Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Снижение интенсивности ручейковой коррозии нефтепроводов за счет применения рассекающих муфт

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Снижение интенсивности ручейковой коррозии нефтепроводов за счет применения рассекающих муфт"

На правах рукописи

ПОДАВАЛОВ Илья Юрьевич

РУЧЕЙКОВОЙ КОРРОЗИИ НЕФТЕПРОВОДОВ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ РАССЕКАЮЩИХ МУФТ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтепроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□□3470784

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2009

003470784

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор

Кулешов Алексей Алексеевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Ревазов Алан Михайлович,

кандидат технических наук

Белинский Василий Федорович

Ведущее предприятие - ООО «Балтнефтепровод».

Защита диссертации состоится 23 июня 2009 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 22 мая 2009 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета доктор технических наук, профессор ^ ' А.К.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Анализ литературных данных показывает, что основной причиной аварий на нефтепроводах являются различные виды коррозии. Опыт эксплуатации промысловых трубопроводов и существующих способов повышения их долговечности в условиях активизации внутренней коррозии показывает, что количество отказов промысловых трубопроводов из-за внутренней коррозии достигает по отрасли порядка 90 % от их общего количества, из которых, свыше 70 % аварий приходится на ручейковую коррозию, вызванную взаимодействием металла трубы и перекачиваемой кор-розионно-активной среды.

Анализ продукции скважин, перекачиваемой по трубопроводам, показал содержание высокоминерализованной пластовой воды, а также наличие сероводорода, углекислого газа и кислорода, которое увеличивает кислотность водной фракции, интенсифицируя процесс коррозии. Снижение дебита скважин также приводит к уменьшению скоростей потоков продукции меньше 1 м/с. При таких скоростях в нефтепроводах наблюдается расслоенный режим течения. Все выше перечисленные факторы приводят к появлению ру-чейкового коррозионно-механического разрушения по нижней образующей трубопровода. Срок службы трубопроводов, эксплуатируемых в таких условиях при отсутствии специальных мер по защите их от коррозии, исчисляется месяцами.

Разнообразие методов борьбы с внутренней коррозией (применение ингибиторов, внутренние покрытия, поворот трубопроводов и т.д.) не обеспечивает должной защиты трубопроводов от ру-чейковой коррозии и требует поиска новых технических решений, направленных на обеспечение безопасной эксплуатации, повышение их долговечности и стабильности функционирования. Существующие методы борьбы с ручейковой коррозией не получили широкого распространения, т.к. они либо не достаточно эффективны, либо дорогостоящи и требуют значительных финансовых и трудовых затрат с привлечением большого количества специализированной техники.

Этой проблеме посвящены многочисленные исследования отечественных и зарубежных авторов, и, несмотря на достаточную изученность механизмов существующих коррозионных процессов, в

настоящее время она еще полностью не решена и многие вопросы остаются открытыми. В этой связи представляются актуальными работы, направленные на совершенствование средств противокоррозионной защиты и методов снижения интенсивности коррозионных процессов, а также на применение принципиально новых, более совершенных конструктивных и технологических решений.

Цель работы. Снижение интенсивности ручейковой коррозии внутренней поверхности стального трубопровода путем предупреждения образования на его дне слоя пластовой воды.

Идея работы заключается в устранении условий возникновения процесса ручейковой коррозии за счет периодического рассеивания коррозионно-активной водной фазы, движущейся в нижней части трубопровода, в ламинарном потоке нефти.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

1. Разработать математическую модель процессов, обеспечивающих устранение условий возникновения явления ручейковой коррозии.

2. Экспериментально исследовать процесс перемешивания воды и нефти для уточнения закономерностей взаимосвязи параметров потока и устройства для рассеивания воды в нефти.

3. Установить область применения способа повышения эффективности эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных ручейковой коррозии.

4. Разработать методику расчета рациональных параметров устройства для исключения возникновения ручейковой коррозии.

Объектом исследования является процесс рассеивания пластовой воды в потоке нефтяной смеси в нефтепроводе.

Предметом исследования является методология определения рабочих параметров устройства для рассеивания воды в потоке соответственно условиям эксплуатации нефтепровода.

Методы исследований. В ходе решения поставленных задач применялся комплексный подход в исследовании, включающий: анализ и обобщение данных по эксплуатации промысловых и магистральных нефтепроводов; функциональный анализ причин аварий и отказов;

использовались подходы и методы теории подобия, планирования эксперимента и обработки опытных данных.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Снижение интенсивности ручейковой коррозии в нефтепроводе обеспечивается за счёт периодического рассеивания по длине нефтепровода водной фазы в ламинарном потоке нефти.

2. Длина и шаг расстановки устройства для рассеивания водной фазы в ламинарном потоке нефти описывается математической моделью, связывающей характеристики водонефтяной смеси и условия эксплуатации нефтепровода.

Научная новизна исследования заключается в установлении закономерностей процесса рассеивания пластовой воды в потоке нефтяной смеси и на их основе обоснования и формирования зависимостей для расчёта угла наклона рассекателей к оси трубопровода от скорости потока, формы сечения рассекателя, обеспечивающей безвакуумный слив потока, шаг расстановки рассеивающих муфт. Обоснованы параметры рассекателей, расстояние между ними и определено рациональное расстояние между муфтами.

Практическая значимость работы:

• Разработана методика расчёта рабочих параметров рассеивающих муфт для предупреждения ручейковой коррозии в нефтепроводах;

• Разработаны конструкция и рекомендации по применению рассеивающей муфты.

Обоснованность и достоверность научных положений подтверждается достаточным объемом проведенных экспериментальных исследований и адекватностью разработанных рекомендаций, применением методов математической статистики и регрессионного анализа.

Реализация результатов работы:

Разработанная конструкция рассеивающей муфты совместно с методическими рекомендациями по использованию рассекающих муфт для борьбы с ручейковой коррозией на нефтепроводах могут быть использованы эксплуатирующими и проектными организациями, а также в учебном процессе.

Апробация работы: Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях

"Полезные ископаемые России и их освоение" в 2006, 2007, 2008 годах в СПГГИ (ТУ); "Трубопроводный транспорт - 2006" в УГНТУ.

Личный вклад соискателя:

• установлены закономерности процесса рассеивания пластовой воды к потоке нефтяной смеси при применении рассеивающей муфты в трубопроводе;

• сформирована математическая модель взаимодействия характеристик потока нефтяной смеси и параметров рассеивающей муфты;

• разработан лабораторный стенд и методика проведения экспериментальных исследований.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы представлены в 8 публикациях. Из них 1 статья опубликована в издании, рекомендованном "Перечнем ведущих рецензируемых научных изданий " Высшей аттестационной комиссии.

Структура и объем работы: Диссертация состоит из оглавления, введения, четырех глав, заключения и приложений. Работа изложена на 132 страницах, содержит 40 иллюстраций, 11 таблиц и список литературы из 107 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы и обосновывается ее актуальность, определены объект и предмет исследования.

В первой главе проведен анализ аварийности и отказов на нефтепроводах. Установлено, что основной причиной отказов на промысловых трубопроводах является внутренняя коррозия, которая достигает по отрасли порядка 90 % от их общего количества, причем, свыше 70 % аварий приходится на ручейковую коррозию, вызванную взаимодействием металла трубы и перекачиваемой коррозион-но-активной среды. Это связано с тем, что большинство промысловых трубопроводов транспортирует высокообводнённую нефть из-за увеличения объёмов применения методов поддержания пластового давления. В пластовых водах нефтяных месторождений содержатся вещества, находящиеся в истинно растворенном состоянии: газообразные вещества, растворенные в воде (углеводородные и сернистые газы, азот); вещества, находящиеся в воде в коллоидно-растворенном состоянии (двуокись кремния, гидрат окислов железа

6

и алюминия). Основные компоненты, растворенные в воде,- это хлориды, сульфаты, карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Количественное соотношение между этими ионами определяет агрессивность пластовой воды и, соответственно, угрозу возникновения канавочной коррозии.

Коррозионная агрессивность водонефтяной смеси меняется в широких пределах в зависимости от состава водной фазы, ее соотношения с углеводородной фазой, состава и количества газообразных веществ. В пластовых условиях в нефти и пластовой воде растворено значительное количество газообразных предельных углеводородов, углекислого газа, сероводорода, кислорода. Помимо этого, процессы коррозии интенсифицируются вследствие работы макро-гальванопар «металл - продукты коррозии» или «металл - окалина», образующихся при коррозии металла, протекающей под воздействием расслоенного потока газоводонефтяной смеси.

Установлено, что контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть - вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования.

Существенное значение при транспортировании нефти имеет эрозия. Т.е. при течении жидкости от скважин вода может выпадать за счет небольшой скорости и соответственно отсутствия турбулентности и течь по дну трубопровода, вызывая ручейковую коррозию. При попытке увеличить скорость - начинаются процессы эрозии. Таким образом, скорость потока должна соответствовать ламинарному режиму.

Проблемой повышения эффективности эксплуатации нефтепроводов за счет снижения интенсивности коррозионных процессов занимались отечественные и зарубежные ученые: Абдуллин И.Г., Асфан-дияров Ф.А., Бехессер A.JL, Бугай Д.Е., Быков Л.И., Гареев А.Г., Гетманский М.Д., Глазов Н.П., Гольдфарб А.Я., Гумеров А.Г., Гуров С.А., Давыдов С.Н., Душин В.А., Ибрагимов М.Г., Иванов И.А., Кессельман Г.С., Коробков Г.Е., Коршак A.A., Котов В.Ф., Кузне-

цов М.В., Легезин Н.Е., Маричев Ф.Н., Мустафин Ф.М., Мясников В.А., Набиев P.P., Новосёлов В.Ф., Пелевин JI.A., Скоромный В.И., Султанмагомедов С.М., Тугунов П.И., Фазлутдинов К.С., Фаритов А.Т., Харикова И.О., Худяков М.А. и многие другие.

Анализ сложившейся ситуации показал, что защита нефтепромысловых трубопроводов от ручейковой коррозии является актуальной.

Во второй главе выполнен функциональный анализ процессов износа внутренней поверхности трубопроводов. Применение функциональной модели позволяет полностью абстрагироваться от реальной конструкции анализируемой системы и сосредоточить внимание на ее функциях. При этом оценивается не конструкция, а качественные и количественные характеристики полезных или вредных функций и их наиболее эффективное сочетание.

Процесс коррозии был рассмотрен, как "вредная" функция при эксплуатации нефтепровода и представлен в виде "дерева" функций. Виды вредных функций представлены на рисунке 1 в виде схемы взаимодействия этих процессов и способов их устранения.

Для борьбы с ручейковой коррозией было предложено устанавливать, с определенной периодичностью, специальные муфты с комплектами рассекателей. Основная идея предложенного способа борьбы с ручейковой коррозией заключается в том, чтобы рассеять (эмульгировать) самый нижний слой жидкости (коррозионно-активной подтоварной воды), движущейся в трубопроводе при ламинарном движении потока, посредством рассекателей. После ударения элементарного потока воды о неподвижную стенку, установленную под некоторым углом к оси трубопровода, он изменяет направление

ЗлеЕгрсжаииеская |

[ Внешни поьершссть ]

Анод« ал

Кчгсдаал

Дрпюэш

Сндомде м^хииюетк

Дмржаигжггдоти } пзчга 1

Об МИ1»»« пссо^сБнмцкк

К «йтр »яздда* грук»

^ ЯК* »ОЙМГ^И« '

1_I

Стресс-корразия | |Бву^мти ис«*наю«ь |

Псаиы»»*

Н

Мтшичвекие

| Сяшиввгарсмял I

.3 Нттмзэглсяе труСы 1

КоиЫяв^ииш* к тжгажЛхш ур/€-ы

П режиме* шитаа котив ___

¡Првьангил ингибиторе»;

Пьяимернпе

Мтяичеаэм

Сюаолт*а» |

Ксмбйосадаянш

ЧН«.Тф»(ЫЮ* «И£С>1ЖЖ I С «зшммыьй «ачимой 1

П ер нрдкчестм ПОДУЙ | 3«а<закппаст ]

| итш1,зт<рога>с« {

Н*»тьдач«»е трусы]

Ков&дафсхиоа* и

1 Тъяачгсхлг ягродркшх

1

-1

/Пркгаики« 8ЯуВЬГ93СрО?1

} Погороттруоопрскд» 1

4

Лр>алк?нке ЭХЗ

Помылю«» «враги

Подтечет яафта

: Отеяа зуб се от»«*»*]

Приш*яи« рус?

Рисунок 1 - Функциональная модель процесса коррозии

движения и, двигаясь вдоль стенки трубопровода, перемешивается с нефтью. После осаждения из водонефтяной эмульсии подтоварной воды в нижнюю часть трубопровода необходимо снова повторять этот процесс до конца трассы.

В зависимости от реологических свойств перекачиваемого флюида были предложены 3 способа расположения рассекателей, показанных на рисунке 2. Конусная форма рассекателя может использоваться при движении небольшого слоя подтоварной воды с высокой скоростью. Усеченный вариант предполагает формирование поперечного потока воды для подъема в верхние слои смеси в тех случаях, когда по нефтепроводу движется поток подтоварной воды, занимающий около трети сечения трубы. Для больших объемов воды в смеси предназначен не усеченный вариант расположения рассекателей. В этом случае весь поток воды будет закручиваться, вызывая некоторую турбулизацию потока смеси и, в этой связи, повышая потери напора.

1 2 3

1 - конусное; 2 - усечённое; 3 - не усечённое

Дальнейшие исследования позволили сделать вывод, что из предложенных вариантов расположения рассекателей наибольший интерес на данном этапе представляет первый вариант, именно он и будет рассматриваться в дальнейшем.

Проведенный анализ физического процесса при прохождении потока через рассекающую муфту, позволил определить следующие параметры:

• оптимальную форму профиля рассекателя, обеспечивающую безвакуумный перелив жидкости;

• габаритные размеры (высоту, ширину и длину) рассекателя;

• оптимальный угол наклона рассекателей к оси трубопровода, обеспечивающий максимально высокий подъем жидкости;

• высоту подъема потока после соударения с рассекателем;

• скорость осаждения эмульгированной воды получающейся после прохождения рассекателей;

• необходимое количество рассекателей в муфте обеспечивающее полное эмульгирование всей подтоварной воды и расстояние между ними;

• шаг расстановки комплектов рассекателей.

По результатам проведенных исследований была получена формула для определения расстояния между рассекателями

/г

/> _ тг 'подъема

у

осаж

где Усм - скорость движения смеси, м/с; /?мт>еЧЮ - высота подъема струи; Ужаж - скорость осаждения частиц воды в нефти.

В третьей главе рассмотрены результаты экспериментальных исследований, в которых апробирован предложенный метод борьбы с ручейковой коррозией и уточнены полученные во второй главе теоретические результаты. Описаны все этапы экспериментальных исследований, включающие такие, как проектирование лабораторного стенда, принцип действия экспериментальной установки и её элементов и параметров, методика проведения экспериментов и обработки результатов, результаты экспериментов и их анализ, и, как результат, последующая корректировка математической модели.

Приведены результаты экспериментов, их анализ и сформулированы выводы.

Объектом лабораторных исследований являлся процесс рассеяния подтоварной воды в потоке водонефтяной смеси, движущейся в нефтепроводе. В процессе исследований необходимо установить закономерности взаимодействия характеристик потока смеси с рабочими параметрами устройства для рассеяния подтоварной воды в потоке нефтяной смеси. Параметры устройства явным образом зависят от скорости потока смеси, от расхода и доли подтоварной воды в потоке, вязкости и плотности нефти, диаметра трубопровода. Таким образом, целью лабораторных исследований является проверка работоспособности и установление конструктивных параметров предлагаемого устройства в зависимости от условий его эксплуатации. Проведение апробирования предложенного метода борьбы с ручейковой коррозией в промышленных условиях дорогостояще и потребовало бы значительных временных ресурсов, поэтому было принято решение изготовить экспериментальный стенд и проверить работоспособность устройства рассеивания воды в лабораторных условиях. Чтобы применить полученные в лабораторных условиях результаты для натурных нефтепроводов, работающих в промышленных условиях, была использована теория подобия.

В рамках диссертационных исследований для проверки работоспособности предложенного метода по борьбе с ручейковой коррозией был спроектирован и изготовлен экспериментальный стенд, позволивший имитировать процесс поднятия подтоварной воды в верхнюю часть нефтепровода. Общий вид лабораторного стенда и рассекателей представлен на рисунках 3 и 4.

Разработанная экспериментальная установка предназначена для проведения серии экспериментов, позволяющих определить рациональный угол наклона рассекателей к оси трубопровода, а так же наглядно (визуально) удостовериться в работоспособности предложенной конструкции по рассеиванию воды в потоке и убедиться в адекватности полученных теоретических результатов. Для наглядности проводимых экспериментов и удобства фиксирования снимаемых параметров рабочий элемент установки - трубопровод выполнен из стекла.

Рисунок 4 - Монтаж рассекателей в трубе

Суть экспериментов заключалась в том, что в середину стеклянного трубопровода устанавливались заранее подготовленные рассекатели специальной формы, обоснованной во второй главе. По

Рисунок 3 - Общий вид экспериментального стенда

трубопроводу подавалась рабочая жидкость, а в зону рассекателя подводилась жидкость большей плотности и другого цвета, чтобы можно было видеть процесс подъема потока и измерять необходимые параметры. Для большей чёткости подкрашенная жидкость подавалась не в начале трубопровода, а непосредственно на рассекатель посредством стеклянной трубочки малого диаметра, установленной на дне рабочего трубопровода. Скорости движения жидкостей в основной и подводящей трубах были одинаковыми. При набегании элементарного потока на рассекатель он поднимался вдоль стенки трубопровода на некоторую высоту, значение которой и фиксировалось. В каждом эксперименте изменялся угол наклона рассекателя к оси трубопровода. При каждом значении угла замерялась высота подъёма маркирующей жидкости при установившемся режиме течения. Это позволило определить оптимальный угол наклона рассекателя, при котором происходит подъём подкрашенного слоя на максимальную высоту. Считаем что, чем выше поднимется подтоварная вода, тем более качественно произойдёт рассеивание (эмульгирование) воды в нефти, и тем дольше будет происходить процесс ее оседания (аккумуляции).

Все эксперименты проводились с шагом изменения угла наклона рассекателя к оси трубопровода равным 5°, что позволило получить результаты достаточной точности. Плотность маркирующей жидкости была доведена до значения р «1,2 г/см3, за счет чего было подобрано отношение плотностей рабочей и маркирующей жидкостей, подобное отношению плотности нефти к воде. В ходе экспериментов изучалось влияния скорости потока на параметры рассекателя (длину и угол наклона). Скорость потока регулировалась фиксированным поворотом выпускного крана и измерялась объемным методом с помощью измерительной емкости (приемный бачок в конце трубопровода). Основным определяемым параметром является высота Ъ„од подъёма струи воды после прохождения через рассекатели. Высота замерялась по вертикальному диаметру трубопровода от самой нижней точки внутренней поверхности трубопровода до визуально видимой верхней кромки струи. Измерение высоты подъёма проводилось обычной градуировочной шкалой - линейкой, а также проводилась высокоскоростная видеосъемка.

Результаты экспериментальных исследований представляются в виде таблиц, графиков и уравнений регрессии. Для этого используются программные продукты МшИетаНса и Ла^/са.

В результате проведения серий экспериментов была установлена принципиальная работоспособность предложенной конструкции, а так же были установлены зависимости наиболее эффективного угла наклона рассекателей к оси трубопровода от скорости потока и параметров бортиков рассекателя.

В 1 серии опытов было проведено по 18 опытов на жидкостях с одинаковой и различной (вода и солёная вода) плотностью с различными углами фиксации рассекателей от 0° до 90°, для которых, снимались показания величины Ипод, представленные в таблица 1. Скорость потока была принята У= 0, 2 м/с.

Таблица 1 - Значения высот подъёма в зависимости от угла

наклона рассекателя на жидкостях с одинаковыми плотностями

Угол а, град 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

Высота Ь, мм (1 экс.) 6 8 11 15 20 25 31 39 43 45 44 41 35 29 22 16 9 4

Высота Ь, мм (2 экс.) 3 5 8 11 15 19 25 32 38 40 39 34 29 23 19 14 7 4

Графическая интерпретация полученных экспериментальных результатов представлена на рисунке 5.

О 20 40 60 80 100

Угол наклона рассекателя а, град

Рисунок 5 - Высота подъёма струи: 1 - при одинаковых плотностях, 2 - при различных плотностях

Полученные результаты лабораторных экспериментов, представленные на рисунке 5, позволяют сделать вывод, что наиболее эффективным является угол установки рассекателя а «50°. При данном угле была достигнута максимальная высота подъёма подкрашенной жидкости кпод = 40 лш , при проведении эксперимента

на жидкостях с различной плотностью, отношение которых равно отношению плотностей нефти и воды:

Рводы ^ Р нефти ^ р ^ Рсол.воды Рводы

Высота подъёма, равная 40 мм в трубопроводе с внутренним диаметром £>я = 57лш, является достаточным для обеспечения эффективного рассеивания (эмульгирования) воды в потоке нефти.

Далее анализировалось влияние длины бортиков на эффективность подъема струйки при снижении скорости потока смеси. По нашему мнению длину бортика следует измерять не в единицах длины, а в положении его конца по высоте потока, то есть по высоте вертикального диаметра. Данные опытов приведены в таблице 2.

Угол а, град 0 5 10 15 20 25 30

Высота Ь, мм Ъ=У2*Ъ 0 7 15 18 24 28 34

0 6 12 15 21 24 29

0 3 7 9 15 16 22

Угол а, град 35 40 50 60 70 80 90

Высота И, мм 36 43 45 40 33 24 11

34 36 38 35 27 19 8

26 28 32 28 22 15 6

На рисунке 6 эти данные представлены в виде графика, из которого видно, что длина бортика рассекателя оказывает заметное влияние на высоту подъема элементарной струйки. Следует отметить, что скорость потока составляла 0,3 м/с.

Следующая серия экспериментов позволила оценить влияние скорости потока на высоту подъема элементарной струйки при различных длинах бортика рассекателя. Рассматривались длины бортиков равные У2- £), х/ъ- £) и У4- Э .

Угол наклона рассекателя а, град

Рисунок 6-Зависимость высоты подъема струи от длины рассекателя: 1 - при длине рассекателя 0,5£>; 2 - при длине рассекателя 0,333/);

3 - при длине рассекателя 0,25£>.

Основываясь на этих экспериментах, сделан вывод, что наиболее предпочтительная длина бортика является I — х/г- й, т.к. при этом значении достигается необходимая высота подъема струйки, а дальнейшее увеличение длины бортика рассекателя особого влияния на интенсивность подъема струйки не оказывает, что позволяет ограничить длину бортика именно этим положением. Численные значения, полученные при проведении экспериментов при этой длине бортика представлены в таблице 3, а на рисунке 7 - их графическая интерпретация.

Таблица 3 - Зависимость высоты подъема струи от скорости потока при длине рассекателя I = 1/. о

Скорость V, м/с 0 од 0,2 0,3 0,4

Высота И, мм а=20 0 5 10 17 23

а=40 0 9 18 30 50

а=50 0 11 25 45 -

а=70 0 6 14 24 34

а=90 0 3 6 9 14

Скорость потока, м/с

Рисунок 7 - Зависимость высоты подъема струи от скорости потока при длине рассекателя £ = уг • И и при угле его наклона а :

/-20°; 2- 40°; 3- 50°; 4- 70°; 5- 90°

Интенсивность изменения высоты подъема элементарной струйки для разных скоростей потока и различных размеров рассекателя показана на рисунке 8. При построении графиков использованы максимальные значения высоты подъема струйки.

Ллина боптика пассекателя <по выспте 01. мм

Рисунок 8 - Влияние длины бортика рассекателя на высоту подъема струи

Данная серия экспериментов показала нелинейный вид взаимосвязи высоты подъема элементарной струйки и скорости потока

при движении в зоне действия рассекателя. Увеличение длины бортика рассекателя более высоты половины диаметра трубы особого влияния на интенсивность подъема струйки не оказывает, что позволяет ограничить длину бортика именно этим положением.

Необходимо отметить, что применение рассекателей должно создавать дополнительное сопротивление движению потока. Но, во-первых, оно незначительно по сравнению с потерями напора на трение и может быть учтено коэффициентом местных сопротивлений, во-вторых, создание тонкого потока воды в пристенной зоне снижает потери напора за счет замены в этой зоне трения нефти о стенки трубы трением воды. Получаем в этой зоне движение потока нефти в водяном кольце, то есть многократное снижение вязкости в плоскости контакта потока нефти и стенки трубы.

Дополнительно были проведены эксперименты по изучению скорости осаждения воды в неподвижной нефти, которые позволили определить время осаждения подтоварной воды, находящейся в виде эмульсии, в потоке нефти и равным 15-20 минут, а также справедливости формулы Стокса для определения скорости её осаждения.

В четвертой главе изложен алгоритм и предложена методика расчета рабочих параметров рассеивающих муфт для предупреждения ручейковой коррозии в нефтепроводах на основе ранее полученных закономерностей и приведен пример расчета. Описана область применения предложенного метода по борьбе с ручейковой коррозией. Даны рекомендации по изготовлению и монтажу рассекающих муфт.

Основные выводы и рекомендации:

1. Выполненный функциональный анализ позволил определить область исследований защиты трубопровода от внутреннего коррозионного износа и построить функциональную модель процесса "кана-вочного" износа.

2. Разработана математическая модель взаимосвязи характеристики водонефтяной смеси и условий эксплуатации нефтепровода для определения длины и шага расстановки устройства для рассеивания водной фазы в ламинарном потоке нефти.

3. Разработана конструкция муфты с комплектом рассекателей, позволяющая снизить интенсивность внутренней коррозии и повысить

срок службы и эффективность эксплуатации нефтепроводов в несколько раз.

4. Разработан алгоритм расчёта рабочих параметров муфт с рассекателем для предупреждения ручейковой коррозии в нефтепроводах и конструкции и технологи изготовления рассекающей муфты.

5. Разработана методика расчёта рациональных рабочих параметров устройства для предупреждения возникновения ручейковой коррозии нефтепроводов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Подавалов И.Ю. Применение рассекающих муфт для борьбы с ручейковой коррозией в нефтепроводах / Нефтяное хозяйство. -2009. -№1. - С. 77.

2. Подавалов И.Ю., Абрамов И.П. Расчёт максимально допустимого рабочего давления при длительной эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. /Записки Горного института, том 167, часть 2, Санкт-Петербург 2006. - С. 184-185.

3. Подавалов И.Ю. Повышение надёжности магистральных нефтепродуктопроводов путём расчёта максимального допустимого рабочего давления. /Освоение минеральных ресурсов севера: проблемы и решения. Труды 4-ой Межрегиональной научно-практической конференции. Том 2, Воркута, 2006. - С. 63-64.

4. Подавалов И.Ю. Способы повышения надёжности магистральных нефтепроводов. /Технологическое оборудование для горной и нефтегазовой промышленности. Сб. док-ов IV Международной научно-технической конференции, г.Екатеринбург, 2006.—С.164-167.

5. Подавалов И.Ю. Анализ методов проектирования газопроводов с учётом элементов риска. Трубопроводный транспорт - 2006 г, Уфа, 2006.-С. 47-49.

6. Подавалов И.Ю. Анализ методов повышения надежности газопроводов, основанных на теории риска. /VIII международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех-2007", часть 2, Ухта: УГТУ, 2007. - С. 169-172.

7. Подавалов И.Ю. Анализ методов расчёта техногенного риск при эксплуатации магистральных газопроводов. / Записки Горного института, том 178, Санкт-Петербург 2009 г, С. 82-85.

8. Подавалов И.Ю. Анализ распределения повреждений газопровода по периметру. /XII международный научный симпозиум имени академика М.А. Усова студентов и молодых учёных «Проблемы геологии и освоения недр», г. Томск, 2008. - С. 113-115.

РИЦСПГГИ. 21.05.2009. 3.261. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Подавалов, Илья Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. Анализ состояния изученности объекта исследования.

1.1. Характеристика объекта исследования.

1.1.1. Эксплуатационная надежность газопроводов.

1.1.2. Эксплуатационная надежность нефтепроводов.

1.1.3. Оценка эксплуатационной надежности трубопроводов с точки зрения теории риска;.

1.2. Результаты анализа.

1.3. Цель, задачи и методология исследования.

1.4. Выводы по главе.

2. Анализ физического процесса при прохонадении потока через рассекающую муфту.

2.1. Функциональный анализ процессов износа внутренней коррозии трубопроводов.

2.1.1. Содержание функционального подхода при построении модели.

2.Г.2. Функциональная модель процессов износа нефтепроводов.

2.2. Обоснование и выбор комплекса характерных параметров.

2.3. Математическая модель процесса образования гомогенной смеси.

2.4. Выводы по главе.

3. Лабораторные исследования процесса образования гомогенной смеси.

3.1. Эксперименты на лабораторном стенде:.

3.2. Методика проведения лабораторного эксперимента и обработки результатов.

3.3. Результаты эксперимента: анализ и обсуждение.

3.4. Выводы по главе.

4. Методика расчета параметров рассекателя.

4.1. Разработка алгоритма расчета рабочих параметров.

4.2. Пример расчета участка нефтепровода Сергеевской площадки НГДУ « Уфанефт ъ».

4.3. Выводы по главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Снижение интенсивности ручейковой коррозии нефтепроводов за счет применения рассекающих муфт"

Безопасная эксплуатация трубопроводов связана с проблемой повышения их надежности и долговечности и является сложной комплексной задачей, включающей в себя решение технических, технологических, экономических и организационных аспектов. Этой проблеме посвящены многочисленные исследования отечественных и зарубежных авторов, однако, в настоящее время она полностью еще не решена и многие вопросы остаются открытыми.

Эксплуатационная надежность нефтепроводов в значительной степени определяется интенсивностью коррозии стенок трубопровода.

Кроме коррозии наружной поверхности трубопроводы подвергаются интенсивной внутренней коррозии, скорость которой часто многократно превышает скорости коррозии их наружной поверхности и зависит от концентрации и состава минеральных солей, содержащихся в пластовой воде, добываемой и транспортируемой в смеси с нефтью до установок подготовки нефти. По количественным показателям (число и размеры дефектов) коррозия на внутренней поверхности трубопровода идёт в 3,0.3,5 раза интенсивнее, чем наружной поверхности. Срок службы трубопроводов в особо тяжёлых условиях (наличие в продукции сероводорода, углекислого газа, кислорода, пластовой воды высокой минерализации) при отсутствии специальных мер по защите их от коррозии исчисляется месяцами.

Анализ условий эксплуатации промысловых трубопроводов и существующих способов повышения их долговечности в условиях активизации внутренней коррозии показывает, что количество отказов промысловых трубопроводов из-за внутренней коррозии составляет по отрасли порядка 90 % от их общего количества. Свыше 70 % аварий приходится на специфическое разрушение в виде «канавочного» износа.

Опыт эксплуатации трубопроводов и резервуаров* сбора нефти показывает, что канавочное коррозионно-механическое разрушение и коррозионная усталость являются наиболее опасными видами разрушения. 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. Разрушение ряда трубопроводных систем происходит в срок менее одного года после ввода трубопровода в эксплуатацию.

Компания "Сургутнефтегаз" разработала проект по реорганизации систем сбора нефти, поддержанию пластового давления и снижению рисков аварий. Стоимость проекта около $125,5 млн. Цель - снижение затрат на транспортировку добываемой обводненной' нефти за счет сокращения потерь из-за коррозийного износа труб. В результате реализации проекта все напорные нефтепроводы компании работают в* режиме транспортировки нефти с обводнённостью ниже 10 %. Это привело к тому, что попутно добываемая,вода не провоцирует "ручейковой" коррозии. Помимо этого, скорость коррозии трубы за счет снижения обводненности прокачиваемой жидкости снижается в 175 раз, а срок службы трубопровода увеличивается в 2-10 раз.

Поэтому проблема обеспечения безопасной эксплуатации и повышения долговечности нефтепроводов, несомненно, остается актуальной и своевременной.

Следует отметить, что большинство трубопроводов, подверженных интенсивному внутреннему износу, эксплуатируются без наружной изоляции. Частые порывы трубопроводов, вызванные «канавочным» износом, требуют поиска новых технических решений, направленных на обеспечение их безопасной эксплуатации, повышение долговечности и стабильности функционирования.

Обеспечение безопасной эксплуатации и повышение- долговечности промысловых трубопроводов может быть достигнуто путем улучшения качества- проектирования и строительства трубопроводов, применения более совершенных конструктивных и технологических решений, совершенствования технологий и приемов технического обслуживания и эксплуатации. Одним из новых возможных способов обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и повышения их долговечности является установка на участках, подверженных «канавочному» разрушению, специальных устройств для перемешивания попутной воды с нефтью. При этом устраняются, условия для возникновения процесса «канавочного» износа, что позволит увеличить срок эксплуатации нефтепроводов за счет обеспечения более равномерного износа внутренней поверхности стенки труб.

В связи с вышесказанным можно сформулировать цель, идею, задачи исследования, объект и предмет исследования, научные положения, научную и практическую значимость работы.

Цель работы. Снижение интенсивности ручейковой коррозии внутренней поверхности стального трубопровода путем предупреждения образования на его дне слоя пластовой воды.

Идея работы заключается в устранении условий возникновения процесса ручейковой коррозии за счет периодического рассеивания коррозионно-активной водной фазы, движущейся в нижней части трубопровода, в ламинарном потоке нефти.

Для достижения поставленной цели необходимо решить, следующие основные задачи:

1. Разработать математическую модель процессов, обеспечивающих устранение условий возникновения явления ручейковой коррозии.

2. Экспериментально исследовать процесс перемешивания воды и нефти дляуточнения закономерностей взаимосвязи параметров, потока и устройства для рассеивания воды в нефти.

3. Установить область, применения способа повышения* эффективности эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных ручейковой коррозии.

4. Разработать методику расчета рациональных параметров, устройства для исключения возникновения ручейковой коррозии.

Объектом исследования является процесс рассеивания пластовой воды в потоке нефтяной смеси в нефтепроводе.

Предметом^ исследования является методология определения* рабочих параметров устройства* для рассеивания» воды в. потоке соответственно условиям эксплуатации нефтепровода.

Методы исследований. В ходе решения* поставленных задач будут применялся' комплексный подход в исследовании, включающий: анализ и обобщение данных по эксплуатации промысловых и магистральных нефтепроводов; функциональный анализ причин аварий и отказов; использовались подходы и методы теории, подобия, планирования эксперимента и обработки опытных данных.

Научная новизна исследования заключается в установлении закономерностей, процесса рассеивания пластовой воды.в потоке нефтяной смеси и на их основе обоснования и формирования зависимостей' для, расчёта? угла наклона рассекателей к оси, трубопровода от скорости потока, формы сечения рассекателя, обеспечивающей безвакуумный слив, потока, шаг расстановки рассеивающих муфт. Обоснованы параметры рассекателей, расстояние между ними и определено рациональное расстояние между муфтами.

Практическая значимость работы:

• Разработана методика расчёта рабочих параметров рассеивающих муфт для предупреждения ручейковой коррозии в нефтепроводах;

• Разработаны конструкция и рекомендации по применению рассеивающей муфты.

Обоснованность и достоверность научных положений планируется обеспечить достаточным объемом проведенных экспериментальных исследований и применением теории подобия для подтверждения адекватности полученных результатов применительно к промышленным условиям.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Снижение интенсивности ручейковой коррозии в нефтепроводе обеспечивается за счёт периодического рассеивания по длине нефтепровода водной фазы в ламинарном потоке нефти.

2. Длина и шаг расстановки устройства для рассеивания водной фазы в ламинарном потоке нефти описывается математической моделью, связывающей характеристики водонефтяной смеси и условия эксплуатации нефтепровода.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Подавалов, Илья Юрьевич

4.3. Выводы по главе

1. В зависимости от газонасыщенности и профиля трассы первую половину расчета необходимо выполнять по одной из пяти методик.

2. Приведенная методика расчета рабочих параметров справедлива для конусного расположения рассекателей.

3. Пример расчета показывает возможность применения разработанной методики в промышленных условиях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации на базе выполненных теоретических и экспериментальных исследований была решена актуальная научно-практическая задача снижения интенсивности ручейковой коррозии в нефтепроводе посредством рассеивания по длине трубопровода водной фазы в ламинарном потоке нефти, за счет установки рассекающих муфт, имеющая существенное значение для нефтяной промышленности.

Основные научные результаты и практические рекомендации, заключаются в следующем:

1. Выполненный функциональный анализ позволил определить область исследований защиты трубопровода от внутреннего коррозионного износа и построить функциональную модель процесса "канавочного" износа;

2. Разработана математическая модель взаимосвязи характеристики водонефтяной смеси и условий эксплуатации нефтепровода для определения длины и шага расстановки устройства для рассеивания водной фазы в ламинарном потоке нефти;

3. Разработана конструкция муфты с комплектом рассекателей, позволяющая снизить интенсивность внутренней коррозии и повысить срок службы и эффективность эксплуатации нефтепроводов в несколько раз;

4. Разработан алгоритм расчёта рабочих параметров муфт с рассекателем для предупреждения ручейковой коррозии в нефтепроводах и конструкции и технологи изготовления рассекающей муфты;

5. Разработана методика расчёта рациональных рабочих параметров устройства для предупреждения возникновения ручейковой коррозии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Подавалов, Илья Юрьевич, Санкт-Петербург

1. Абдуллин И.Г. Повышение долговечности напряженных нефтегазовых трубопроводов в условиях воздействия грунтовых и транспортируемых активных сред: Дис. докт. техн. наук: 05.15.07. Уфа, 1989. - 365 с.

2. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А. и др. Механизм канавочного разрушения нижней образующей нефтесборных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1984. - №3. - С.51-53.

3. Александров В.Л. Проектирование конструкций основного корпуса подводных аппаратов: Учебник / В.Л. Александров, М.К. Глозман, Д.М. Ростовцев, Н.Л. Сивере. СПБ.: СПБГМТУ, 1994. - 342 с.

4. Анализ способов повышения надежности и долговечности нефтепромысловых трубопроводов: Отчет о НИР / УГНТУ, 2000. 126 с.

5. Асфандияров Ф.А., Харикова И.О., Пелевин Л.А. Влияние макрогальванопар на внутреннюю коррозию трубопроводов при расслоении эмульсий // Ингибиторы коррозии (Пятые Негреевские Чтения): Тезисы докладов науч.-техн. совещания. Баку, 1977. - С. 78.

6. Байков Н.М, Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М.: Недра, 1975. - 317 с.

7. Белов П.Г. Оценка и обработка риска при техническом регулировании // Стандарты и качество. 2006. - №2. - С.43-50.

8. Бугай Д.Е., Гетманский М.Д., Фаритов А.Т. и др. Прогнозирование коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 64 с.

9. Будзуляк Б.В. Техническая диагностика основа методологии поддержания эксплуатационной надежности ЛЧМГ / Б.В. Будзуляк,

10. B.Л. Стативко, В.В. Салюков, И.И. Велиюлин, А.Д. Решетников, Н.Х. Халлыев // Газовая промышленность. 2003. - №9. - С. 47-49.

11. Веников В. А. Теория подобия и моделирования. — М.: Высшая школа, 1976. —479 с.

12. Власов К.П. Методы научных исследований и организации эксперимента. Учеб. пособие. СПб.: РИЦ СПГГИ (ТУ), 1998. - 117 с.

13. Волошин A.A. Расчёт на прочность трубопроводов судовых энергетических установок. Л.: Судостроение, 1967. - 289 с.

14. Воронин В.И., Воронина Т.С. Изоляционные покрытия подземных нефтегазопроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 198 с.

15. Всероссийский научно-исследовательский институт противопожарной обороны / Техническое регулирование в области пожарной безопасности. URL: http://www.vniipo.ru (дата обращения: 29.11.08).

16. Вяхирев Ю.Р. Анализ технических аспектов проектов глубоководной части газопровода с позиции рисков // Записки Горного института. 2000. -Т.145. - С.99-106.

17. ГареевА.Г., Иванов И.А., АбдуллинИ.Г. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ «Газпром», 1997. - 170 с.

18. Гафаров H.A., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е., Рахманкулов Д.Л. и др. Ингибиторы коррозии. Т.2. М.: Химия, 2001. - 391 с.

19. Герман А.Н. Коррозионноустойчивая облицовка трубопроводов для перекачивания высокоагрессивных сред // Chem. Process. 1987. - №12. - С. 1718.

20. Гетманский М.Д., Фазлутдинов К.С., Бехессер А.Л. Характер коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих сточные воды нефтепромыслов // АНТС. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. ВНИИОЭНГ, 1979. - №12. - С. 8-12.

21. Гидравлика, гидромашины, гидроприводы: Учебник для машиностроительных вузов / Т.М. Башта, С.С. Руднев, Б.Б. Некрасов, О.В. Байбаков, Ю.Л. Кирилловский. 2-е изд., перераб. - М.: Машиностроение, 1982.-423 е., ил.

22. Гидравлические расчеты от прошлого к будущему // CadMaster. -2005. - №3. - С.54-58.

23. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси. М.: ВНИИГаз, 1985. - 274 с.

24. Гимадутдинов А.Р. Разработка метода повышения долговечности трубопровода в специальном исполнении: Автореф. дисс. канд. техн. наук, Тюмень, 2005.

25. Гольдфарб А.Я., Рябов В.М., Божко В.Н. Заводское покрытие для антикоррозионной защиты внутренней поверхности газонефтепроводных труб и зоны стыка // Материалы конференции ТМК. г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001. С.44-46.

26. Гориянов Ю.А. Основы оценки и управления рисками при строительстве глубоководных трубопроводов // Нефть и газ. 2004. - №6. -С.64-69.

27. ГОСТ 9.506-87 Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. М.: Издательство стандартов. - 16 с.

28. Григорьев Л.Я. Напряжение в элементах судостроительных сосудов pi трубопроводах. Л.: Судостроение, 1975. - 452 с.

29. Гуров С.А. Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты (на примере месторождений Западной Сибири): Автореф. дисс. канд. наук, Уфа, 2003.

30. Демидов В.Н. Управление рисками и комплексные системы страхования объектов ЕСГ / В.Н. Демидов, В.Б. Житков, Д.А. Саркисов, B.C. Сафонов // Газовая промышленность. 2004. - №9. - С. 32-34.

31. Енгалычев О.В. Управление рисками важная составляющая системы корпоративного управления // Газовая промышленность. - 2004. - №9. - С.70-71.

32. Ибрагимов М.Г., Султанмагомедов С.М. Причины отказов промысловых трубопроводов ОАО "РОСНЕФТЬ-ДАГНЕФТЬ" // Всероссийская науч.-технич. конферен. "Трубопроводный транспорт нефти и газа". -Уфа.:УГНТУ, 2002. С.117-119.

33. Иванов Е.А. О номенклатуре показателей риска для решения задач нормирования и оценки безопасности промышленной трубопроводной арматуры / Е.А. Иванов, Ю.И. Тарасьев, В.Л. Шпер // Безопасность труда в промышленности. 2000. - №10. - С. 38-40.

34. Информационный конвейер // CAD master. 2005. - №3. - С.34-37.

35. Клейменов A.B. Управление техногенным риском на переходах конденсатопровода через автодороги / A.B. Клейменов, В.Ф. Клейменов, Г.Л. Гендель // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2005. -№6. - С.8-11.

36. Кноринг С.Д. Исследование условий торможения хрупких разрушений в конструкциях / С.Д. Кноринг, Ю.Ф. Лепп // Труды / НТО. М.: Судпром, 1967. - С. 92.

37. Кноринг С.Д. Характеристики торможения хрупких трещин для судостроительных сталей и их сварных соединений // Пути повышения надежности сварных соединений и конструкций. JL: ЛДНТП, 1968. - 118 с.

38. Кривцов В.Г. Разработка технологии предварительного сброса воды на объектах добычи нефти: Автореф. дисс. канд. тех. наук, Уфа, 2007.

39. Кругов В.И., Грушко И.М., Попов В.В. и др. Основы научных исследований: Учеб. для техн. вузов. — М.: Высшая школа, 1989. 87 с.

40. Кузнецов М.В., Новосёлов В.Ф., Тугунов П.И., Котов В.Ф. -Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учеб. для вузов. -М.: Недра, 1992.-238 с.

41. Курочкин В.В., Малюшин H.A., Степанов O.A., Мороз A.A. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов. М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2001. - 231 е.: ил.

42. Лапшев H.H. Гидравлика. М.: Академия, 2008. - 269 с.

43. Левченко Д.И. и др. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: Химия, 1985. 168 с.

44. Легезин Н.Е., Глазов Н.П., Кессельман Г.С., Кутовая A.A. Защита от коррозии промысловых сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. М.: Недра, 1993. - 168 с.

45. Липский В.К. Прогнозирование и оценка рисков загрязнения водных объектов при авариях на трубопроводах // Новые технологии в решении экологических проблем ТЭК: Докл. 2-ой Междунар. науч.-практич. конфер. 7-8 февраля 2007 г. -М., 2007. С. 145-149.

46. Литвиненко B.C. Мероприятия, обеспечивающие экономически оптимальные условия строительства магистрального газопровода в рамках проекта «Голубой поток» / B.C. Литвиненко, Ю.Р. Вяхирев // Записки Горного института. 1999. - Т. 144 (1). - С. 43-48.

47. Мариненков Д.В. Обеспечение технологической и экологической безопасности при проектировании / Д.В. Мариненков, П.В. Павлов, И.А. Щербинин // Нефтяное хозяйство. 2005. - №3. - С.86-90.

48. Маричев Ф.Н., Гетманский М.Д. Внетренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири. М.: Недра, 1981.-308 с.

49. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды: Справочник рабочего. М.: Недра, 1986. - 221 с.

50. Методика гидравлического расчета трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей. Самара: Гипровостокнефть, 1970. - 46 с.

51. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей. (Согласована с Госгортехнадзором России, письмо № 1003/342 от 03.07.98).

52. Методика оценки последствий химических аварий. (Методика «Токси», 2-я ред. Согласована с Госгортехнадзором России, письмо № 0235/1551 от 19.11.98).

53. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах / Коллектив авт. //Сер. 27. М.: ГП НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2000. - Вып. 1.-96 с.

54. Методы обессоливания нефти и нефтяного сырья (тяжелых остатков) // Метод, руков. каф. аналитической химии, сертификации и менеджмента качества, Казанский Государственный Технологический Университет, Казань, 2000 г. 114 с.

55. Мингалев Э.П., Кузьмичёва О.Н., Маланичев Г.Д. Проблемы коррозии и защиты трубопроводов на нефтяных месторождениях Тюменской области // Обзорная информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. ВНИИОЭНГ, 1983. - С. 40.

56. Мингалев Э.П., Силаев A.A. К вопросу о механизме коррозионного разрушения нефтесборных коллекторов // АНТС. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. ВНИИОЭНГ, 1981. - №4. - С. 18-20.

57. Михалёв В.В. Оценка техноприродных и социально-экологических рисков / В.В. Михалёв, И.С. Копылов, Е.А. Аристов, A.B. Коноплёв // Трубопроводный транспорт. 2005. - №7. - С.75-77.

58. Можаев A.C. Технология и программный комплекс автоматизированного структурно-логического моделирования расчёта надежности и безопасности систем. В сб. трудов НПК «Информационные технологии, бизнес, наука, производство». М., 2003. С.36-42.

59. Моникор решения для нефтепромысловых трубопроводов / Программное обеспечение URL:http://www.monicor.ru/ru/software/index.htm (дата обращения: 12.02.09).

60. Мясников В.А. Оценка параметров конструктивной надежности длительно эксплуатируемых трубопроводов Западной Сибири: Автореф. дисс. канд. тех. наук, Тюмень, 2004.

61. Новое защитное покрытие для внутренней поверхности труб // Polym. news. 1985. - №8. - С. 39-41.

62. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов / КоршакА.А., Коробков Г.Е., ДушинВ.А., Набиев P.P. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. - 170 с.

63. Пашин С.Т. Обеспечение эксплуатационной надежности объектов ООО «Баштрансгаз» // Газовая промышленность. 2005. - №7. - С. 18-21.

64. Порошковые покрытия для изоляции внутренней поверхности труб // 5th Int. Conf. Intern and Extern. Prot. Pipes, London, 21-23 Sept., 1987. Cranfield.

65. Промысловые трубопроводы и оборудование: Учеб. пособие для вузов / Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. М.: ОАО «Издательство «Недра», 2004. - 662 е.: ил.

66. Пузенко В.И., Тетюева Т.В., Иоффе A.B. Бесшовные нефтегазопроводные трубы повышенной долговечности // Материалы конференции ТМК. г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001. - С. 65-69.

67. Пушкарева М.В. Воздействие нефтепроводов на окружающую среду / М.В. Пушкарева, В.В. Середин, Л.О. Лейбович, Е.А. Аристов // Трубопроводный транспорт. 2005. - №2. - С.78-81.

68. Рабинович Е.З. Гидравлика: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1980. - 278 с.

69. Расмуссен Дж. Что можно узнать, изучая ошибки людей? // В кн.: Психология труда и организационная психология: современное состояние и перспективы / А.Б. Леонов, О.Н. Чернышев. М.: Радикс, 1995.

70. Рахманкулов Д.Л., Бугай Д.Е., Габитов А.И. и др. Ингибиторы коррозии. Т.1. Уфа: Реактив, 1997. - 296 с.

71. РД 39-0076-91. Методика гидравлического расчета трубопроводов для жидкостных потоков с высоким газовым фактором. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991. - 62 с.

72. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. Уфа: ИПТЕР, 1994. - 129 с.

73. РД 39-32-704-82. Инструкция для расчета расходных характеристик трубопровода при бескомпрессорном транспорте сырого нефтяного газа. -Краснодар: ВНИПИгазпереработка, 1982. 78 с.

74. РД 39-0147103-347-86. Технология предотвращения «ручейковой коррозии» в системахнефтегазосбора. Уфа, ВНИИСПТнефть, 1986. - 68 с.

75. РД 39-3-1034-84. Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - 92 с.

76. Рекомендации по оценке экологических рисков // Вестник технического регулирования. 2005. - №7. - С. 10-19.

77. Рисс Ф., Сёкефальви-Надь Б. Лекции по функциональному анализу Пер. с франц. М.: Мир, 1979. - 588 с.

78. Родионова И.Г., Столяров В.И., Бакланова О.Н. и др. Пути повышения коррозионной стойкости труб из углеродистых и низколигированных сталей производства ОАО «ВТЗ» // Материалы конференции ТМК. г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001. - С.61-64.

79. РоздинИ.А. Оценка риска аварий на предприятиях по хранению светлых нефтепродуктов методом построения деревьев опасности / И.А. Роздин, Е.И. Хабарова // Безопасность труда в промышленности. 2000. -№10. - С.20-23.

80. Ртищева А. С. Теоретические основы гидравлики и теплотехники: Учебное пособие. Ульяновск, УлГТУ, 2007. - 171 с.

81. Рубин A.M. Проблемы нормирования значений риска в требованиях безопасности // Трубопроводный транспорт. 2006. - №1. - С. 109-110.

82. Саматов P.M., Арсланов Ф.Г., Гарифуллин Ф.С., Гатин Р.Ф., Ахмадеев Р.Г., Промысловые исследования влияния кислорода на усиление коррозии трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2003. - №1. - С.73-74.

83. Сафонов B.C., Одишария Г.Э., Швыряев A.A. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности . М.: НУМЦ Минприроды России, 1996.-207 е.: ил.

84. Ситенков В.Т. Гидравлика. Теория и расчет двухфазных систем. -Нижневартовск: Наука, 2006. 204 с.

85. Скоромный В.И. Разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов. Автореферат диссертации к.т.н. Уфа, 2004, 24 с.

86. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1997. - 60 с. Изм 1,2,3.

87. Справочник по гидротехнике /A.A. Сидоров, Е.В. Близняк, JI.B. Олешкевич, А.Н. Ахутин, А.Р. Березинский и др. М.: ВОДГЕО, 1955. -726 с.

88. Справочник по добычи нефти / Под ред. K.P. Уразакова. М.: Недра, 2000. - 375 с.

89. СТО Газпром РД 39-1.10-084-2003 «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром" для действующих магистральных трубопроводов» (в 2 томах).

90. Сузуки. Эпоксидное покрытие с ингибиторной присадкой // 5 Int. Conf. Intern and Extern. Prot. Pipes / Insbruk, 25-27 Okt., 1983.

91. Султанмагомедов C.M. Обеспечение безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов, подверженных канавочному износу: Автореф. дисс. докт. наук, Уфа, 2003.

92. Султанмагомедов С.М. Параметры профилактического ремонта промысловых трубопроводов методом поворота // Нефтегазовое дело. 2001. -№11. - С.14-17.

93. Тер-Саркисов P.M. Основные задачи управления системными рисками и повышения устойчивости ЕСГ России // Газовая промышленность. -2005. №7. -С. 10-13.

94. Тихомиров Н.П., Потравный И.М., Тихомирова Т.М. Методы анализа и управления эколого-экономическими рисками: Учеб. пособие для вузов /Под ред. проф. Н.П. Тихомирова. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003. - 350 с.

95. Трубопроводный транспорт: нейтрализация новых угроз безопасности // Б.Н. Епифанцев, К.С. Паромов, И.И. Семенова, М.Ю. Савельев / Под ред. Б.Н. Епифанцева: Монография. Омск: Изд-во СибаДИ, 2006. - 295 с.

96. Халлыев Н.Х. Методология поддержания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧМГ // Газовая промышленность. 2005. - №2. - С.71-73.

97. Хуршудов А.Г., Сабиневская И.М. Расчет технологических режимов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтегазопроводов // Борьба с коррозией и защита окружающей среды: Экспресс-информ / М: ВНИИОЭНГ, 1987.-№6.-С. 14-20.

98. Шиманский Ю.А. Строительная механика подводных лодок. Л.: Судпромгиз, 1943. 566 с.

99. Шуаро А.Н. Проектирование магистральных нефтепроводов с учетом результатов анализа риска аварий // Трубопроводный транспорт. 2005. - №1. -С.14-16.