Система обеспечения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, средах

Худякова, Лариса Петровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Система обеспечения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, средах
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Система обеспечения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, средах"

УДК 622 692 4 621 193/197

На правах рукописи --

Худякова Лариса Петровна

СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ, РАБОТАЮЩИХ В АГРЕССИВНЫХ СРЕДАХ

Специальности 25 00 19- Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ», 05 26 03 - Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

ООЗ 1~?2 164

Уфа 2008

003172164

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный консультант - доктор технических наук, профессор

Зайнуллин Рашит Сибагатович

Официальные оппоненты - доктор технических наук

Султанов Марат Хатмуллинович

- доктор технических наук, профессор Халимов Андались Гарифовнч

- доктор технических наук, профессор Морозов Евгений Михайлович

Ведущее предприятие - Открытое акционерное общество

«Институт «Нефтегазпроект»

Защита диссертации состоится 27 июня 2008 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР»

Автореферат разослан 26 мая 2008 г.

И о ученого секретаря диссертационного совета

доктор технических наук, профессор ^Жо Р X Идрисов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Обеспечение безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов в последние годы становится все более актуальным. Это обусловлено интенсификацией процессов добычи нефти и газа, их переработки и определенными изменениями сырьевой базы. Как интенсификация технологических процессов, определяющая увеличение рабочих давлений, температурных колебаний, и высокая коррозионная активность среды, так и изменение химического состава перерабатываемого продукта ухудшают условия эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов и приводят к значительному снижению их безопасности.

Основная особенность сероводородных сред - это способность вызывать сероводородное коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН) и водородное (водородиндуцированное) растрескивание (ВИР) сталей, склонных к этим видам разрушения. Сероводород значительно усиливает проникновение водорода в сталь. Например, при коррозии в сильных кислотах максимальная доля диффундирующего в сталь водорода составляет около 4 % от общего количества восстановленного водорода. В сероводородсодержащих растворах эта величина достигает 40 %. Минимальное парциальное давление, являющееся нижней границей сред с «низким содержанием сероводорода», представляющих опасность для СКРН и ВИР, составляет, согласно стандарту NACE MR 0175-2000, ВСН 51-3-85 (Мингазпром) и ВСН 2 38-85 (Миннефтепром), 300 ..350 Па Согласно расчетам, выполненным по закону Генри в ПО «Экстра, версия 6 0», при давлении 4 МПа и температуре 40 °С это равносильно содержанию сероводорода в воде порядка 10 мг/л.

механические и коррозионные свойства труб вследствие наличия в ней сероводорода даже в допустимых по ТУ количествах. Нельзя также исключать отклонения от технологического процесса и возникновение нештатных ситуаций на Тенгизском ГПЗ, которые могут привести к превышению допустимых концентраций сероводорода

В 2003 г. в ООО «Баштрансгаз» внутритрубным комплексом ДМТП были обследованы газопроводы Ду 1400 протяженностью 486,5 км, в результате выявлены около 700 дефектов, в том числе 65 коррозионно-механических

Большинство коррозионно-механических трещин, квалифицированных в работах по внутритрубной дефектоскопии (ВТД) как критические и закритические, уже в 2003 г. были идентифицированы в шурфах. По результатам идентификации с заменой и переизоляцией лентой «Лиам» были отремонтированы 43 участка общей протяженностью 1738,5 м

В то же время идентификация результатов ВТД в шурфах выявила, что они «не обладают» нужной точностью, т е или не подтверждаются, или направлены «в задел». Такие неточности приводят к неоправданно высоким трудозатратам (штага за отвод земель, привлечение подрядчиков, материалы, остановка газопровода и стравливание газа и т.п) В отчетах по ВТД раздел по определению степени опасности дефектов опирается на несколько документов, в т.ч. зарубежных, но не учитывается новый нормативный документ ВСН 39-1.10-009-2002

Есть «нестыковки» в нормативных документах, разработанных ВНИИГАЗом. В ВРД 39-1.10-023-2001 допускается трещины, обусловленные коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН), глубиной до 0,2 от толщины стенки ремонтировать контролируемой шлифовкой без привязки к расположению сварных швов В ВРД 558-97 вообще не допустимы никакие виды ремонта трещин глубиной более 0,1 от толщины стенки.

Существующие представления о механизме сероводородного растрескивания и методы оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов не

учитывают такие факторы, как жесткость напряженного состояния, механическое охрупчивание и старение и др. Необходим системный подход к решению этой сложной проблемы.

Работа выполнена в соответствии с планами важнейших научно-исследовательских работ и Государственной научно-технической программой Академии наук Республики Башкортостан «Проблемы машиностроения, конструктивных материалов и технологии» п. 6.2 «Надежность и безопасность технических систем в нефтегазохимическом комплексе», а также в рамках реализации подпрограммы Федеральной целевой научно-технической программы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф» - ФЦНТП ПП «Безопасность» (2000-2007 тт).

Цель работы — разработка системы обеспечения безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов по результатам исследований закономерностей развития процессов водородного и сероводородного растрескивания.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

- анализ проблемы обеспечения безопасности и работоспособности нефтегазового оборудования и трубопроводов в условиях действия водородного и сероводородного растрескивания;

- выявление закономерностей влияния водорода и сероводорода на механические характеристики малоуглеродистых и низколегированных сталей трубопроводов и оборудования, работающих в сероводородсодержащих средах;

- исследование влияния механических факторов на процессы водородного и сероводородного охрупчивания ннзкоуглеродистых и низколегированных сталей,

- исследование методов прогнозирования скорости развития трещин в элементах оборудования и трубопроводов, подверженных действию водорода и сероводорода;

- разработка комплекса методов повышения характеристик безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в агрессивных средах

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования выполнены с использованием современных подходов теории коррозии и механохимии металлов, пластичности, механики разрушения, физики твердого тела и на основе полученных экспериментальных результатов.

Научная новизна результатов работы:

- разработаны научно-методическая и аппаратурная базы для исследования процессов наводораживания и охрупчивания малоуглеродистых и низколегированных сталей для производства нефтегазового оборудования и трубопроводов. На основании лабораторных и натурных испытаний труб впервые проведена количественная оценка степени охрупчивания указанных сталей при воздействии сероводородсодержащих сред в зависимости от исходных пластических характеристик;

- установлены и описаны основные закономерности охрупчивания металла в зонах с максимальной жесткостью напряженного состояния, которые реализуются в окрестности пластической зоны коррозионно-механических трещин и структурных составляющих металла. В этих же пластических зонах происходит дополнительное охрупчивание металла вследствие повышенной концентрации в них примесных атомов. Показано, что степень превышения концентрации примесных атомов, в частности водорода, описывается преобразованным законом Аррениуса;

- впервые получены аналитические формулы для оценки степени жесткости напряженного состояния мягких структурных составляющих металла в виде цилиндрических «микровтулок»,

- на основании известных и выявленных в работе закономерностей развития трещин в конструктивных элементах нефтегазового оборудования и трубопроводов предложено кинетическое уравнение, связывающее скорость роста коррозионно-механических трещин с параметрами механохимичсской коррозии, с учетом растрескивающего действия атомарного водорода и охрупчивания металла зоны предразрушения;

торможении скорости роста коррозионно-механических трещин переиспытаниями, применении накладных усилительных элементов повышенной работоспособности и новых ингибиторов коррозии

На защиту выносятся результаты исследований, определяющие научную и практическую ценность, в частности закономерности развития СКРН и ВИР (из-за жесткости напряженного состояния, деформационного старения и др.); аналитические зависимости для оценки диаграмм водородного и сероводородного растрескивания, кинетическое уравнение роста сероводородно-механических трещин; методы повышения характеристик безопасности нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих под действием сероводородсодержащих сред.

Практическая ценность результатов работы

Разработанные методы коррозионного мониторинга, оценки остаточного ресурса, переиспытаний повышенным давлением, ремонта накладными элементами и применение новых ингибиторов коррозии позволяют системным образом обеспечивать безопасность эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих под воздействием агрессивных сред.

Достоверность результатов исследования

Полученные автором основные результаты согласуются с известными закономерностями и экспериментальными данными других исследователей. Установленные новые закономерности адекватно отвечают не только лабораторным испытаниям образцов, но и фактическим данным по разрушениям трубопроводов. Результаты исследований подтверждены натурными испытаниями труб. Разработанные методы коррозионного мониторинга и технологии применения ингибиторов коррозии внедрены на нефтегазовых объектах.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научных семинарах и конференциях ГУЛ «ИПТЭР», АН РБ и конгрессах нефтегазопромьшшенников России в 1998-2008 гг.

Работа заслушана и рекомендована к защите на расширенном заседании методического совета научного отдела № 10 ГУЛ «ИПТЭР» (протокол № 1 от 14 февраля 2008 г.)

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 83 научных трудах, в том числе в 5 монографиях и 16 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 222 наименования. Работа изложена на 335 страницах машинописного текста, содержит 115 рисунков, 42 таблицы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы

Первая глава посвящена анализу работоспособности нефтегазового оборудования и трубопроводов в условиях воздействия сероводородсодержащих рабочих сред.

Освещены основные причины интенсификации разрушений, обусловленных действием водород- и сероводородсодержащих рабочих сред Рассмотрены современные критерии оценки сопротивления водородному и сероводородному воздействиям рабочих сред, а также методы повышения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в условиях действия сероводородсодержащих рабочих сред.

Показано, что в большинстве опубликованных работ превалирующая роль в процессах сероводородного разрушения отводится уровню приложенных к образцу (конструктивному элементу) механических напряжений и охрупчивающему действию водорода

Установлено, что на начальном этапе развития сероводородно-механических трещин значительную роль играют зоны с высокой жесткостью напряженного состояния, в которых интенсифицируются механические факторы охрупчивания металла. Такими зонами являются мягкие структурные составляющие металла Наряду с жесткостью напряженного состояния в этих зонах возникают дополнительные факторы охрупчивания, связанные с деформационным старением

В литературе недостаточно сведений по расчетным методам оценки ресурса безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов, работающих в условиях действия сероводородсодержащих рабочих сред, а также радикальным методам повышения безопасности их эксплуатации.

Вторая глава посвящена исследованию закономерностей влияния сероводородсодержащих рабочих сред на характеристики безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов.

Рассмотрены современные критерии оценки стойкости к сероводородному воздействию труб действующего оборудования и труб нефтегазовых объектов, особенности их натурных испытаний на стойкость к сероводородному растрескиванию Освещены вопросы влияния сероводородсодержащих сред на механические характеристики сталей, установлены и описаны основные закономерности изменения механических характеристик сталей под действием водорода и сероводородсодержащих сред. Рассмотрены характерные диаграммы сероводородно-механического растрескивания малоуглеродистых и низколегированных сталей.

Рассмотрены особенности разрушений оборудования, работающего в сероводородсодержащих средах, механизмы трещиностойкости.

В результате исследований, проведенных при испытании разведочных скважин месторождения «Тенгиз», установлено, что скорость коррозии трубной стали в нефти может достигать 0,4 мм/год несмотря на низкую обводненность нефти и применение ингибиторов коррозии. При этом не исключается местная коррозия.

Показано, что в нефтепроводах коррозия стенки трубы зависит от режима перекачки нефти и наличия коррозионно-активных компонентов в транспортируемой среде.

Трубные стали (типа 17Г1С), использованные при строительстве трубопровода Тенгиз - Новороссийск, не предназначены для эксплуатации в средах, вызывающих сероводородное коррозионное растрескивание под напряжением и водородное расслоение металла.

Способность товарной нефти Тенгизского месторождения привести к разрушению труб по механизму сероводородного коррозионного растрескивания

под напряжением и водородного расслоения металла при соблюдении требований к содержанию в ней сероводорода и воды представляется маловероятной, но не исключается Решение этого вопроса требует проведения специальных исследований

По зарубежным данным, наличие сероводорода в нефти приводит к увеличению скорости роста трещин по механизму малоцикловой коррозионной усталости при большом размахе коэффициента интенсивности напряжений (КИН) В то же время по результатам натурных испытаний с моделированием реальных условий нагружения нефтепровода сделан вывод о незначительном влиянии на рост трещин наличия в нефти сероводорода даже в количестве 150 ррш

Разработаны средства и методики коррозионно-механических испытаний трубных и резервуарных сталей с учетом особенностей сероводородного воздействия

Дан анализ методов испытаний образцов на коррозионное растрескивание. Обоснованы применяемые промышленные среды, реагенты и образцы Разработаны требования к отбору материала (стали) и изготовлению образцов, испытательному оборудованию, испытаниям металла на наводораживание в лабораторных условиях и на натурных образцах.

Для создания высокого давления при лабораторных испытаниях в автоклавах использовался поршневой микродозировочный насос БМН-73 с рабочим давлением до 15МПа

Контакт образца с корпусом автоклава привел бы к трудноучитываемым ошибкам при работе гальванопары «образец - корпус автоклава» Для решения данной задачи было найдено конструкторское решение, заключающееся в применении образцов цилиндрической формы с проточкой для радиального уплотнения резиновым кольцом по ГОСТ 9833-73. Такого рода соединение обеспечивало отсутствие электрического контакта сопрягаемых деталей при герметизации, достаточной для работы при давлениях до 10 МПа

Электрический контакт образца с соответствующим разъемом водородного датчика обеспечивался через крышку автоклава, которая, в свою очередь, изолирована от корпуса фторопластовой втулкой

Кроме того, внутренние поверхности деталей автоклава, контактирующие с рабочей средой и с раствором ИаОН, используемым в водородном датчике, были покрыты порошковой эмалью.

Разработана методика проведения испытаний на наводораживание при атмосферном давлении.

Водородопроницаемость определяли в двухкамерной ячейке, разделенной образцом-мембраной. В измерительную камеру ячейки помещен трехэлектродный датчик. Рабочим электродом служит образец, обращенный палладированной стороной в измерительную часть ячейки. Образец выдерживают при постоянном потенциале порядка + 0,2 В относительно нормального водородного электрода. Для фиксации тока проникновения водорода применялся серийно выпускаемый фирмой «Петролайт» водородный зонд М-3112.

Испытания проводились с двумя рабочими средами. 1 %-ным раствором ЫаС1 и подготовленной тенгизской нефтью.

Выбранные для исследований концентрации Н23 представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Концентрация Н28 в коррозионных рабочих средах

Коррозионная среда Концентрация ЦБ, ррш

1 %-ный раствор №С1 - 10 - 30 50 150 300 1000 2000

Подготовленная тенгизская нефть 10 30 50 100 - - 1000 - -

При выборе концентрации ЦБ в нефти учитывалось, что перераспределение НгБ между водной фазой и нефтью происходит в соотношении 1.3.

Методика проведения испытаний заключается в следующем

• Измерительная камера установки заполняется 1 %-ным раствором ЫаОН и при включенном приборе М-3112 выдерживается до установления стационарного фонового тока. Данное значение вычитается нз всех значений тока при анализе кривых водородопроницаемости.

• После установления стационарного фонового тока рабочая часть установки продувается азотом для исключения влияния 02 и заполняется коррозионной

средой При использовании нефти в качестве среды образец перед заполнением рабочей части установки средой смачивали 1 %-ным раствором NaCl.

• Включается перемешивание коррозионной среды

• Все операции фиксируются во временном режиме, что необходимо для обработки кривых водородопроницаемости.

• Данные измерений прибором М-3112 используются для построения графика зависимости тока от времени I = f(t) и нахождения квазистационарного тока I „

Разработанная методика испытания натурных трубных образцов предназначена для оценки коррозионно-механических свойств металла оборудования и трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах, и заключается в следующем:

контролируются химический состав, механические свойства и структура металла испытуемых изделий на соответствие сертификатным данным или нормативным документам;

после сборки испытуемого изделия производится его испытание гидравлическим давлением, вызывающим напряжения в металле стенки изделия, равные 0,95. .0,98 от предела текучести

Методика предполагает проведение вместо гидравлических испытаний повышенным давлением испытаний в рабочей сероводородсодержащей среде с последующим циклическим гидравлическим нагружением до разрушения

Надежность оценивается по сопротивлению металла изделий разрушению и определяется путем проведения испытаний их в исходном состоянии или с нанесенным надрезом.

Критерием оценки стойкости сталей к сероводородному растрескиванию являются геометрические характеристики разрушения натурного образца1 длина трещины и величина утяжки металла в зоне очага разрушения Разрушение трубных катушек проводится в режиме циклического нагружения: нагружение до расчетного давления и разгружение до 0,4 МПа Расчетное давление определяется в зависимости от механических характеристик стали катушек труб (17Г1С) ат = 312 МПа; а„ =456 МПа, полученных по результатам испытаний образцов на растяжение

Исследования влияния сероводорода на процесс наводораживания стали

выполнены по специально разработанной методике.

При проведении исследования влияния содержания сероводорода на наводораживание при высоких давлениях выяснилось, что из-за значительной толщины образца (порядка 7 мм) увеличивается время установления фонового тока и стационарного тока проникновения водорода. Процесс диффузии водорода при малых концентрациях Н^Б в водной среде протекает более интенсивно, чем при коррозии в нефти (рисунок 1) Как следует из графика, стационарный ток проникновения водорода при коррозии в растворе ЫаС1 в 5... 10 раз больше, чем при коррозии в нефти, что свидетельствует об ингибирующем влиянии нефти.

Опасность водородиндуцированного растрескивания оценивалась в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 - Степень опасности водородиндуцированного

растрескивания в зависимости от скорости диффузии _водорода_

Опасность разрушения Скорость диффузии водорода, см3/(см2 суг)

Пренебрежимо малая Менее 0,0039

Незначительная 0,0039...0,0155

Умеренная 0,0155. 0,0234

Большая Более 0,0234

При анализе зависимости значений тока проникновения водорода от времени (рисунок 1) для концентраций ЦБ 30 и 100 ррт в нефти (что соответствует 10 и ЗОррт НгБ в растворе ИаС1) обращает на себя внимание тот факт, что уже при концентрации Н28 в нефти 100 ррт процесс наводораживания приобретает опасный характер

Проведенные эксперименты показали следующее: 1) значения скорости диффузии водорода при содержании сероводорода в нефти до 10 ррт находятся в области пренебрежимо малой опасности водородиндуцированного растрескивания металла; 2) при повышении концентрации сероводорода в нефти до 50 ррт значения скорости диффузии водорода переходят в область незначительной опасности водородиндуцированного растрескивания металла; 3) повышение концентрации сероводорода до 100 ррт приводит к предельным значениям области умеренной

опасности водородного разрушения; 4) стационарный ток проникновения водорода 1ст при коррозии в растворе NaC] в 5 .10 раз больше, чем при коррозии в нефти, что свидетельствует об ингибиругощем влиянии нефти

С целью оценки влияния нефти, содержащей сероводород в концентрациях, превышающих допустимые по техническим условиям, на наводораживание стали были испытаны нефти, содержащие до 1000 ррш сероводорода, и водные I %-ные растворы NaCl с концентрацией сероводорода до 2000 ррш (рисунки 1-4).

На рисунке 3 приведен график зависимости водородопроницаемости от концентрации H2S в 1 %-ном растворе NaCl. Как следует из графика, при концентрации сероводорода 2000 ррш имеется ярко выраженный пик с Imax= 1600 мкА, что свидетельствует о том, что при более низких концентрациях H2S защитная сульфидная пленка на поверхности металла образуется быстрее и/или более эффективна. Изменение концентрации сероводорода в пределах 150... 1000 ррш не оказывает заметного влияния на величину тока проникновения, которая меняется в пределах 160... 190 мкА

Сравнение данных (рисунок 4), полученных на 1 %-ном растворе NaCl и нефти, позволяет сделать вывод, что ингибирующее действие нефти на процесс наводораживания проявляется при концентрациях сероводорода ниже 100 ррш. При концентрации сероводорода 1000 ррт различие в значениях 1ст отсутствует (1ст=1604 ..165мкА)

На основании результатов проведенных экспериментов можно заключить, что нефть оказывает ингибирующее действие на наводораживание при низких концентрациях сероводорода. При высоких концентрациях H2S (1000 ppm) процесс наводораживания протекает одинаково как в водной, так и углеводородной фазах

Увеличение концентрации H2S в нефти от 100 до 1000 ррш приводит к резкому росту стационарного тока проникновения 1ст от 7. .8 до 160 мкА и вызывает активизацию процесса наводораживания, что повышает опасность водородного разрушения трубопровода. При этом увеличение содержания сероводорода в водной фазе до 2000 ррт вызывает рост стационарного тока проникновения водорода на порядок (выше 1600 мкА), что свидетельствует о

высокой опасности водородиндуцированного растрескивания металла в указанной среде

50 40

130

120

10 о

Врша, ч

Рисунок 1 - Зависимости значений тока проникновения водорода от времени

Вреиш.1

%р-р NaCI, 30 ppm H2S TTTJÍ NaCI, 10 ppm H2S

Рисунок 2 - Зависимости значений тока проникновения водорода от концентрации сероводорода в нефти

2000 ррш Юв 1000 ррт Шв 300 ррш ГШ 150 ррт тэ 50 ррш Ю8 30 ррт ШБ 10 ррт ЮБ

-3

Время, час

Рисунок 3 - Зависимости значений тока проникновения водорода от концентрации сероводорода в водной среде

200 160

£120 I

| 80 г

40 О

0 2 4 б 8 10

Вреи*,ч

Рисунок 4 - Зависимости значений тока проникновения водорода

от содержания сероводорода в нефтяной и водной средах

В дальнейшем проведены исследования влияния сероводородсодержащих сред на механические характеристики низкоуглеродистых и низколегированных сталей

В отечественной и зарубежной печати опубликовано достаточно большое количество научных работ, посвященных влиянию водорода на механические

характеристики металлов конструктивных элементов оборудования и трубопроводов

Здесь особо следует отметить исследования ученых известных научных школ: АА.Глихмаяа, Л.С. Мороза, Б.Б. Чечулина, Л.М. Школьника, Г.В. Карпенко, П.А. Ребиндера, В.И. Лихтмана, Э.М. Гутмана, О.И. Стеклова и др.

Тем не менее, имеется ряд противоречивых позиций и выводов по вопросам влияния сероводорода на эксплуатационные характеристики сталей и конструкций из них.

В работе, используя известный закон Аррениуса, установлено, что концентрации водорода в напряженном (С) и ненапряженном (С„) состояниях находятся в соотношении

С/С. =С = ехрк. V. а„ (1)

где к. = У/ЯТ; V - мольный объем стали; Я и Т - универсальная газовая постоянная и абсолютная температура; ц/„ = а^ /о, - коэффициент жесткости напряженного состояния; а„- шаровой тензор; о,- девиатор напряжений. Зависимость (1) приведена на рисунке 5. с

750 ст.МП!

Рисунок 5 - Зависимость С от а, при осевом (у„ =1/3) растяжении образцов (Т = 300 К)

Видно, что степень напряженности существенно увеличивает концентрацию водорода в стали. Этот факт имеет большое значение при малых концентрациях водорода в стали.

Наличие водорода в сталях приводит к повышению их твердости, охрупчиванию поверхности, смещению рентгеновских интерференционных линий.

При сравнительно низком содержании водорода в сталях С, (С. <0,08 см3/г) диаграмму их водородного охрупчивания можно представить в виде графика, состоящего из трех областей. При этом по оси ординат откладывается степень

охрупчивания (¡/.(V. =Ч'/Ч'.. где у и \)/с - текущее и предельное значения относительного сужения наводороженных образцов), а по оси абсцисс -относительное содержание водорода в стали С,. Здесь С„ = С, /С™, С„ - текущие значения содержания водорода в стали; С® - критическое значение содержания водорода, соответствующее минимальной пластичности (м71Ч>) (рисунок 6)

0,8

0,6

0,4

0,2

с^=0,0 С^=0,0 06 см1/г 5 см'/г

1 Ш

1 1 1 1 \

! о •ч> • 1 1 с и

1 - расчетные данные, ф О -экспериментальные данные (Хобсон и Сайке) соответственно для сталей 34 х М и 34 х Н2М

Рисунок б - Диаграмма водородного

0,4

0,8

1,2

1.6

Для I области диаграммы водородного охрупчивания (при С. где

С" С« - критическое значение содержания водорода в стали,

соответствующее предельной пластичности, те. когда коэффициент

снижения пластичности = 1,0 независимо от величины С,

Во второй области, в которой С'^ =С„ отмечается значительное

снижение величины (почти до 5 раз) В третьей области при увеличении С„ до определенных величин на диаграмме водородного охрупчивания отмечается второе плато, которому соответствует минимальное значение Т(7( « 0,2.

На основании обобщения многочисленных экспериментальных данных для оценки степени водородного охрупчивания для П области (при ¿1,0)

получена следующая формула.

г^йе.-^)', (2)

т 1 и*р

где я-постоянная Для данных рисунка 5 4 я 0,5.

Величины и должны зависеть от химического состава стали, ее

исходной прочности, параметров термообработки и др В каждом конкретном случае указанные величины С1Ч1 должны определяться экспериментально. В

рассматриваемом случае (рисунок 5) и 0,006 см^г, а С^ » 0,05 см3/г.

Эксплуатация месторождений с высоким содержанием сероводорода осложнена высокой коррозионной активностью продукции и возникающими по этой причине явлениями общей и локальной коррозии, а также коррозионно-механического растрескивания. К таким месторождениям относятся месторождения Западного Казахстана, характеризующиеся высоким содержанием сероводорода (месторождения «Тенгиз» - до 25 % вес., «Жанажсш» - до 6 % вес.) Подготовка тенгизсхой нефти для транспорта по магистральному нефтепроводу проводится на Тенгизском ГПЗ по ТУ 39-РК-1168001-97 «Нефть тенгизская. Технические условия», допускающим содержание остаточного сероводорода в подготовленной нефти до 10мг/кг.

Транспортировка нефти с месторождений «Тенгиз» и «Карачаганак» по трубопроводу ОАО «Каспийский трубопроводный консорциум», большая часть которого проходит по территории России, может оказать серьезное влияние на механические и коррозионные свойства труб вследствие наличия в ней сероводорода даже в допустимых по ТУ количествах. Нельзя также исключать отклонения от технологического процесса и возникновение нештатных ситуаций на Тенгизском ГПЗ, которые могут привести к превышению допустимых концентраций сероводорода. Воздействие сероводорода на металл трубопровода, находящегося в напряженном состоянии, может инициировать сероводородное охрупчивание металла труб. Поэтому представляет практический интерес оценка степени

охрупчивания малоуглеродистых и низколегированных сталей, подверженных действию сероводородсодержащей нефти.

Экспериментальные исследования проведены на малоуглеродистых и низколегированных сталях, механические характеристики которых приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Механические характеристики исследованных сталей

Марка стали стт,МПа ст,,МПа С, МПа п

СтЗ 260 480 870 0,270 0,54

20 260 461 830 0,260 0,57

17ГС 351 549 910 ода 0,64

08Г2СФТ 600 730 1004 0,095 0,82

Примечание - Механические характеристики определены по результатам испытаний трех образцов при нормальной температуре + 20 °С

При сравнительно больших пластических деформациях (е0 > 1 %) диаграммы растяжения этих сталей в исходном состоянии достаточно хорошо описываются степенной функцией следующего типа (рисунок !)• сг, =С-е", где С и п - константы деформационного упрочнения, а, и е, - интенсивности напряжений и деформаций В таблице 3 приведены значения Сип для исследованных сталей. Эти параметры определяются по диаграмме растяжения в логарифмических координатах (рисунок 7, б)

0,05 0,10 0,15 0,20 Е

14 о,

2,9

2,8

2,7

2,6

2,5 6) 0,01

-"V

^ А

п*!да

0,1

1 - 08Г2СФТ, 2 -17ГС, 3 - СтЗ, 4 - сталь 20 Рисунок 7 - Истинные диаграммы растяжения исследуемых сталей

Предварительно образцы круглого сечения (0 8 мм) выдерживали в насыщенном растворе сероводорода в течение 720 часов В дальнейшем образцы

испытывали до разрушения на обычной разрывной установке. Испытания показали, что прочностные свойства ат и а, образцов без выдержки и с выдержкой в насыщенном растворе НгБ практически не изменились. Однако пластические характеристики (относительные сужение у и удлинение 5) значительно уменьшились. Для оценки степени охрупчивания образцов, наряду с параметром , нами введен коэффициент охрупчивания образцов по относительному

удлинению 8оч,(5„р =6я /5, где бн и 8 - относительные удлинения образцов

соответственно после их выдержки в насыщенном растворе Н23 и без нее).

Как и следовало ожидать, образцы без выдержки в насыщенном растворе сероводорода разрушались с заметным сужением (рисунок 8, а).

Предварительно выдержанные в насыщенном растворе сероводорода образцы разрушались без заметного сужения (рисунок 8, б) с системой коррозионных трещин. При этом относительное удлинение образцов примерно равнялось величине

равномерной деформации: 5 <» е„ = п » ц/,.

--------------------

а) б)

Рисунок 8 - Характер разрушения образцов без выдержки (а)

и с выдержкой (б) в насыщенном растворе сероводорода

На основе оценки взаимосвязей между механическими характеристиками исследованных сталей нами установлено, что степень охрупчивания по относительному сужению ч701[р можно определять по формуле

4"<.х|) = (1 ~ К„) /(1 - К„ + 1,4ху), (3)

где К„ = стт /а,, где ат и о, - исходные значения соответственно предела текучести и временного сопротивления.

Для оценки степени охрупчивания по относительному удлинению 5 получена следующая формула:

6„р=0,75[1-(1-1/10 65)], (4)

где 65 - полное относительное удлинение пятикратного образца Графики

зависимостей (у) и 6охр (55) показаны на рисунке 9.

Как видно, экспериментальные и расчетные значения н 6тр находятся в

удовлетворительной сходимости Кроме этого, полученные формулы подтверждаются натурными испытаниями труб.

--расчетные данные; • - экспериментальные данные

1 - СтЗ, 2 - сталь 20; 3 - 17ГС, 4 - 08Г2СФТ

Рисунок 9 - Зависимости х^Дху) и 5Ю|,(б3)

В работе проанализированы основные типы диаграмм сероводородно-механического растрескивания низколегированных и низкоуглеродистых сталей, по которым определяются «пороговые» напряжения (гП0)1.

На основании результатов проведенных экспериментов (рисунок 10) и обобщения литературных данных установлено, что ориентировочную оценку «порогового» напряжения можно определять по формуле

(5)

где ц - константа (я = 0,8 .1,0). Например, для стали 17ГС (я = 1,0) К„ «0,7 Тогда

а^/а, =0,55. Таким образом, окружные напряжения в конструктивных элементах, работающих в сероводородсодержащих средах, не должны превышать 0,55 а,(ст, <0,55 а,). Эти данные необходимо учитывать при проектировании нефтегазового оборудования и трубопроводов.

о„

0,75

0,65 0.55 0,45 0.35 0,25

20 ц-0,8

N . 17Г 1 С

N 08Г СФТ »

4-0,2 4-0,1

Ч .

0,5 0,6 0.7

0,8

0,9 К„

- апор = 1,25 - К.

• — экспериментальные данные (насыщенный раствор НзБ с добавкой 5 % N301 и 0,5 % СНзСООН, база испытаний 720 ч)

Рисунок 10-Зависимость о„ от к„

В третьей главе исследованы и описаны закономерности изменения механических факторов охрупчивания малоуглеродистых и низколегированных сталей, применяемых для производства нефтегазового оборудования и трубопроводов. Изучено влияние жесткости напряженного состояния металла на процессы их охрупчивания. Исследованы процессы деформационного охрупчивания (ДО) и старения низкоуглеродистых и низколегированных сталей.

Как известно, стали представляют собой совокупность структурных составляющих, имеющих различные механические характеристики (микромеханические неоднородности) Особый интерес представляют структурные составляющие, имеющие пониженные механические характеристики, например предел текучести а, и временное сопротивление о,. В таких структурных составляющих при нагружении реализуется повышенная жесткость напряженного состояния, способствующая локализации водорода (см главу 2). С повышением жесткости напряженного состояния (коэффициента происходит дополнительное механическое охрупчивание (В Л Колмогоров и др.). При этом особую сложность

представляет оценка у, в мягких структурных составляющих (рисунок 11)

1 -рабочая среда;

2 - мягкая (М) структурная составляющая,

3 - твердые (Т) структурные составляющие

Рисунок 11 - Схема мягких структурных составляющих на границе «металл - рабочая среда»

В работе решена задача о напряженном состоянии мягкой структурной составляющей в виде микростержня, нагруженного по цилиндрической поверхности растягивающей (сжимающей) распределенной нагрузкой q (рисунок 12).

Рисунок 12-Схема деформации мягкой структурной составляющей в виде круглого стержня

Под действием этого усилия цилиндрический стержень удлиняется (или укорачивается). При этом на внешней поверхности стержня возникают касательные напряжения тга где Кт - предел текучести металла стержня при чистом

сдвиге (кт =о"/л/з); а" - предел текучести структурной составляющей М, 1Хя)-функция, зависящая от степени неоднородности, отношения Ш, величины нагрузки и др. В радиальном направлении касательные напряжения изменяются линейно. Для оценки обоснована следующая аналитическая зависимость:

Рс ?/(КР-х), (6)

где ч = ч/че;ч5 - предельная нагрузка; С = ку.; к - постоянная (к«1,0);

р- относительная радиальная координата; <;- относительная осевая координата; Кр=К,/(К,-1).

На основании теории пластичности с использованием уравнения (6)

определены компоненты напряжений в мягкой структурной составляющей.

аг=с, = ±±^±С, (7)

(8)

где а, =а,/о;;о, =аг/о",С- постоянная.

Для оценки С получена следующая формула:

С=-

[1-Л-М)'"

(9)

Л [г(ч)Р

Анализ полученных формул показывает, что в окрестности плоскости «О» развивается сравнительно жесткое напряженное состояние, которое способствует охрупчиванию металла, обусловленное стеснением пластических деформаций. Чем меньше отношение х> тем жестче напряженное состояние и больше усилие, необходимое для пластического деформирования стержня

Базируясь на результатах собственных исследований и результатах обобщения экспериментальных данных других авторов, нами получена следующая формула:

(10)

где е^ ие^' - предельные деформации металла при текущем значении уа и одноосном растяжении (у, =1/3).

На рисунке 13 показана зависимость (10). Точки на этом рисунке соответствуют экспериментальным данным [ВЛ. Колмогоров]. Как видно, с ростом 1|/„ значительно снижается относительная предельная пластичность стали При этом отмечается удовлетворительная сходимость экспериментальных данных и результатов, полученных на основании формулы (10).

В работе определены значения у, в окрестности растущей коррозионно-механической трещины, что позволило оценить степень охрупчивания этой зоны на основании формулы (10).

На следующем этапе проведена оценка степени охрупчивания вследствие деформационного старения, обусловленного закреплением дислокаций в окрестности растущей коррозионно-механической трещины.

Как известно, в непосредственной близости к вершине трещины возникает пластическая зона с высокой степенью жесткости напряженного состояния.

Установлено, что равновесная концентрация азота, как и водорода (см. главу 2), в напряженном (См) и ненапряженном (Сц<>) состояниях находится в такой же зависимости, как и для водорода-

С,,=С„ехр(К,.¥в ч,). (11)

ГГГГТ

1 - пластическая зона с высокой жесткостью напряженного состояния

Рисунок 14 - Схема модели с краевой трещиной

Отсюда следует, что механическое старение в первую очередь реализуется в пластической зоне с высокой степенью жесткости напряженного состояния. В результате происходит дополнительное охрупчивание металла этой зоны (наряду с водородным и механическим охрупчиванием из-за стеснения деформаций и снижения запаса пластичности).

Деформационное старение проявляется после вылёживания (эксплуатации) предварительно пластически деформированного металла и связано со сложными кинетическими и термоактивируемыми процессами взаимодействия примесных атомов и свеженаведёнными пластической деформацией дислокациями. Поэтому

здесь становятся важными, кроме степени пластической деформации е0, время тс и температура Тс старения и др Необходимо отметить, что величина упругого напряжения (а0 = 0,7 • стт) при искусственном старении fxc < 1 года) не сказывается на степени деформационного старения. При этом диаграмма растяжения дополнительно сужается и приподнимается. Это является подтверждением того, что основной металл труб при упругих напряжениях не подвергается деструктивным изменениям Установлено, что процессы деформационного старения сравнительно быстро завершаются при некотором критическом времени старения тс = тС1ф, достигая некоторой предельной величины Dc = DCKp (здесь Dc - аналог коэффициента DqJ В условиях естественного старения (Тс = + 20 °С) для малоуглеродистых и низколегированных сталей тскр ~ 0,5... 1 год. Повышение температуры старения (эксплуатации) сокращает тС)ф. Следовательно, изменение свойств металла труб (из-за деформационного старения) может полностью произойти еще до момента пуска трубопровода в эксплуатацию. При этом необходимо учитывать, что источниками дислокаций в металле труб могут быть пластические деформации, возникающие при транспортировке, монтаже и эксплуатации труб. К примеру, при производстве труб холодным формообразованием листового проката на вальцах Ео » 5/Д (5 и Д - толщина и диаметр труб). Следовательно, е0 ~ 1 ...2 % Для стали 17ГС (стт = 350 МПа, ст, = 560 МПа и 5 = 32 %) при указанных деформациях степень деформационного старения Dg не превышает 2...3 % (Dc = 2. .3 %). При этом предел прочности увеличился до ст, = 0,°°= 570 ..580 МПа, а относительное удлинение 5 в результате деформационного охрупчивания и старения снизилось до 5 = 29 . 30 % Холодное пластическое формоизменение труб наиболее интенсивно отражается на величине стт в основном вследствие деформационного охрупчивания: Dé"r) = 10.. 20 %; Dé*'1 = DfJ = 2 ..3 % Таким образом, величина ог от значения 350 МПа в исходном состоянии может возрастать до 390 . 430 МПа после деформационного охрупчивания и старения (при с0= 1. .2 %). Отмеченный факт изменения механических характеристик труб подтверждается при сравнительных испытаниях образцов, вырезанных из труб, независимо от срока их эксплуатации и листового проката (17ГС) Поскольку при производстве труб деформации е0 могут

быть больше 1...2 %, фактическое изменение свойств металла может оказаться заметно выше указанных значений В частности, проведенные на низкоуглеродистых и низколегированных сталях эксперименты показали, что при деформациях е0 ^ 0,1 (10 %) степень деформационного старения по временному сопротивлению о» может достигать величины 2ео (Б^'^я! 2 е„) При этом

максимальная степень деформационного старения зависит от марки и

исходных свойств стали. Экспериментально установлено, что степень деформационного старения практически линейно возрастает с увеличением

коэффициента деформационного упрочнения п: ^^ к 0,75 п.

Зависимость от отношения предела текучести ог к временному

сопротивлению а, (от /<*„ = Кт>) аппроксимируется следующей формулой-

Повышение прочностных характеристик ат и с, соответствует снижению

Этот факт, очевидно, объясняется тем, что с повышением прочностных свойств и параметра К™ происходит сужение участка деформационного упрочнения стали на диаграмме растяжения.

В условиях проведенных опытов степень деформационного старения по пластическим характеристикам можно принимать такой же, как и по прочностным характеристикам, причем в зависимостях Ц. (е0) отмечается экстремум при е0 я 0,1. В области б0 > 0,1 (10 %) Б?'» снижается в связи с формированием новых

дислокационных структур, способствующих снижению диффузии атомов и степени закрепления дислокаций.

На основании полученных данных и обобщения ранее установленных специалистами ИГГГЭР закономерностей кинетическое уравнение деформационного старения ^ по произвольному механическому параметру 1 имеет следующий вид

(12)

параметра

Ц =а£0/[в+сехр(<М04)],

(12, а)

где а, в, с, с! и я - константы, ё„ = е„ У 0,1.

На рисунке 15 приведены графики зависимости изменения коэффициентов механического старения от относительного радиуса пластичности гпл = г / Величина гпл определялась с использованием подходов механики разрушения (Е.М. Морозов)

Анализ формулы (12, а) показывает, что увеличение параметров «в» и «с» приводит к снижению Рост постоянной я заметно сужает диаграммы

механического старения. При этом отмечается незначительный сдвиг положения экстремума.

Чем больше параметр «а», тем выше значение 0|.. Рост параметра (1 снижает величину и сужает диаграмму механического старения

Далее произведем оценку степени механического охрупчивания и старения в окрестности вершины коррозионно-механических трещин

Эффект деформационного охрупчивания по физической сущности достаточно прост и оценивается разницей величин исходной пластичности (например относительного удлинения 8) и степени пластической деформации б0 Таким образом, деформационное охрупчивание снижает запас пластичности, повышает предел текучести стт и отношение пределов текучести сгт и прочности сг, (Кт, = ст/ст^ При этом предел прочности стали не изменяется, те. ств00 = а„ Указанные

I - модель с трещиной II

Рисунок 15 - Графики

зависимости о; (г^,)

при различных значениях «в»

закономерности изменения свойств стали после деформационного старения поддаются адекватной количественной оценке, например, в случае аппроксимации диаграммы растяжения степенной функцией.

На основании изложенного представляется возможным оценивать предельную степень механического старения и деформационного охрупчивания по следующим формулам:

(13) (14)

где и - относительные сужение и удлинение образцов после предварительной деформации и старения, уиб - исходные величины относительных сужения и удлинения; К„ =стт/о,;о, и а, - исходные значения предела текучести и временного сопротивления.

Рассмотрим конкретный пример для стали 17ГС (К„ = 0,7, = 0,55; 5 = 0,27). В этом случае на основании формул (13) и (14) получаем: ц7 = 0,69 и = 0,5.

Таким образам, произведена оценка степени деформационного охрупчивания и механического старения металла в окрестности вершин трещин, инициируемых воздействием водородсодержащих рабочих сред

Четвертая глава посвящена исследованиям по прогнозированию скорости развития водородно- и сероводородно-механических трещин в элементах нефтегазового оборудования и трубопроводов.

Освещены вопросы усталостной повреждаемости и кинетики развития усталостных трещин. Рассмотрены особенности развития трещин в условиях усталости с учетом действия рабочих сред. Произведена оценка скорости развития сероводородно-механических трещин по критериям механохимической повреждаемости

В работе предложен новый механизм инициации и развития коррозионно-механических трещин с учетом механохимической коррозии, водородного и механического (жесткости напряженного состояния, деформационного старения и охрупчивания) охрупчивания мягких структурных составляющих на границе

«металл - рабочая среда» В начальный период происходит охрупчивание мягких структурных составляющих стали с одновременным протеканием процессов механохимической коррозии. При этом реализуются малые трещины, которые развиваются перпендикулярно к реакционной границе «металл - рабочая среда». В микропорах из-за высоких давлений, возникающих при рекомбинации водорода и реализации механического охрупчивания, возможно встречное развитие внутренних трещин и поверхностных трещин, основным движущим фактором развития которых является локализованная механохимическая коррозия охрупченных мягких структурных составляющих стали. При дальнейшем развитии этих трещин постепенно образуются магистральные трещины Дальнейшее развитие трещин аналогично описанному выше.

Сказанное подтверждается многочисленными фрактографическими снимками, на которых проявляются участки со следами продуктов механохимической коррозии и без них Это обуславливает скачкообразность развития коррозионно-механических трещин (рисунок 16)

В дальнейшем характер скачкообразного роста трещин будем оценивать коэффициентом скачкообразности к«: к„=1 + т„, где т0„ =Ь0<р/Ь,,Ьюр иЬ, -глубины трещин, образующихся соответственно в результате охрупчивания и коррозии. При достижении определенных размеров трещина меняет траекторию, начиная с ее вершины, под определенным углом, близким к 45° На наш взгляд, этот момент совпадает с началом образования плоскостей скольжения, как это происходит при испытаниях образцов-пластин с боковой трещиной Как правило, линии скольжения всегда наклонены к поверхности образцов примерно под углом 45 ° Не исключается возможность дальнейшего роста трещин вдоль линий скольжения по тем же механизмам, по которым развиваются перпендикулярные к поверхности образцов (конструктивных элементов) трещины

Время жизни коррозионной трещины на этой стадии разрушения во многом зависит от отношения предела текучести сгт к временному сопротивлению ст„ металла (Ктв = ст/ст») Чем больше параметр Ктв, тем меньше период протекания рассматриваемой стадии Необходимо отметить, что в некоторых случаях на этой

стадии могут произойти торможение и остановка роста коррозионной трещины. Этот факт подтверждается фотографиями макроструктур темплетов, вырезанных из аварийных труб.

При достижении критических размеров трещины происходит спонтанное разрушение трубы. Любопытно, что в ряде случаев в нетто-сечении труб средние разрушающие напряжения близки к временному сопротивлению металла. Это свидетельствует о том, что охрупчивание металла преимущественно происходит лишь в непосредственной близости к вершине коррозионной трещины (на подповерхностных участках).

Хаотичная ориентация микромеханически и геометрически неоднородных кристаллов приводит к скачкообразному изменению напряжений в нагружаемом элементе (рассеянным напряжениям). Такой сложный рельеф микронапряжений с высокими пиками и провалами должен соответствующим образом влиять на микромеханохимические процессы в металле. Различие теплофизических свойств

Рисунок 16 - Процесс развития коррозионно-механических трещин, хЮО

структурных составляющих металла может вызывать такие распределения напряжений без приложения внешних нагрузок. Различие будет состоять в том, что в ненагружаемом элементе номинальное напряжение равно нулю (<тн = 0). В напряженном металле пики и провалы в зонах микронапряжений распределяются вдоль линии, отвечающей номинальному напряжению стн

Необходимо заметить, что среда может оказывать двойное действие на металл С одной стороны, вследствие электрохимического растворения металла происходит уменьшение рабочего сечения элемента, что способствует росту номинальных напряжений и последующему разрушению. С другой стороны, анодное растворение металла может приводить к релаксации локальных (рассеянных) напряжений из-за притупления вершины концентраторов. При этом способность к релаксации напряжений зависит от вязкопластических характеристик металла.

Наличие рассеянных напряжений указывает на то, что даже при небольших внешних нагрузках (номинальных напряжениях сгн) локальные пики микронапряжений могут значительно превосходить по величине предел текучести ст. Очевидно, что в этих микрозонах появляются локальные пластические деформации. При этом в некоторых микрозонах пластическая деформация происходит в стесненных условиях, что является причиной реализации жесткого напряженного состояния, оцениваемого параметром ц/а Чем больше ц/а, тем выше уровень компонент напряжений, в том числе средних напряжений Как было показано ранее, при высоких значениях (или сг[р) металл значительно

охрупчивается, т.е. уменьшается степень предельной (критической) пластической деформации С ростом приложенных номинальных напряжений величина микроскопических деформаций возрастает, и при достижении некоторых критических (предельных) деформаций могут происходить микроразрушения, сопровождающиеся реализацией микротрещин. В свою очередь, непосредственно в области кончиков микротрещины возникают области с высокой жесткостью напряженного состояния Необходимо особо подчеркнуть, что зоны с высокой жесткостью напряженного состояния являются ловушками для примесных атомов, например водорода и азота (см главы 2 и 3). Причем равновесная концентрация

примесных атомов экспоненциально возрастает с ростом \|/ст и аср. Другими словами, области с высокой жесткостью напряженного состояния дополнительно охрупчиваются по механизмам водородного охрупчивания и деформационного старения.

Таким образом, в зонах неоднородной структуры металла реализуются пластические деформации Развитие пластических деформаций в микрообъемах происходит в стесненных условиях. В результате этого в этих микрообъемах возникают напряженные состояния с высокой жесткостью Это приводит к охрупчиванию металла в указанных микрообъемах. Необходимо особо подчеркнуть, что микрообъемы металла с высокой жесткостью напряженного состояния дополнительно охрупчиваются в результате особенностей взаимодействия дислокационных структур с атомами водорода, азота и др. Следовательно, в определенных микрообластях металл теряет пластические характеристики по механизмам стесненности деформаций, водородного охрупчивания, деформационных старения и охрупчивания

Поэтому в зависимости от степени охрупчивания металла коррозия, на наш взгляд, может происходить равномерно и локализованно.

При этом локализованная коррозия может происходить с притуплением вершины повреждения и с ее заострением.

Несмотря на определенную условность такого деления процесса развития коррозии, оно открывает возможности построения расчетных моделей для определения скорости коррозионных процессов и долговечности элементов оборудования и трубопроводов.

Бездефектный кристалл разрушается при напряжениях (сттсор], намного

превышающих прочность поликристаллов Теоретическая прочность приблизительно равна. сттсор = 0,1 -Е Между тем, прочность поликристаллов составляет около (0,001.. 0,01) Е, что на один-два порядка ниже величины отеор. Такое различие объясняется наличием в поликристаллическом металле дефектов (дислокаций, пор и др), возникающих в силу особенностей его кристаллизации и физической природы. Поликристалл представляет собой конгломерат различно

ориентированных зерен с разными физико-механическими формой и размерами Границы зерен обладают специфическими структурой и свойствами, отличающимися от свойств зерен, и являются источниками образования микроскопических дефектов. Механические характеристики стт, ст„ у и 5 отражают осредненные показатели прочности и пластичности конкретного образца, по которым судят о качестве материала. При этом отпадает необходимость изучения сложных процессов взаимодействия структурных составляющих металла Однако химические реакции на границе «поверхность металла - рабочая среда» должны определяться состоянием поверхности, и в частности напряженным состоянием в области микроскопических дефектов Состояние поверхности металла и наличие микроскопических дефектов, по-видимому, обуславливают выраженную структурную чувствительность коррозионно-механических характеристик сталей.

Таким образом, при нагружении металла следует различать номинальные (средние по сечению) и локальные (дезориентированные) напряжения Локальные напряжения предопределяют интенсивность коррозионного растрескивания, а номинальные обуславливают общую коррозию.

Напряжения на поверхности металла в локальных зонах равны сумме номинальных он и локальных ал .ст^ = стн + ал При этом в целом по рабочему сечению образца средние суммарные напряжения равны номинальному напряжению (°ш.ср=°н)-

Очевидно, значения а„ и стл взаимосвязаны, поскольку с ростом нагрузки степень искажения кристаллической решетки увеличивается, в частности плотность дислокаций. Например, предельная плотность дислокаций деформированной стали на 4 ..6 порядков больше плотности дислокаций отожженной стали

Изложенные данные позволяют предположить, что на самых начальных этапах нагружения моделей (образцов) при постоянных нагрузках локализованные напряжения в определенных микрообъемах достигают значений, близких к теоретической прочности ст^ сг„ «к^ о^, где к^ - коэффициент, зависящий от среды и др. (эффект Ребиндера).

Как известно (ЭМ. Гутман), между скоростью коррозии о и величиной среднего напряжения оср существует зависимость:

и=и0ехрасрУ/КТ, (15)

где V - молярный объем металла; Я и Т - универсальная газовая постоянная и абсолютная температура, о0=и при стср = 0 ; стср = (а, + о2 + ст3)/3; а,,а2,стз-

компоненты главных напряжений в элементе.

Введем в формулу (15) параметр жесткости напряженного состояния у, и коэффициент к„, учитывающий скачкообразность роста трещины

С учетом коэффициентов жесткости напряженного состояния у. и скачкообразности роста трещин к« формулу (15) можно представить в следующем виде.

^ = кс.-ехрк.-кч,-ч».-«т,. (16)

В пятой главе разработан комплекс методов повышения характеристик безопасности эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли.

Разработанные методы повышения безопасности нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих при воздействии водорода и сероводорода, базируются на разработанной системе коррозионного мониторинга (СКМ), регламентации остаточного ресурса, переиспытаниях повышенным давлением, применении накладных усилительных элементов повышенной работоспособности и применении новых ингибиторов коррозии

Система коррозионного мониторинга нефтепромыслового оборудования и трубопроводов, представляющая собой совокупность технических, методических, программных средств, а также организационных мероприятий, служит средством информационного обеспечения при планировании и реализации мер предупреждения аварийности нефтепромыслового оборудования и трубопроводов, эксплуатируемых в коррозионно-опасных средах.

Задачи, решаемые СКМ:

1) технико-экономические задачи оценка текущего коррозионного состояния нефтепромысловых трубопроводов; прогнозирование коррозионного состояния

нефтепромысловых трубопроводов; выбор альтернативных вариантов защиты от коррозии, оценка эффективности противокоррозионных мероприятий;

2) задачи управления планирование потребности в средствах противокоррозионной защиты, планирование потребности в трубах для замены выходящих из строя участков трубопроводов; контроль и учет поступления и расходования химических реагентов для защиты от коррозии и биоповреждений; разработка регламентов ингибирования, разработка планов-графиков проведения коррозионного мониторинга; контроль выполнения регламентов на применение химпродуктов для защиты от коррозии и биоповреждений

Для решения этих задач СКМ должна обеспечивать сбор, систематизацию и долговременное хранение данных о проектном и текущем состояниях нефтепромысловых объектов; сбор, систематизацию и анализ данных об отказах и повреждениях нефтепромысловых объектов, составе и свойствах транспортируемых сред, результатах измерения коррозионной агрессивности сред и определения коррозионного износа иеразрушающими методами контроля, применяемых методах защиты; сбор, систематизацию и ретроспективный анализ данных об объектах, списанных по причине коррозионного износа.

С целью контроля коррозионной агрессивности добываемых и транспортируемых жидкостей, определения их воздействия на металл трубопроводов и емкостного оборудования, прогнозирования работоспособности объектов и определения эффективности противокоррозионных мероприятий используют ряд методов, причем их оптимальное сочетание подбирается с учетом особенностей каждого конкретного месторождения.

Контроль коррозии трубопроводных систем проводится разными методами, такими как установка контрольных катушек и контрольных образцов-свидетелей (массометрический или гравиметрический метод); измерение скорости коррозии методом электросопротивления и мгновенной скорости коррозии методом линейной поляризации; измерение потенциодинамических параметров в полевых условиях и потока диффузионно-подвижного водорода; контроль ультразвуковыми и радиографическими методами; наблюдение за изменением химического состава продукции, обследование внутренних поверхностей при аварийных и

предупредительных ремонтах оборудования и трубопроводов, исследование состава отложений в трубопроводах, а также контроль механических свойств и структуры металла.

Разработаны соответствующее оборудование для установки и извлечения датчиков скорости коррозии, приборы для измерения скорости и контроля коррозии, программный продукт для СКМ и др.

На основании предложенного кинетического уравнения (16) произведена оценка безопасного срока службы элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов В частности, для оценки времени до разрушения (*„} конструктивных элементов получена следующая формула

1 __5'-Ь»__(17)

' К ехрк^-к,

Параметр к« (по данным разрушений газопроводов) изменяется в пределах 1,5...2,О

В работе даны конкретные примеры расчетов долговечности 1р

Произведена оценка остаточного ресурса конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов с обнаруженными при их диагностике коррозионно-механическими трещинами. Критические параметры коррозионно-механических трещин определены на основании подходов механики разрушения.

В условиях циклического нагружения остаточный ресурс конструктивных элементов с коррозионно-механическими трещинами определен, базируясь на кинетическом уравнении типа уравнения Бэсквина. Построены и проанализированы графики и номограммы для определения безопасного срока эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли При совместном действии коррозионных сред и циклических нагрузок безопасный срок эксплуатации оборудования и трубопроводов определен с использованием уравнения Пальмгрена-Майнера.

Показано, что в ряде случаев целесообразно проводить переиспытания нефтегазового оборудования и трубопроводов с коррозионно-механическими трещинами. Получены соответствующие аналитические зависимости для определения долговечности оборудования и трубопроводов по параметрам испытаний.

Одним из эффективных методов повышения остаточного ресурса оборудования и трубопроводов является их ремонт с применением цилиндрических муфт Для этого разработаны и обоснованы новые конструкции ремонтных муфт повышенной работоспособности.

С целью выбора эффективных, технологичных и доступных ингибиторов для защиты от коррозии исследован ряд ингибиторов, синтезированных для защиты оборудования в аномальных условиях эксплуатации.

Установлено, что ингибиторы типа «Нефтехим», «Термин», «Газохим», «Каспий», «ГИПХ-4» и др обладают степенью защиты > 80 % как по чистой поверхности металла, так и по продуктам коррозии, а также способствуют сохранению пластических свойств металла.

Проведены исследования коррозии углеродистых сталей марок СтЗ, 20 и 20ЮЧ в двухфазных системах. Показано, что по стойкости к общей коррозии сталь марки 20 ЮЧ близка к СтЗ и более устойчива, чем сталь 20 Эффективность ингибиторов в двухфазных системах падает с увеличением обводненности Ингибитор «Каспий» более эффективен в двухфазной системе, чем «Нефтехим», однако требуются более высокие концентрации ингибитора в общем объеме (500 мг/л), чем в однофазной системе

В результате исследования сравнительной эффективности последействия ингибиторов на вращающемся дисковом электроде выявлены наиболее эффективные, что позволяет использовать их по технологии однократных обработок.

Из результатов проведенных автоклавных испытаний следует, что отечественные ингибиторы коррозии не уступают по эффективности лучшим зарубежным ингибиторам «Корексит-7798» и «Корексит-7802», рекомендованным фирмой «Эссохем Импекс» для месторождения «Тенгиз», и могут быть использованы для защиты оборудования в аномальных условиях месторождений «Тенгиз» и «Жанажол», а также на месторождениях России с высоким содержанием сероводорода в добываемой продукции

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Согласно современным представлениям, разрушения элементов объектов нефтегазовой отрасли под воздействием сероводородсодержащих рабочих сред вызываются коррозионно-механическим растрескиванием вследствие протекания процессов механохимической коррозии и водородного охрупчивания металла

При оценке характеристик безопасности и выявлении факторов разрушений указанных объектов не учитываются механические процессы охрупчивания металла, обусловленные деформационным старением и высокой жесткостью напряженного состояния отдельных его структурных составляющих. Такими зонами, как правило, являются мягкие структурные составляющие и др.

Анализ литературных данных показал, что в настоящее время практически отсутствуют расчетные методы определения долговечности элементов объектов нефтегазовой отрасли, работающих в сероводородсодержащих рабочих средах.

2. Разработаны методология и оборудование для оценки влияния сероводородсодержащих сред на механические характеристики низколегированных и малоуглеродистых сталей.

Предложены и внедрены конструкции установок и методика испытаний сталей на наводораживание

На основании результатов проведенных лабораторных и натурных испытаний установлены основные закономерности влияния концентрации сероводорода и скорости диффузии водорода на вероятность коррозионно-механического растрескивания.

Показано, что степень водородного охрупчивания экспоненциально возрастает в зависимости от отношения шарового тензора к девиатору напряжений.

3. Выявлены и описаны основные закономерности изменений механических факторов охрупчивания малоуглеродистых и низколегированных сталей, обусловленных явлениями механического стеснения деформаций и старения, а также степенью напряженности конструктивных элементов оборудования и трубопроводов

Получена формула, позволяющая устанавливать «пороговые» напряжения в зависимости от отношения предела текучести к временному сопротивлению малоуглеродистых и низколегированных сталей, характеризующие их деформационную способность

Установлено, что степень охрупчивання сталей изменяется по гиперболическому закону в зависимости от коэффициента жесткости напряженного состояния

Базируясь на теории пластичности, произведена теоретическая оценка коэффициентов жесткости напряженного состояния в мягких структурных составляющих сталей различной формы.

Произведена оценка степени механического старения металла в зоне предразрушения распространяющейся коррозионно-механической трещины. Установлено, что наибольшая степень деформационного старения металла наблюдается в зоне предразрушения с наибольшим значением коэффициента жесткости напряженного состояния. При этом степень механического старения экспоненциально возрастает с увеличением коэффициента жесткости напряженного состояния

4 Установлены и описаны основные закономерности развития коррозионно-механических трещин с учетом водородного и механических факторов охрупчивання и локализованной механохимической коррозии

Получена формула для определения скорости роста коррозионно-механических трещин с учетом скачкообразности их роста и механохимического эффекта.

5 Разработана и внедрена система коррозионного мониторинга нефтегазового оборудования и трубопроводов, представляющая собой совокупность технических, методических, программных средств, а также организационных мероприятий по планированию и реализации мер предупреждения аварийности.

Разработаны методы определения остаточного ресурса конструктивных элементов нефтегазовых объектов, позволяющие обеспечивать безопасные сроки их эксплуатации с учетом воздействия водорода и сероводорода и особенностей механических факторов охрупчивання металла

Проведена оценка эффективности переиспытаний нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих под воздействием наводораживающих сред

Даны научно обоснованные практические рекомендации по обеспечению безопасности нефтепроводов, транспортирующих сероводородсодержащую нефть, с применением ремонтных муфт повышенной работоспособности

Испытаны и рекомендованы ингибиторы сероводородной коррозии, позволяющие в несколько раз повысить безопасность эксплуатации нефтегазовых объектов

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Гетманский М Д., Худякова ЛЛ Влияние пленкообразующих ингибиторов аминного типа на коррозию стали в хлоридно-сульфидном растворе // Защита металлов. - 1985. - Т. XXI. -№ 1. - С. 134-136.

2. Гетманский М.Д., Худякова ЛЛ., Гершова А.И., Акмалтдинова ЭХ, Аббасов В М. Ингибиторы сероводородной коррозии в пластовых водах // Защита металлов. - 1988. - Т. XXIV. - № 2. - С. 333-335.

3. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Методы, средства и программное обеспечение для системы коррозионного мониторинга трубопровода // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 10. - С. 130-137.

4. Брезицкий С.В, Медведев АЛ., Гумеров А Г., Кузнецов Н.П., Музипов Х.Н., Худякова JUL, Рождественский Ю.Г, Фаритов А.Т. Обеспечение надежности промысловых трубопроводов на месторождениях ТНК // Нефтяное хозяйство. - 2002. - Кг 12. - С. 106-110.

5. Брезицкий С.В., Гумеров А.Г., Медведев А.П, Фаритов А.Т, Рождественский Ю.Г., Худякова Л П, Гетманский М.Д. Ретроспективный анализ состава и коррозионной агрессивности сред Самотлорского месторождения И Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 96-100.

6. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Концепция развития системы технического диагностирования промысловых трубопроводов JJ Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 1. - С. 78-83.

7. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Худякова Л.П Влияние сероводородсодержащей нефти на эксплуатационные характеристики металла трубопроводов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4. - С. 100-101.

8. Абдуллин Л.Р., Ешмагамбетов Б.С., Мухаметшин Р.Р., Худякова Л ГГ. Расчетная оценка остаточного ресурса труб со сквозными трещиноподобными повреждениями Н Башкирский химический журнал. - 2006. - Т. 13. - № 5. - С. 91-93.

9. Александров A.A., Мирсаев PJL, Воробьев В.А., Худякова Л.П., Исмагилов МА. Кинетическое уравнение механохимической повреждаемости металла в высокотемпературных коррозионных рабочих средах // Башкирский химический журнал. - 2005. - Т. 12. - № 1. - С. 30-32.

10. Абдуллин Л.Р., Ешмагамбетов Б.С., Мухаметшин P.P., Худякова Л.П. Повышение эффективности накладных элементов ремонта трубопроводов // Башкирский химический журнал. - 2006 - Т. 13. - 5. - С. 96-98.

11. Мухаметшин РР, Худякова Л П., Ешмагамбетов Б С Повышение несущей способности приварных ремонтных элементов // Нефтепромысловое дело -2006.-№12.-С. 34-35.

12 Мухаметшин РР, Худякова ЛП, Мельникова К А. Определение ресурса труб со сквозными повреждениями // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 10. - С. 45-46

13 Худякова ЛП, Мельникова НА, Ешмагамбетов Б.С Оценка несущей способности ремонтных муфт по критериям трещиностойкости // НТЖ «Нефтегазовоедело».-2006 - Т.4.-№1 -С 287.

14 Худякова Л П., Мельникова НА. Напряженное состояние ремонтных муфт И НТЖ «Нефтегазовое дело». - 2006. - Т 4. - № 1. - С 287.

15. Худякова Л П., Ешмагамбетов Б С. Расчеты несущей способности ремонтных муфт // НТЖ «Нефтегазовое дело». - 2006. - Т 4. - № 1. - С 286

16 Худякова Л.П, Музафаров НР. Расчеты ресурса цилиндрических конструктивных элементов по критериям устойчивости и механохимической коррозии // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов»/ШТГЭР - Уфа, 2008. - Вып. 1(71) -С. 23-25

Центральные издания

17 Гетманский М Д, Гоник А.А, Низамов К.Р., Худякова Л П Применение пленкообразующих ингибиторов коррозии в технологии однократных обработок нефтегазопромыслового оборудования // Обзор. Сер «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». - М, 1979. - 56 с.

18 Гетманский М Д, КурмакАЕ, Худякова Л П Исследование защитных свойств ингибирующих композиций на основе турбинного масла // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1982 -№6. - С. 6-7

19. Гетманский МД, Рождественский Ю.Г., Худякова ЛП, Низамов К Р. Локальная коррозия нефтегазопромыслового оборудования в серо-водородсодержащих минерализованных средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности - 1981. - № 11. - С 2-3

20. Худякова Л П, Подобаев Н.И, Гетманский М Д, Низамов К Р. Методика оценки последействия пленкообразующих ингибиторов в минерализованных кислородсодержащих средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. - 1982 -№2.-С 13-15.

21. Худякова Л П., Гетманский М.Д., Подобаев Н.И Оценка последействия нефтерастворимых ингибиторов в сероводородсодержащих минерализованных водных средах И ЭИ «Коррозия и защита окружающей среды». - М., 1984 - С 13-16

22 Гетманский МД, Еникеев ЭХ, Рождественский ЮГ, ФокинМ.Н, Семено Л Д, Толкачев Ю И Коррозия и защита нефтегазопромыслового

оборудования и трубопроводов в средах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 55 с.

23. Гетманский МД, Гершова А.И., Худякова ЛП, Шестаков А А, Умутбаев В.Н., Бойко В.В. Автоклавные испытания ингибиторов сероводородной коррозии // ЭИ «Борьба с коррозией и защита окружающей среды». - 1987. - № 3. -С. 9-12

24. Курмаев A.C., Гетманский М Д., Худякова Л.П., Беляков В.В., Гутман Э.М. Выбор эффективных ингибиторов коррозии для системы сбора попутного нефтяного газа месторождений Западной Сибири // ЭИ «Борьба с коррозией и защита окружающей среды. Отечественный опыт». -1987. - № 1 - С. 11 -14.

Монографии

25. Зайнуллин PC и др. Торможение развития повреждений в трубопроводах накладными элементами / P.C. Зайнуллин, В А. Воробьев, Л.П. Худякова; под ред. акад АН РБ А.Г. Гумерова - Уфа: ГУЛ «Уфимский полиграфкомбинат», 2005. - 393 с.

26. Зайнуллин P.C. и др. Обеспечение надежности промысловых труб регламентацией остаточного ресурса и очисткой труб / PC. Зайнуллин, Р.Р.Мухаметншн, ЛП Худякова, под ред акад АН РБ А.Г. Гумерова - Уфа-МНТЦ «БЭСТС», 2005 - 97 с

27. Зайнуллин P.C. и др. Оценка безопасного срока эксплуатации конструктивных элементов трубопроводов / P.C. Зайнуллин, Л.П. Худякова, Р.Н. Мирсаев, под ред. акад АН РБ А.Г. Гумерова. - Уфа- МНТЦ «БЭСТС», 2005. -172 с.

28. Основы нормирования характеристик безопасности нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом механической неоднородности конструктивных элементов / ЛП. Худякова, ЮН Антипов, A.A. Халимов, С Ф. Шайхулов - Уфа, 2007. - 50 с.

29. Торможение развития разрушений элементов нефтепроводов испытаниями / P.C. Зайнуллин, А Г Пирогов, Л.П. Худякова, У.М Мустафин, под ред акад. АН РБ А.Г. Гумерова - Уфа- Мир печати, 2005. - 224 с.

Прочие печатные издания

30. Технология защиты оборудования и трубопроводов месторождений нефти и газа с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода1 Методические рекомендации / Под ред А.Г. Гумерова и Л П Худяковой - Уфа МНТЦ «БЭСТС», 2003. - 19 с.

31. Худякова ЛП. Исследование распределения сероводорода в системе «углеводород - вода» II III респ. научн.-техн конф молодых ученых и

специалистов по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам: Тез. докл. - Уфа, 1978. - С. 73-74

32. Гетманский МД, Худякова ЛП., Рождественский ЮГ Исследование особенностей локальной коррозии в сероводородсодержащих водных средах // IV респ. научн.-техн. конф молодых ученых и специалистов по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам Тез докл -Уфа, 1980 -С.64

33. Гетманский М.Д, Худякова JI П. Исследование эффекта последействия пленкообразующих ингибиторов в высокоминерализованных водных средах // IV респ. научи -техн конф. молодых ученых и специалистов по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам: Тез докл -Уфа, 1980.-С. 70-71

34. Гетманский М Д, Рождественский Ю Г, Худякова JIП, Низамов К Р О механизме стимулирования коррозии стали в ингибированных водных минерализованных средах // Сбор и подготовка газонасыщенной нефти и воды и борьба с коррозией нефтепроводов - Уфа, 1982 - С 118-123

35 Гетманский МД, Худякова ЛП, Подобаев НИ Электрохимическое поведение стали 3 в ингибированных водных сероводородсодержащих минерализованных средах нефтепромыслов // Электрохимия и коррозия металлов в водно-органических и органических средах. Тез докл. 2 Всесоюзн симпозиума -Ростов-на-Дону, 1984. - С 41-42.

36 Гетманский МД, Худякова ЛП, Антонов А В Особенности инги-бирования низконапорных трубопроводов в сточных сероводородсодержащих средах // Противокоррозионная защита нефтепромыслового оборудования и трубопроводов Тез докл. Всесоюзн. научн.-техн. конф.— Уфа, 1985.-С 104-105

37. Курмаев АС., Худякова Л П., Баимбетова ЕС, Гетманский МД Лабораторные исследования защитного действия ингибиторов коррозии в трехфазных системах // Проблемы защиты нефтегазопромыслового оборудования и сооружений от коррозии Тез. докл областной научн-техн конф 30-31 мая 1986 г. - Тюмень, 1986. - С 34-35.

38 Курмаев А С , Баимбетова B.C., Худякова Л П., Гетманский М Д Способ защиты газопроводов от коррозии // Проблемы защиты нефтегазопромыслового оборудования и сооружений от коррозии Тез докл областной научн - техн конф 30-31 мая 1986 г.-Тюмень, 1986 - С. 51-52

39. Гетманский М Д, Худякова Л П., Файзуллин А А Исследование влияния минерализации среды, содержания сероводорода, углекислого газа, кислорода на эффективность ингибитора коррозии «Нефтехим-1» // Творческая молодежь

Башкирии - ускорению научно-технического прогресса. Тез. докл. 39-ой научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии - Уфа, 1988. - С. 34-35.

40. Шестаков A.A., Худякова Л.П., Осипов A.B., Гетманский М.Д. Оценка эффективности ингибиторов коррозии в двухфазных системах // Творческая молодежь Башкирии - ускорению научно-технического прогресса. Тез. докл. 39-ой научн.-техн. конф студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии. - Уфа, 1988.-С. 36

41. Гетманский М Д, Худякова Л П, Файзуллин А.А Опытно-промысловые испытания ингибитора «Нефтехим» в ПО «Башнефть» II Творческая молодежь Башкирии - ускорению научно-технического прогресса. Тез. докл 39-ой научн -техн. конф студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии -Уфа, 1988.-С 30.

42 Гетманский МД, Худякова Л П., Шестаков А А Физико-химические основы подбора ингибиторов коррозии для нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода // Тез. докл. II-ой междунар научн-техн. конф по геологическим и физико-химическим проблемам при разведке и добыче нефти и газа. - Будапешт, 1988. - С. 305.

43. Гетманский М.Д, Худякова Л.П., Файзуллин A.A., Валиуллин В И, Кашапова Л.Е. Опытно-промысловые испытания ингибитора «Нефтехим» в ПО «Башнефть» // Коррозия и защита металлов в химической, нефтехимической промышленности и машиностроении. Тез. докл. V Омской областной научн -техн. конф. 18-20 мая 1988 г. - Омск, 1988. - С. 30.

44 Гетманский М.Д, Худякова Л.П, Файзуллин А А Исследование влияния минерализации среды, содержания сероводорода, углекислого газа, кислорода на эффективность ингибитора коррозии «Нефтехим-1» // Коррозия и защита металлов в химической , нефтехимической промышленности и машиностроении Тез. докл V Омской областной научн.-техн конф. 18-20 мая 1988 г - Омск, 1988. - С. 34.

45. Шестаков А.А, Худякова Л.П, Осипов AB, Гетманский МД Оценка эффективности ингибиторов коррозии в двухфазных системах // Коррозия и защита металлов в химической, нефтехимической промышленности и машиностроении Тез. докл. V Омской областной научн -техн. конф. 18-20 мая 1988 г. - Омск, 1988 - С. 34

46. Ахмадуллин К Р , Фаритов А.Т., Худякова Л П. Анализ режимов перекачки и определение коррозионно-опасных участков на нефтепродукгопроводах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб. научн тр / ИПТЭР. - Уфа, 1998. - Вып. 58. - С. 83-90.

47. Ахмадуллин К Р., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. Коррозионные свойства топлив и ингибиторная защита нефтепродуктопроводов и оборудования // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн тр / ИПТЭР.-Уфа, 1998 -Вып 58 - С.91-99

48. Ахмадуллин K.P., Гумеров А.Г., Векштейн М Г, Худякова ЛП Методы обеспечения безаварийной эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов // Тез.докл.Конгресса нефтегазопромышленников России.-Уфа, 1998.-С 31-32

49. РД 39-141-96. Ингибиторы коррозионно-механического разрушения металлов /Д Е. Бугай, М Д. Гетманский, Л П. Худякова и др. - Уфа, 1996. - 21 с.

50 Александров А А., Худякова ЛП, Мухаметшин РР., Зубаилов Г И Определение остаточного ресурса оборудования и продуктопроводов по параметрам испытаний // Ресурс нефтегазового оборудования и трубопроводов- Сб. научн. тр. / Под ред. проф. P.C. Зайнуллина. - Уфа, 1997. - С. 9-12.

51 Зайнуллин Р.С, Худякова ЛЛ, Мухаметшин Р.Р Оценка скорости сероводородного растрескивания труб // Ресурс нефтегазового оборудования и трубопроводов-Сб. научн тр / Под ред. проф. Р С. Зайнуллина -Уфа, 1997 -С 13-17.

52. Худякова ЛП, Мухаметшин РР, Зубаилов Г И Кинетика развития коррозионных повреждений в трубах // Ресурс нефтегазового оборудования и трубопроводов. Сб. научн. тр /Подред проф. Р.С Зайнуллина - Уфа, 1997 - С. 18-25.

53. Зайнуллин Р С, Александров A.A., Мухаметшин Р Р., Худякова Л П. Кинетика механохимической повреждаемости металла при повторно-статическом нагружении // Ресурс нефтегазового оборудования и трубопроводов- Сб. научн. тр / Под ред. проф P.C. Зайнуллина. - Уфа, 1997. - С. 26-33.

54. Худякова Л П, Рождественский Ю Г., Фаритов А.Т, Акмалтдинова Э X, Курмаева Н.М. Прогнозирование размеров коррозионных поражений нефтепроводов по результатам стендовых испытаний // Тез стендовых докл III конгресса нефтегазопромышленников22-25мая2001г -Уфа, 2001.-С 104-106

55. Свиридов Б В, Гумеров А.Г, Худякова Л.П, Фаритов А Т Оценка коррозионного воздействия остаточного сероводорода в нефти на работоспособность нефтепроводов и резервуарных парков // Тез. стендовых докл 1П конгресса нефтегазопромышленников22-25мая2001 г - Уфа,2001.-С. 102-104.

56. Гумеров А Г, Фаритов А.Т, Гетманский МД, Худякова ЛП, Рождественский Ю.Г., Нысангалиев АН Система коррозионного мониторинга промысловых трубопроводов // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез докл. конф 22 мая 2002 г в рамках X юбилейной международной специализированной выставки «Газ Нефть-2002» - Уфа, 2002. - С. 16-17

57. Медведев А П, Гумеров А Г., Гетманский М Д, Фаритов А Т, Рождественский ЮГ., Худякова Л.П. Эрозионная коррозия как основной фактор ускоренного коррозионного износа трубопроводов при больших скоростях потоков II Перспективы развития трубопроводного транспорта России Тез. докл конф 22 мая 2002 г в рамках X юбилейной международной специализированной выставки «Газ Нефть - 2002». - Уфа, 2002 - С. 18-19.

58. Гумеров А.Г., Фаритов А.Т., Рождественский Ю Г, Худякова Л П. и др. Функциональная схема обеспечения надежности промысловых трубопроводов // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. в рамках X юбилейной международной специализированной выставки «Газ Нефть - 2002». - Уфа, 2002. - С. 20-22.

59. Гумеров А.Г., Фаритов А.Т., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П. К вопросу о микробиологической коррозии на Самотлорском месторождении // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Та. докл. конф. 22 мая 2002 г. в рамках X юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002». - Уфа, 2002. - С. 23-24.

60. Гумеров А.Г., Борисов К.А., Худякова ЛП Мониторинг выполнения программ энергосбережения, энергетической стратегии, энергоэффективной экономики // Энергосбережение и энергоэффектнвность. Матер, конф. в рамках Российского энергетического форума «Уралэнерго-2002» - Уфа, 2002.

61. Худякова Л П., Фаритов А.Т., Акмалтдинова ЭХ., Курмаева НМ Проведение независимой экспертизы ингибиторов коррозии и бактерицидов -оптимальный путь выбора реагентов для защиты от коррозии // Проблемы строительного комплекса России. Матер. VII Междунар. научн-техн. конф при VII Междунар. специализир. выставке «Строительство, коммунальное хозяйство, энерго-, ресурсосбережение - 2003» 26-28 февраля 2003 г. - Уфа, 2003. - С. 78-81.

62. Гумеров АГ, Худякова Л П. Трубопроводный транспорт энергоресурсов' научные проблемы, методы решения, перспективы // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта. Тез докл. IV междунар. научн.-техн. конф. - Новополоцк, 2003. - С. 5-6.

63. Фаритов А.Т., Худякова Л.П, Шестаков А А., Макаров Ю.В. Методология отбора ингибиторов коррозии для ОАО «Оренбургнефть» II Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сб. научн. тр / ИПТЭР. -Уфа,2003.-Вып 62.-С. 167-171.

64. Худякова Л П, Пирогов А.Г. Методика коррозионно-механических испытаний трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. - С. 19-22

65. Худякова Л П., Пирогов А Г. Влияние сероводорода на механические свойства трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения.-Уфа: МНЩ«БЭСТС», 2004. -№ 1.-С. 15-18.

66. Гумеров А Г., Худякова Л П., Пирогов А.Г. Повышение ресурса оборудования, работающего в сероводородсодержащей нефти II Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - 2004. - № 1. - С. 3-9

67. Худякова ЛП Исследование влияния сероводорода на коррозионные процессы и эксплуатационные характеристики конструкционных элементов трубопроводов и резервуаров // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - 2005 - Вып. 65 - С. 27-40.

68. Фаритов А Т, Рождественский Ю.Г, Худякова Л П Техническое диагностирование промысловых трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов- Сб. научн. тр. / ИПТЭР - 2005. - Вып 65 -С. 134-157.

69. Зайнуллин РС, Худякова ЛП, Пирогов А Г Оценка скорости сероводородного растрескивания // Прикладная механика механохимического разрушения - Уфа- МНТЦ «БЭСТС», 2004 -№ 1.-С 23

70. Мельникова Н.А, Худякова Л.П Совершенствование технологии аварийного ремонта трубопроводов. - Уфа- МНТЦ «БЭСТС», 2006 - С 19-23

71. Ешмагамбетов БС, Худякова ЛП, Идрисов РХ. Снижение опасности протяженных несплошностей в трубопроводах. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2006 -С 24-29.

72. Худякова Л П, Спащенко AJO., Антипов Ю Н Оценка степени опасности стресс-коррозионных трещин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - Вып 3 (69). - С. 39-41

73. Худякова Л П., Спащенко А.Ю., Шайхулов СФ Определение остаточного ресурса оборудования и трубопроводов, подверженных стресс-коррозионному растрескиванию // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» /ИПТЭР -Уфа, 2007.-Вып 3(69) -С 50-56

74. Худякова Л П, Спащенко А.Ю, Еникеев Р А, Музафаров Н Р Расчетная оценка скорости коррозионно-механического растрескивания нефтегазового оборудования и трубопроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - Вып 3 (69) - С. 61-63

75 Зайнуллин Р.С, Худякова Л П, Антипов Ю Н Расчеты остаточного ресурса разнородных конструктивных элементов оборудования // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер научн -практ. конф 24 октября 2007 г в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007. -С 107-108

76. Зайнуллин Р С, Худякова Л П, Спащенко А.Ю. Оценка и повышение остаточного ресурса нефтегазового оборудования с коррозионно-механическими трещинами // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер научн -практ. конф. 24 октября 2007 г в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007. - С 120-121

77 Зайнуллин Р.С, Худякова JI П., Шайхулов С.Ф Исследование характеристик безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования с твердыми прослойками II Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума.-Уфа, 2007.-С 122-124.

78 Шестаков А.А., Худякова ЛП, Фаритов А.Т, РождественскийЮ.Г. Ингибиторная защита газопроводов И Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер, научн -практ. конф. 24 октября 2007 г в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007. - С. 207-209

79 Шестаков А.А, Худякова Л П, Фаритов А.Т, Рождественский Ю Г. Факторы, влияющие на коррозионные процессы в газопроводах // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер, научн -практ. конф. 24 октября 2007 г в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007. -Уфа, 2007.-С. 210-212.

80. Худякова Л.П, Спащенко АЮ. Прогнозирование остаточного ресурса конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов с коррозионно-механическими трещинами II Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов. Матер научн.-практ конф 14-15 ноября 2007 г в рамках международного форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС -2007» -Уфа,2007 -С 101-111.

81. Абдуллин Л.Р., Худякова Л.П. Определение скорости развития несплошностей в конструктивных элементах // Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах. Матер семинара в рамках Междунар. научн -практ. конф - Уфа, 2008. - С. 55-60.

82 Худякова Л П Оценка влияния сероводородсодержащей нефти на механические свойства трубных сталей // Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах Матер семинара в рамках Междунар научн -практ конф - Уфа, 2008 - С 74-78

83. Худякова ЛП, Абдуллин ЛР, Шумакова И А Оценка ресурса нефтегазового оборудования и трубопроводов по параметрам испытаний // Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах. Матер семинара в рамках Междунар научн -практ конф -Уфа,2008 -С 50-54

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 22 мая 2008 г Бумага писчая Заказ № 251 Тираж 100 экз Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г Уфа, проспект Октября, 144/3

Содержание диссертации, доктора технических наук, Худякова, Лариса Петровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СРЕД.

1.1 Основные причины интенсификации разрушений, обусловленных действием сероводородсодержащих рабочих сред.

1.2 Основные критерии оценки сопротивления металла водородному охрупчиванию под воздействием наводораживающих рабочих сред.

1.3 Методы повышения работоспособности нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в условиях действия наводораживающих сред.

Выводы по главе 1.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ВЛИЯНИЯ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СРЕД НА ХАРАКТЕРИСТИКИ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ.

2.1 Современные критерии оценки стойкости к сероводородному воздействию конструктивных элементов действующего оборудования и трубопроводов нефтегазовых объектов.

2.2 Особенности испытаний элементов оборудования и трубопроводов на стойкость к коррозионно-механическому растрескиванию.

2.3 Влияние наводораживающих сред на механические характеристики сталей.

2.4 Физико-механические характеристики взаимодействия водорода со сталями.

2.5 Основные закономерности изменения механических характеристик сталей под действием водорода.

2.6 Диаграммы водородно-механического растрескивания.

Выводы по главе 2.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ ОХРУПЧИВАНИЯ МЕТАЛЛА НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ И МАЛОУГЛЕРОДИСТЫХ СТАЛЕЙ.

3.1 Влияние жесткости напряженного состояния металла на процессы его охрупчивания.

3.2 Исследование процессов механического охрупчивания и старения малоуглеродистых и низколегированных сталей.

Выводы по главе 3.

4 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СКОРОСТИ РОСТА КОРРОЗИОННО-МЕХАНИЧЕСКИХ ТРЕЩИН В ЭЛЕМЕНТАХ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ.

4.1 Явление усталостной повреждаемости.

4.2 Кинетика развития усталостных трещин.

4.3 Особенности развития трещин в условиях усталости с учетом действия рабочих сред.

4.4 Оценка скорости развития коррозионно-механических трещин по критериям механохимической повреждаемости.

Выводы по главе 4.

5 ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ, ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СРЕД.

5.1 Система коррозионного мониторинга нефтепромыслового оборудования и трубопроводов.

5.2 Обеспечение безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов регламентацией остаточного ресурса.

5.3 Эффективность испытаний нефтегазового оборудования и трубопроводов повышенным давлением.

5.4 Применение накладных усилительных элементов.

5.5 Повышение безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов применением ингибиторов коррозии.

Выводы по главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Система обеспечения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, средах"

Острота проблемы обеспечения безопасности трубопроводов и оборудования для добычи и переработки нефти и газа усугубляется присутствием в добываемых средах агрессивных компонентов, таких как углекислый газ и сероводород. При этом в процессе эксплуатации металл конструктивных элементов оборудования и трубопроводов может подвергаться наводораживанию.

Эксплуатация месторождений с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа осложнена высокой коррозионной активностью продукции и возникающими по этой причине явлениями общей и локальной коррозии, а также коррозионно-механического растрескивания.

К таким месторождениям относятся месторождения Западного Казахстана, характеризующиеся высоким содержанием сероводорода (месторождение «Тенгиз» - до 25 % вес., «Жанажол» - до 6 % вес.). Подготовка тенгизской нефти для транспорта по магистральному нефтепроводу производится на Тенгизском ГПЗ по ТУ 39-РК-1168001-97 «Нефть тенгизская. Технические условия», допускающим содержание остаточного сероводорода в подготовленной нефти до 10 мг/кг [45].

Транспортировка нефти с месторождений «Тенгиз» и «Карачаганак» по трубопроводу ОАО «Каспийский трубопроводный консорциум», большая часть которого проходит по территории России, может оказать серьёзное влияние на механические и коррозионные свойства труб вследствие наличия в ней сероводорода даже в допустимых по ТУ количествах. Нельзя также исключать отклонения от технологического процесса и возникновение нештатных ситуаций на Тенгизском ГПЗ, которые могут привести к превышению допустимых концентраций сероводорода.

Под влиянием проникающего в металл водорода происходят охрупчи-вание и растрескивание, что приводит к разрушению металла. Все увеличивающиеся объемы добычи, переработки и транспортировки продуктов, содержащих агрессивные компоненты, требуют разработки и реализации комплексных мер, которые обеспечили бы безаварийную эксплуатацию технологического оборудования в необходимых режимах. В решении этих вопросов одним из наиболее сложных является защита металла от разрушительного воздействия водорода.

Сложность и опасность наводораживания металла заключаются в том, что процесс разрушения может начинаться в его внутренних слоях, оставаясь незамеченным длительное время. На активность этого процесса влияют внешние (среда, давление, температура) и внутренние факторы, связанные с химическим составом и структурой металла. Изучение этого процесса, уточнение механизма наводораживания металла - необходимые условия разработки мер по его ослаблению и предотвращению.

В 2003 г. в ООО «Баштрансгаз» внутритрубным комплексом ДМТП были обследованы газопроводы Ду 1400 протяженностью 486,5 км, в результате выявлены около 700 дефектов, в т.ч. 65 коррозионно-механических.

Большинство коррозионно-механических трещин, квалифицированных в отчетах по внутритрубной дефектоскопии (ВТД) как критические и закритические, уже в 2003 г. были идентифицированы в шурфах. По результатам идентификации с заменой и переизоляцией лентой «Лиам» были отремонтированы 43 участка общей протяженностью 1738,5 м.

В то же время идентификация результатов ВТД в шурфах выявила, что они «не обладают» нужной точностью, т.е. или не подтверждаются, или направлены «в задел». Такие неточности приводят к неоправданно высоким трудозатратам (плата за отвод земель, привлечение подрядчиков, материалы, остановка газопровода и стравливание газа и т.п.). В отчетах по ВТД раздел по определению степени опасности дефектов опирается на несколько документов, в т.ч. зарубежных, но не учитывается новый нормативный документ ВСН 39-1.10-009-2002.

Есть «нестыковки» в нормативных документах, разработанных ВНИИГАЗОМ. В ВРД 39-1.10-023-2001 допускается трещины КРН (коррозионное растрескивание под напряжением) глубиной до 0,2 от толщины стенки ремонтировать контролируемой шлифовкой без привязки к расположению сварных швов. В ВРД 558-97 вообще не допустимы никакие виды ремонта трещин глубиной более 0,1 от толщины стенки, в т.ч. сваркой, в зоне термического влияния сварных швов для Бу 1400 (это 200 мм).

Но у всех этих документов, включая те нормативы, на которых базируются отчеты по ВТД, есть общие моменты: все они излишне «перестраховочные».

Современные магнитные снаряды-дефектоскопы позволяют гарантировать выявление коррозионно-механических дефектов глубиной более 20 % от толщины стенки труб, которые составляют лишь часть дефектов по причине КРН, имеющихся в газопроводе. Так как срок эксплуатации газопроводов превышает срок разрушения клеящего слоя пленочных изоляционных покрытий, то на участках, где существуют условия для КРН, в настоящее время практически все коррозионно-механические дефекты уже зародились и развиваются. Максимальная средняя скорость роста коррозионно-механических дефектов труб, определенная как отношение глубины коррозионно-механического дефекта к сроку эксплуатации газопровода, может превышать 1,4 мм в год. При такой скорости роста изменение глубины дефекта с 20 до 50 % и выше от толщины стенки трубы может произойти за три года. Глубина дефекта свыше 50 % при соответствующей длине может стать причиной аварийного разрушения газопровода.

С 1999 года на линейной части газопроводов ООО «Баштрансгаз» совместно с ООО «ВНИИГАЗ» была опробована и внедрена технология обследования в протяженных шурфах на предмет выявления КРН. Это позволило выявить 1500 очагов КРН и предотвратить поток отказов, случившихся в 1998 году. Проведенными в 2002 г. по этой технологии обследованиями были выявлены коррозионно-механические дефекты глубиной до 3 мм, которые ВТД в 2003 г. не обнаружила. Следовательно, целесообразно проводить пропуск снарядов ВТД на участках, подверженных КРН, через 3 года, а не через 5 лет, как записано в Правилах технической эксплуатации магистральных газопроводов (ВР 39-1.10-006-2000*). Кроме этого следует привести нормативную документацию по дефектации трубопроводов к единому нормативу, который должен более реально отражать степень опасности дефекта.

Каталитическое влияние серы на коррозионный процесс, водородное охрупчивание и расслоение металла является широко известным. Однако для товарной нефти с низкой обводненностью это влияние остается малоизученным, в особенности в плане механизма коррозионно-механического растрескивания и оценки ресурса безопасной эксплуатации оборудования и нефтепроводов.

Существующие представления о механизме сероводородного растрескивания и методы оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов не учитывают такие факторы, как жесткость напряженного состояния, механическое охрупчивание и старение и др. Необходим системный подход к решению этой сложной проблемы.

Работа выполнена в соответствии с планами важнейших научно-исследовательских работ и Государственной научно-технической программой Академии наук Республики Башкортостан «Проблемы машиностроения, конструктивных материалов и технологий» по направлению 6.2 «Надежность и безопасность технических систем в нефтегазохимическом комплексе», а также в рамках реализации подпрограммы Федеральной целевой научно-технической программы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф» - ФЦНТП ПП «Безопасность» (2000-2007 гг.).

Цель работы - разработка системы обеспечения безопасной эксплуатации конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов по результатам исследований закономерностей развития и торможения процессов водородного и сероводородного растрескивания.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

- выявление закономерностей влияния водорода и сероводорода на механические характеристики малоуглеродистых и низколегированных сталей;

- исследование влияния механических факторов на процессы водородного и сероводородного охрупчивания малоуглеродистых и низколегированных сталей;

- исследование методов прогнозирования скорости развития трещин в элементах оборудования и трубопроводов, подверженных действию водорода и сероводорода; разработка комплекса методов повышения характеристик безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в агрессивных средах.

Методы решения поставленных задач

Научная новнзна результатов работы:

- установлены и описаны основные закономерности охрупчивания металла в зонах с максимальной жесткостью напряженного состояния, которые реализуются в окрестности пластической зоны коррозионно-механических трещин и мягких структурных составляющих металла. В этих же пластических зонах происходит дополнительное охрупчивание металла вследствие повышенной концентрации в них примесных атомов. Показано, что степень превышения концентрации примесных атомов, в частности водорода, описывается преобразованным законом Аррениуса;

- впервые получены аналитические формулы для оценки степени жесткости напряженного состояния мягких структурных составляющих металла в виде цилиндрических микровтулок;

- на основании известных и выявленных в работе закономерностей развития трещин в конструктивных элементах предложено кинетическое уравнение, связывающее скорость роста коррозионно-механических трещин с параметрами механохимической коррозии, с учетом растрескивающего действия атомарного водорода и охрупчивания металла зоны предразрушения;

- разработаны методы прогнозирования и повышения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, базирующиеся на системе коррозионного мониторинга, регламентации остаточного ресурса, торможении скорости роста коррозионно-механических трещин переиспытаниями, применении накладных усилительных элементов повышенной работоспособности и ингибиторов коррозии.

На защиту выносятся результаты исследований, определяющие научную и практическую ценность, в частности закономерности развития сероводородного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородного (водородиндуцированного) растрескивания (ВИР); аналитические зависимости для оценки диаграмм водородного и сероводородного растрескивания, кинетическое уравнение роста сероводородно-механических трещин; методы повышения характеристик безопасности нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в условиях наводораживания металла под действием сероводородсодержащих сред.

Практическая ценность результатов работы

Разработанные методы коррозионного мониторинга, оценки остаточного ресурса, переиспытаний повышенным давлением, ремонта накладными элементами и применение ингибиторов коррозии позволяют системным образом обеспечивать безопасность эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих под воздействием агрессивных сред.

Большинство разработанных технических решений внедрены на нефтегазовых объектах России.

Достоверность результатов исследования

Полученные автором основные результаты согласуются с известными закономерностями и экспериментальными данными других исследователей. Установленные новые закономерности адекватно отвечают не только лабораторным испытаниям образцов, но и фактическим данным по разрушениям трубопроводов. Многие результаты исследований подтверждены натурными испытаниями труб.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Худякова, Лариса Петровна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Согласно современным представлениям, разрушения элементов объектов нефтегазовой отрасли под воздействием сероводородсодержащих ч рабочих сред вызываются коррозионно-механическим растрескиванием вследствие протекания процессов механохимической коррозии и водородного охрупчивания металла.

Предложены и внедрены конструкции установок и методика испытаний сталей на наводораживание.

Установлено, что степень охрупчивания сталей изменяется по гиперболическому закону в зависимости от коэффициента жесткости напряженного состояния.

4. Установлены и описаны основные закономерности развития коррозионно-механических трещин с учетом водородного и механических факторов охрупчивания и локализованной механохимической коррозии.

5. Разработана и внедрена система коррозионного мониторинга нефтегазового оборудования и трубопроводов, представляющая собой совокупность технических, методических, программных средств, а также организационных мероприятий по планированию и реализации мер предупреждения аварийности.

Проведена оценка эффективности переиспытаний нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих под воздействием наводораживающих сред.

Испытаны и рекомендованы ингибиторы сероводородной коррозии, позволяющие в несколько раз повысить безопасность эксплуатации нефтегазовых объектов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Худякова, Лариса Петровна, Уфа

1. Абдуллин Л.Р., Ешмагамбетов Б.С., Мухаметшин P.P., Худякова Л.П. Расчетная оценка остаточного ресурса труб со сквозными трещиноподобными повреждениями // Башкирский химический журнал. -2006. Т. 13. - № 5. - С. 91-93.

2. Абдуллин Л.Р., Ешмагамбетов Б.С., Мухаметшин P.P., Худякова Л.П. Повышение эффективности накладных элементов для ремонта трубопроводов // Башкирский химический журнал. 2006. - Т. 13. - № 5. -С. 96-98.

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

4. Антропов Л.И. Теоретическая электрохимия. М.: Высшая школа, 1969.-510 с.

5. Атомистика разрушения / Под ред. А.Ю. Ишлинского. М., 1987. —248 с.

6. Астафьев В.И., Ширяев JI.K. Накопление поврежденности и коррозионное растрескивание металлов под напряжением. Самара: Изд-во «Самарский университет», 1998. - 123 с.

7. Ахмадуллин K.P., Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Худякова Л.П. Методы обеспечения безаварийной эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов // Тез. докл. Конгресса нефтегазопромышленников России. -Уфа, 1998.-С. 31-32.

8. Бабей Ю.И., Сопрунюк Н.Г. Защита стали от коррозионно-механического разрушения. Киев: Техника, 1981. - 126 с.

9. Бакши O.A., Качанов Л.М. О напряженном состоянии пластичной прослойки при осесимметричной деформации // Изв. АН СССР. Механика. -1965.- №2. -С. 134-137.

10. Белоглазов С.М. Наводораживание стали при электрохимических процессах. — Л.: Изд-во Ленинградского государственного университета, 1975.-412 с.

11. Биргер И.А. и др. Расчет на прочность деталей машин / И.А. Биргер, Б.Ф. Шорр, Г.Б. Иосилевич. -М.: Машиностроение, 1993. 640 с.

12. Брезицкий C.B., Медведев А.П., Гумеров А.Г., Кузнецов Н.П., Музипов Х.Н., Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Фаритов А.Т. Обеспечение надежности промысловых трубопроводов на месторождениях

13. ТНК // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 12. - С. 106-110.

14. Брезицкий C.B., Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Гетманский М.Д. Ретроспективный анализ состава и коррозионной агрессивности сред Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. - С. 96-100.

15. Бурнышов И.Н., Глухов H.A., Махнев Е.С., Мостовой A.B. и др. Некоторые материаловедческие аспекты безопасности магистральных газопроводов // Тр. Второй междунар. конф. М.: ИРЦ РАО «Газпром», 1997.-С. 22-32.

16. Василенко И.И., Мелехов Р.К. Коррозионное растрескивание сталей. Киев: Наукова думка, 1977. - 261 с.

17. Вейбулл В. Усталостные испытания и анализ их результатов: Пер. с англ. М.: Машиностроение, 1964. - 275 с.

18. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных конструкций, контактирующих с наводораживающими средами // Сварочное производство. 1997. - № 12. - С. 18-20.

19. Гафаров H.A., Митрофанов A.B., Маняченко A.B., Киченко Б.В. Оценка коррозионной активности кислых сред и стойкости стальных изделий к коррозионно-водородным повреждениям // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. - № 7. - С. 2-10.

20. Галиуллин З.Т., Карпов C.B., Королев М.И. Методика оценки и классификация коррозионно-механических дефектов по степени их опасности // Наука о природном газе. Настоящее и будущее. М.: ИРЦ РАО «Газпром», 1998. - С. 470-486.

21. Гареев А.Г., Абдуллин И.Г., Абдуллина Г.И. Влияние сульфидных включений в трубных сталях на стресс-коррозию магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 1993. - № 11. - С. 29-30.

22. Гетманский М.Д., Гершова А.И., Худякова Л.П., Шестаков A.A., Умутбаев В.Н., Бойко В.В. Автоклавные испытания ингибиторов сероводородной коррозии // ЭИ «Борьба с коррозией и защита окружающей среды». 1987.-М» 3. - С. 9-12.

23. Гетманский М.Д., Курмак А.Е., Худякова Л.П. Исследование защитных свойств ингибирующих композиций на основе турбинного масла // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982. — № 6. — С. 6-7.

24. Гетманский М.Д., Худякова Л.П. Влияние пленкообразующих ингибиторов аминного типа на коррозию стали в хлоридно-сульфидном растворе//Защита металлов. 1985. - Т. XXI. - № 1.-С. 134-136.

25. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Низамов K.P. Локальная коррозия нефтегазопромыслового оборудования в сероводородсодержащих минерализованных средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981. - № 11. - С. 2-3.

26. Гетманский М.Д., Худякова Л.П., Гершова А.И., Акмалтдинова Э.Х., Аббасов В.М. Ингибиторы сероводородной коррозии в пластовых водах // Защита металлов. 1988. - Т. XXIV. - № 2. - С. 333-335.

27. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Худякова Л.П. Влияние сероводородсодержащей нефти на эксплуатационные характеристики металла трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 4. - С. 12-13.

28. Герасимов В.В., Герасимова В.В. Коррозионное растрескивание аустенитных нержавеющих сталей. -М.: Металлургия, 1976. 176 с.

29. ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение. Переизд. с изм. - М.: Изд-во стандартов, 1994.

30. Груздев A.A., Тарабрин Г.Г., Хохлов Н.Ф., Фокин М.Ф., Смирнов С.И. Сравнительные испытания прямошовных и спиральношовных труб // Трубопроводный транспорт нефти. 1999. - № 7. - С. 29-32.

31. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Методы, средства и программное обеспечение для системы коррозионного мониторинга трубопровода // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 10. — С. 130137.

32. Гумеров А.Г. и др. Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, P.C. Зайнуллин, K.M. Ямалеев, A.B. Росляков. -М.: Недра, 1995.-218 с.

33. Гумеров А.Г., Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Повышение ресурса оборудования, работающего в сероводородсодержащей нефти // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. 2004. - № 1. - С. 3-9.

34. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Худякова Л.П. и др. Концепция развития системы технического диагностирования промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. -2005. № 1. — С. 78-83.

35. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981. - 270 с.

36. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман Л.Е. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. -М.: Недра, 1988.-200 с.

37. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C. Определение прибавки к толщине стенок сосудов и трубопроводов на коррозионный износ // Физико-химическая механика материалов. 1983. - № 11. - С. 38-40.

38. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C. Оценка скорости коррозии нагруженных элементов трубопроводов и сосудов под давлением // Физико-химическая механика материалов. 1984. - №4. - С. 95-97.

39. Гутман Э.М. и др. Прочность газопромысловых труб в условиях коррозионного износа / Э.М. Гутман, P.C. Зайнуллин, А.Г. Шаталов, P.A. Зарипов. М.: Недра, 1984. - 75 с.

40. Дорофеев Л.Г., Медведева М.Л., Лившиц Л.С., Зубкова Л.Ф. Исследование влияния механических свойств стали на ее стойкость сульфидному растрескиванию // РНТС «Коррозия и защита в нефтяной и газовой промышленности». 1983. - № 5. - С. 2-3.

41. Дьяков В.Г., Медведева М.Л., Степанов И.А., Филиновский В.Ю. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания. МСКР 01-85 // Химическое и нефтяное машиностроение. 1986. - №12. - С. 19-20.

42. Екобори Т. Физика и механика разрушения и прочности твердых тел: Пер. с англ. М.: Металлургия, 1971. -264 с.

43. Ешмагамбетов Б.С., Худякова Л.П., Идрисов Р.Х. Снижение опасности протяженных несплошностей в трубопроводах. — Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2006. С. 24-29.

44. Зайнуллин P.C., Худякова Л.П., Мухаметшин P.P. Оценка скорости сероводородного растрескивания труб // Ресурс нефтегазового оборудования и трубопроводов: Сб. научн. тр. / Под ред. проф. P.C. Зайнуллина. Уфа, 1997. -С. 13-17.

45. Зайнуллин P.C. и др. Торможение развития повреждений в трубопроводах накладными элементами / P.C. Зайнуллин, В.А. Воробьев, Л.П. Худякова; под ред. акад. АН РБ А.Г. Гумерова. Уфа: ГУП «Уфимский полиграфкомбинат», 2005. - 393 с.

46. Зайнуллин P.C. и др. Оценка безопасного срока эксплуатации конструктивных элементов трубопроводов / P.C. Зайнуллин, Л.П. Худякова, Р.Н. Мирсаев; под ред. акад. АН РБ А.Г. Гумерова. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005.-172 с.

47. Зайнуллин P.C. и др. Обеспечение надежности промысловых труб регламентацией остаточного ресурса и очисткой труб / P.C. Зайнуллин, P.P. Мухаметшин, Л.П. Худякова; под ред. акад. АН РБ А.Г. Гумерова. — Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. 97 с.

48. Зайнуллин P.C. и др. Торможение развития разрушения элементов нефтепроводов испытаниями / P.C. Зайнуллин, А.Г. Пирогов., Л.П. Худякова, У.М. Мустафин. Уфа: Мир печати, 2005. - 224 с.

49. Зайнуллин P.C. и др. Критерии безопасного разрушения элементов трубопроводных систем с трещинами / P.C. Зайнуллин, Е.М. Морозов, A.A. Александров. М.: Наука, 2005. - 316 с.

50. Зайнуллин P.C., Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Оценка скорости сероводородного растрескивания // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. - С. 23.

51. Зайнуллин P.C. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. М.: МИБ СТС, 1997. — 426 с.

52. Зайнуллин P.C. Определение остаточного ресурса нефтепроводов. -М.: Недра, 1998.-209 с.

53. Зайнуллин P.C. и др. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов /P.C. Зайнуллин, А.Г. Гумеров, Е.М. Морозов. М.: Недра, 1990.-224 с.

54. Ивлев Д.Д. О теории трещин квазихрупкого разрушения // ПМТФ. 1967.-№6.-С. 88-128.

55. Икеда А. Разработка высокопрочных трубных изделий для нефтегазового промысла, обладающих высокой стойкостью к сульфидно-коррозионному растрескиванию под напряжением // Проспект фирмы «Сумитомо Металл Индастриз лтд.». Токио, 1978. - 57 с.

56. Ингленд А.Г. Трещина между двумя разными средами // Прикладная механика, сер. Е. 1965.-Т. 32.-№2.-С. 165-168.

57. Инденбом B.JI. Некоторые наблюдения за разрушением тел под воздействием внутренних напряжений // Некоторые проблемы прочности твердого тела. М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1959. - С. 357-366.

58. Иоффе А.Ф., Кирпичева М.В., Левитская М.А. Деформация и прочность кристаллов // Журнал русского физико-химического общества. Часть физическая. 1924. -Вып. 56. - С. 489-503.

59. Ирвин Дж. Испытание на вязкость трещины материалов, чувствительных к скорости деформации // Энергетические машины и установки, сер. А. 1964. - Т. 86. - № 4. - С. 71-80.

60. Ингибиторы коррозии / H.A. Гафаров, В.М. Кушнаренко, Д.Е. Бугай и др.; Под ред. Д.Е. Бугая и Д.Л. Рахманкулова. М.: Химия, 2002. Т. 2: Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования. — 367 с.

61. Качанов Л.М. Основы теории пластичности. М.: Наука, 1969.420 с.

62. Качанов Л.М. Основы механики разрушения. М.: Наука, 1974.312 с.

63. Канадский национальный стандарт CAN 3-Z183-M86 «Системы нефтепроводов (Oil Pipeline Systems)».

64. Колесниченко В.Н., Макагон Ю.О., Макеева Т.В., Климов В.Н. Коррозия и наводораживание сталей в сероводородных средах // Очистка и осушка нефтяных газов и защита оборудования от коррозии. — М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-С. 111-115.

65. Колосов Г.В. Об одном приложении теории функций комплексного переменного к плоской задаче математической теории упругости. Юрьев: Типография Маттисена, 1909. - 187 с.

66. Копей Б.В. Влияние сероводородсодержащей нефти на коррозионно-механическое разрушение конструкционных сталей // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1983. - № 10. - С. 2-3.

67. Колмогоров B.JI. и др. Пластичность и разрушение / B.JI. Колмогоров, A.A. Богатов, Б.А. Мигачев и др. М.: Металлургия, 1977. — 336 с.

68. Когаев В.П. и др. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность / В.П. Когаев, H.A. Махутов, А.П. Гусенков. М.: Машиностроение, 1985.-219 с.

69. Коллинз Дж. Повреждение материалов в конструкциях. Анализ, предсказание, предотвращение: Пер. с англ. М.: Мир, 1984. - 624 с.

70. Логан Х.Л. Коррозия металлов под напряжением. М.: Металлургия, 1970. - 340 с.

71. Луковенко А.П., Фаритов А.Т. Практическая репликация. М.: «Открытие системы, СУБД». - № 12, 2001. - С. 30-40.

72. Лютцау В.Г. Современное представление о структурном механизме деформационного старения и его роль в развитии разрушения при малоцикловой усталости // Структурные факторы малоциклового разрушения металлов. М.: Наука, 1979. - С. 5-21.

73. Макклинток Ф. Пластические аспекты разрушения // Разрушение — М.: Мир, 1976. Т. 3.-С. 67-262.

74. Махутов А.Н. и др. Механика малоциклового разрушения / А.Н. Махутов, М.И. Бурак, М.М. Гаденин и др. М.: Наука, 1986. - 264 с.

75. Медведев А.П., Никитин Ю.Г., Макаров Ю.Г. Расчет ресурсацилиндрических элементов в условиях общей механохимической коррозии // Прикладная механика механохимического разрушения. — 2003. № 4. — С. 30-35.

76. Методика ускоренных испытаний сталей на стойкость против сероводородного растрескивания при постоянной скорости деформации. — М.: ВНИИГАЗ, 1987.

77. Мельникова H.A., Худякова Л.П. Совершенствование технологии аварийного ремонта трубопроводов. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2006. - С. 1923.

78. Методические рекомендации. Технология защиты оборудования и трубопроводов месторождений нефти и газа с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода /Под ред. А.Г. Гумерова и Л.П. Худяковой. Уфа, 2003. - 19 с.

79. Митрофанов A.B., Киченко Б.В., Сапун A.A. К вопросу о возможном способе оценки степени опасности коррозионно-водородных повреждений в трубопроводах // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. - № 2. - С. 2-6.

80. Митрофанов A.B., Савин А.П., Чередниченко П.Н., Сапун A.A., Горланов В.П., Киченко Б.В. Применение ультразвукового метода контроля в коррозионных исследованиях // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. -№ 5-6. - С. 2-9.

81. Москвитин В.В. Циклические нагружения элементов конструкций. -М.: Наука, 1981.-344 с.

82. Ш.Морозов Е.М. Механика разрушения упруго-пластических тел. — М.: МИФИ, 1986.-82 с.

83. Мороз Л.С., Чечулин Б.Б. Водородная хрупкость металлов. М.: Металлургия, 1966. - 255 с.

84. MP 2-95. Определение характеристик трещиностойкости (вязкостиразрушения) при циклическом нагружении // Механика катастроф. М.: МИБ СТС, 1995.-С. 83-180.

85. Мусхелишвили Н.И. Некоторые основные задачи математической теории упругости. М.: Наука, 1966. - 707 с.

86. Мусхелишвили Н.И. Сингулярные интегральные уравнения. М.: Физматгиз, 1962. - 599 с.

87. Мухаметшин Р.Р., Худякова Л.П., Мельникова H.A. Определение ресурса труб со сквозными повреждениями // Нефтепромысловое дело. 2006. -№10.-С. 45-46.

88. Мухаметшин Р.Р., Худякова Л.П., Ешмагамбетов Б.С. Повышение несущей способности приварных ремонтных элементов // Нефтепромысловое дело.-2006.-№ 12.-С. 34-35.

89. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. -М.: Машиностроение, 1974. 344 с.

90. Основы нормирования характеристик безопасности нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом механической неоднородности конструктивных элементов / Л.П. Худякова, Ю.Н. Антипов, A.A. Халимов, С.Ф. Шайхулов. Уфа, 2007. - 50 с.

91. Определение безопасного срока эксплуатации действующих трубопроводов в условиях коррозионного износа: МР ОБТ 3-03. — Уфа:1. МНТЦ «БЭСТС», 2004. 12 с.

92. Паркинс Р.Н., Маца Ф., Ройела Ж.Ж. и др. Методы испытания на коррозию под напряжением // Защита металлов. 1973. - Т. 1. — № 3. -С. 515-540.

93. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1985. - 504 с.

94. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М., Пауль А.И. Качество и надежность сварных соединений трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1980.-№ 6.-С. 19-21.

95. Проектирование промысловых стальных трубопроводов: ВСН 51-3-85 / Мингазпром, ВСН 2.38-85 / Миннефтепром. М.: Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1986.

96. Пестриков В.М., Морозов Е.М. Механика разрушения твердых тел. СПб.: Профессия, 2002. - 320 с.

97. Разработать методы защиты оборудования и трубопроводов на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением, температурой и повышенным содержанием сероводорода и двуокиси углерода: Отчет о НИР по договору 10-4-88 / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1988.

98. Разработка технологии защиты оборудования от коррозионного разрушения при освоении и исследовании скважин месторождения «Тенгиз»:

99. Отчет о НИР / по заказу-наряду 84.1826 / ВНИПИГАЗПЕРЕРАБОТКА. -Краснодар, 1986.

100. Разработка технологии защиты оборудования от коррозионного разрушения при освоении и исследовании скважин: Отчет о НИР / по заказу-наряду 840267.85 (6-4-84-1) / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1984.

101. Разработка технологии защиты оборудования от коррозионного разрушения при освоении и исследовании скважин: Отчет о НИР / по заказу-наряду 84.0267.88 (6-4-84-1) / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1985.

102. Разрушение: иженерные основы и воздействие внешней среды / под ред. Г. Либовиц. М.: Мир, 1976. - Т. 3. - 797 с.

103. Результаты предварительной оценки опасности внутренней коррозии МН и технологических трубопроводов НПС: Отчет о НИР / договору 10-1-95-1, этапы 2.3, 2.4 / ИПТЭР. Уфа, 1996.

104. РД 39-0147103-367-86. Инструкция по применению технологии противокоррозионной защиты наземного оборудования месторождения «Жанажол». Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

105. РД 39-141-96. Ингибиторы коррозионно-механического разрушения металлов / Д.Е. Бугай, М.Д. Гетманский, Л.П. Худякова и др. -Уфа: ИПТЭР, 1996.-21 с.

106. РД 39-3-519-81. Методика испытания ингибиторов коррозии в двухфазных сероводородсодержащих средах / Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981. - 17 с.

107. РД 39-30-923-83. Методика оценки последействия пленкообразующих ингибиторов в сероводородсодержащих минерализованных средах / Л.П. Худякова, М.Д. Гетманский, Н.И. Подобаев и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - 17 с.

108. РД 39-23-1082-84. Инструкция по технологии применения ингибиторов для защиты от локальной коррозии низконапорных водоводов системы поддержания пластового давления / K.P. Низамов, М.Д. Гетманский, Л.П. Худякова и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - 22 с.

109. РД 39-0147103-324-88. Методика определения степени защиты сталей ингибиторами от коррозионно-механического разрушения в сероводородсодержащих минерализованных средах / М.Д. Гетманский, Д.Е. Бугай и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - 18 с.

110. Розенфельд И.Л., Фролова Л.В., Соколов Ю.В. и др. Влияние аминов на наводораживание и пластичность стали в условиях сероводородной коррозии // Коррозия и защита. 1976. - № 9. - С. 10-12.

111. Рубенчик Ю.И. и др. Повышение надежности сварки нефтехимической аппаратуры в средах, вызывающих наводораживание / Ю.И. Рубенчик, Е.А. Афанасенко, Н.Л. Легкоступ. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1980. - 62 с.

112. Романив О.Н., Никифорчин Г.Н. Механика коррозионного разрушения конструкционных сплавов. М.: Металлургия, 1986. - 294 с.

113. Рыбакова Л.М., Куксенова Л.И. Структура и износостойкость металла. М.: Машиностроение, 1982. - 212 с.

114. Романов В.В. Коррозионное растрескивание металлов. М.: Машиностроение, 1960. — 177 с.

115. Савченко Э.А., Светличкин А.Ф. Кинетика и механизм водородного охрупчивания сталей // Коррозия и защита. 1976. - № 11. - С. 3-5.

116. Сапронов Д.Р., Трутнева Л.И. Влияние термической обработки на наводораживание малоуглеродистой стали в кислой среде // Коррозия и защита. 1977. -№ 9. - С. 6-7.

117. Сапунов В.Т., Морозов Е.М. Сопротивление материалов распространению трещин при циклическом нагружении: Учебное пособие. -М.: Изд-во МИФИ, 1978. 72 с.

118. Сопротивление усталости материалов и деталей машин в коррозионных средах / Н.В. Олейник, А.Н. Магденко, С.П. Скляр. Киев: Наукова думка, 1987. - 200 с.

119. СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986.-48 с.

120. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

121. Стащук Н.Г. Задачи механики упругих тел с трещиноподобными дефектами. — Киев: Наукова думка, 1993. 358 с.

122. Стеклов О.И. Прочность сварных конструкций в агрессивныхсредах. M.: Машиностроение, 1976. - 200 с.

123. Стеклов О.И., Бадаев A.C. К методике испытаний на коррозию под напряжением при одноосном изгибе с «постоянной деформацией» // Заводская лаборатория. 1970. - № 8. - С. 983-984.

124. Технические требования к конструированию и изготовлению сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти и газа, работающих в средах, вызывающих сероводородное коррозионное растрескивание: РД 26-02-63-88.

125. Технология защиты оборудования и трубопроводов месторождений нефти и газа с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода: Методические рекомендации / Под ред. А.Г. Гумерова и Л.П. Худяковой. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - 19 с.

126. Фаритов А.Т. Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной надежности: Дисс. . канд. техн. наук. — Уфа, 2006.- 131 с.

127. Фаритов А.Т., Худякова Л.П., Шестаков A.A. Макаров Ю.В. Методология отбора ингибиторов коррозии для ОАО «Оренбургнефть» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа, 2003. - Вып. 62. - С. 167-171.

128. Фаритов А.Т., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П. Техническое диагностирование промысловых трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. — 2005.-Вып. 65.-С. 134-157.

129. Фан Ки Фунг. Коррозионно-механические повреждения и прочность стальных конструкционных элементов в агрессивных средах: Дисс. . д-ра техн. наук.-Л., 1985.-217 с.

130. Худякова Л.П., Мельникова H.A. Напряженное состояние ремонтных муфт // НТЖ «Нефтегазовое дело». 2006. - Т. 4. - № 1. — С. 287.

131. Худякова Л.П., Мухаметшин P.P., Зубаилов Г.И. Кинетика развития коррозионных повреждений в трубах // Ресурс нефтегазового оборудования и трубопроводов: Сб. научн. тр. / Под ред. проф. P.C. Зайнуллина. Уфа, 1997. — С.18-25.

132. Худякова Л.П., Мельникова H.A., Ешмагамбетов Б.С. Оценка несущей способности ремонтных муфт по критериям трещиностойкости // НТЖ «Нефтегазовое дело». 2006. - Т. 4. - № 1. - С. 287.

133. Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Методика коррозионно-механических испытаний трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. -№ 1.-С. 19-22.

134. Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Влияние сероводорода на механические свойства трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. -№ 1.-С. 15-18.

135. Худякова Л.П., Подобаев Н.И., Гетманский М.Д., Низамов K.P. Методика оценки последействия пленкообразующих ингибиторов в минерализованных кислородсодержащих средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982. - № 2. - С. 13-15.

136. Худякова Л.П., Спащенко А.Ю., Антипов Ю.Н. Оценка степени опасности стресс-коррозионных трещин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовкии транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2007. - Вып. 3 (69). — С. 39-41.

137. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. -М.: Наука, 1974. 640 с.

138. Шатинский В.Ф., Гарлинский Р.Н., Колесников Ю.В. Исследование контактных деформаций шероховатых поверхностей при ударном нагружении // Контактная жесткость в приборостроении и машиностроении. Рига: РПИ, 1979. - С. 88.

139. Школьник Л.М. Скорость роста трещин и живучесть металла. -М.: Металлургия, 1973.-216 с.

140. Шлугер М.А. и др. Коррозия и защита металлов / М.А. Шлугер,

141. Ф.Ф. Ажогин, К А. Ефимов. М.: Металлургия, 1981. - 216 с.

142. Шляфирнер А.М., Сотсков Н.И., Якубова Г.П. Методика исследования длительной прочности канатной проволоки в агрессивной среде // Заводская лаборатория. 1973. — № 3. - С. 343-346.

143. Шнейдерович Р.М. Проблема малоцикловой прочности при нормальных и высоких температурах // Прочность материалов конструкций. Киев: Наукова думка, 1975. - С. 114-136.

144. Шрейдер А.В. Наводораживание нефтегазового оборудования в сухом безводном сероводороде // Коррозия и защита. 1977. - № 3. — С. 3-6.

145. Шрейдер А.В. и др. Влияние водорода на химическое и нефтяное оборудование / А.В. Шрейдер, И.С. Шпарбер, Ю.И. Арчаков. М.: Машиностроение, 1976. - 144 с.

146. Яковлев Л.М., Гарник Ю.М. Коррозионное поведение некоторых металлов в природном газе, содержащем сероводород // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982. - № 7. - С. 6-8.

147. Ямамота К., Мурата О. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа: Технический доклад фирмы Nippon Steel Corp. 1979. - 63 с.

148. Ярема С.Я. Стадийность усталостного разрушения и ее следствие // Физико-химическая механика материалов. 1973. - Т. 9. - № 6. - С. 66-72.

149. Ярема С.Я. Методология определения характеристик сопротивления развитию трещин (трещиностойкости) материалов при циклическом нагружении // Физико-химическая механика материалов. -1981.-№4.-С. 100-110.

150. Andresen P., Duguette D. Slow Strain Rate Stress Corrosion Testing at Elevated Temperatures and High Pressures // Corrosion Science. 1980. - Vol. 20. -P. 211-223.

151. API RP 14E. Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems. 1975.

152. API Specification for High-test. American Petroleum Institute, Twentieth Edition, 1975.

153. Von J. Kicking. Dehnungsindusierte RiBkorrosion: Der Machinenschaden, 1982. S. 55. Helf 2. - S. 95-105.

154. Vosikovski O., Rivard A. The Effect of Hydrogen Sulfide in Crude Oil on Fatigue Crack Growth in a Pipeline Steel // Corrosion (USA). 1982. — Vol. 38.-No. l.-P. 19-22.

155. NACE Standard TM 01 77-96. Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking at Ambient Temperatures.

156. NACE Standard TM 02-84. Test Method Evaluation of Pipeline Steels for Resistance to Stepwise Cracking.

157. Nathan C.X., Dukmey C.L., Leary M.J. Prevention of Hydrogen Blistering and Corrosion by Organic Inhibitors in Hydrocarbon Systems of Varying Composition // Technical paper 219. — Место хранения ИПТЭР.

158. Takano M., Teramoto К., Kayama i. me errect or crossnead speed ana temperature and the stress corrosion cracking of ch — 30 % Zn alloy in ammonical solution // Corrosion Science. 1981. - V. 21. - No. 6. - P. 459-471.

159. Troiano A.R., Henemann R.F. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking in Materials of Geothermal Power // Materials Performance. 1979. -Vol. 18. - No. l.-P. 31-38.

160. Strutt J.E., Nicholls J.R., Barbie B. Corrosion by Statistical Analysis of Corrosion Profiles // Corrosion Science.- 19r\ Vol. 5. - P. 305-315.

161. Bohni H. WasserstoffVersprodung bei Spannstahlen // Wersoffe und Korrosion.- 1975.-No. 3.-P. 199-207.

162. Burran J., Geretta E., Veini L., Pascui R., Ronchetti C.A. Contribute tothe Interpretation of the Strain Rate Effect on Type 304 Stainless Steel Ingranular Stress Corrosion Cracking // Corrosion Science. 1985. — No. 8. - P. 805-813.

163. Kasahara K., Sato T. Environmental Factors that Inlluence the Susceptibility of linepipe Steels to External Stress Corrosion Cracking // Tetsu to hagane, Iron and Steel Inst. Japan. 1983.-Vol. 69.-No. 11.-P. 1463-1470.

164. Silcock I.M. Analysis of Slow Strain Rate Stress-Corrosion Data // Corrosion Science. -1981.- Vol. 21. No. 9. - P. 723-730.

165. Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment // NACE Standard MR0175-90.

166. Kasahara K., Haruhiko A. Effekt of Catodic Protection Conditions on the Stress Corrosion Cracking of Line Pipe Steels // Teysu to hagane, Iron and Steel tost, Japan. 1983. - V. 69. - No. 14.-P.W30.

167. Herbsieb G., Prettier B., Ternes H. Spannung-sribkorrosion an austeni-tischen Chrom-Nickel-Stahlen bei aktiver korrosion in chloridhaltigen Elektrolyten // Werkstoffe und Korrosion. 1979. - Vol. 30. - No. 5. - P. 322-340.

168. Hemblade B.J., Davies J.R., Sutton J. CEION Technology High Resolution Metal Loss in Hydrocarbon Service.

169. Christensen C., Hill R.T. Corrosion Fatigue Assessment for Sour Crude Oil Pipelines // Corrosion 88. NACE, St. Louis, 1988. - March 21-25. - Paper number 54.

170. Poperling R., Schwenk W. Wasserstoff induzierte spannungs Korrosion Stahlen durch dynamisch plastische Beanspruchung in Promoter freien

171. Electrolytlosungen // Werkstoffe und Korrosion. 1985. - No. 9. - P. 389-400.

172. Foroulis Z.A. Causes, Mechanisms and Prevention of Internal Corrosion in Storage Tanks for Crude Oil and Distillates // Anti-corrosion methods and materifls. 1981. - Vol. 28. - No. 9. - P. 4-9.

173. Greer J.B. Results of Interlaboratory Sulfide Stress Cracking Using the NACE T-1F-9 Proposed Test Methods // Materials Performance. 1977. - No. 9. -P. 9-15.

Информация о работе

Худякова, Лариса Петровна
доктора технических наук
Уфа, 2008
ВАК 25.00.19

Диссертация

Система обеспечения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, средах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы