Повышение эффективности мер обеспечения коррозионной безопасности при добыче и транспорте сероводородсодержащего газа: на примере Оренбургского НГКМ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.03, кандидат технических наук Киченко, Александр Борисович

• Киченко, Александр Борисович
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Киченко, Александр Борисович

ВВЕДЕНИЕ.

1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И КОРРОЗИОННЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕКТАХ ОНГКМ.

1.1. Подземное оборудование скважин.

1.2. Устьевое оборудование скважин.

1.3. Выкидные линии (шлейфы) скважин.

1.4. Внутриплощадочные трубопроводы и оборудование УКПГ.

1.5. Соединительные газопроводы УКПГ-ГПЗ.

1.6. Магистральный газопровод (газопровод "Оренбург - Заинек").

Выводы к главе 1.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕКУЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕР ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ОНГКМ.

2.1. Подземное обрудование скважин.

2.2. Устьевое оборудование скважин.

2.3. Выкидные линии (шлейфы) скважин.

2.4. Внутриплощадочные трубопроводы и оборудование УКПГ.

2.5. Соединительные газопроводы УКПГ - ГПЗ.

2.6. Магистральный газопровод (газопровод "Оренбург - Заинек").

Выводы к главе 2.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕР ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА ОНГКМ ОТ СКВАЖИНЫ ДО ПОТРЕБИТЕЛЯ.

3.1. Разработка модели воздействия водорода на сталь при сероводородной коррозии и приближенной оценки величины давления водорода, вызывавающего повреждения мягких сталей путем ВИР.

3.2. Экспериментальная проверка модели определения величины давлений, необходимых для развития внутренних расслоений металла в стенках стальных трубопроводов.

3.3. Разработка эффективного способа исследования расслоений от

ВИР в металле трубопроводов.

3.4. Исследования по разработке эффективного метода неразрушающего контроля для определения трещиноподобных дефектов в элементах фонтанных арматур скважин.

3.5. Адаптация метода ANSI/ASME ВЗ1G для определения степени опасности локальных поверхностных дефектов в трубопроводах и оборудовании ОНГКМ. Интерпретация принципов построения графиков.

3.6. Адаптация метода ANSI/ASME B31G для оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов с локальными коррозионными повреждениями поверхности.

3.7. Адаптация метода ANSI/ASME B31G для оценки степени опасности повреждений от ВИР в стенках сосудов и трубопроводов.

3.8. Адаптация метода ANSI/ASME ВЗ1G для расчета остаточного ресурса сосудов и трубопроводов с локальными поверхностными коррозионными, эрозионными и механическими повреждениями.

3.9. Исследование вероятной причины повреждений металла газопровода "Оренбург — Заинек" на начальном этапе эксплуатации.

3.10. Исследования некоторых особенностей коррозии и ннгибиторной защиты применительно к объектам ОНГКМ.

3.10.1. Исследование коррозионной активности сероводородсодер-жащих водомета/юльных смесей применительно к средам соединительных газопроводов УКПГ—ГПЗ на Оренбургском НГКМ.

3.10.2. Исследования ингибиторов коррозии в if елях отбора для последующего применения на объектах ОНГКМ.

3.10.3. Исследование защитного действия ингибиторов коррозии с помощью пузырькового метода (барботажного теста).

3.10.4. Исследование скорости коррозии стали и устойчивости пленки ингибиторов коррозии с помощью врагцаюи^гося цилиндра.

Выводы к главе 3.

4. ОПТИМИЗАЦИЯ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ

ПРОМЫСЛОВЫХ (ШЛЕЙФОВЫХ) ТРУБОПРОВОДОВ ОНГКМ.

4.1. Анализ и оценка эффективности существующей ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ ГПУ ОНГКМ.

4.2. Разработка концепции и методического подхода для оптимизиции ингибитороной защиты шлейфовых трубопроводов

ГПУ ОНГКМ.

4.2.1. Разработка методики для прогнозирования коррозионной активности транспортируемых по трубопроводам ГЖС.

4.2.2. Разработка классификации ишейфовых трубопроводов по уровням потенциальной коррозионной опасности.

4.2.3. Рекомендации по выбору и применению ингибиторов коррозии, наиболее подходящих для обработки трубопроводов различных групп классификации.

4.2.4. Определение эффективных защитных концентраций применяемых на ОНГКМ PIK для динамических и статических условий эксплуатации шлейфов.

4.2.5. Оценка распределения ИК между фазами жидкой системы вода —углеводороды" в статических условиях.

4.2.6. Прогнозирование потенциальной коррозионной ситуации в шлейфовых трубопроводах скважин ОНГКМс целью классификации их по показателю коррозионной опасности.

4.2.7. Рекомендации по оптимизации ингибиторной защиты шлейфов скважин ГПУ ОНГКМ.

4.1.8. Оценка (расчет) технической и экономической эффективности от оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов сквалсин ГПУ ОНГКМ.

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности мер обеспечения коррозионной безопасности при добыче и транспорте сероводородсодержащего газа: на примере Оренбургского НГКМ»

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождения (ОНГКМ), открытое в 1966 году и находящееся в непрерывной эксплуатации с 1974 года, является одним из крупнейших месторождений сероводородсодержащего (иначе кислого) газа в мире. Созданный на его базе Оренбургский газохимический комплекс (ОГХК) по добыче, транспорту и переработке сероводородсодержащего углеводородного сырья также является одним из крупнейших в мире, чем определяются его уникальность, а также проблемы, связанные с надежностью и безопасностью эксплуатации оборудования и трубопроводов. Присутствие в составе добываемого на ОНГКМ сырья (газа, газового конденсата и нефти) кислых примесей (до 5%об. H2S и до 2%об. С02) обусловливает его высокую коррозионную агрессивность по отношению к металлу, а сероводорода, в частности, также высокую токсичность, В этой связи стальное оборудование и трубопроводы по всей технологической цепочке "скважина — газоперерабатывающий завод (ГПЗ)" подвержены воздействию так называемой сероводородной коррозии, проявляющемуся в различных формах -в виде общего и локального изъедания металла, а также в виде сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) [1,2]. Коррозионному воздействию подвергаются также и трубопроводы, транспортирующие продукцию ОНГКМ потребителю после ГПЗ [3].

Схема добычи и транспорта углеводородного сырья на ОНГКМ общеизвестна: газ совместно с углеводородным конденсатом и нефтью по шлейфовым трубопроводам поступает из добывающих скважин на установки комплексной подготовки газа (УКПГ), где сепарируется, дросселируется, и далее, по соединительным газопроводам большого диаметра (Dy 700) направляется на ГПЗ для очистки от серы и подготовки для магистрального транспорта. Ввиду значительного падения пластового давления и, как следствие, давления в газотранспортной системе, в настоящее время газ от 8-ми из 11 -ти действующих УКПГ (кроме УКПГ-12, 14 и 15) по пути на ГПЗ дожимается в 3-х дожимных компрессорных станциях (ДКС). После ГПЗ по магистральным трубопроводам продукция ОНГКМ транспортируется потребителям. Всего на объектах ОГХК пробурено более 1100 скважин, из которых более 700 действующих, эксплуатируется около 2000 км шлейфовых трубопроводов скважин, около 4000 сосудов, работающих под давлением, более 800 км технологических трубопроводов, более 800 км соединительных газопроводов неочищенного газа, более 600 км соединительных конденсатопроводов, более 2300 км магистральных газопродуктопроводов, около 90 тысяч единиц запорной и регулирующей арматуры, более 1500 единиц насосно-компрессорного оборудования и т.п. Огромные масштабы длительно эксплуатирующегося производства определяют и масштаб проблем по обеспечению надежности и работоспособности всего ОГХК.

К настоящему времени оборудование и трубопроводы ОГХК находятся в непрерывной эксплуатации под воздействием рабочих сред более 30-ти лет, выработали нормативный срок службы, подверглись определенному старению и износу. В этой связи их эксплуатационная надежность и работоспособность естественным образом уменьшились. В то же время техническая и экономическая целесообразность диктуют необходимость продолжения эксплуатации оборудования и трубопроводов как можно дольше, в идеале до полной выработки месторождения, но с обеспечением необходимой степени безопасности.

В частности, это относится ко всему оборудованию и трубопроводам ОНГКМ от скважины до потребителя: подземному и надземному оборудованию скважин; шлейфовым трубопроводам (выкидным линиям) скважин; оборудованию и межблочным коммуникациям (трубопроводам) УКПГ; соединительным трубопроводам от УКПГ до ГПЗ; оборудованию и трубопроводам ДКС; оборудованию и коммуникациям (цеховым и межцеховым трубопроводам) ГПЗ, а также магистральным трубопроводам, по которым продукция после ГПЗ подается потребителю. Упомянутые оборудование и трубопроводы имеют свои специфические особенности: различное конструктивное и материальное исполнение; размеры (длину, диаметры, толщины стенок) и форму; расположение (подземное или надземное); внутренний и наружный контакт с различными средами, обладающими различной коррозионной активностью; испытывают различные статические и динамические нагрузки; имеют различные способы противокоррозионной защиты (ингибиторную, электрохимическую, с помощью изоляционных и защитных покрытий и т.д.); различное диагностическое и техническое обслуживание и т.п. Все перечисленные факторы определенным образом в течение более 30-ти лет воздействовали на стальные изделия, в связи с чем последние в настоящее время имеют вполне конкретное техническое состояние. Это состояние в основном является известным и признано удовлетворительным, пригодным для дальнейшей эксплуатации.

В этой связи актуальность настоящей работы заключается в необходимости обеспечения надежного и безопасного транспорта коррозионно-агрессивного газа ОНГКМ от скважины до потребителя в течение максимально продолжительного времени.

Цель работы: обеспечение и повышение эффективности мер эксплуатационной безопасности при транспорте сероводородсодержащего газа Оренбургского НГКМ от скважины до потребителя.

Основные задачи исследования:

1. Изучение и анализ условий эксплуатации и коррозионных проблем при эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ в технологической цепочке транспорта газа "скважина — потребитель".

2. Изучение и анализ эффективности мер (методов и средств), используемых на ОНГКМ для обеспечения безопасного транспорта газа с выделением из их числа недостаточно эффективных, требующих совершенствования.

3. Выполнение исследований и разработка рекомендаций, направленных на повышение эффективности мер по обеспечению безопасного транспорта газа ОНГКМ.

4. Совершенствование мер обеспечения безопасности в цепочке транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя, признанных недостаточно эффективными.

Научная новизна работы:

1. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов, основанный на: прогнозировании степени подверженности трубопроводов коррозионному воздействию; выборе и применении для их обработки наиболее подходящего по растворимости (диспергируемости) и защитному действию ингибитора коррозии (ИК) при оптимальной дозировке.

2. Теоретически разработана и экспериментально оценена модель разрушения металла под воздействием водорода при ВИР.

3. Адаптированы для использования при расчетах прочности и остаточного ресурса стальных трубопроводов и сосудов, работающих в контакте с сероводородсодержащими средами, методики, предназначенные для подобных расчетов стальных изделий, работающих с несероводородсодержащими средами.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Методический подход и рекомендации по оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ГПУ ОНГКМ приняты для включения в новую редакцию "Регламента по коррозионному контролю и противокоррозионной защите трубопроводов на объектах ГПУ ООО "Газпром добыча Оренбург".

Методики, адаптированные для расчета прочности и остаточного ресурса трубопроводов и сосудов с повреждениями от воздействия НчЗ-содержащих сред, используются в практической деятельности технических служб, занимающихся диагностированием трубопроводов и оборудования ОНГКМ.

Рекомендации по средствам и методам оценки коррозионного состояния и остаточного ресурса трубопроводов и оборудования включены в ряд стандартов предприятия ОАО "Техдиагностика" и "Методику диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением решения научно-технических проблем ОАО "Газпром" при аспирантуре Оренбургского государственного университета.

Экспериментальные исследования проведены на оборудовании и трубопроводах ООО "Оренбурггазпром", в лаборатории "Надежность" , Оренбургского государственного университета (ОГУ) и в лаборатории неразрушающего контроля ОАО "Техдиагностика".

Результаты работы внедрены в ООО "Оренбурггазпром".

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на НТС, научно-технических конференциях и семинарах, включая:

- НТС ОАО "Газпром": "Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии". - Оренбург, май 2000 г.;

- 4-ю Международную научно-техническую конференцию: "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред". - Оренбург, 18-22 ноября 2002 года;

- 5-ю Международную научно-техническую конференцию "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред". - Оренбург, 22-26 октября 2004 года;

- VII-io Российскую научно-практическую конференцию: "Прогрессивные технологии в транспортных системах" (1-2 декабря 2005 года). — Оренбург, 2005 г.;

- Научно-техническую конференцию молодых руководителей и специалистов ООО "Оренбурггазпром", посвященную 40-летию открытия Оренбургского ГКМ: "Улучшение качества добываемого сырья, углубление переработки газа, жидких углеводородов и расширение ассортимента выпускаемой ликвидной дорогостоящей продукции как фактор экономической стабильности ОГХК". - 16-17 ноября 2006 года, г. Оренбург;

- 6-ю Международную научно-техническую конференцию: "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред". - Оренбург, 20-23 ноября 2006 года;

- 3-ю научно-практическую конференцию: "Системный подход к развитию молодых специалистов — важный фактор конкурентоспособности предприятий газовой отрасли". - Москва, 15-18 мая 2007 года;

- Международную научно-техническую конференцию, посвященную 40-летию ООО "Оренбурггазпром": "Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты". - Оренбург, СОЛКД "Самородово", 21-25 мая 2007 года;

- 7-ю Всероссийскую конференцию молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности",- Москва, РГУНиГ им. И.М.Губкина, 2007 г., -25-28 сентября 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 50 печатных работ, основные из которых указаны в автореферате.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и выводов, списка литературы. Материал изложен на 223 страницах, включающих 29 таблиц, 85 рисунков, библиографию из 145 наименований и приложения на 15 страницах.

Заключение диссертации по теме «Технология электрохимических процессов и защита от коррозии», Киченко, Александр Борисович

Выводы к главе 4

1. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты промысловых (шлейфовых) трубопроводов влажного кислого газа, базирующийся на учете ряда параметров потока ГЖС и свойств ИК, в совокупности определяющих коррозионную активность потока и позволяющих назначать наиболее приемлемую ингибиторную обработку для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов.

3. Выполнены расчеты, иллюстрирующие повышение защитной и экономической эффективности ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ ОНГКМ при ее оптимизации на основе рекомендаций, предложенных в настоящей работе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненной диссертационной работы:

1. Исследованы и проанализированы условия эксплуатации и коррозионные проблемы оборудования и трубопроводов на различных участках транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя, в частности: подземного и устьевого оборудования скважин; шлейфовых трубопроводов; внутрипрощадочных трубопроводов и оборудования УКПГ; соединительных газопроводов УКПГ — ГПЗ; магистрального газопровода. Установлено, что проблемы обеспечения безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ имели и имеют место по всей технологической цепочке от скважины до потребителя, а их решение было и остается актуальным.

2. Для решения проблем безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ на текущем этапе и в будущем выполнены исследования и оценка эффективности мер (методов и средств), использовавшихся и используемых на вышеупомянутых объектах месторождения. Основное внимание уделено анализу эффективности ингибиторной защиты и технического диагностирования. Установлено, что на текущий момент эксплуатации ОНГКМ реализуемые на практике меры в основном являются достаточно эффективными для поддержания необходимого уровня безопасности. В то же время в связи с постоянно изменяющимися условиями эксплуатации месторождения и физическим старением объектов (оборудования и трубопроводов) имеется необходимость в совершенствовании указанных мер, в частности, ингибиторной защиты, методов оценки степени опасности выявленных дефектов и т.п., и/или адаптации их к изменяющимся условиям эксплуатации.

3. В целях приобретения необходимых знаний и повышения эффективности мер, направленных на обеспечение безопасного транспорта газа ОНГКМ от скважины до потребителя, выполнен ряд исследований, в частности: теоретически разработана и экспериментально проверена модель воздействия на сталь водорода, образующегося в процессе сероводородной коррозии, с оценкой величины давлений водорода, необходимых для развития внутренних расслоений металла в стенках стальных трубопроводов; предложен способ эффективного исследования процесса ВИР в металле трубопроводов путем использования вырезанных "катушек" с имеющимися водородными расслоениями, смонтированными в виде простейшего стенда; а) определения степени опасности локальных поверхностных дефектов в трубопроводах и оборудовании ОНГКМ с интерпретацией построения графиков для оценки дефектов; б) оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов, работающих под давлением, с локальными коррозионно-эрозионными дефектами поверхности; в) оценки степени опасности повреждений от ВИР в стенках сосудов и трубопроводов; г) расчета остаточного ресурса сосудов и трубопроводов с локальными поверхностными коррозионными, эрозионными и механическими повреждениями.

- исследована проблема выбора коэффициентов запаса для предохранения от СКРН стальных изделий, эксплуатирующихся в контакте с Н28-содержащими средами ОНГКМ;

- исследованы некоторые особенности коррозии и ингибиторной защиты применительно к объектам ОНГКМ, в частности: а) коррозионная активность сероводородсодержащих водометанольных смесей применительно к средам соединительных газопроводов УКПГ - ГПЗ; б) некоторые закономерности коррозии в условиях, имитирующих условия работы внутренних поверхностей кровель и верхних поясов резервуаров сернистой нефти; в) вероятная причина повреждений металла магистрального газопровода "Оренбург - Заинек" на начальной стадии эксплуатации и т.д.; г) защитные и технологические свойства различных ингибиторов коррозии, предлагаемых для использования на объектах ОНГКМ; д) новые методы (метод "пузырькового" испытания, метод вращающегося цилиндра) лабораторных испытаний ингибиторов коррозии;

- выполнено исследование методик в целях выбора приемлемой для прогнозирования коррозионной ситуации в горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах, транспортирующих коррозионно-активные ГЖС;

- разработана концепция выбора оптимальных ингибиторов коррозии для конкретных условий применения на ОНГКМ.

Выполненные исследования явились основой для получения необходимой дополнительной информации и принятия эффективных решений в части обеспечения безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов ОНГКМ в процессе текущей и дальнейшей эксплуатации.

4. Разработан методический подход для оптимизации ингибиторной защиты промысловых трубопроводов влажного кислого газа, базирующийся на:

- прогнозировании коррозионной ситуации в трубопроводах;

- классификации трубопроводов по результатам прогнозирования на группы в соответствии с степенью потенциальной опасности транспортируемых сред;

- выбора наиболее подходящего ингибитора коррозии и его оптимальной дозировки для обработки каждого конкретного трубопровода.

5. На основе разработанного методического подхода выполнены необходимые расчеты и предложены варианты оптимизации существующей ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ГПУ ОНГКМ, позволяющие повысить уровень защиты трубопроводов с одновременной экономией средств на неэффективное ингибирование.

6. Ожидаемый годовой экономический эффект от реализации подхода по оптимизации ингибиторной защиты шлейфовых трубопроводов ГПУ ОНГКМ только по УКПГ-1 составляет около 0,4 млн. рублей. По 11-ти УКПГ ОНГКМ такой эффект ориентировочно может составить около 2,5 млн. рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Киченко, Александр Борисович, 2008 год

1. Анализ повреждений оборудования и трубопроводов на объектах добычи, переработки и транспорта продукции Оренбургского НГКМ / Гафаров Н.А., Митрофанов А.В., Гончаров А.А., Третьяк А .Я., Киченко Б.В. // Обзорная информация ИРЦ "Газпром". - 2000 г. - 63 с.

2. Технологические карты защиты оборудования действующего фонда газовых скважин и шлейфов ГПУ ООО "Оренбурггазпром" от коррозии. -Оренбург, 2006. 10 с.

3. Нургалиев Д.М., Киченко А.Б. Ингибиторная защита оборудования и газопроводов на Оренбургском НГКМ // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". 2007. - №11. - С. 11-16.

4. Овчинников П.А. Совершенствование методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации фонтанных арматур скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа // Дис.к.т.н. — М.: ВНИИГАЗ, 2004. 220 с.

5. Киченко А.Б. Разрушение под воздействием коррозионных сред и контроль технического состояния элементов фонтанных арматур скважин на Оренбургском НГКМ // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №4 (34). - С.7-13.

6. СН 373-67. Указания по расчету стальных трубопроводов различного назначения. -М.: Госстрой СССР. 1971. — 17 с.

7. Обеспечение технической и экологической безопасности при эксплуатации шлейфов скважин ГПУ ООО "Оренбурггазпром" / Нургалиев

8. Киченко Б.В. К вопросу о влажности кислого газа и ее влиянии на коррозионное состояние соединительных трубопроводов УКПГ ГПЗ Оренбургского ГКМ // НТЖ ВНИИОЭНГа "Защита от коррозии и охрана окружающей среды". - 1994. - №3. - С.2-10.

9. Иванов С.И., Швец А.В., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. -М.: Недра, 2006. 216 с.

10. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Результаты оценки коррозионного состояния газопровода "Оренбург — Заинек" в процессе многолетней эксплуатации // Практика противокоррозионной защиты. 2004. — №4 (34). -С. 14-24.

11. Рекомендации по промышленному применению ингибиторов для борьбы с коррозией газопромыслового оборудования в системах "газ пластовая вода" в присутствии сероводорода, углекислого газа и органических кислот. -М.: ВНИИГАЗ, 1972. - 34 с.

12. Рекомендации по защите от коррозии и контролю коррозии на УКПГ

13. Оренбургского промысла. Донецк: ЮЖНИИГИПРОГАЗ, 1973. - 27 с.

14. Положение о защите технологического оборудования и трубопроводов от коррозии в ПО "Оренбурггаздобыча". Оренбург, 1979. — 79 с.

15. СТП 39-02-46-99. Организация и проведение работ по контролю и защите от коррозии оборудования и трубопроводов в ГПУ. Оренбург, 1999. -33 с.

16. Положение по ингибиторной защите и коррозионному контролю промыслового оборудования pi коммуникаций с системе "скважина шлейф -УКПГ - ДКС - соединительный газо-, нефте-, конденсатопровод" - М.: ВНИИГАЗ, 1998.-34 с.

17. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю.

18. ГОСТ 633-88. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним.

19. Временные методические рекомендации по входному контролю качества обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб для обустройства месторождений природного газа, содержащего сероводород М., ВНИИГАЗ, 1988.

20. СТП "Обязательный комплекс ГИС при контроле технического состояния скважин на объектах ДП "Оренбурггазпром" — ООО "Оренбурггеофизика", Оренбург, 1998.

21. Временная инструкция "Контроль технического состояния поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на объектах ДП "Оренбурггазпром" методами промысловой геофизики". — ООО "Оренбурггеофизика", Оренбург, 1999.

22. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. Оренбург, 1999.

23. NACE Standard MR 01-75. Material Requirements. Sulfide Stress Cracking

24. Resistance Metalls Materials for field Equipment. 33 p.

25. TM 01-77. Test Method. Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking at Ambient Temperature Approved // NACE Standard/ -Houston, 1977. 8 p.

26. Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром" Утв. ОАО "Газпром" 23.12.2000 г.

27. Кемхадзе Т.В. Технология ингибирования газопромыслового оборудования и методы ее контроля // Деп. рук. №1136-гз89. М.: ВНИИЭгазпром, 1989. - 161 с.

28. Нормы расхода химреагентов по предприятиям Министерства газовой промышленности на 1982 год. М.: Мингазпром, 1981. - 8 с.

29. Голубев В.К. Исследование ингибиторов сероводородной коррозии и сульфидного растрескивания стали // ЭИ "Геология, бурение и разработка газовых месторождений". М.: ВНИИЭГазпром, 1977. - №17 (41) - С.3-8.

30. Зайцев А.Т., Шаталов А.Т. Влияние характера газожидкостного потока на эффективность ингибиторной защиты // Газовая промышленность. — 1978. — №2. С. 17-19.

31. Киченко А.Б., Кушнаренко В.М. О коррозионном мониторинге, его роли и возможностях в повышении защиты от коррозии оборудования на объектах нефтегазовой промышленности // Практика противокоррозионной защиты. -2003.-№4 (30). С.47-53.

32. Влияние скорости газожидкостного потока на коррозию оборудования в присутствии сероводорода // Абрамян А.А., Легезин Е.Е., Кемхадзе Т.В., Миронов С.В. // ЭИ Серия "Коррозия и защита окружающей среды". — М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -№11. С. 1-4.

33. Киченко С.Б., Кушнаренко В.М. Интенсивные электрометрические измерения на подземных трубопроводах и интерпретация полученных результатов // НТС Сер. Транспорт и подземное хранение газа. ООО "ИРЦ Газпром". - 1999. - №4. - С.3-13.

34. Киченко С.Б. Результаты выявления связи между параметрами электрометрических измерений и реальным состоянием изоляционного покрытия и металла подземных трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. — 2001. — №1(19). — С.30-38.

35. Гафаров Н.А., Ходырев А.И., Пастухов С.В. Ингибирование сепарационного оборудования Оренбургского ГПУ // Газовая промышленность. — 1995 -№7. С.13-15.

36. РД 26-02-63-87. Технические требования к конструированию и изготовлению сосудов, аппаратов и технологических блоков установок

37. Качество и надежность сварных соединений трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты / Перунов Б.В., Кушнаренко В.М., Пауль А.И. и др. // РНТС ВНИИОЭНГа №"Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". 1980. - №6. - С. 19-22.

38. Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Славинский В.П. Ингибирование газопроводов // Газовая промышленность. 1975, - №3. - С.31-41.

39. Технологический регламент по ингибированию газопроводов неочищенного газа Dy 700 УКПГ ОГПЗ и контролю коррозии. - Оренбург, 1973.- 16 с.

40. Исследование защитных свойств ингибиторной пленки ИСГАЗ-1 на поверхности трубной стали / Оболенцев Н.В., Легезин Н.Е., Альтшуллер Б.Н., Митина А.П. // НТЖ ВНИИОЭНГа "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленнности". 1979. -№2. - С.8-12.

41. Требования по контролю за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов в ОГПУ. — Оренбург, 1974. 15 с.

42. Аэрозильный метод нанесения ингибиторов коррозии на газопроводы большого диаметра при транспорте сероводородсодержащего природного газа / Оболенцкв Н.В., Клапчук О.В. и др. // Газовая промышленность. 1980. - №3. -С.62.

43. Рекомендации по ингибированию начальных и конечных участков газопроводов Dy 700 на Оренбургском газоконденсатном месторождении с применением аэрозольного метода ввода ингибитора. М.: ВНИИГАЗ, 1981. -33 с.

44. Ходырев А.И., Муленко В.В. Комплекс оборудования для аэрозольного ингибирования газопроводов КАИ-63/200 // Газовая промышленность. — 1994 -№2-С. 12-14.

45. Гафаров Н.А., Ходырев А.И. Исследование эффективности аэрозольного ингибирования газопровода УКПГ-7 ДКС-1 и входных сепараторов ДКС-1 Лренбургского ГПУ // НТИС ВНИИОЭНГ. Сер. "Защита от коррозии и охранаокружающей среды". 1997. - №9-10. - С.9-11.

46. Влияние металлургических факторов на стойкость сталей против коррозионного растрескивания / Поляков В.Н., Романов В.В., Лившиц И.Г. и др. // Обзор, инф. Серия "Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности". -М.: ВНИИЭГазпром, 1990. 85 с.

47. Обследование коррозионных поражений металлических конструкций ОГХК / Кушнаренко В.М., Стеклов О.И., Бочкарев Г.И., Уханов B.C. // РНТС "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1983. -№ 8. -С.10-13.

48. Нургалиев Д.М. Повышение надежности газопроводов сероводородсодержащего газа ОГКМ в период падающей добычи углеводородного сырья: Дис.к.т.н. Уфа, 2002. - 188 с.

49. Диагностирование трубопроводов Оренбургского ГКМ / Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Нургалиев Д.М. и др. // Материалы 8-й Международной Деловой Встречи "Диагностика 98". - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С.68-75.

50. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Анализ причин разрушения сварных соединений на газопроводе "Оренбург Заинек" в начальный период его эксплуатации // НТС "Транспорт и подземное хранение газа". — 2006. — №2. -С.26-34.

51. Шрейдер А.В., Дьяков В.Г. Особенности сероводородного коррозионного растрескивания.- В кн. "Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии".-Том 13-М., Наука. 1987 С.71-112.

52. Speel L. Produktion von swefelhaltigem Erdgas // Erdoel Erdgas -Zeitschrieft. - 1969. - 85.Jg.- №3. - P. 80-88.

53. Кеше Г. Коррозия металлов. — М., Металлургия, 1984. 400 с.

54. Алексеев В.И., Киселев О.А., Левшина И.В. Роль высокого давления водорода в явлении сероводородного коррозионного растрескивания // Физико -химическая механика материалов. 1990. - №2. - С.33-36.

55. Киченко А.Б. О воздействии водорода на сталь при сероводородной коррозии и приближенной оценке величины давления водорода, вызывающего

56. Biefer G.J. The Stepwise cracking of line pipe steels in sour environments // Materials Performance. - 1982. - Vol. 21. - № 6. - P. 19-34.

57. Moore E.M. Hydrogen-Induced Damage in Sour Wet Crude Pipelines // Journal of Petroleum Technology. 1984, April. - P. 613-618.

58. Киченко А.Б., Киченко Б.В. Об одном из возможных способов оценки степени опасности коррозионно-во дородных повреждений в металле трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №1 (31). -С. 18-24.

59. Гафаров Н.А., Митрофанов А.В., Киченко А.Б. Коррозионный мониторинг на объектах нефтегазодобычи // Обз. информ. Серия: Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. М., ООО "ИРЦ Газпром", 2002.-72 с.

60. Киченко С.Б. Оценка работоспособности трубопроводов с локальными поверхностными дефектами // Безопасность труда в промышленности. — 2002. -№4. С.32-34.

61. ANSI/ASME B31G 1984. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelins. - ASME, New York.

62. Kiefner J.F., Vieth P.H. New method corrects criterion for evaluating corroded pipe //Oil and Gas Journal. 1990. - Vol. 88, - No. 32. - P. 56-59.

63. Hisey D:C., Kiefner J.F. Pressure calculation for corroded pipe developed // Oil and Gas Journal.- 1992.- Vol.90.- No.42.-P.84 89.

64. Аврин Г., Кут P. Оперативный контроль и анализ целостности трубопроводов // 3-я Международная деловая встреча "Диагностика-93" (доклады и сообщения). (Ялта, апрель 1993 г.). - Москва 1993. — С.44 - 57.

65. Уорд К.Р., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин // 4-я Международная деловая встреча "Диагностика-94" (доклады и сообщения). -(Ялта, апрель 1994 г.). Москва 1994. - С.44 - 60.

66. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу о построении графиков для оценки степени опасности локальных коррозионных и механических дефектов на поверхности трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. -2005.-№2 (36). С.39-59.

67. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

68. Оценка остаточной работоспособности поврежденных коррозией трубопроводов с помощью "критерия B31G" / Гафаров Н.А., Тычкин И.А., Митрофанов А.В., Киченко С.Б. // Безопасность труда в промышленности. -2000. №3. - С.47-50.

69. Киченко А.Б. О проблеме оценки остаточной прочности и работоспособности сосудов, работающих под давлением, с локальными коррозионными повреждениями поверхности // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №3 (33). - С. 16-22.

70. Методических указаниях по проведению поверочных расчетов котлов и их элементов на прочность. М.: ДИЭКС. - 1996 г.

71. РТМ 26-02-62-83. Расчет на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в средах, вызывающих коррозионное сероводородное растрескивание. М,: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1987. - 11 с

72. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об оценке остаточной прочности трубопроводов, поврежденных расслоениями // Транспорт и подземное хранение газа. 2002. - №4. - С.19-31.

73. Коррозионная активность системы "метанол — вода". / Зарицкий В.И.,

74. Киченко Б.В. Лабораторная установка для проверки защитных свойств ингибиторов коррозии в паровой фазе // Реф. научно-техн. Сб. ВНИИОЭНГ «Коррозия и защита в нефтегазой промышленности». 1982. - №10. — С.13-15.

75. Киченко С.Б. Повышение эффективности противокоррозионной защиты и контроля коррозионного состояния трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие углеводороды: Дис.канд. техн. наук: 05.17.03; КТ №073084. М.: 2002. - 133 с.

76. Легезин Н.Е., Кривошеев В.Ф. Технологические требования к ингибиторам коррозии в газодобывающей промышленности // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. — 1975. №2.

77. Легезин Н.Е., Кемхадзе Т.В. Технические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии // Газовая промышленность. 1977. - №1.

78. Технические требования на ингибиторы коррозии для защиты оборудования сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений /

79. Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1996. - 44 с.

80. Инструкция по контролю за коррозией газопромыслового оборудования .-М.: ВНИИГАЗ, 1979. 53 с.

81. Proposed Standardized Laboratory Procedure For Screening Corrosion Inhibitors For Use in Oil and Gas Wells // NACE Technical Committee Reports. -Publication 55-2. A Report of Technical Unit Committee T-1K on Inhibitors for Oil and Gas Wells.

82. Способ сравнительного испытания методом "колесо" для оценки ингибиторов, образующих устойчивую пленку для применения на нефтяных промыслах // Materials Performance 1982. - No. 12. - Р.45-47.

83. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Выбор оптимальных скоростей транспортируемых сред в целях снижения коррозионного и эрозионно -коррозионного износа трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2006. - №3 (41). - С.7-18.

84. Silverman D.C. Rotating Cylinder Electrode An Approach for Predicting Velocity Sensitive Corrosion // Corrosion 90. — Bally's Hotel, Las Vegas, Nevada. — April 23-27.-PaperNo. 13,- 14 p.

85. Киченко А.Б., Кушнаренко В.М. О некорректности точных значений оценки защитного действия ингибиторов коррозии // НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". 2001. - №1. - С. 18-22.

86. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об измерении твердости стального оборудования на месторождениях сероводородсодержащих углеводородов в целях оценки его потенциальной подверженности СКРН // Практика противокоррозионной защиты. 2004. - №2 (32). - С.44-51.

87. Киченко С.Б., Киченко А.Б. О коэффициентах запаса для предохранения от СКРН стальных изделий, эксплуатирующихся в контакте с сероводородсодержащими средами // Практика противокоррозионной защиты.2005.-№1 (35). — С.47-60.

88. Киченко А.Б., Киченко С.Б. К вопросу о выборе методики для прогнозирования коррозионной ситуации в горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах, транспортирующих газожидкостные смеси // Практика противокоррозионной защиты. 2007. - №3 (45). - С.6-25.

89. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Оценка изменения скоростей газового потока в выкидных линиях скважин при падении в них давления с точки зрения влияния на коррозию // Транспорт и подземное хранение газа. 2007. - №4. -С. 65 - 69.

90. Aaron С. Inhibitors can control gas systems corrosion // Oil and Gas Journal. 1976. - Vol.74. - no.74. - P.87-90.

91. Aaron C., Brod B.A., Robinson D. Internal corrosion control of gas and crude system // Paper D-l: Second International Conference on the External Protection of Pipes, 1977. 15 p.

92. Исследование защитных и технологических свойств ингибитора коррозии марки И-25-Д / Долинкин В.Н., Каленкова А.Н., Бабкова Г.Л., Легезин Н.Е., Кемхадзе Т.В. // РНТС "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". -М.: ВНИИОЭНГ, 1980. №4. - С. 10-13.

93. Петтус Ф.Л., Стрикленд Л.Н. Водорастворимые ингибиторы коррозии // Инженер-нефтяник. 1975. - №2. - С.48-52.

94. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Ингибиторная защита трубопроводов, транспортирующих кислые газожидкостные смеси, и способы повышения ее эффективности // Обз. информ. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. -М., ООО "ИРЦ Газпром", 2006. 92 с.

95. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу об оценке комплексной эффективности ингибиторов коррозии // Практика противокоррозионной защиты. 2005. - №3 (37). - С.24-28.

96. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Об относительности числового значения защитного действия ингибиторов коррозии // Практика противокоррозионной защиты. 2006. - №1 (39). - С.9-17.

97. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об одном из возможных путей повышения эффективности ингибиторной защиты // Практика противокоррозионной защиты. 2005. - №3 (37). - С. 19-23.

98. Corrosion et inhibition des puits et collected. Chambre synd. et prod, petrole et gas natur. Paris, TECHNIP, 1981, XII. - 82 p.

99. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Методические подходы для оптимизации ингибиторной защиты промысловых нефтегазопроводов с кислыми коррозионно-активными средами // Практика противокоррозионной защиты. -2008.-№1 (47).-С. 13-25.

100. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Интерпретация и анализ использования параметра "задерживающий фактор" в методическом подходе для оптимизации ингибиторной защиты трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2008. - №2 (48). - С.8-17.

101. Мур Р. Проектирование и сооружение систем сбора высокосернистого газа // Инженер-нефтяник. 1977. - №12. - С.52-61.

102. Фиалков Ю.Я. Не только в воде. (Вопросы современной химии). -Ленинград: Химия, Ленинградское отделение. 1989. - 88 с.

103. Разработка и испытания ингибиторов коррозии для разных условий применения // Материалы фирмы "Травис" ("Travis"), Канада. 1987. - 185 с.

104. Определение содержания ингибиторов коррозии в технологических средах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. (Методика выполнения измерений). М., ВНИИГАЗ, 2004. - 35 с.