ОБ1)

*Х - аД1 езия АКП хорошая, П - адгезия АКП плохая

Поэтому в работе проведен подбор лакокрасочных и протекторных материалов, обладающих наибольшей эффективностью, а также проведен расчет системы электрохимической защиты подводной части платформы, как имеющей, так и не имеющей защитного покрытия

В третьей главе приведены результаты оценки защитной способности лакокрасочных покрытий и методики расчета и проектирования систем катодной и протекторной защиты морских сооружений

Установлено, что для морских условий во влажных тропиках, когда поверхность окрашенных конструкций постоянно покрыта слоем (толщиной более

и

200 мкм) воды, насыщенной солями, роль АКП нельзя сводить исключительно к его изоляционным свойствам и систему «металл - АКП" необходимо рассматривать как электрохимическую систему

При применении систем катодной защиты для защиты морских нефтегазовых сооружений использовались два метода протекторной и катодной защиты В таблице 5 приведены достоинства и недостатки рассмотренных систем

Таблица 5 - Достоинства и недостатки систем протекторной и катодной защи-

ты

Достоинства систем протекторной защиты катодной защиты

- возможность использования в районах, где нет источников электроэнергии, - низкая первоначальная стоимость (без учета стоимости замены протекторов), - небольшой объем контрольных обследований, - конструктивная простота защиты, возможность подключения добавочных протекторов при недостаточной защите - высокий защитный потенциал, достаточный для эффективной защиты больших сооружений, - меньшая потребность в числе анодов, чем при протекторном методе, - простота регулирования и достижения оптимальной защиты

Недос- ДОСтатки - зависимость силы защитного тока от площади протектора, - наличие ограничения по значению рабочего потенциала, - зависимость от электропроводности внешней среды - необходимость в источнике постоянного тока на весь срок защиты, - необходимость в постоянных контрольных обследованиях

Анализ таблицы 5 показывает, что для платформ месторождения «Белый тигр» протекторная защита является более предпочтительной в связи с постоянством состава морской воды и простотой эксплуатации

Систему протекторной защиты комбинируют с лакокрасочным покрытием для уменьшения необходимой защитной плотности тока Для окрашенного сооружения необходимая плотность защитного тока постепенно увеличивается вследствие разрушения слоя краски Поэтому расчет системы протекторной защиты без

учета явления деградации приведет к недозащите сооружения и, соответственно, к снижению безопасности его эксплуатации. Скорость деградации покрытия зависит от лакокрасочных материалов, толщины слоя и условий эксплуатации. Достоверные данные можно получить только с помощью промышленных испытаний. Поэтому в работе проведен анализ данных натурных обследований деградации краски в условиях месторождения «Белый тигр».

Коэффициент деградации краски оценивается деградацией в процессе эксплуатации и проницаемостью электролита через пленку краски. Степень деградации ранжировалась тремя уровнями: начальным, средним и конечным (степень деградации краски около 2-10-15% соответственно). Относительно стационарного сооружения коэффициент деградации краски зависит от толщины пленки, позиции и срока службы сооружения.

На рисунке 2 приведен пример деградации краски в морской среде через 10 лет эксплуатации.

Рисунок 2 - Деградация краски в морской среде через 10 лет эксплуатации

В таблице 6 приведен коэффициент деградации краски за 30 лет эксплуатации.

Таблица 6 - Коэффициент деградации краски за 30 лет эксплуатации

Виды краски Позиция Коэффициент деградации краски, %

начальный средний конечный

Антикоррози- В морской воде 2 10 15

онная краска Подводное погружение 3 5 10

Толстая лако- В морской воде 3 15 25

красочная Подводное по- 4 10 20

пленка гружение

Коэффициент деградации краски зависит от глубины морского сооружения и срока службы слоя краски Он определяется как

{= к, + к. Г, (1)

где 2" - срок службы эксплуатации слоя краски, к,и к2 - константы, приведенные в таблице 7

Таблице 7 - Значения к, и к2

Константы Глубина, м Система Система Система Система

покрытия 1 покрытия 2 покрытия 3 покрытия 4

к, 0,1 0,05 0,02 0,02

к, 0-30 0,1 0,03 0,015 0,02

ниже 30 0,05 0,02 0,012 0,012

В таблице 7 приведены константы к, и кг систем покрытий различной толщины Система покрытий 1 состоит из одного слоя краски толщиной 50 мкм, система покрытий 2 - из двух слоев краски толщиной 150 - 200 мкм, система покрытия 3 - из трех слоев краски толщиной 300 мкм, система покрытия 4 - из четырех трех слоев краски толщиной 450 мкм

Как видно из таблицы, нецелесообразно наносить более 3-х слоев краски в связи с тем, что дальнейшее увеличение количества слоев не влияет на коэффициент деградации краски

При расчете и проектировании протекторной защиты определяют тип и размер анода для обеспечения необходимого срока службы

Сопротивление анода определяют по формулам Дуайта для относительно протяженных анодов

R„= ( р /2 ж L) [ln(4L/r) -1 ] (2)

и относительно малых анодов

Ra=(p/2^L)[ln(2L/r)-l], (3)

где р - удельное сопротивление среды, Ом м2, L - длина анода, м, г - радиус профиля анода, м

Если относительный профиль анода некруглый, то г определяется по формуле

г= 1Р/я, (4)

где Р - площадь профиля анода без сердечника, м

При протекании анодного тока расчет приводят по закону Ома

I. = ДЕ/Я,,, (5)

где ДЕ - изменение потенциала между катодом и защищаемым сооружением, В Срок службы анода определяется по формуле

г = (6) 8760 1„

где С - удельная емкость протекторного материала, А ч/кг, м - масса протектора, кг, 8760 - количество часов в году, - средний ток одного протектора, ц -коэффициент полезного действия, %

Для штангового анода (Ь/г >4) ц = 0,85 - 0,90.

Проведенные исследования процессов деградаций защитных покрытий в условиях месторождения «Белый тигр» позволили научно обосновать выбор условий оптимального нанесения защитного покрытия и получить исходные данные для проектирования комбинированной противокоррозионной защиты, эффективно снижающей риск возникновения аварийных ситуаций

В четвертой главе приведены результаты лабораторных испытаний протекторных сплавов системы А1-2п-1п (как видно из анализа литературных источников в первой главе - это наиболее перспективные сплавы для защиты от коррозии в океанических водах), используемых для защиты морских сооружений во Вьетнаме При проведении опытов использовались сплавы, стабилизированные Оа в количестве 0,005% Количество Ъп - 2,4 - 6,4%, 1п - 0,012 - 0,022% На рисунке 3 приведена схема экспериментальной установки В работе исследовано влияние изменения содержания '¿п и 1п на защитные свойства сплава А1-2п-1п

Результаты испытания сплавов системы А1 - Ъа. — 1п с различным содержанием 2л\ и 1п показаны в таблице 8

1 - протектор, 2 - стальной образец, 3 - система хлорсеребряного электрода сравнения

Рисунок 3 - Схема экспериментальной установки

Таблица 8 - Удельная емкость по току образцов системы А1 - Zn- 1п

№ Химический состав Удельная емкость по току,

образца Ач/кг

1 А1-2,4%2п-0,012%1п 2019

2 А1 - 2,5%гп - 0,021%1п 2549

3 А1 - 3,6%гп - 0,022%1п 2496

4 А1 - 5,2%гп - 0,018%1п 2558

5 А1-6,4%гп-0,019%1п 2493

6 А1 - 4,4%гп - 0,021%1п 2498

На рисунке 4 представлен внешний вид исследуемых образцов через 96 часов испытания в растворе 3% -го ЫаС1, выбранного для наиболее адекватного моделирования морской коррозии

Рисунок 4 - Внешний вид образцов после пяти суток испытания в растворе 3% -ого ЫаС1

На рисунке 5 приведено изменение потенциала исследуемых образцов Л1-7п-1п во времени.

1150 1100 1050 1000 950 900 850

В -НРИ

ТГ"|Т(Дт|и1И шшСГ......1С '

! 9 10 время сутки

9 10 время сутки

а - образцы № 1, 2, 3; б -- образцы № 4, 5, 6

Рисунок 5 - Изменение рабочего потенциала протекторных образцов А1 - 7х\ 1п во времени

Таким образом, показано, что исследуемая система может оказать существенное влияние на обеспечение пожарной и промышленной безопасности эксплуатации подводных сооружений месторождения «Белый тигр». В работе также исследовалось влияние легирования сплава магнием и висмутом, которое показало перспективность таких сплавов.

В пятой главе представлен расчет протекторной защиты подводной части опорного блока морских платформ на шельфе юга Вьетнама, срок службы которых не менее 25 лет.

Рисунок 6 - Подводная часть нефтедобывающей платформы с установленными протекторами

В таблице 9 показана площадь подводной части опорного блока платформ.

Таблица 9 - Площадь подводной части опорного блока платформ

Порядок Название части Количество Площадь одной части, м2 Суммарная площадь, м2

О-ЗОм >30м О-ЗОм >30м

I Панель, П, 2 447 500 894 1000

2 Панель, П, 2 379 840 758 1680

3 Панель, П, 2 358 841 716 1682

4 Диаф,А 1 379 379

5 Диаф, В 1 281 281

6 Диаф, С 1 366 366

7 Диаф, Э 1 362 362

Общая суммарная площадь 3096 5022

Примечание. Площадь панелей П, и П, состоит из всех трубок и побочных опор: - площадь панели П, состоит из всех диагональных и горизонтальных трубок: - площади диаф состоят из всех диагональных трубок и нескольких горизонтальных трубок, не учитываемых на панели.

Суммарная площадь сооружения 8118м2, тогда как площадь 3096 м2 на глубине 0 - 30 м и 5022 м2 - ниже глубины 30м Коэффициент безопасности к = 1,025 Площадь подводной части опорного блока платформ на глубине до 30 м составит

S, =3096 1,025 = 3173 м3 На глубине ниже 30 м площадь подводной части опорного блока платформ составит

S, =5022 1,025 = 5148 м2 Кроме того, имеются 16 ориентировочных трубок диаметром 720мм с подводной длиной 50м

При расчете коэффициента деградации покрытия для части подводного опорного блока красится 3 слоя эпоксидно - каменноугольного покрытия с суммарным толщиной 300 мкм Соответствующий коэффициент деградации покрытия приведен в таблице 6

f= 0,02 +0,015 т (для глубины О-ЗОм), (7)

f = 0,02 + 0,012 г (для глубины выше 30м), (8) где т - время использования слоя покрытия

Расчет и проектирование протектора для окрашенного опорного блока, те изменение потенциала между анодом и сталью, будет

д Е = (-0,95В) - (-1,05В) = 0,1В Для окрашенного сооружения необходимый защитный ток увеличивается вследствие разрушения слоя краски Поэтому количество анодов вычисляли по необходимому среднему току Количество анодного материала определяли как

N,I0k>IuHN2I0^I2l, (9)

где N,, N2 - количество необходимого анода для защиты платформ площадью S, и S2, Iц> - конечный ток одного протектора, A, - необходимый минимальный

средний суммарный ток для защиты платформы площадью S, и S,, определяется по формулам

Iu=»ufu-S„ (10)

I., ^ в.. (11)

где 1"к, - конечный коэффициент деградации покрытия площадью Б, и Б, вычисляется с \ четом срока С1\жбы г = 25 тет

= 0.02 - 0,015 25 = 0 395 ^ =0,02 + 0,012 25 = 0,320 Заменяя эти параметры в уравнениях (10) и (11), получаем 1и и 121> Значение 1,„ вычисляем из конечного размера выбранного анода Таким образом, получаем количество необходимой массы протектора по уравнению (9)

Исходя из результатов расчета с помощью компьютерной программы проектирования систем протектора дчя подводной части окрашенного опорного блока платформы получили количество необходимого анода для защиты сооружения

N = N. + К, = 53 + 62 = 115 анодов В таблице 10 приведены характеристики анодов, применяемые дтя защиты окрашенных опорных блоков платформ Вьетнама

Табтаца 10 - Характеристика анодов для защиты окрашенного опорного

бтока платформы

Типы 1 Размер анодов аноды | (В,+В,)ВЬ мм Масса анодов кг Срок действия анодов, год Средний гок, А

АБ, (175+215) 180 1520 142,7 25,40 1.40

АБ, (180+220) 185 1310 129,9 25,39 1 27

А8 , (180-230) 190 1140 ' 1192 25 42 117

АБ4 (190+230) 195 1010 111,2 25,41 1,09

АБ, 1 (190+230)200 950 107,4 25,34 1,05

АБ6 | (190+230)205 895 103,8 25,33 1,02

АБ, (195+235)210 805 98,0 25 42 0.96

На рисунках 7 и 8 представлены схемы расположения протекторов дтя окрашенных диаф и пане чей соответственно

. у

/ 3 н

т;

3

Ч 3

\ ?

X

А

В

О

Рисунок 7- Схема расположения протекторов для окрашенных диаф

I? ^

П1 П2 ПЗ

Рисунок 8 - Схема расположения протекторов для окрашенных панелей

Для ориентированных труб количество анода вычисляется следующим образом

п,1.*1и, (12)

(13)

где п,, п, - количество необходимых анодов для защиты труб площадью э, и б, в, = (3,14 0,72 30) 1,025 16 = 1112 м2 на глубине 0 - 30м, б , = (3,14 0,72 20) 1,025 16 = 742 м2 на глубине ниже 30м,

I „А - конечный ток одного анода По результатам расчета протекторной защиты для окрашенного сооружения = 2,16 А, I,,, I - необходимый минимальный конечный суммарный ток для защиты трубок площадью в, и в2

1ц ^ 8, =39,5 А 12. =4. ^ = 19,0 А Окончательное количество анодов определили по формуле

п = п, + п2 = 18 +9 = 27 анодов Протекторы располагают на каждой части панели и диафа Количество анодов на одной части вычисляется на основании отношения между каждой частью и сооружением Однако сооружение имеет сложную конструкцию, поэтому минимальное количество анодов трудно расположить равномерно на все сооружение С другой стороны, срок действия краски не может гарантировать до конца срока службы сооружения (25 лет) Поэтому для обеспечения защиты всего сооружения и повышения надежности защитной системы добавляем 50 анодов

Количество необходимых анодов на все сооружение (включая, ориентированные трубки) составит 192 анода

В таблице 11 приведено необходимое количество анодов для защиты окрашенного опорного блока платформы

Таблица 11 - Необходимое количество анодов для защиты окрашенного опорного блока платформы

Оче- Название части Количество Количество анодов

редь На одной части Сумма

1 Панель П1 2 27 54

2 Панель П2 2 25 50

3 Панель ПЗ 2 22 50

4 Диаф А 1 8 8

5 Диаф В 1 8 8

6 Диаф С 1 11 11

7 Диаф Р 1 11 11

Количество необходимых анодов 192

В мблице 12 приведены результаты расчетов по компьютерной программе проектирования протекторов для защиты неокрашенного опорного блока платформы

Таблица ¡2 - Характеристика анодов дтя защиты неокрашенного опорного

б юка платформы

Типы Размер анодов Масса ано- Срок действия Средний ток, А '

анодов (B,+B,)DL, мм дов, кг анодов, год ;

AS, (205+265)235 1575 235,7 25,42 2,30

as2 (210+270)235 1490 227,8 25,32 2,23

AS, (215+275)240 1340 213 8 25,33 2,09

as4 (220+280)245 1215 202,1 25,40 1,97

as5 (225+285)250 1015 191.5 25,33 1,88

AS6 (230+290)255 1015 183,0 25,43 1,79

AS, (235+295) 260 900 172 0 25 42 1,69

В таблице 13 приведены результаты расчета котичества необходимых анодов для защиты неокрашенного опорного блока платформы

Таблица 13 - Необходимое количество анодов для защиты неокрашенного

опорного блока платформы

Очередь Название части Количество Количество анодов

На одной части CvMMa

1 Панель П1 2 41 82

2 Панель П2 2 40 80

3 Панель ПЗ 2 39 78

4 Диаф А ! 1 12 12

5 Диаф В 1 11 И

6 Диаф С 1 15 15

7 Диаф D 1 15 15

Количество необходимых анодов 293

На рис\нках 9 и 10 представлены схемы расположения протекторов для окрашенных диаф и панелей соответственно

A BCD

Рисунок 9 - Схема расположения протекторов для неокрашенных диаф

П1

П2

ПЗ

Рисунок 10 - Схема расположения протекторов для неокрашенных панелей

Приведенный расчет используется для защиты вновь вводимых в эксплуатацию нефтедобывающих платформ СП «Вьетсовпетро» Основные выводы

1 Проведенный анализ факторов, повышающих риск возникновения аварийных ситуаций нефтедобывающих платформ юга Вьетнама, показал, что одним из наиболее значимых является коррозионное воздействие морской воды на их опорную часть

2 Проведены промышленные испытания коррозионных потерь и деградации защитных покрытий Показана нецелесообразность нанесения более 3-х слоев защитных покрытий Получены исходные данные для проектирования системы антикоррозионной защиты

3 Лабораторные исследования позволили выбрать сплав системы Al-Zn-In, обладающий наилучшими защитными свойствами для предотвращения разрушений морских сооружений на шельфе юга Вьетнама

4 Полученные в работе данные позволили произвести расчет систем протекторной защиты для окрашенного и неокрашенного опорного блока нефтедобывающей платформы с учетом деградации защитного покрытия и тем самым повысить их безопасность длительной эксплуатации

Содержание работы опубликовано в 3 научных трудах, из которых № 1-2 опубликованы в изданиях, включеных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ

1 Нгуен В 3 , Ибрагимов И Г, Гареев А Г , Латыпова Г И Расчет и проектирование систем протекторной защиты окрашенного опорного блока нефтегазовой платформы совместного предприятия «Вьетсовпетро»// Башкирский химический журнал - Уфа -2007 - Т 14, №4

2 Нгуен В 3 , Ибрагимов И Г , Гареев А Г , Латыпова Г И Коррозия и защита от коррозии конструкций морских нефтепромысловых сооружений на шельфе юга Вьетнама// Нефтегазовое дело -2007 -Т 5, №2

3 Нгуен В 3 , Гареев А Г Коррозия нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»// Инновационно - промышленный форум тез докл конф «Коррозия металлов, предупреждение и защита» - Уфа Промэксгю, 2006 -С 116-117

Подписано в печать 12 11 07 Бумага офсетная Формат 60x80 1/16 Гарнитура «Тайме» Печать трафаретная Уел печ л 1 Тираж 90 Заказ 237 Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

Введение

1 Литературный обзор

1.1 Анализ риска возникновения аварийных ситуаций в эксплуатации 8 морских нефтепромысловых сооружений

1.2 Характеристика коррозионной среды и факторы, влияющие на 11 коррозию морских стационарных платформ

1.3 Гальванические аноды

1.3.1 Цинковые аноды

1.3.2 Магниевые аноды

1.3.3 Алюминиевые аноды 33 Выводы

2 Коррозия и защита от коррозии конструкций морских 42 нефтепромысловых сооружений на шельфе юга Вьетнама

Выводы

3 Изучение применения, методики и расчета катодной защиты морских 51 сооружений

3.1 Методика протекторной защиты

3.2 Методика катодной защиты от внешнего источника тока

3.3 Основные факторы, влияющие на эффективность катодной защиты

3.4 Изучение применения протекторной защиты подводной частей 59 морских стационарных платформ на месторождении Белый тигр

3.5 Катодная защита в сочетании с антикоррозионным покрытием

3.6 Методика расчета и проектирования катодной защиты по 68 протекторам для морских нефтедобывающих платформ

Выводы

4 Методика проведения и результаты испытаний

4.1 Методика проведения экспериментов

4.2 Результаты исследований

4.2.1 Исследование влияния состава в систему сплава А1 - Zn - In

4.2.2 Влияние добавления магния в систему сплава А1 - Zn - In

4.2.3 Влияние одновременного добавления магния и олова в систему 79 сплава А1 - Zn - In

4.2.4 Влияние одновременного добавления трех элементов в систему 81 сплава А1 - Zn - In

4.2.5 Влияние содержания примесей на свойство протекторов

Выводы 83 5 Расчет и проектирование систем протекторной защиты для опорного 85 блока платформ СП « Вьетсовпетро»

5.1 Сбор параметров

5.2 Проектирование протектора

5.2.1 Порядок проектирования протекторов

5.2.2 Точность в проектировании протекторов

5.3 Расчет и проектирование протекторов для окрашенного опорного блока

5.3.1 Необходимое количество анодов для защиты окрашенного 95 опорного блока платформ

5.3.2 Необходимое количество анодов для ориентированной трубки

5.4 Расчет и проектирование протекторов для неокрашенной стали

5.4.1 Выбор разности потенциала

5.4.2 Необходимое количество анодов для защиты неокрашенного 104 опорного блока платформы

5.4.3 Количество необходимых анодов для ориентированной трубки 107 Выводы

В увеличении добычи нефти во Вьетнаме основную роль играет освоение морских нефтяных месторождений в связи с тем, что в настоящее время добыча нефти осуществляется в море. Большие перспективы открыты для освоения нефтяных месторождений в шельфе юга Вьетнама, относящегося к бассейну Индийского океана.

Однако, как показывает мировой опыт, добыча нефти в этом регионе связана с риском возникновения аварийных ситуаций. Так, авария и пожар на нефтедобывающей платформе в Индии возле города Мумбаи в 2005 г. привели к большим материальным потерям и человеческим жертвам. Усугубляют аварийные ситуации климатические условия региона, когда ливни и наводнения могут препятствовать проведению спасательных операций.

При разработке морских нефтяных месторождений необходимо строительство эстакад, площадок под буровые, индивидуальных оснований и других сооружений. Стальные конструкции в морских условиях постоянно подвергаются интенсивной коррозии, что снижает пожарную и промышленную безопасность платформы в целом.

Одним из направлений по повышению эффективности защиты от коррозии является электрохимическая защита нефтегазовых платформ в подводной зоне с соответственным подбором новых протекторных материалов. В настоящее время для защиты от коррозии используются протекторные сплавы, изготовленные, в основном, во Вьетнаме. Во влажных тропических морских условиях юга Социалистической Республики Вьетнам скорость коррозии стальных конструкций превышает 0,5 мм/год. Она характеризуется также высокой скоростью местной коррозии. Глубина ее проникновения превышает 1 мм/год. Поэтому эксплуатационная надежность морских нефтегазопромысловых сооружений должна обеспечиваться постоянным восстановлением средств антикоррозионной защиты. Эффективность систем покрытий, применяемых в морских условиях, определяется наличием целого комплекса защитных свойств: изоляционных, адгезионных и прочностных. Однако они не в полной мере способны защитить металл от коррозии. Поэтому их дополняют системой активной протекторной защиты в местах повреждения противокоррозионной изоляции.

В настоящее время нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации. Поэтому происходит процесс их плановой замены. Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходим анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

Целью диссертационной работы является повышение пожарной и промышленной безопасности нефтяных платформ месторождения совместного предприятия «Вьетсовпетро» путем совершенствования методов противокоррозионной защиты, включающей активную и пассивную защиту от коррозии.

Основные задачи диссертации следующие:

1 Анализ данных по снижению риска возникновения аварийных ситуаций в СП «Вьетсовпетро».

2 Натурное изучение коррозионных потерь и деградации защитных покрытий, снижающих пожарную и промышленную безопасность эксплуатации месторождения «Белый тигр».

3 Экспериментальное изучение влияния состава сплавов системы Al-Zn-In для защиты морских сооружений на шельфе юга Вьетнама.

4 Разработка методики расчета и проектирования систем катодной защиты для окрашенного и неокрашенного опорного блока нефтедобывающей платформы.

Научная новизна работы отражена в следующем:

1 Проведенные исследования позволили снизить риск возникновения аварийных ситуаций на месторождении «Белый тигр» СП «Вьетсовпетро». Получены количественные характеристики коррозионных потерь нефтегазодобывающих платформ и деградации защитного покрытия в условиях юга Вьетнама. Разработана методика расчета противокоррозионной защиты для предотвращения разрушения опорного блока нефтедобывающей платформы.

2 На основании результатов исследования влияния состава сплавов системы Al-Zn-In определено соотношение количества легирующих компонентов протекторного сплава, обладающего наилучшими защитными свойствами в условиях юга Вьетнама.

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

В настоящее время во всем мире (в том числе и Вьетнаме) ведется разработка месторождений нефти и газа на континентальном шельфе. При этом добыча осуществляется с помощью как плавучих, так и стационарных морских платформ. В силу специфики платформ (удаленность от берега, концентрации технологического оборудования и жилых помещений на малой площади, трудности спасения людей в случае аварии, высокая вероятность каскадного развития инцидента при реализации различных инициирующих событий, высокая пожаровзрывоопасность добываемых продуктов и др.) особое значение приобретает обеспечение пожарной безопасности объекта.

Высокая пожарная опасность нефтегазодобывающих платформ подтверждается крупномасштабными инцидентами при эксплуатации указанных объектов. Наиболее крупная авария с взрывом и катастрофическим пожаром произошла платформу Piper Alpha в Северном море в 1988 г. Авария унесла 167 человеческих жизней, платформа была полностью разрушена, при этом добыча нефти в Великобритании сократилась на 10% на длительный период. Из недавних инцидентов следует отметить аварию с взрывом и пожаром на платформе Р-36 в Бразилии 2001 году: погибло 11 человек, платформа затонула и на платформе Индии в 2005 году потеряла 10% национальных запасов сырой нефти.

Таким образом, проблема повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходим анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИ

1 Проведенный анализ факторов, повышающих риск возникновения аварийных ситуаций нефтедобывающих платформ юга Вьетнама, показал, что одним из наиболее значимых является коррозионное воздействие морской воды на их опорную часть.

2 Проведены промышленные испытания коррозионных потерь и деградации защитных покрытий. Показана нецелесообразность нанесения более 3-х слоев защитных покрытий. Получены исходные данные для проектирования системы антикоррозионной защиты.

3 Лабораторные исследования позволили выбрать сплав системы Al-Zn-In, обладающий наилучшими защитными свойствами для предотвращения разрушений морских сооружений на шельфе юга Вьетнама.

4 Полученные в работе данные позволили произвести расчет систем протекторной защиты для окрашенного и неокрашенного опорного блока нефтедобывающей платформы с учетом деградации защитного покрытия и тем самым повысить их безопасность длительной эксплуатации.

1. Нгуен В.З., Ибрагимов И.Г., Гареев А.Г., Латыпова Г.И. Расчет и проектирование систем протекторной защиты окрашенного опорного блока нефтегазовой платформы совместного предприятия «Вьетсовпетро»// Башкирский химический журнал. Уфа.-2007.- Т. 14, №4.

2. Нгуен В.З., Ибрагимов И.Г., Гареев А.Г., Латыпова Г.И. Коррозия и защита от коррозии конструкций морских нефтепромысловых сооружений на шельфе юга Вьетнама// Нефтегазовое дело. -2007.-Т.5, №2.

3. Нгуен В.З., Гареев А.Г. Коррозия нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»// Инновационно промышленный форум: тез. докл. конф. «Коррозия металлов, предупреждение и защита». - Уфа: Промэкспо, 2006. - С. 116-117.

4. Люблинский Е. Я. Протекторная защита морских судов и сооружений от коррозии. Л.: Судостроение, 1979. - 188 с.

5. Фархадов А. А., Абдуллаев М. М. Новый подводный анод для катодной защиты нефтепромысловых сооружений АНХ, №4, 1974. 262 с.

6. Негреев В. Ф. Коррозия морских нефтепромысловых сооружений и способы защиты. Сб. « Освоение морских нефтяных месторождений». -Гостоптехиздат, 1960. 162 с.

7. Чендлер К.А. Коррозия судов и морских сооружений: Пер.с англ.-Л.: -Судостроение, 1988. 320 с.

8. Иоссель Ю.Я., Кленов Т.Э. Математические методы расчёта электрохимической коррозии и защиты металлов. -М.: металлургия, 1984.- 185 с

9. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлов. Изд-во.: Металлургия, 1969.-448 с.

10. Молчалов В.П. Основные принципы обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.// Пожарная безопасность.- 2004.-№1,29-32 с.

11. Болодьян И.А., Молчалов В.П., Шебеко Ю.Н и др. Оценка риска для морской стационарной нефтедобывающей платформы.// Пожарная безопасность.- 2002.- №4, 80-88 с.

12. Ахмедов Б.М. Защита от коррозии подводной частей морских стационарных платформ на месторождения Белый Тигр.// Азербайджанское нефтяное хозяйство.- 2000.- №5, 51-54 с.

13. Ханлорова А.Г. Тенденция развития протекторной защиты от коррозии подводной частей морских нефтегазопромысловых сооружений на Каспии.// Тезисы докл. III международной научно практической конференции « Хазарнефтегазятат 98». - Баку.-1998.- 27 с.

14. Абдуллаев М.М., Мамедов С.А. Защитные катодных осадков на поверхности стали в морской воде при различных режимах катодной поляризации.- РНТС « Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности».-1973.- №Ц, 19 с.

15. Притула В.А. Защита от коррозии морских подводных промысловых сооружений.// Обзор зарубежной литературы. М.: Металлургия, 1970.- 120 с.

16. Шпарбер И.С., Любимова Н.Е. Практика применения алюминиевых сплавов в зарубежной нефтегазобывающей промышленности./Юбзор зарубежной литературы. М.: Металлургия, 1969.- 98 с.

17. Попов А.А. Коррозия и защита подводной промысловых сооружений.// Обзор зарубежной литературы. М.: Металлургия, 1971.- 146 с.

18. Абдуллаев М.М., Трифель М.С. Катодная защита от коррозии гидротехнических сооружений морских нефтепромыслов.// Обзор зарубежной литературы. М.: Металлургия, 1975.- 59 с.

19. Гранатурова Л.П., Кесельман Г.С. Опыт борьбы коррозией морских промысловых сооружений Зв рубежом.// Обзор зарубежной литературы. М.: Металлургия, 1977.- 46 с.

20. Петреев В.Ф., Ханларова А. Г., Гаджиева Р. Г. Защита от коррозии морских нефтепромысловых сооружений. М.: №29, 1964. - 301с.

21. Плудек В. Защита от коррозии на стадии проектирования: Пер. с англ. М.: Мир, 1980.-440 с.

22. Морская вода: Справ, руководство под ред. А. С. Монина. М.: Химия, 1978.-392с.

23. Ажогин Ф. Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. М.: Металлургия, 1974. 256 с.

24. Акимов Г. В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М.:-Л Изд-во АН СССР, 1945. 414 с.

25. Алекин О. А. Основы гидрохимии: Учеб. пособие для гидрометеорол. нн-тов и гос. ун-тов. Л.: Гидрометеэиздат, 1970. 444 с.

26. Антропов Л. И. Теоретическая электрохимия: Учеб. для хим. и хим.-тех-нол. спец. вузов. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк., 1984. -519с.

27. Белый В. А., Довгяло В. А., Юркевич О. Р. Полимерные покрытия. Минск: Паука и техника, 1976. 415 с.

28. Бибиков Н. Н., Люблинский Е. Я. Защита от коррозии танков и балластируемых цистерн нефтеналивных судов. Л.: ЦНИИ «Румб». 1977. -131 с.

29. Бибиков Н. Н., Люблинский Е. Я., Поварова Л. В. Электрохимическая защита морских судов от коррозии. Л.: Судостроение, 1971.- 264 с.

30. Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии: Справочник/Пер. с нем. под ред. И. В. Стрижевского. М.: Металлургия, 1984. 496 с.

31. Василев К. И. Защита на коробите от коррозии и обрастване. София: Техника, 1982.- 272 с.

32. Вишенков С. А. Химические и электрохимические способы осаждения металловпокрытий. М.: Машиностроение, 1975. 312 с.

33. Гоц В. Л., Ратников В. И., Гисин П. Г. Методы окраски промышленных изделий. Л.: Химия, 1975.- 263 с.

34. Грилихес С. Я. Оксидные и фосфатные покрытия металлов/Под ред. П. М. Вячеславова. 5-е изд., перераб. и доп. JL: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1985 .-96 с.

35. Гуревич Е. С., Искра Е. В., Куцевалоса Е. П. Защита морских судов от обрастания. Л.: Судостроение, 1987. -200 с.

36. Дамаскин Б. Н., Петрий О. А. Электрохимия: Учеб. пособие для хим. фак. ун-тов. М.: Высш. шк., 1987. 295 с.

37. Дасоян М. А., Пальмская И. Я. Оборудование цехов электрохимических покрытий: Учеб. для машиностроит. техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. Л.: Машиностроение, 1979. 287 с.

38. Емелин М. Я., Герасименко А. А. Защита машин от коррозии в условиях эксплуатации. М: Машиностроение, 1930. 224 с.

39. Жук Н. П. Курс теории коррозии и защиты металлов: Учеб. пособие для студентов металлург, спец. вузов. М.: Металлургии, 1976. 472 с.

40. Зевина Г. В. Обрастание в морях СССР/Под ред. Г. М. Беляева, М.: Изд-во МГУ, 1972.-214 с.

41. Зобаяев Ю. Е., Соминская Э. В. Защита судов от коррозии и обрастания. М.: Транспорт. 1984. 175 с.

42. Иоссень Ю. Я., Кленов Г. Э., Павловской Р. А. Расчет и моделирование контактной коррозии судовых конструкций. Л.: Судостроение, 1979. 264 с.

43. Искра Е. В. Лакокрасочные материалы и покрытия в судостроении: Справочник. Л.: Судостроение, 1984.-368 с.

44. Искра Е. В., Куцевалова Р. П. Технология окраски судов: Учеб. для сред, проф.-техн. уч-ш. 2-е изд , перераб. и доп. Л.: Судостроение, 1981. 312 с.

45. Кадек В. М., Кукурс О. К., Пурин Б. А. Зашита металлов от коррозии. Рига: Авотс, 1981. 174 с.

46. Кеше Г. Коррозия металлов: фнз.-хим. принципы и актуал. проб.: Пер. с нем. М.: Металлургия, 1981. 400 с.

47. Кириллин В. Д., Сычев В. В., Шейндлин А. Е. Техническая термодинамика: Учеб. для теплоэнерг. спец. вузов 4-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1983. 415 с.

48. Колопыркин Я. М. Металл и коррозия. М.: Металлургия, 1985. 88с.

49. Богорад И. Я., Искра Е. В., Климова В. JI., Кузьмин Ю. J1. Коррозия и защита морских судов. Д.: Судостроение, 1973. 392 с.

50. Яндушкин К. Н., Дризен К. В., Образцов Б. М., Алексеенко И. JL Коррозия и защита судовых трубопроводов. JL: Судостроение, 1973. 192 с.

51. Шрайера Jl. Л. Коррозия: Справочных: Сокр. пер. с англ./Под ред. М.: Металлургия.- 1981.-631 с.

52. Кудрявцев И. Т. Электролитические покрытия металлами. М.: Химия,1979.-351 с.

53. Кузнецов Ю, И., Люблинский Е. Я. Ингибиторы для защиты от коррозии при отстое, хранении и транспортировке нефти. М.: ВНИИОЭНГ,1980.- 73 с.

54. Куликов А. Т. Материалы и арматура для судовых трубопроводов: Справ, пособие. JL: Судостроение, 1973. 279 с.

55. Лобанов С. А. Практические советы гальванику. Л.; Машиностроение, 1983.-248 с.

56. Морская коррозия: Справочник: Пер. с ал гл./Под ред. М. Шумахера. М.: Металлургия, I9S3. 512 с.

57. Охрименко И. С., Верхоланцев В. В. Химия и технология пленкообразующих веществ: Учеб. пособие для вузов. М-: Химия. 1978. 392 с.

58. Плудек В. Защита от коррозии на стадии проектирования: Пер. с англ. М.: Мир. 1980.-440 с.

59. Попов Н, И., Федора К. Я., Орлов В. М. Морская вода: Справ, руководство/Под ред. А. С. Монина. М.: Наука, 1979. 327 с.

60. Рачев X. Д., Стефанова С. Т. Справочник по коррозии: Пер. с болг. М.: Мир, 1982. 519 с.

61. Розенфельд И. JI. Коррозия и защита металлов: Локальные коррозионные процессы. М.: Металлургия, 1970. 448 с.

62. Рябин В. А., Остроумы М. А., Свит Т. Ф. Термодинамические свойства веществ: Справочник. Л.: Химия. 1977. 190 с.

63. Скалли Дж. Основы учения о коррозии и защите металлов' Пер. с англ. М.: Наука, 1978. 223 с.

64. Скорчеллетти В. В. Теоретические основы коррозии металлов. Л.: Химия, 1973. 264 с.

65. Томашов М. Д. Теория коррозии и защиты металлов. М.: Изд-во АН СССР, 1959.-592 с.

66. Фокин М. П., Жигалова К. А. Методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия, 1986. 83 с.

67. Фреймам. Л. И., Макаров В. А., Брыскин И. Е. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях и электрохимической защите/Под ред. Я. М. Колотыркнна. Л.: Химия, 1972.-239 с.

68. Школьник Л. М. Методика усталостных испытаний: Справочник. М.: Металлургия, 1978. 302 с.

69. Яковлев А. Д. Химия и технология лакокрасочных покрытий: Учеб. пособие для вузов. Л.: Химия. 1988.- 352 с.

70. Яковлев А. Д., Евстигнеев В. Г., Гисин П. Г. Оборудование для получения лакокрасочных покрытий: Учеб. пособие для вузов. Л.: Химия. 1982.- 192 с.

71. Яковлев А. Д., Здор Я. Ф., Каплан В. И. Порошковые полимерные материалы и покрытия на их основе. 2-е изд., перераб. Л.: Химия. 1979. 254 с.

72. Ямпольский А. М. Гальванические покрытия: Учеб. для техн. уч-щ. Л.: Машиностроение, 1978. 168 с.

73. Бабаков А. А., Туфанов Д. Г. Коррозионная стойкость стали в морской воде и в морской атмосфере. Труды Всесоюзного совещания по борьбе с морской коррозией металлов, Азернефтнешр, 1958. 148с.

74. Иванов С.Л., Улановский И.Б. Коррозия стальных конструкций в морских грунтах. Морской флот, 1952. № 9, 3-5 с.

75. Акимов Г. В. Коррозия металлов в нейтральных электролитах с кислородной деполяризацией, т. II, ОНТИ, 1938. 78 с.

76. Мехмандаров С. А., Трифель М. С. Защита морских трубопроводов от коррозии. Труды Всесоюзного совещания по борьбе с морской коррозией металлов. Азернефтешр, 1958. 321 с.

77. Кязимов А. М. Изучение местной коррозии стали в морской воде. Труды Всесоюзного совещания по борьбе с морской коррозией металлов. Азернефтешр, 1958. 342с.

78. Томашов И. Д. Теория атмосферной коррозии металлов. Исследования по коррозии металлов. Труды Институт физический химии АН СССР, вып. 6, I960.-14с.

79. Шанина Т. М., Гаджиева К. Г. Коррозия стали в условиях Каспийского моря. Труды Всесоюзного совещания по борьбе с морской коррозией металлов. Азернефтешр, 1958. 174 с.

80. Гамбл Г. А. Коррозия стальных свай в морской воде и защита их при помощи протекторов. Сб. статей « Коррозия металлов». Ил, 1958. 174 с.

81. Розенфельд И. Л., Жигалова К. А. О механизме коррозии металлов при периодическом смачивании их электролитами. Труды Всесоюзного совещания по борьбе с морской коррозией металлов. Азернефтешр, 1958. 57с.

82. Акимов Г. В. Проблема морской коррозии. Сб. статей и докладов «Проблема морской коррозии». Изд. АН СССР, 1951. 20с.

83. Ефремов В. Н. Коррозия металла в морских гидротехнических сооружениях. Сб. статей и докладов «Проблема морской коррозии». Изд. АН СССР, 1951.-36с.

84. Негреев В. Ф., Казямов А. М. Электрохимическая защита от местной коррозии стали в морской воде. Труды Институт нефте АН АзССР, т. 5, 1958. — 103.

85. Веденкин С.Г. Атмосферная стойкость низколегированных сталей. Сб. статей и докладов «Проблема морской коррозии». Изд. АН СССР, 1951. -161с.

86. Кошелев С.Г., Розенфельд И. Л. Коррозионная устойчивость малоуглеродистых и низколегированных сталей в морской воде. Исследование по коррозии металлов. Труды Институт физический химии АН СССР, вып. 6, 1960.-333с.

87. Похмурский В.И. Коррозионная усталость металлов. М.: Металлургия, 1985.-207 с.

88. Работнов Ю.Н. Введение в механику разрушения. М.: Наука, 1987.80 с.

89. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии/ Под ред. И.В. Семеновой. М.: Физматлит,2002. - 336 с.

90. Сопротивление материалов / Под ред. акад. АН УССР Писаренко Г.С.Киев: Вища школа, 1986. 775 с.

91. Стрижевский И.В., Сурис М.А. Защита подземных теплопроводов от коррозии. М.: Энергоатомиздат, 1983.- 344 с.

92. Строули Дж., Браун У. Испытания высокопрочных материалов на вязкость разрушения при плоской деформации. Пер. с англ. М.: Мир, 1972. 246 с.

93. Тюрин Ю.Н., Макаров А.А. Анализ данных на компьютере. М.: ИНФРА М, Финансы и статистика, 1995.- 384 с.

94. Физические величины: Справочник / А.П Бабичев, Н.А. Бабушкина, A.M. Братковский и др.; под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М.: Энергоатомиздат, 1991.- 1232 с.

95. Хеллан К. Введение в механику разрушения: Пер. с англ. М.: Мир, 1988.-364 с.

96. Четыркин Е.М., Калихман И. J1. Вероятность и статистика. М.: Финансы и статистика, 1982.- 319 с.

97. Davis D.H., Burstein G.T. Effect of carbonate on the corrosion and passivation of iron // Corrosion. 1980, № 8, 416-422 P.

98. Manson S.S. Interfaces between fatigue creep and fracture // Experimental Mechanics. 1965. Yuly.

99. Thomas J.G.N., Nurse T.J., Walker R. Anodic passivation of iron in carbonate solutions // British Corrosion Journal. 1970. V.5. № 2.P. 87-92.

100. ГОСТ 380-94. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.

101. ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой и легированной стали. Общие технические свойства.

102. ГОСТ 16523-97 Прокат тонколистовой из углеродистой стали качественной и обыкновенного качества общего назначения. Технические условия.

103. Воронин И. В., Кондратов Э. К. Долговечность адгезионных связей полимерных покрытий. JIKM, 1991, №1, 25-26 с.

104. Гафаров Н. А., Гончаров А. А., Кушнаренко В. М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтяных месторождений. Под ред. В. М. Кушнаренко. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 437 с.

105. Розенфельд И. Л., Рубинштейн Ф. И. Антикоррозионные грунтовки и ингибированные лакокрасочные покрытия. М.: Химия, 1980.- 200 с.

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

107. Сафрончик В.И. Защита от коррозии строительных конструкций и технологического оборудования. Л.: Стройиздат, Ленинград, отд-ние, 1988. -255 с.

108. Старение покрытий. Качество покрытий.//Лакокрасочные материалы и их применение. 1992. № 2, 50-54 с.

109. Сухарева Л. А., Иванова С. С., Зубов П. И. Исследование механизма структурообразования при формировании эпоксидных покрытий. Высокомол. соед., 1973, т. 15 А, № 11,2506-2511 с.

110. Финкельштейн M. И. Промышленное применение эпоксидных лакокрасочных материалов. JL: Химия, 1983. 120 с.

111. Шепелевский Б. А., Мокшанов В. Н. // Атмосферостойкие лакокрасочные покрытия и прогнозирование сроков службы покрытий. М.: МДНТП им. Ф. Э. Дзержинского, 1982.- 70-75 с.

112. Шигорин В.Г., Волнистов А.Г., Марченко В.А. Исследование диффузии воды через пленку защитного покрытия.//Лакокрасочные материалы и их применение. 1984, № 1, 38-40 с.

113. Яковлев А. Д. Химия и технология лакокрасочных покрытий: Учеб. Пособие для вузов. Л.: Химия, 1981. 352 с.

114. ГОСТ 8832-76. Материалы лакокрасочные. Методы получения лакокрасочного покрытия для испытаний.

115. СНИП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии. М.: Госстрой, 1986.

116. Саакиян Л. С., Ефремов А. П. Соболева И. А. Повышение коррозионной стойкости нефтегазопромыслового оборудования. М., Недра. 1988,211 с.

117. Nishida М. Stress concentration.- Tokyo: Morikita Pub.Co., 1967. 168 p.

118. Carter L.T., Crenell J.T. Cathodic protection of ships against sea water corrosion. Quart. Trans. Inst. Naval Architects. 1955, №3, 97p.

119. Humble H.A. Cathodic protection of steel in sea water with magnesium anodes. Corrosion, 1948, No7, 358 p.