Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды

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

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды"

На правах рукописи

УДК 622 691 4 04 14 620 693/197

АЛЕКСАНДРОВ ЮРИЙ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ МНОГОФАЗНЫЕ СРЕДЫ (на примере конденсатопровода «Вуктыл-СГПЗ»)

Специальность 25 00 19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта-2008

003447145

Диссертация выполнена в Ухтинском государственном техническом университете и ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Научный руководитель кандидат технических наук

Руслан Викторович Агиней

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Зафар Хангусейн - оглы Ягубов

кандидат технических наук Светлана Константиновна Ким

Ведущая организация ОАО «Северные магистральные

нефтепроводы»

Защита состоится Г7 октября 2008 г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212 291 02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу 169300, г Ухта, Республика Коми, ул Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ.

Автореферат разослан 15 сентября 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук, доцент Н М. Уляшева

Общая характеристика работы Актуальность темы. Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая нефть, газовый конденсат, газ, пластовую воду, показывает, что в ряде случаев имеет место интенсивное развитие коррозии внутренней поверхности трубопровода Скорость коррозии может составлять несколько миллиметров в год, что за непродолжительное время приводит к образованию сквозных повреждений металла трубы, разливу продукта и, как следствие, к значительному экологическому и экономическому ущербу

На промысловых трубопроводах Самотлорского месторождения зафиксировано более тысячи отказов по причине внутренней коррозии труб Разрушение труб происходит в течение трех-пяти лет с момента появления в составе транспортируемой среды пластовой воды

Следовательно, актуальность выбранной темы не вызывает сомнения, особенно учитывая интенсивное обводнение большинства крупных нефтегазоконденсатных месторождений в заключительный период их эксплуатации

Анализ методов повышения работоспособности трубопроводов в таких условиях показывает, что существующие методы можно условно разделить на две группы Первая группа связана с применением коррозионно-стойкого оборудования Однако такие методы невозможно использовать без остановки работы трубопровода, и их реализация связана со значительными затратами.

Другая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды Чаще всего для этих целей применяют ингибиторы коррозии Однако инги-бирование имеет недостаточную эффективность вследствие непостоянства термобарических условий и типа течения многофазной среды по мере ее транспортирования На участках с расслоенным потоком, движение коррозионно-активной воды может отсутствовать В таких зонах ингибиторы не работают Кроме этого метод ингиби-рования достаточно дорог, т к. требует постоянного ввода реагентов в состав среды

Это предопределяет необходимость разработки более эффективных методов повышения работоспособности трубопроводов в данных условиях.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых1 Г В Акимов, Н П Алешин, В. Бекман, Д Н Брегман, Л М Бреховских, Г А Воробьева, А А. Гоник, И Н Ермолов, Н П Жук, В В Завьялов, В И Классен, Г Г Корнилов, А Е Полозов, И Л. Розенфельд, Е.Ф Тебенихин, Н Д Томашов, Г Улиг, К. Феттер, Л.И. Фрейман и др.

Цель работы. Разработка эффективных методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, базирующихся на результатах лабораторных и полевых испытаний

Задачи исследования:

1 Выявить особенности коррозионной поврежденное™ внутренней поверхности трубопроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии и последующего обследования дефектов в шурфах

2 Провести имитационные коррозионные испытания металла в условиях двухфазной среды «пластовая вода - газовый конденсат»

3 Разработать методы выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды

4 Экспериментально определить оптимальные режимы магнитной обработки среды для снижения ее коррозионной активности

5 Оценить экономическую эффективность разработанных решений

Научная новизна:

- Обследованием в шурфах 675 коррозионных повреждений установлено, что с достоверностью 0,94 внутренние дефекты трубопровода характеризуются совокупностью следующих признаков отношение продольных размеров к поперечным -0,15-0,37, часовое расположение 3-5 и 7-9 часов, повреждение состоит множества локальных дефектов площадью 5-10 см2,

- Статическими коррозионными испытаниями доказано, что наиболее интенсивное развитие повреждений происходит на границе «газовый конденсат - вода»-потеря массы образцов на 25-63% больше, чем образцов, экспозированных в пластовой воде В динамике скорости коррозии, фиксируемые датчиками, установленными в водной среде и на границе сред, отличаются в 1,6-5,15 раз зависимости от скоростей их движения;

- Впервые установлена зависимость для резистометрического определения скорости коррозии с помощью проволочного образца из стали 17ГС длиной 100 мм и

от длины и удельного электросопротивления образца, а =0,1172 (Ом1 м), г- время, прошедшее с начала эксперимента, Яг-сопротивление образца в момент времени г,

начальным диаметром г0 = 0,28 мм

- Расчетом параметров акустического поля доказано, что для реализации ре-верберационного метода контроля среды через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее оптимальным является применение преобразователя с рабочей частотой 5,0 МГц и диаметром пьезопластины 10,0 мм,

- Впервые установлены критерии определения типа среды через металл трубопровода реверберационным методом по отношению амплитуд эхо-сигналов

Р"

для газа - 0,86, для конденсата - 0,82, для воды - 0,8

р:

- Результатами лабораторных испытаний доказано, что оптимальными являются следующие параметры магнитной обработки, снижающие скорость коррозии с 0,9 мм/год до 0,1 мм/год напряженность магнитного поля - 500 кА/м, число перемагни-чиваний - 10-12, соотношение объема омагниченного и неомагниченного раствора-0,3, скважность импульсов электрического тока для электромагнитной обработки -0,4,

- Установлено эффективное время действия для всех режимов магнитной обработки, составляющее в статических условиях 16 ч, при перемешивании среды 9 ч, после чего наблюдается снижение эффекта обработки,

- Впервые получены регрессионные модели изменения скорости коррозии Укор от напряженности магнитного поля Н, количества намагничиваний N и доли омагниченного раствора в смеси Сом, общего вида Утр =А(С0М)2+ВС0М+С При этом, коэффициенты А, В и С определяются из выражений А=-3'10"|2(ЫН)2+2 10"8МН+5'10"5, В=5 10'9(Ш)2-3 10-5Ш+0,0648, С=10"8(НН)2+10"'МН +0,8761.

Основные защищаемые положения:

- результаты анализа данных внутритрубной дефектоскопии и лабораторных испытаний, в т ч выполненных на модели трубопровода при движении многофазного потока,

- оригинальная методика расчета основных параметров пьезоэлектрического преобразователя,

- новые критерии оценки типа течения среды в продуктопроводе ультразвуковым реверберационным методом контроля,

- методика определения параметров магнитной обработки, обеспечивающих требуемое снижение коррозионной активности среды,

- новая конструкция устройства по омагничиванию коррозионно-активной среды в конденсатопроводе

Практическая ценность работы заключается в разработке неразрушающего метода оценки типа течения многофазной среды в конденсатопроводе, позволяющего уточнить место коррозионно-активного участка, определении оптимальных параметров магнитной обработки среды для снижения коррозионной активности и проектировании устройства омагничивания с возможностью его монтажа без остановки продукта

Метод ультразвукового контроля многофазного потока внедрен на участке конденсатопровода «Вуктыл-Сосногорский газоперерабатывающий завод», 37 км В результате внедрения установлены границы участка конденсатопровода с расслоенным типом течения транспортируемой потока По результатам внедрения получен чистый доход - 581,8 тыс руб. При реализации инвестиционного проекта внедрения метода на коррозионно-опасном участке 37-67 км участке ожидаемый экономический эффект за 8 лет составит более 3,8 млн руб с учетом дисконтирования денежных потоков

По материалам исследований поданы две заявки на изобретения РФ, что свидетельствует о новизне и практической применимости полученных результатов

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались

- на Всероссийской конференции «Большая нефть реалии, перспективы Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (УГТУ, г. Ухта, 2003 г),

- П1 Международной научно-технической конференции «Новые материалы, неразрушающий контроль и наукоемкие технологии в машиностроении», (г Тюмень, 2005 г),

- 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУНиГ им И М Губкина, г Москва, 2007 г.),

- 6-й Международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении» (БГИТА, г Брянск, 2006 гг),

- Конференциях сотрудников и преподавателей УГТУ (г. Ухта, 2004, 2006, 2007, 2008 гг),

- Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г Тюмень, 2007 г),

- Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007) (ООО «ВНИИГАЗ», г Москва, 2007 г)

- Международной конференции «Газопроводные системы настоящее и будущее» (GTS-2007) (ООО «ВНИИГАЗ», г Москва, 2007 г )

Публикации. По теме диссертации опубликовано 25 работ, из них 15 в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения Содержит 179 страниц текста, 91 рисунок, 25 таблиц, список литературы из 121 наименования и приложение.

Содержание работы Во введении обоснованы актуальность и значимость выбранной темы, степень ее разработанности, охарактеризованы научно-методические пути ее решения

В первой главе «Анализ средств и методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды» показано, что несмотря на существующие системы очистки и подготовки продукта к транспорту в трубопроводы может попадать пластовая вода, содержащая коррозионно-активные компоненты При этом в трубопровод закачиваются многофазные эмульсионные среды, которые при перекачке могут разделяться на компоненты, в том числе с выделением на отдельных участках трубопроводов свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоростью протекания локальных коррозионных процессов, повреждающих внутреннюю поверхность труб

Проблема актуальна не только для трубопроводов, транспортирующих продукты с содержанием агрессивных веществ сероводород, меркаптановые серы, углекислый газ и др На межпромысловых трубопроводах Западной Сибири зафиксировано более 3000 отказов, что А А Гоник и Г Г Корнилов связывают только с обводненностью месторождений.

Обзор методов повышения работоспособности трубопроводов в таких условиях показал, что первая группа методов связана с использованием коррозионно-стойкого оборудования Это достигается применением коррозионно-стойких труб, получаемых обычно легированием стали или антикоррозионных покрытий внутренней поверхности труб Основным недостатком легирования является избирательность против определенного механизма коррозии, покрытий - сложность монтажа таких труб и относительно небольшой срок службы Кроме этого, такие методы невозможно реализовать без остановки трубопровода, и они характеризуются значительными материальными, трудовыми и временными затратами

Другая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды Реализация методов возможна, однако они не обладают достаточной эффективностью защиты протяженного трубопровода Перспективным является применение безреагентых методов, например, омагничивания среды, однако ему также присущ ряд недостатков- 1) из-за ограниченного времени действия обработки необходимо устанавливать обородувание точно в начале коррозионно-опасного участка; 2) эффективность метода зависит от параметров магнитной обработки, которые индивидуальны для определенной коррозионной среды и металла, 3) создание высоконапряженного магнитного поля постоянными магнитами, расположенными внутри трубопровода снижает производительность трубопровода, а также накладывает ограничения на пропуск внутритрубных устройств

В Республике Коми примером трубопровода, транспортирующего многофазную среду является конденсатопровод (КП) «Вуктыл - Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ)» КП изготовлен из труб диаметром 530 мм, толщиной стенки 8,0 мм, марка стали труб 17ГС Длина трубопровода - 186 км

В 1996 году на КП были обнаружены два сквозных повреждения Исследования металла и продуктов коррозии показали, что процесс развивался с внутренней поверхности труб и связан с возникновением электрохимических гальванопар, обусловленных химической неоднородностью поверхности металла, в условиях корро-зионно-активной среды, которая преимущественно состоит из пластовой воды и метанола

Таким образом, для обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих многофазные среды необходима разработка эффективных методов повышения их работоспособности, что и являлось целью работы

Во второй главе «Анализ коррозионного состояния системы конденсато-проводов Вуктыл-СГПЗ» показано, что магнитной внутритрубной дефектоскопией (ВТД) КП, выполненной на участке 0-124 км зарегистрировано 2560 повреждений коррозионного происхождения Удельная плотность дефектов по участкам пропуска составила- 0-5 км - 104,6; 5-35 км - 34,9, 35-37 км - 20,5; 37-68 км - 25,8, 68-124 км -8,9 дефектов на км, т е наблюдается снижение дефектности по линейной протяжённости

Обследованием наиболее глубоких дефектов в шурфах было установлено, что на участке 0-5 км 313 из 317 дефектов (98,7%) являются коррозией внешней поверхности трубопровода, повреждений внутренней поверхности нет На 37-124 км 208 из

358 дефектов соответствует внутренним дефектам (58,1%), остальные - внешним. Наибольшая плотность внутренних дефектов отмечается на участке 37-68 км - 158 дефектов из 174 обследованных, т.е. более 90%.

По результатам измерения размеров дефектов в шурфах с помощью ультразвуковой толщинометрии установлены отличительные признаки коррозии внутренней поверхности от внешней (за исключением ручейковой коррозии), которые позволяют идентифицировать необследованные в шурфах повреждения: 1) отношение общей длины повреждения к ширине составляет от 0,15 до 0,37; 2) повреждение состоит из множества точечных дефектов малой площади (в среднем 5-10 см2); 3) повреждения локализованы в областях 3-5 и 7-9 ч в почасовой ориентации трубы (рис. 1).

Количество дефектов

Часовая ориентация

Направление по окружности трубы

а) б)

а) часовое распределение повреждений на участке 37-68 км; 6) повреждение, состоящее из коррозионных язв площадью 5-10 см2 на внутренней поверхности КП Рисунок 1 - Отличительные признаки коррозии внутренней поверхности КП

Сопоставление плотности дефектообразования на внутренней поверхности с расчетным и фактическим давлением в КП (рис. 2) позволило сделать вывод, что внутренние повреждения локализованы на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы. При этом установлено, что градиент снижения фактического давления выше расчетного, что может быть обусловлено потерей реального диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон, с малым движением нижних слоев потока.

В третьей главе «Имитационные коррозионные испытания металла кон-денсатопровода» для исследования были отобраны образцы стали 17ГС из труб КП и вода с головных сооружений Печорокожвинского и Вуктыльского месторождений.

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Координата КП, км

Рисунок 2 - Сопоставление графиков расчетного 1 и фактического 2 давления в КП, высотных отметок трассы 3 и плотности внутренних повреждений 4

Первый вид испытаний - оценка коррозионной активности вод электрохимическими методами. Исследования выполнены в статическом состоянии и при перемешивании среды, а также с продувкой СО2. Установлено, что коррозионная активность обеих сред высокая, при перемешивании раствора и продувке С02 наблюдается увеличение скорости коррозии (рис. 3).

1 и 2- в статических условиях; 3 и 4 при движении среды Рисунок 3 - Поляризационные кривые стали марки 17ГС в воде с головных сооружений Печорокожвинского а) и Вуктыльского б) месторождений

Далее выполнялись статические испытания образцов в трехфазной среде: воздух, конденсат и пластовая вода. Время экспозиции - 10 суток. Установлено, что

удельная потеря массы образцов, расположенных в пластовой воде 88,3-125,5 мг/см2 На границе «конденсат-вода» - 114,1-189,5 мг/см2, несмотря на то, что вторая группа образцов была расположена частично в некоррозионный-активном конденсате

Для определения скорости коррозии в модели трубопровода, транспортирующего многофазную среду, был изготовлен лабораторный стенд В модель, выполненную из полиэтиленового цилиндра, заливали на % высоты воду Печорокожвин-ского месторождения, до % высоты - конденсат, имеющий возможность прокачиваться насосом. В модели диаметрально противоположно устанавливались две группы датчиков коррозии. Модель имела возможность вращения вокруг своей оси, при этом линия, соединяющая центры датчиков, поворачивалась на угол ср относительно горизонта Для определения скорости коррозии применялся резистометрический метод, заключающийся в измерении электрического сопротивления стальных образцов с малым поперечным сечением Коррозионные потери образца к моменту времени т характеризуются величиной изменения радиуса образца

Лг = г0-гх (1)

Если температура образца в течение опыта постоянна, то формулу 1 можно представить в виде

I-/ \

¡Щ_1___L

где р - удельное электрическое сопротивление образца, /- длина образца, /?о и сопротивление образца в начальный момент и момент времени т

Зная зависимость коррозионных потерь Лг от времени, вычисляют скорость коррозии для любого момента времени Для образцов из стали 17ГС длиной 100 мм и начальным диаметром г0=0,28 мм была определена зависимость сопротивления образца от его диаметра, на основании которой получена расчетная формула для определения скорости коррозии

или Лг = г.

Чт I- (2)

/ /'

г0 -а, -

1° V к)

"" 2т К '

где а - параметр, зависящий от длины и удельного сопротивления образца, а =0,1172 (Ом7 м)

На рис 4 представлены графики зависимости средней скорости коррозии от угла поворота модели <р При ср=0 - обе группы датчиков расположены в конденсате, Ф=45° - первая группа на границе «вода-конденсат», вторая на границе «воздух-конденсат», ф=90° первая группа в воде, вторая в воздухе

11

1 - первая группа датчиков, 2 - вторая группа датчиков Рисунок 4 - Зависимость средней скорости коррозии Укор от угла поворота <р при расходе конденсата 0,1 л/с а) и 0,2 л/с б)

Таким образом, определено, что скорости коррозии на границе воды и конденсата выше скорости коррозии в воде в 1,6-5,15 раза в зависимости от скорости движения среды

В четвертой главе «Разработка средств и методов контроля многофазных сред» представлены результаты экспериментальных испытаний методов оценки типа течения многофазной среды в конденсатопроводе Проанализированы известные технические решения, связанные с введением в полость трубопровода различных устройств, контролирующих плотность или содержание воды в эмульсии, а также ультразвуковые методы определения типа течения среды Последние методы оказались предпочтительней, Однако они сложны в практической реализации, тк контроль одновременно ведется несколькими датчиками, а интерпретация показаний осуществляется ЭВМ с помощью специальной программы Автором предложен ультразвуковой реверберационный метод, который осуществляется с помощью одного пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП), а анализ данных выполняет де-фектоскопист, проводящий контроль Сущность реверберационного метода заключается в измерении параметров серии затухающих эхо-сигналов (рис 5)

Расчетным путем выбран ПЭП с рабочей частотой 5,0 МГц, диаметром пьезо-пластины 10 мм, который обеспечивает устойчивую реверберацию сигнала при толщине стенки трубы около 8,0 мм

Скорость затухания связана с отношением амплитуды последующего эхо-сигнала к предыдущему

Р"„„ = ф[(П + 1)Нм] к К -25мНм (4)

—-— -=-=— АЧш хчмс ^ > КГ7/

Р " ф[пНм]

где Нм - толщина стенки трубы, 8М -коэффициент затухания в металле; Рмп+1 и Рмп - амплитуда п-го и п+1-го при реверберации УЗ в металле; 11МП1 11мс - модуль коэффициента отражения от границы «металл - ПЭП» и «металл - среда», соответственно; ф[Н] - функция, определяющая ослабление донного сигнала в результате дифракционного расхождения акустических лучей.

1 - эхо-сигнал зондирующего импульса; 2,3, 4 - первый, второй и третий эхо-сигнал,

соответственно

Рисунок 5 - Схема реализации реверберационного метода: а) схема получения многократноотраженных эхо-сигналов в стенке трубы; б) осциллограмма экрана дефектоскопа

Таким образом, величина 11мс, различная для газовой, водной и конденсатной сред, влияет на скорость затухания эхо-сигналов. Экспериментальным путем получены осциллограммы ультразвукового дефектоскопа при контакте фрагмента метал-

Рисунок 6 - Осциллограммы, полученные на участке конденсатопровода, граничащего с газовой а), водной б) фазой и с конденсатом в)

Из рис 6 видно, что скорость затухания эхо-сигналов разная при контакте с газовой фазой наблюдается 10, при контакте с водой - 7, при контакте с конденсатом - 8 эхо-сигналов В результате расчетным путем установлены и экспериментально подтверждены критерии определения типа среды

= 0,86 - газ, = о,82 - конденсат, = о,80 - вода

Р\ Р", Рм,

В пятой главе «Развитие методов снижения коррозионной активности среды» рассмотрены технические решения по снижению коррозионной активности транспортируемой среды

Автором предложено применение магнитного метода обработки транспортируемой среды В настоящее время механизм магнитной обработки до конца не изучен В И Классен считает, что под действием силы Лоренца молекулы воды, входящие в состав коррозионной среды, начинают движение Магниты расположены так, чтобы магнитное поле устройства вызвало колебания диполей воды, что приводит к отделению молекул воды от микровключений, находящихся в жидкости Образующиеся в результате магнитной обработки метастабильные ассоциаты способны достраивать структуру за счет других растворенных молекул и ионов до электронейтральной Эффект сохраняется в потоке жидкости до 24 ч Магнитная обработка перекачиваемых жидких сред воздействует на весь комплекс свойств жидкости, изменяя равновесие диссоциации воды, что сопровождается уменьшением кислотности и коррозионной активности. Изменяется также степень гидратации растворенных примесей и ионов солей, что приводит к изменению растворимости примесей, уменьшению вязкости растворов, объемной кристаллизации примесей из растворов (например, солей жидкости или асфальто-парафинистых отложений)

Для определения эффективности такой обработки на пластовую воду Вуктыль-ского месторождения, а также для определения режимов обработки, обеспечивающих оптимальный эффект при минимальных энергетических затратах, был выполнен ряд экспериментов

Применяли соленоид с расчетной напряженностью поля Н=915 кА/м при силе тока в обмотке 160 А Максимальная фактическая напряженность, измеренная в центре соленоида тесламетром составляла 677 кА/м

Первый этап испытаний - статические Жидкость с водой устанавливалась в центр соленоида и омагничивалась однократным пропусканием импульса тока Коррозионная активность воды до и после испытания определялась электрохимическим

методом относительно образца стали 17ГС На рис 7, а приведен график изменения скорости коррозии от напряженности поля Далее вода омагничивалась многократным пропусканием импульсов тока (N - количество намагничиваний) (рис 7, б) V 10 09« 01 07 OSOS-04

03-

02-

о too 200 зоо <оо 500 воо 700 0 2 4 6 в 10 12 и 16 18 20

Н, кА/м N> Р33

а) б)

Рисунок 7 - Зависимости скорости коррозии от напряженности магнитного поля а) и количества намагничиваний б)

Установлено, что при однократном омагничивании при увеличении напряженности поля до 300 кА/м скорость коррозии падает с 0,9 до 0,4 мм /год С увеличением количества намагничиваний коррозионная активность также снижается. Оптимальным является количество N=10-12, при которых скорость коррозии снижается до 0,1 мм/год

Для установления времени действия магнитной обработки определяли коррозионную активность среды в течение 24 ч с шагом 2 ч в статике и при перемешивании Установлено, что для различных режимов магнитной обработки зафиксирован порог 9 ч для динамического состояния и 16 ч для статического, после которого эффективность обработки резко снижается При средней скорости продукта в КП 0,5 м/с это соответствует протяженности защиты около 16 км

Отмечено, что наиболее целесообразным является установка омагничивающе-го устройства на байпасную линию основного трубопровода, тем самым не создается помех для пропуска внутритрубных устройств При этом омагничивается часть жидкости, которая в дальнейшем смешивается с остальным объемом

На рис 8 показаны графики скорости коррозии в зависимости от соотношения обработанной и необработанной частей воды в смеси

Установлено, что при увеличении доли обработанного раствора в смеси с необработанным, скорость коррозии снижается Наиболее эффективное снижение скорости коррозии происходит при добавлении в смесь раствора с параметрами обра-

ботки Н=500 кА/м, N=10 при добавлении 10% омагниченной жидкости скорость коррозии снижается с 0,9 мм/год до 0,21 мм/год, 30% - до 0,1 мм/год Утр, мм/год

-1-1" -I-1 I-г

Параметры магнитной обработки —

♦ Н=500 кА/м,N=10 ВН=300кА/м,М=10 -

,%об

Рисунок 8 — Зависимость скорости коррозии среды Vmp от соотношения омагниченной и неомагниченной частей Сом в смеси при различных параметрах магнитной обработки

Получены регрессионные модели, имеющие общий вид VKop =А(С0М)2+ВС0М+С При этом, коэффициенты А, В и С можно определить из выражений А=-3 10"12(NH)2+2 10"8NH+5 Ю'5, В=5 10"9(NH)2-3 10'5NH+0,0648, C=10-8(NH)2+10-4NH +0,8761

Для второго этапа испытаний (в динамике) применялась модель трубопровода с резистивными датчиками коррозии Пластовая вода на выходе из насоса омагничи-валась, проходя через соленоид Ток на соленоид подавался через тиристор, управляемый генератором. Определено, что с увеличением частоты импульсов тока подаваемого генератором VKop снижается, при увеличении скорости прокачивания увеличивается (рис 9, а) Установлено, что данный факт связан с увеличением количества намагничиваний элементарного объема среды dV, проходящего через соленоид, что подтверждает данные, полученные при статических испытаниях

Так, число намагничиваний элементарного объема раствора dV, проходящего через катушку длиной 1С определяется по формуле

.nid2

N = f-

4Q

/ - частота импульсов, 1е - длина катушки, d подводящей трубки, Q - расход жидкости

(5)

внутренний диаметр

Установлен характер зависимости скорости коррозии в среде от скважности импульсов тока ^ (рис 9, б) Определен интервал значений обеспечивающий максимальное снижение коррозионной активности ^=0,4-0,8. Для снижения электроэнергии, расходуемой установкой, наиболее приемлемой величиной является нижняя граница ^=0,4

Полученные результаты позволили спроектировать электромагнитную установку, устанавливаемую на конденсатопровод без остановки транспорта продукта врезкой под давлением

Укор, мм/год

Укор, мм/год

1 1 Ряг.хпц жицх-пгти

-♦—0 л!с 5П/С

\

-*-0 Нй

чч

\\

V зи,/

П I [ араметры обработки

п

/=400 Гц, — 0= 0.1 л/с

Г

\ /

/¡Гц1

11 1.2 11 04

Скважность импульсов \

а) б)

Рисунок 9 - Зависимость скорости коррозии от частоты а) и скважности б) импульсов тока в соленоиде

В шестой главе «Расчет эффективности инвестиционного проекта внедрения методики контроля многофазного потока» проведена оценка инвестиционной привлекательности проекта внедрения разработанного метода оценки типа течения среды реверберацией ультразвуковых колебаний на коррозионно-опасном участке 37-68 км КП Вуктыл-СГПЗ, в период с 2008 по 2015 гг Эффект достигается за счет снижения затрат на установку устройств контроля потока внутрь трубопровода Расчет показал, что чистый дисконтированный доход за время реализации проекта составит более 3,8 млн руб, внутренняя норма прибыли - 24,18 % при ставке дисконта 12%; срок окупаемости - на уровне 3,7 лет с момента начала реализации проекта

Основные выводы:

1 На основе анализа данных внутритрубной диагностики, обследования в шурфах, исследования металла поврежденных труб выявлены основные факторы, приводящие к развитию коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды

2 Разработаны отличительные признаки коррозии внутренней и внешней поверхности труб, на основе данных внутритрубной диагностики, что позволяет идентифицировать выявленные ВТД повреждения без их обследования в шурфах

3 Установлена закономерность плотности дефектообразования на внутренней поверхности труб от расчетного и фактического профиля давления в конденсатопро-воде, характеризующая локализованность внутренних повреждений на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы Установлено, что градиент снижения фактического давления выше расчетного, что может быть обусловлено потерей «реального» диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон

4 Разработано техническое решение, позволяющее достоверно и эффективно проводить оценку типа течения перекачиваемой среды по сечению трубопровода с помощью стандартных дефектоскопических приборов Определены оптимальные характеристики средств контроля, расчетно и экспериментально установлены информативные критерии контакта трубы с различными фазами перекачиваемой среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов

5 Обоснован метод магнитной обработки коррозионно-активных сред Экспериментально определены параметры магнитной обработки, при которых энергетические затраты на обработку среды расходуются наиболее эффективно

6 Разработано устройство для импульсного намагничивания потока, проходящего через байпасную линию Обоснованы оптимальные величины частоты и скважности импульсов электрического тока, подводимого к электромагниту

7 Внедрен ультразвуковой метод оценки типа течения многофазной среды на 37 км второй очереди конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ Установлены границы участка с расслоенным типом течения транспортируемого продукта, предложен к внедрению комплекс мероприятий по снижению коррозионной повреждаемости внутренней поверхности конденсатопровода на данном участке Получен чистый доход -581,8 тыс руб

8 Рассчитана экономическая эффективность проекта внедрения методики ультразвукового контроля потока на участке 37-64 км двухниточного конденсатопровода «Вуктыл-СГПЗ» в период с 2008 по 2015 гг Прогнозируемый чистый дисконтированный доход составляет более 3,8 млн руб

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Александров Ю В , Агиней Р В , Саванько Е А Разработка критериев оценки типа течения многофазных сред ультразвуковым методом // Сборник научных трудов материалы научно-технической конференции (17-20 апреля 2007 г) в 2 ч, ч 1 /подред НД Цхадая - Ухта УГТУ,2007 - С 136-141

2 Александров Ю В , Полубоярцев Е Л, Князев Н В К вопросу очистки промысловых коммуникаций от смолопарафиновых отложений // Сборник научных трудов материалы научно-технической конференции (20-23 апреля 2004 г). в 2 ч, ч 1 / под ред Н Д Цхадая - Ухта УГТУ, 2005 - С 62-65

3 Александров Ю В , Полубоярцев Е Л , Коптяева Г Б. Применение ПАВ многофункционального действия для повышения эффективности промыслового и дальнего транспорта нефтегазоконденсатных смесей в условиях Крайнего Севера // Новые материалы, неразрушающий контроль и наукоемкие технологии в Машиностроении материалы Ш международной научно-технической конференции (6-9 декабря 2005 г)-Тюмень Феликс,2005 -С. 10-11.

4. Крачковский В В , Юнусов Р Ю , Полубоярцев Е Л, Рыбаков Л В , Александров Ю В Результаты промысловых испытаний комплексного ингибитора пара-финоотложений и гидратообразований // Сборник научных трудов материалы научно-технической конференции (18-21 апреля 2006 г.) в 3 ч , ч 1 / под ред Н Д. Цхадая -Ухта УГТУ,2006 - С 255-261

5 Александров Ю В , Кузьбожев А С, Агиней Р В Контроль многофазных сред в конденсатопроводах при помощи ультразвука // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе -2007 -№4 -С 24-31

6 Кузьбожев А С, Агиней Р В, Александров Ю В , Саванько Е А Анализ результатов оценки коррозионного состояния системы конденсатопроводов Вуктыл-СГПЗ//Контроль Диагностика -2007 -№7 - С 31-44.

7 Александров Ю В , Агиней Р В Оценка химической неоднородности металла коррозионноповрежденных труб II Актуальные проблемы состояния и разви-

тия нефтегазового комплекса России Тезисы 7-й Всероссийской научно-технической конференции (29-30 января 2007 г) М. РГУНиГ им И М. Губкина, 2007 -С 59.

8 Александров Ю В , Кузьбожев А С , Агиней Р В , Глотов И В Исследование мест сквозных коррозионных повреждений в конденсатопроводах // Коррозия материалы,защита -2007 -№6 -С.35-44

9 Кузьбожев А.С, Агиней Р В , Александров Ю В Анализ результатов внут-ритрубной дефектоскопии конденсатопроводов «Вуктыл-СГПЗ» // Коррозия материалы, защита - 2007 - № 9 - С 22-27

10 Александров ЮВ, Агиней РВ, Кузьбожев АС. Методы акустического контроля многофазной среды в трубопроводе // Контроль Диагностика - 2007 -№ 10 -С 20-27.

11. Александров Ю В., Кузьбожев А С , Агиней Р В , Конакова М А Оценка структурной неоднородности металла коррозионноповрежденных труб // Коррозия материалы, защита - 2008. - № 2 - С 20-22

12 Бирилло И Н, Теплинский Ю А., Быков И Ю, Александров Ю В Оценка потерь металла в осевом сечении коррозионно-поврежденных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004 - № 4 - С. 9-12

13. Александров Ю В , Кузьбожев А.С, Агиней Р В Моделирование коррозионных повреждений конденсатопроводов, приводящих к техногенным экологическим последствиям // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе - 2007 -№4 -С 32-40

14. Бирилло И Н, Теплинский Ю А, Быков И Ю, Александров Ю В О работоспособности трубопроводов, подверженных коррозии в процессе эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2004 -№8 - С. 21-25

15 Теплинский Ю А, Бирилло И.Н , Кандауров И И, Романцов С.В , Александров Ю В Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии конденсатопровода Вуктыл - Сосногорский газоперерабатывающий завод и оценка факторов, способствующих коррозионному повреждению труб II Обзорн. инф , прилож к журн Наука и техника в газовой промышленности Сер. Транспорт и подземное хранение газа, 2004 - 34 с.

16. Кузьбожев А С, Агиней Р В , Александров Ю В , Кандауров И И Исследование вариации твердости по окружности сварных труб в конденсатопроводах, по-

врежденных внутренней коррозией//Контроль Диагностика -2007. -№10 -С 4953

17. Теплинский Ю А , Конакова М А , Осенняя Т.Н, Аленников С Г, Александров Ю В Влияние неметаллических включений на разрушение трубных сталей // Технология металлов - 2005 - № 4 - С 6-9

18 Агиней Р В , Александров Ю В Оценка коррозионного состояния системы конденсатопроводов Вуктыл-СГПЗ по результатам внутритрубной диагностики / Газотранспортные системы настоящее и будующее Тезисы докладов Международной научно-практической конференции 6-7 декабря 2007 г - М ВНИИГАЗ, 2007 - С 108

19 Кузьбожев А С , Агиней Р В , Александров Ю В , Кандауров И И Исследование остаточных напряжений в сварных трубах конденсатопроводов, поврежденных внутренней коррозией // Контроль Диагностика - 2007 - № 11 - С 24-27

20 Кузьбожев А С , Агиней Р В , Александров Ю В Оценка структурной неоднородности металла коррозионно-поврежденных труб // Контроль Диагностика -2007 - № 12 - С 54-58

21 Александров Ю В , Кузьбожев А С, Агиней Р В , Глотов И В Моделирование коррозионных повреждений в двухфазной газоконденсатной среде // Коррозия материалы, защита - 2008 - № 1 - С. 20 - 24

22 Цхадая Н Д, Кузьбожев А С, Агиней Р В , Александров Ю В Заявка на изобретение РФ №2007116881/17 Способ защиты трубопровода от коррозии

23 Цхадая Н Д, Кузьбожев А С, Агиней Р В , Александров Ю В Заявка на изобретение РФ №2007121152/17 Способ контроля многофазного потока в трубопроводе

24. Александров Ю.В, Нелогожев А М Временная инструкция на ремонт дефектов труб и сварных соединений действующих магистральных газопроводов и конденсатопроводов ООО «Севергазпром» стальными сварными муфтами - Ухта Севергазпром, 2006 - 86 с.

25 Яковлев А Я , Александров Ю В , Кузьбожев А С , Агиней Р В Повышение работоспособности конденсатопроводов в условиях транспорта многофазного потока / Обзорная информация Серия «Транспорт и подземное хранение газа» - М ИРЦ Газпром, 2008 - 88 с

Подписано в печать 10 09 2008 г ФорматД5 Уч изд л 1,6 Тираж 100 экз Заказ № £ # $ ^ Отпечатано в отделе механизации и выпуска НТД Севернипигаза Лицензия КР №0043 от 9 июня 1998г 169300, Республика Коми, г Ухта,ул Севастопольская, 1а

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Александров, Юрий Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ МНОГОФАЗНЫЕ СРЕДЫ.

1.1. Актуальность темы исследования.

1.2. Факторы, контролирующие коррозионные процессы металла трубопроводов.

1.3. Исследования трубного материала с повреждениями внутренней поверхности труб.

1.3.1 Исследование продуктов коррозии.

1.3.2 Результаты металлографических исследований металла.

1.4. Методы повышения коррозионной стойкости трубопроводов, подверженных внутренней коррозии.

1.5. Выводы по главе 1. Цель и задачи исследования.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ КОНДЕНСАТОПРОВОДОВ «ВУКТЫЛ-СГПЗ».

2.1. Анализ особенностей локализации коррозионных повреждений по трассе конденсатопровода.

2.2. Классификация коррозионных повреждений на образцах материала конденсатопровода.

2.3. Анализ эффективности методов коррозионного мониторинга конденсатопроводов Вуктыл-СГПЗ.

2.4. Разработка критериев выявления повреждений внутренней поверхности труб по результатам ВТД.

2.5. Определение преимущественного механизма развития внутренней коррозии.

2.6. Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. ИМИТАЦИОННЫЕ КОРРОЗИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ МЕТАЛЛА КОНДЕНСАТОПРОВОДА.

3.1. Оценка скорости коррозии электрохимическими методами.

3.1.1 Методика испытаний.

3.1.2 Результаты испытаний.

3.2. Определение коррозионной стойкости материала марки 17Г1С из конденсатопровода.

3.3. Исследование длительной стойкости к коррозии.

3.4. Определение скорости коррозии на модели трубопровода.

3.5. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА СРЕДСТВ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ МНОГОФАЗНЫХ СРЕД

4.1. Средства контроля, устанавливаемые в полость трубопровода.

4.1.1 Контроль плотности среды.

4.1.2 Контроль содержания воды в среде.

4.2. Анализ ультразвуковых методов контроля среды.

4.3. Разработка критериев УЗ контроля с помощью одного преобразователя

4.4. Выводы по главе 4.

ГЛАВА 5. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ СРЕДЫ

5.1. Гомогенизация коррозионно активной среды.

5.2. Механизм магнитной обработки транспортируемой среды.

5.3. Выбор и обоснование оборудования для намагничивания среды.

5.4. Исследование скорости коррозии стали 17ГС в омагниченном растворе.

5.5. Разработка устройства для промышленного внедрения на конденсатопроводе.

5.6. Выводы по главе 5.

ГЛАВА 6. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды"

Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая нефть, газовый конденсат, газ, пластовую воду, показывает, что в ряде случаев имеет место интенсивное развитие коррозии внутренней поверхности трубопровода [10, 19, 25, 36]. Скорость коррозии при этом составляет до нескольких миллиметров в год, что за непродолжительное время приводит к образованию сквозных повреждений металла трубы, разливу продукта и, как следствие, к значительному экологическому и экономическому ущербу [7].

Следовательно, актуальность выбранной темы не вызывает сомнения, особенно учитывая интенсивное обводнение большинства крупных нефтегазоконден-сатных месторождений на стадии падающей добычи в заключительный период их эксплуатации.

Анализ методов повышения работоспособности трубопроводов в таких условиях показывает, что существующие методы можно условно разделить на две группы: первая - связана с применением коррозионно-стойкого оборудования [25, 95]. Однако такие методы невозможно использовать без остановки работы трубопровода и их реализация связана со значительными материальными, трудовыми и временными затратами.

Другая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды. Чаще всего для этих целей применяют ингибиторы коррозии, которые снижают скорость коррозионных процессов [14, 77]. Наибольшей эффективностью обладают ингибиторы, которые применяют для предотвращения коррозии на непротяженных участках трубопроводов. Если трубопровод магистральный, характеризующийся изменением типа течения'среды, температуры, давления и даже скоростью движения отдельных фаз при расслоенном потоке или образовании «застойных» зон, то эффективность применения ингибиторов в таких условиях низкая [72]. Кроме этого метод ингибирования достаточно дорог, т.к. требует постоянного ввода реагентов в состав среды [26].

Наиболее перспективными и дешевыми являются безреагентные методы снижения коррозионной среды, в частности, метод, основанный на магнитной обработке среды [16]. Однако применение метода ограничивается непродолжительным действием магнитного эффекта. Кроме этого, известные устройства по омагничива-нию препятствуют пропуску внутритрубных приборов (очистных поршней, профиле-меров, дефектоскопов). Поэтому для его применения необходимо точно поставить устройство для магнитной обработки среды на начало коррозионно-опасного участка. Для оптимизации энергетических затрат на реализацию метода необходимо точно знать параметры магнитной обработки, эффективно снижающие коррозионную активность конкретной среды.

Цель работы. Разработка эффективных методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, базирующихся на основе результатов лабораторных и полевых испытаний.

В работе решаются следующие задачи:

1. Выявить особенности коррозионной поврежденности внутренней поверхности трубопроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии и последующего обследования дефектов в шурфах.

2. Провести имитационные коррозионные испытания металла в условиях многофазной среды «пластовая вода - газовый конденсат».

3. Разработать методы выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды.

4. Экспериментально определить оптимальные режимы магнитной обработки пластовой воды для снижения ее коррозионной активности.

5. Оценить экономическую эффективность разработанных технических решений.

Научная новизна:

1) Обследованием в шурфах 675 коррозионных повреждений установлено, что с достоверностью 0,94 внутренние дефекты характеризуются совокупностью следующих признаков: отношение продольных размеров к поперечным - 0,15-0,36, часовое расположение 3-5 и 7-9 часов, повреждение состоит нескольких локальных дефектов площадью 5-10 см2.

2) Имитационными испытаниями определено, что наиболее интенсивное развитие коррозии происходит на границе «конденсат - вода» потеря массы образцов на 25-63% больше, чем образцов, экспозированных в пластовой воде. В динамике скорости коррозии датчиков модели трубопровода, установленных в водной среде и на границе жидких сред отличаются почти на порядок.

3) Расчетом параметров акустического поля доказано, что для реализации ре-верберационного метода контроля среды через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее оптимальным является применение преобразователя S 3567 частотой 2,5 МГц и диаметром пьезопластины 5,0 мм.

4) Впервые установлены критерии определения типа среды реверберацион-ным методом по отношению амплитуд эхо-сингалов:

-^- = 0,86 -газ; Ил± = о,82 -конденсат; ZH = o,80 -вода.

Р\ Р"» Р"„

5) Результатами лабораторных испытаний доказано, что наиболее оптимальными являются следующие параметры магнитной обработки, снижающие скорость коррозии с 0,9 мм/год до 0,1 мм/год: напряженность магнитного поля - 300 кА/м, число перемагничиваний - 10-12, соотношение объема омагниченного и неомагни-ченного раствора - 0,1, скважность импульсов электрического тока для электромагнитной обработки - 0,4.

6) Установлено эффективное время действия для всех режимов магнитной обработки, составляющее в статических условиях 16 ч, при перемешивании среды 9 ч, после чего наблюдается тенденция существенного снижения антикоррозионного эффекта.

7) Впервые получены регрессионные модели скорости коррозии СК от напряженности магнитного поля Н, количества перемагничиваний N и доли омагниченного раствора в смеси Сом имеющие общий вид СК=А(С0м)2+ВС0м+С. При этом, коэффициенты А, В и С можно определить из выражений: A=-3-10"12(NH)2+2-10"8NH+5-10"5;

В=5-10"9(NH)2-3-10"5NH+0,0648; C=10-8(NH)2+10">NH +0,8761.

Основные защищаемые положения диссертации:

- результаты анализа данных внутритрубной дефектоскопии и лабораторных испытаний, в т.ч. выполненных на модели трубопровода при движении в нем многофазного потока;

- методика расчета основных параметров пьезоэлектрического преобразователя;

- новые критерии оценки вида среды в конденсатопроводе ультразвуковым реверберационным методом.

- методика определения параметров магнитной обработки, обеспечивающих оптимальное снижение коррозионной активности среды.

Практическая ценность работы заключается в разработке неразрушающего метода оценки типа течения многофазной среды в конденсатопроводе, позволяющего установить начало коррозионно-активного участка, и опредёлении оптимальных параметров магнитной обработки среды для снижения коррозионной активности.

Метод ультразвукового контроля многофазного потока внедрен на участке кон-денсатопровода Вуктыл-СГПЗ» 37 км ООО «Севергазпром». В результате внедрения установлены границы участка конденсатопровода с расслоенным типом течения транспортируемой потока. По результатам внедрения получен чистый доход -581,8 тыс. руб. При реализации инвестиционного проекта внедрения метода на кор-розионно-опасном участке 37-67 км участке ожидаемый экономический эффект за 8 лет составит более 3,8 млн. руб. с учетом дисконтирования денежных потоков.

По материалам исследований поданы две заявки на изобретения РФ, что свидетельствует о новизне полученных в работе результатов.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» РГУНиГ им. И.М. Губкина, г Москва, 2007 г.; 4-й и 6-й Международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении», БГИТА, г. Брянск, 2004 и 2006 гг.; 14-й Международной конференции «Современные средства и методы неразрушаю-щего контроля и технической диагностики», г. Ялта., 2006 г.; Конференции сотрудников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2004, 2006 и 2007 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», г. Тюмень, 2007 г.; Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007), г. Москва, 2007 г.

Материалы диссертации включены в учебный процесс кафедры «Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов» Ухтинского государственного технического университета по дисциплине «Основы технической диагностики газонефтепроводов».

Публикации: по теме диссертации опубликовано 24 работы, из них 15 в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, содержит 179 страниц текста, 91 рисунок, 25 таблиц и список литературы из 121 наименования и приложение.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Александров, Юрий Викторович

5.6. Выводы по главе 5

1. Для реализации на действующих конденсатопроводах предложены технические решения по снижению коррозионной активности многофазной транспортируемой среды. Предложено простейшее устройство для перемешивания потока, однако одним из существенных его недостатков является малая продолжительность действия, т.е. через некоторое время после обработки поток вновь расслаивается и эффект обработки снижается.

2. . Обоснован метод магнитной антикоррозионной обработки сред, рассчи- . таны требуемые параметры намагничивающей установки, с которыми получают достаточную граничную величину напряженности магнитного поля 920 кА/м, достигаемую при силе постоянного тока 160 А в соленоиде диаметром 300 мм и шириной 35 мм, содержащем 200 витков алюминиевого провода прямоугольного сечения площадью 20 мм2 в стекповолоконной термоустойчивой изоляции.

3. Получена экспериментальная зависимость между силой электрического тока в цепи намагничивающего устройства и магнитной индукцией в его сердечнике. Зависимость позволяет устанавливать требуемую напряженность магнитного поля по величине силы тока, измеренной в цепи устройства, не используя при этом специальное магнитно-измерительное оборудование.

4: Установлено, что скорость коррозии в диапазоне 0,4-0,9 мм/год в модельной смеси пластовой воды и метанола находится в линейной зависимости от напряженности воздействующего магнитного поля. Установлена максимальная граничная величина напряженности магнитного поля 300 А/см, при которой скорость коррозии стабилизируется на значении 0,4 мм/год и далее с увеличением напряженности магнитного поля не увеличивается. Это позволяет определить оптимальный диапазон параметров магнитной обработки, при котором энергетические затраты на обработку среды расходуются наиболее эффективно.

5. На образцах стали 17ГС получены зависимости эффективности антикоррозионной обработки от числа перемагничиваний: Установлено, что с увеличением количества перемагничиваний скорость коррозии снижается до величины около 0,1 мм/год. Обосновано оптимальное число перемагничиваний 10-12 раз для напряженности поля более 300 кА/м. 6. Получены зависимости изменения скорости коррозии от времени, прошедшего с момента магнитной обработки в растворе, находящемся в статическом положении и при перемешивании. Установлено эффективное время действия для всех режимов магнитной обработки, составляющее в статических условиях 16 ч, при перемешивании среды 9 ч, после чего наблюдается тенденция существенного снижения эффекта с момента обработки.

7. Установлены зависимости изменения скорости коррозии от соотношения омагниченной и неомагниченной фаз. Установлено, что при увеличении доли обработанного раствора в смеси с необработанным, скорость коррозии снижается. Наиболее эффективное снижение скорости коррозии происходит при добавлении в

159 смесь 30% омагниченной жидкости, обработанной с напряженностью поля 500, кА/м и числом перемагничиваний 10 раз, что дает эффект снижения скорости коррозии от 0,9 до 0,1 мм/год.

8. Разработаны регрессионные модели скорости коррозии от напряженности магнитного поля Н, количества перемагничиваний N и доли омагниченного раствора в смеси Сом были, определяемых выражением СК=А(С0м)2+ВС0м+С. При этом, коэффициенты А, В и С можно определить из выражений: A=-3 10"12(NH)2+210" 8NH+5-10"5; В=5• 10"9(NH)2-3• 10"5NH+0,0648; C=10"8(NH)2+10"4NH +0,8761.

9. Предложен и обоснован импульсный режим подачи тока на намагничивающее устройство, обоснованы оптимальные величины частоты и скважности импульсов электрического тока.

Глава 6. Расчет эффективности инвестиционного проекта внедрения методики контроля многофазного потока

В настоящей главе представлены результаты расчета экономической эффективности проекта внедрения методики оценки многофазного потока на конденсатопроводе «Вуктыл-СГПЗ», эксплуатируемом ООО «Севергазпром». Расчет выполнен в соответствии с современными методиками расчета эффективности инвестиционных проектов, в т.ч. одобренными в ОАО «Газпром» и учитывают такие показатели как срок окупаемости, чистый дисконтированный доход, индекс доходности и др.

Опыт эксплуатации конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ свидетельствует, что на отдельных участках внутренняя поверхность труб подвержена интенсивной коррозии. Исследования показывают, что данное явление связано, как с внутренними факторами (наличие электрохимической неоднородности на поверхности металла, благоприятные условия для создания щелевой коррозии и т.д.), так и с внешними, основным среди которых является высокая коррозионная активность среды, обусловленная главным образом расслоением потока транспортируемой среды с выделением на отдельных участках (застойных зонах) свободной водометанольной смеси.

Применение эффективных средств противокоррозионной защиты невозможно без точного выявления таких участков на трассе конденсатопровода.

В качестве базового варианта возможно применение для этих целей известного поплавкового датчика плотности среды в конденсатопроводе. Данное устройство монтируется на трубопроводе врезкой под давлением без остановки транспорта продукта.

Укрупненная смета для реализации базового варианта состоит из следующих этапов:

- откапывания участка конденсатопровода,

- удаления изоляционного покрытия,

- изготовления (приобретения) поплавкового устройства измерения плотности среды,

- врезки под давлением с учетом стоимости оборудования,

- мониторинга плотности среды по сечению трубопровода,

- восстановления покрытия.

В качестве^нового варианта предлагается применить.ультразвуковой метод оценки типа течения среды. Для реализации метода также необходимо выполнить откапывание трубопровода и удаление изоляционного покрытия, а также подготовить поверхность конденсатопровода для проведения ультразвукового контроля.

Внедрение данного проекта предполагается на конденсатопроводе Вуктыл-СГПЗ км 37-68. Всего на двух нитках трубопровода предлагается выполнить 64 шурфа (через 1 км на каждой нитке).

Планируется следующая последовательность работ.

Первый год - выполнение НИОКР по разработке критериев выявления типа течения среды УЗ методом и определению оптимальных параметров средств контроля.

Далее производится закупка одного прибора и подготовка одного специалиста по неразрушающему контролю.

С помощью одного прибора и одного специалиста можно выполнить контроль 4 участков в год. Для этого выполняется откапывание трубопровода, поверхность трубы подготавливается к контролю. Осуществляется мониторинг (периодический контроль потока) с периодом в одну неделю в течение летнего периода. На основании данных измерений делается вывод о типе течения многофазной среды на данном участке и об его изменении во времени.

В результате работы будут проконтролированы все 64 участка за 8 лет.

Основные характеристики проекта внедрения методики для оценки типа течения среды в конденсатопроводе следующие:

• годовой норматив (протяженность) оценки и мониторинга типа течения транспортируемой среды с помощью одного УЗ дефектоскопа А1214 «Эксперт» - 4 контрольных сечения конденсатопровода;

• периодичность мониторинга - один раз в 7 дней. Итого - 12 раз за период обследования 3 месяца.

Условия реализации инвестиционного проекта:

• срок службы ультразвукового дефектоскопа 4 года (полевые условия работы);

• период расчета 8 лет (с учетом НИР по проведению лабораторных исследований с созданием имитационных моделей и созданию методики оценки типа течения среды);

• шаг расчета 1 год;

• ставка дисконта 12%;

• ставка налога на прибыль 24%;

Выручка. Проведение диагностических мероприятий непосредственно не влияет на увеличение выручки от оказания услуг по транспорту и реализации конденсата транспортными предприятиями.

Инвестиции. В 2008г. потребуются инвестиции в 1200 тыс. руб. на проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ с разработкой методики, а также на проведение лабораторных испытаний (450 тыс. руб.).

Начиная с 2009 г. по 2012 г. они составят порядка 195 тыс. руб. ежегодно на закупку серийных образцов прибора и обучение персонала.

Стоимость ультразвукового дефектоскопа А1214 «Эксперт» (или аналогичного) с набором пьезоэлектрических преобразователей - 195 тыс. руб., срок службы прибора 4 года. Величина амортизационных отчислений составляет 48,75 тыс. руб. в год. Одновременно с закупкой приборов должно происходить обучение специалистов по данному виду контроля. Стоимость обучения одного специалиста 30 тыс. руб. включая все расходы.

Издержки при проведении контроля включают затраты на следующие операции и мероприятия:

Разметка и вырезка технологических окон в гидроизоляционном покрытии для проведения УЗ контроля;

Подготовка поверхности с шероховатостью не более Rz=1,25.

Сканирование поверхности трубопровода ультразвуковым датчиком;

Интерпретация результатов контроля;

Герметизация окон изоляционного покрытия или восстановление фрагмента покрытия.

В табл. 6.1 представлены результаты расчета издержек на реализацию метода (смета на откапывание трубопровода не включена). Для расчетов использованы следующие данные: количество точек ультразвукового контроля - 4; часовая заработная плата рабочих, соответствующего разряда, равна фактической средней з/п в 2006 г.

В табл. 6.2 результаты расчеты издержек на оценку типа течения среды базовым методом переведены в условия «без проекта». Работы по базовому методу включают в себя откапывание трубопровода, удаление изоляционного покрытия, осуществление врезки под давлением, монтаж поплавкового устройства для контроля плотности среды, мониторинг плотности с периодичностью один раз в семь дней, извлечение поплавкового устройства и восстановление покрытия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основе анализа данных внутритрубной диагностики, обследований в шурфах, исследований металла поврежденных труб выявлены основные факторы, приводящие к развитию коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды.

2. Разработаны отличительные критерии коррозии внутренней поверхности труб от внешней, выявленные по результатам внутритрубной диагностики. Критерии позволяют идентифицировать повреждения без их обследования в шурфах.

3. Сопоставление плотности дефектов на внутренней поверхности труб с расчетным и фактическим профилем давления в конденсатопроводе позволило сделать вывод, что внутренние повреждения локализованы на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы. При этом установлено, что градиент снижения фактического давления выше, чем расчетного, что может быть обусловлено потерей «реального» диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон

4. Разработано техническое решение, позволяющее, в отличие от известных аналогов, проводить оценку плотности фаз перекачиваемой среды, выполняемое с помощью одного ультразвукового прибора и одного совмещенного пьезоэлектрического преобразователя. При этом определены оптимальные характеристики средств контроля. Установлены информативные признаки контакта трубы с различными фазами перекачиваемой среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов.

5. Обоснован метод магнитной обработки коррозионно-активных сред, Экспериментально определены параметры магнитной обработки, при которых энергетические затраты на обработку среды расходуются наиболее эффективно.

6. Разработано устройство для импульсного намагничивания потока проходящего через байпасную линию. Обоснованы оптимальные величины частоты и скважности импульсов электрического тока.

7. Метод оценки типа течения многофазной среды ультразвуковым методом внедрен на конденсатопроводе Вуктыл-СГПЗ. В результате внедрения установлены границы участка конденсатопровода с расслоенным типом течения транспортируемой жидкости, предложен к внедрению комплекс мероприятий по снижению коррозионной повреждаемости внутренней поверхности конденсатопровода на данном участке.

8. Рассчитана экономическая эффективность проекта внедрения методики на участке 37-64 км двухниточного конденсатопровода «Вуктыл-СГПЗ» в период с 2008 по 2015 гг. Прогнозируемый чистый дисконтированный доход составляет более 3,8 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Александров, Юрий Викторович, Ухта

1. А.с. 1631401 СССР, МПК 5 G 01 N 29/00, опубл. 1991 Е.С. Чистяков и Ю. И. Дышлевой. Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе.

2. А.с. 254865 СССР, МПК G 01 N 29/00, опубл. 1969. Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе.

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

4. Ажогин Ф.Ф., Иванов С.С. // Новые достижения в области теории и практики противокоррозионной защиты металлов / Сб. докл. семинара по коррозии Звенигород, 1980. - М., 1981. - С. 93.

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

6. Акользин П.А. Предупреждение коррозии металла паровых котлов. М.: Энергия, 1975.-294 с.

7. Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Исследование мест сквозных коррозионных повреждений в конденсатопроводах // Коррозия: материалы, защита. 2007. - №6,- С. 22-26.

8. Алешин И. П. Физические основы акустических методов контроля. М.: Изд-во. МВТУ, 1986.-44 с.

9. Алешин Н. П., Лупачев В. Г. Ультразвуковая дефектоскопия / Справочное пособие. Минск: Вышэйш. шк., 1987,- 264 с.

10. Андрияшин В.А., Костюченко А.А., Комаров А.И. Коррозионное разрушение поверхностей магистральных труб нефтепровода после длительное эксплуатации // Защита металлов. 2006. - т. 42. - №1. - С. 52-56.

11. Аненков А.С., Баранов В.Ю., Бычков И.В. К расчету одного типа раздельно-совмещенных преобразователей //Дефектоскопия. -1991. №2. - С. 43-46.

12. Антропов Л.И. О механизме действия ингибиторов кислотной коррозии // Защита металлов. 1966. -Т.2. - №3. - С. 18-21.

13. Ахметшин A.M., Погорелов А.А. Акустическая дефектоскопия слоистых структур на основе обобщенной режекторной фильтрации регистрируемых сигналов //Дефектоскопия. -1993. №7. - С.23-31.

14. Брегман Д.Н. Ингибиторы коррозии. Пер. с англ. Под. ред. Л.И. Антропова. М.: Химия, 1966. - 310 с.

15. Бреховских Л.М. Волны в слоистых средах. М.: Наука, 1973. - 343с.

16. В.И. Миненко. Магнитная обработка водно-дисперсных систем. Киев: Теху лника, 1970, с. 51

17. Варгафтин Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1970.-420 с.

18. Верещагин К.И., Рубенчик Ю.И., Карпенко Т.В. // Физ.-хим. механика материалов, 1971. Т.7. - №5. - С. 15.

19. Внутренняя коррозия и защита трубопроводах на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981, вып. 8. -54 с.

20. Воробьева Г.А. Коррозионная стойкость материалов. М.: Химия, 1967.844 с.

21. Вороненко Б.И. // Металловедение и термическая обработка металлов, 1990. №9.-С. 58.

22. Гмырин С.Я. Прохождение ультразвуковых волн через слой контактной жидкости с учетом шероховатости поверхности изделия // Дефектоскопия. 1993. -№4. - С.11-19.

23. Гоник А.А. Особенности коррозионного разрушения и защиты от коррозии внутренней поверхности газопроводов при добыче нефти // Практика противокоррозийной защиты. 2003. - №3. - с. 38-45.

24. Гоник А.А. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1966. - 191 с.

25. Гоник А.А., Корнилов Г.Г. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях западной Сибири // Защита металлов. 1999. - т. 35. - №1. - С. 83-87.

26. Гоник А.А., Кригман Л.Е., Гетманский М.Д. Современные методы ввода ингибиторов коррозии в транспортируемые по газопроводам коррозинно-активные нефтяные газы // Обз. инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-44 с.

27. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973. - 235 с.

28. Гуров С.А., Даминов А.А., Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф. Причины коррозионных разрушений нефтепромысловых нефтепроводов, транспортирующих нефтяную продукцию // Интервал. 2003. - №9. - С. 61-63.

29. Дашевский А.В., Макеров С.К. О безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2006. - №9. - С. 66-69.

30. Ермолов И.Н. Методики измерения затухания ультразвука: Обзор // Заводская лаборатория. -1992. №6. - С. 26-30.

31. Ермолов И.Н. Теория и практика ультразвукового контроля. М.: Машиностроение, 1981. - 240 с.

32. Ермолов И.Н., Басацкая Л.В. К расчету поля фокусирующего ультразвукового преобразователя //Дефектоскопия. 1992. - №8. - С. 92-94.

33. Ефремов А.П., Ким С.К. Анализ коррозионного разрушения и ингибиторная защита промыслового оборудования нефтяных месторождений ООО "Лукойл-Коми" // Защита металлов. -2006. -Т.42. №2. - С. 210-216.

34. Жетвик Н.М., Раховская Ф.С., Ушанов В.И. Удаление окалины с поверхности металла. М.: Металлургия, 1964. - 195 с.

35. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976.-472 с.

36. Завьялов В.В. Особенности коррозионного разрушения трубопроводов на месторождениях Западной Сибири // Защита металлов. 2003. - т. 39. - №3. - С. 306-310.

37. Завьялов В.В., Кузнецов Н.П. Влияние параметров газожидкостного потока на эффективность ингибиторов коррозии в условиях высокообводненной продукции // Нефтегазопромысловое дело. 2003. - №10. - С. 47-50.

38. Зайцев Ю.В., Шаталов А.Т. Влияние характера газожидкостного потока на эффективность ингибиторной защиты // Газовая промышленность, 1978. №2. - С. 19-23.

39. Защита оборудования от коррозии: Справочник / Под ред. Строкана Б.В. -Л.: Химия, 1987.-505 с.

40. Зейпалов С.Д. Исследование некоторых ингибиторов коррозии в системе кислый электролит-углеводород // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - №3. - С. 7-9.

41. Иванов Е.С., Лазарев В.А., Идиятуллин Л.С. Новые ингибиторы для защиты от коррозии нефтегазодобывающего оборудования // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2003. - №10. - С. 8-10.

42. Исакович М. А. Общая акустика. М.: Наука, 1973. - 573с.

43. Калинин А.Ф. Оценка состояния внутренней поверхности газопроводов // Изв. Вузов. Нефть и газ. 2004. - №1. - С. 82-87.

44. Катодная защита: Справ. Изд. Бекман В. Пер. с нем. / Под ред. Стрижев-ского И.В. М.: Металлургия, 1992. - 176 с.

45. Кемхадзе Т.В., Легезин Н.Е., Одишария Г.О. и др. Ингибирование газопроводов большого диаметра при транспортирование неочищенного газа Оренбургского месторождения // Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1979,-№2.-С. 18-22.

46. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Определение "задержки" жидкости и структуры газожидкостного потока в горизонтальном трубопроводе по методике Итона // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2006. - №4. - С. 26-31.

47. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Расчет объема "задержки" жидкости, выносимой из горизонтального трубопровода, при изменении расходных параметров газожидкостного потока // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2006. №4. - С. 32-34.

48. Кпассен В.И. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1978, 90 с.

49. Коваль В.П., Козырев В.Н., Левицкая Г.Д. // Физ.-хим. механика материалов. 1978. - Т.14. - №6. - С. 37.

50. Коновалов Г.Е., Кузавко Г.Е. Отражение упругих волн от частично закрепленной границы с акустически плотной средой // Дефектоскопия. 1991. - №8. - С. 21-27.

51. Королев М. В., Карпельсон А. Е. Широкополосные ультразвуковые пьезо-преобразователи. М.: Машиностроение, 1982. - 157 с.

52. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриденко А.И. Подготовка газа к транспорту. -М.: Недра, 1973.-240 с.

53. Коряченко В. Д. Статистическая обработка сигналов дефектоскопа с целью увеличения отношения сигнал-шум при реверберационных помехах // Дефектоскопия.-1975.-№ 1.-С. 87-95.

54. Кубашевский О., Гопкинс Б. Окисление металлов и сплавов. М.: Металлургия, 1965.-428 с.

55. Куров О.В., Василенко И.И. // Защита металлов. 1981. - Т.17. - №3. - С. 266-270.

56. Лепендин Л.Ф. Акустика. М.: Машиностроение, 1979. - 226 с.

57. Логан Г.Л. Коррозия металлов под напряжением. М.: Металлургия, 1970. - 340 с.

58. Лошкарев М.А. и др. Основные вопросы современной теоретической электрохимии. М.: Мир, 1965. - с. 380.

59. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979.319 с.

60. Мазона У. Физическая акустика. М.: Мир, 1966. - 592с.174

61. Миндюк А.К., Свист Е.И., Гопаненко А.Н. Вязкость как эксплуатационное качество ингибиторов сероводородной коррозии // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1973. №8. - С. 8-9.

62. Мирошниченко О.А., Кутовая А.А. Коррозия внутренней поверхности магистральных газопроводов и конденсатопроводов // Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - №2. - С. 3-6.

63. Негреев В.Ф., Фархазов А.А., Абрямов Д.М. и др. Электрохимические методы оценки эффективности ингибиторов коррозии в продукции нефтяных скважин // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. -№6.-С. 8-11.

64. Панченко Е.В., Скаков Ю.А., Кример Б.Н. и др. Лаборатория металлографии. М.: Металлургия, 1965. - 439 с. .

65. Пат. 2125679 Российская Федерация, МПК6 F16 L 58/00 Способ защиты трубопровода от коррозии / A.J1. Бушковский, Л.В. Прасс, О.В. Гавлилюк; заявитель и патентообладатель ОАО «Томскнефть». № 96119240/06; заявл. 25.09.1996; опубл. 27.01.1999.

66. Полозов А.Е. Автоматический ввод ингибиторов коррозии в технологические коммуникации при добыче и транспорте природного газа // Обз. инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1976. - №1. - С. 15-18.

67. Приборы для неразрушающего контроля: Справочник / Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1986. - 351 с.

68. Протасов В.Н. Полимерные покрытия нефтепромыслового оборудования : Справочное пособие. М.: Недра, 1994. - 219 с.

69. Противокоррозионная защита оборудования в .нефтегазовой промышленности с помощьюингибиторов коррозии: Обзор. Экспресс- информация. М.: ВИНИТИ, 1997, N 9-10, 25 с.

70. Путилова И.Н., Балезин С.А., Баранник В.П. Ингибиторы коррозии металлов. М.: Госхимиздат, 1958. -248 с.

71. Ржевкин С. Н. Курс лекций по теории звука. М.: Наука, 1960. -426 с.

72. Родионова И.Г., Баклянова О.Н., Зинченко С.Д. Роль неметаллических включений в ускорении процессов локальной коррозии нефтепромысловых трубопроводов // Черная металлургия. 2005. - №1. - С. 54-57.

73. Розенфельд И.Л. Замедление коррозии в нейтральных средах. М.: Изд. АН СССР, 1953.-248 с.

74. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия, 1977. - 352 с.

75. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлов (локальные коррозионные процессы). М.:Металлургия, 1970. -448 с.

76. Розенфельд И.Л., Велиева Р.К. //Труды института неорганической и физической химии АН Азерб. ССР. Баку, 1971. - Т.2. - С. 222.

77. Розенфельд И.Л., Жигалова К.А. Ускоренные методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия, 1966. - 347 с.

78. Розенфельд И.Л., Шустова З.Ф., Фризман B.C. и др. // Итоги науки и техники. Сер. Коррозия и защита от коррозии. -Т.1. М.: ВИНИТИ, 1971. - С. 103-105.

79. Романов В.В. Методы исследования коррозии металлов. М.: Металлургия, 1965.-280 с.

80. Руководство по применению метода магнитной обработки нефтегазоводя-ной смеси "МУПС АзНИПИнефть" РД - 39-3-597-81, Миннефтепром, АзНИПИнефть, Баку, 1981, 35 е., ил.

81. Саркисов A.M., Фаерман И.Л., Малахова Т.Х. Влияние ингибиторов коррозии на коррозионно-усталостную прочность стали в пластовых водах // В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1972. №5. - С. 10-12.

82. Ситенков В.Т. Гидродинамическая коррозия двухфазных трубопроводов нефти и газа // Нефть, газ. 2004. - №4. - С. 14-16.

83. Скоргеллети В.В. Теоретические основы коррозии металлов. Л.: Химия, 1973.-263 с.

84. Скучек Е. Основы акустики. М.: Наука, 1976. - 398 с.

85. Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустановках, 2-ое изд. М.: Энергоиздат, 1985. - С. 25-31.

86. Томашов Н.Д. // Итоги науки и техники. Сер. Коррозия и защита от коррозии. Т.1. - М. : ВИНИТИ, 1971. - С. 9-14.

87. Томашов Н.Д. Коррозия металлов с кислородной деполяризацией. М. -Л.: Изд-во АН СССР, 1947. - 258 с.

88. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М.: Изд. АН СССР, 1959.-522 с.

89. Томашов Н.Д., Жук Н.П., Титов В.А., Веденеева М.А. Лабораторные работы по коррозии и защите металлов. М.: Металлургия, 1971. - 280 с.

90. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Коррозия и коррозионно-стойкие сплавы. М.: Металлургия, 1973. - 232 с.

91. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Пассивность и защита металлов от коррозии. -М.: Наука, 1965.-208 с.

92. Тюлин В. Н. Введение в теорию излучения и рассеяния звука. М.: Наука, 1976.-254 с.

93. Улиг Г. Коррозия металлов. Пер. с англ. Под ред. Турковского А.В. М.: Металлургия, 1968. - 306 с.

94. Феттер К. Электрохимическая кинетика. Пер. с нем. Под ред. Я.М. Коло-тыркина. М.: Химия, 1967. - 856 с.

95. Фрейман Л.И. Защита подземных металлических сооружений от коррозии: Справочник. М.: Стройиздат, 1990. - 394 с.

96. Фрейман Л.И., Манаров В.А., Брыснин И.Е. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях и электрохимической защите. Л.: Химия, 1972. -239 с.

97. Фрейман Л.И., Стрижевский И.В., Юнович М.Ю. Коррозия и защита городских и подземных трубопроводов от влияния внутренней коррозии. М.: ОНТИ АКХ, 1986.-219 с.

98. Фрумкин А.Н. и др. Кинетика электродных процессов. М.: Изд. МГУ, 1952.-319 с.

99. Червяков А.Н., Киселева С.А., Рыльникова А.Г. Металлографическое оп-ределние включений в стали. М.: Металлургиздат, 1962. - 116 с.

100. Чернов В.Ю., Макаренко В.Д. и др. Причины и механизм локальной коррозии промысловых нефтепроводов // Физ.-хим. мех. Материалов. 2002. - Т.38. -№5.-С. 97-102.

101. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов. Пер. с англ. Под ред. И.Л. Розенфельда. М.: Машгиз, 1962. - 856 с.

102. Яковлев А.Я., Романцов С.В., Савченков С.В., Кузьбожев А.С. Актуальные проблемы длительной эксплуатации конденсатопроводов ООО Севергазпром // Газовая промышленность. 2004. - №3. - С. 57-59.

103. Bandyopadhyay N., Sponseller D.L., Diesburg D.E. // Corrosion. 1979. -V.35. — N4. — P.175.

104. Biefer C.J. // Corrosion. 1976. - V.32. - №9. - P.378.

105. Borrini D., Ricotti M.E., Bonardi M. Evaluation of erosion-corrosion in multiphase flow via CFD and experimental analysis // Wear. 2003. - №1. - P. 237-245.

106. Briggs A., Airey R., Edwards B.C. // J. Mater. Sci. 1981. - V.16. - №1.1. P.125.

107. Cameron G.R., Helgeland D. Internal corrosion model predicts corrosion severity in pipelines // Corros. Prev. and Contr. 2005. - №2. - P. 59-60

108. Carter C.S. // Corrosion. 1969. - V.25. - №10. - P.423.

109. Hallen J.M., Gonzales J.L., Caleyo F. Оценка целостности внутренней поверхности и ремонт трубопровода высокосернистого нефтяного газа // Oil and Gas J.- 2002. T.100. - №15. - P. 62-66.

110. Kowaka M., Yamanaka K. // J. Soc. Mater. Sci. Jap. 1981. - V.30. - №337.- P.981.

111. Lea C. // Corrosion. 1984. - V.40. - №7. - P.337.

112. Mabuchi H. //Trans. lron& Steel Inst. Jap. Int. -1982. V.22. - №12. - P.967.

113. Parkins R.N. // Generat. Equip. Proc. 8th Int. Brown Boveri Symp.

114. Serikawo O. // J. Iron & Steel Inst. Jap. 1983. - V.69. - №13. - P.1357.

115. Slattery P.W. //Austalas. Corros. Eng. 1973. - V.17. - №9. - P.19.

116. Thompson A.W., Bernstein I.M. //Advances in corrosion science and technology/ E.d. Fontana M.G., Staehle R.W. N.Y.: L.: Plenum Press, 1980.