Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка стали повышенной прочности и коррозионной стойкости для производства нефтегазопроводных труб

Диссертация: Разработка стали повышенной прочности и коррозионной стойкости для производства нефтегазопроводных труб
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Большинство транспортируемых сред на нефтяных месторождениях характеризуются наличием растворенных СОг, Н28 и коррозионно-опасных микроорганизмов, поэтому углекислотная, сероводородная и бактериальная коррозии являются основными причинами преждевременного разрушения нефтегазопроводных труб. В средах с повышенной коррозионной активностью трубы и оборудование на нефтяных месторождениях выходят… Читать ещё >

Разработка стали повышенной прочности и коррозионной стойкости для производства нефтегазопроводных труб (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Содержание
  • Введение
  • Цель работы Задачи работы
  • Основные результаты, выносимые на защиту Научная новизна работы Практическая ценность Апробация работы Публикации
  • АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР
  • ГЛАВА 1. Анализ состояния вопроса и задачи исследования
    • 1. 1. Углекислотная коррозия нефтегазопроводных труб
    • 1. 2. Основные факторы, влияющие на стойкость нефтегазопроводных труб к углекислотной коррозии
      • 1. 2. 1. Влияние химического состава стали
      • 1. 2. 2. Влияние микроструктуры стали
      • 1. 2. 3. Содержание СОг
      • 1. 2. 4. рН транспортируемой среды
      • 1. 2. 5. Содержание кислорода
      • 1. 2. 6. Содержание железа
      • 1. 2. 7. Поток
      • 1. 2. 8. Температура
    • 1. 3. Закономерности протекания бактериальной коррозии нефтегазопроводных труб
  • Выводы
  • Цели и задачи исследований
  • ГЛАВА 2. Объекты и методы исследований
    • 2. 1. Объекты исследований
    • 2. 2. Методы исследований
      • 2. 2. 1. Металлографические исследования Световая микроскопия
  • Растровая электронная микроскопия
  • Электронная микроскопия на просвет
    • 2. 2. 2. Дилатометрические исследования
    • 2. 2. 3. Измерение механических свойств 39 Испытания на растяжение
  • Измерение ударной вязкости
    • 2. 2. 4. Коррозионные испытания
  • Оценка скорости общей коррозии металла в С02- 40 содержащей среде
  • Испытание металла труб на стойкость против сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) по 41 стандарту NACE ТМ0177. Оценка порогового напряжения. Метод А
  • Оценка критического коэффициента интенсивности напряжений в вершине коррозионной трещины KIssc на 44 образцах типа двухконсольной балки (ДКБ) по стандарту NACE ТМ0177 (метод Д)
    • 2. 2. 5. Метод локального спектрального анализа
    • 2. 2. 6. Оценка стойкости сталей к бактериальной коррозии
  • Выводы
    • ГЛАВА 3. Коррозионно-механическое разрушение трубных сталей в процессе эксплуатации
    • 3. 1. Результаты промысловых испытаний трубы из стали 09Г2С в 53 байпасе (стенде) на месторождении ОАО «Лукойл-Коми»
    • 3. 2. Результаты промысловых испытаний труб из стали 20 в 55 байпасе (стенде) на месторождении ОАО «Лукойл-Коми»
    • 3. 3. Результаты промысловых испытаний труб из стали 13ХФА в байпасе (стенде) на месторождении ООО «РН8 Ставропольнефтегаз»
    • 3. 4. Результаты промысловых испытаний труб из стали 08ХМФА в 52 байпасе (стенде) на месторождении ОАО «Лукойл-Коми»
  • Выводы
    • ГЛАВА 4. Влияние добавок РЗМ на состав, морфологию, характер распределения неметаллических включений и коррозионные свойства стали 13ХФА
    • 4. 1. Химический анализ металла труб из стали 13ХФА ^
    • 4. 2. Неметаллические включения в металле труб из стали 13ХФА ^
    • 4. 3. Структура и механические свойства металла труб из стали 72 13ХФА
    • 4. 4. Оценка степени ликвационной неоднородности в металла труб 75 из стали 13ХФА
    • 4. 5. Оценка механических характеристик металла труб из стали 75 13ХФА
    • 4. 6. Коррозионные свойства металла труб из стали 13ХФА
    • 4. 7. Бактериальная коррозия металла труб из стали 13ХФА ^
  • Выводы
    • ГЛАВА 5. Разработка стали повышенной прочности и коррозионной стойкости в средах СО2, Н28 высокой бактериальной зараженностью
    • 5. 1. Формирование структуры и получение высоких механических
    • 6. свойств стали 08ХМФБЧА
      • 5. 1. 1. Формирование структуры при закалке стали 37 08ХМФБЧА
      • 5. 1. 2. Формирование структур и изменение механических 92 свойств при отпуске стали 08ХМФБЧА
      • 5. 2. Лабораторные коррозионные испытания стали 08ХМФБЧА ^
      • 5. 2. 1. Испытания на стойкость стали 08ХМФБЧА к 93 сероводородной коррозии
      • 5. 2. 2. Испытания на стойкость стали 08ХМФБЧА к 99 углекислотной коррозии
      • 5. 3. Испытания на стойкость стали 08ХМФБЧА к бактериальной юз коррозии
  • Выводы *
  • Оценка экономического эффекта от внедрения труб из стали 08ХМФБЧА повышенной прочности и коррозионной стойкости в Ю6 условиях ОАО «Газпромнефтегаз-Ноябрьскнефтегаз»

Большинство транспортируемых сред на нефтяных месторождениях характеризуются наличием растворенных СОг, Н28 и коррозионно-опасных микроорганизмов, поэтому углекислотная, сероводородная и бактериальная коррозии являются основными причинами преждевременного разрушения нефтегазопроводных труб. В средах с повышенной коррозионной активностью трубы и оборудование на нефтяных месторождениях выходят из строя, как правило, в течение одного года. Для повышения эксплуатационной надежности труб требуется решить вопросы рационального легирования, модифицирования стали, а также подобрать оптимальные режимы термической обработки, обеспечивающие наряду с комплексом механических (высоких прочностных и вязко-пластических) свойств, повышенную хладостойкость и стойкость к углекислотной, сероводородной и бактериальной коррозии.

Традиционно, для изготовления нефтегазопроводных труб применяются стали с системой легирования Ре-Мп-У, которые обеспечивают требуемый уровень механических характеристик (прочность, хладостойкость и т. д.), но имеют низкую коррозионную стойкость в средах С02, Н28 и средах с бактериальной зараженностью. В последнее время широко используются нефтегазопроводные трубы из стали 20 группы прочности К52, подвергнутые специальной термической обработке, включающей закалку выше АсЗ+закалку из МКИ+отпуск. Нефтегазопроводные трубы из стали 20 имеют требуемый уровень механических свойств (прочность, пластичность и хладостойкость) и являются стойкими в сероводородсодержащих средах. Однако, стойкость труб из стали 20 к углекислотной и бактериальной коррозии низкая, и они выходят из строя из-за язвенной коррозии за 2−3 мес.

Начало освоение нефтегазопроводных труб из стали 13ХФА было в 2000 г. В 2002 г. были разработаны ТУ 1317−233−147 016−02 и изготовлены нефтегазопроводные трубы из стали 13ХФА группы прочности К52. Трубы получили широкое распространение, так как они обладают необходимым уровнем механических свойств (прочность, хладостойкость и т. д.), необходимой свариваемостью и относительной стойкостью к углекислотной и сероводородной коррозии.

По мере старения действующих и освоения новых месторождений коррозионная активность транспортируемых сред только усиливается.

Необходима разработка новых технологий производства сталей, например, модифицирование редкоземельными элементами, а также разработка новых марок стали с более рациональным легированием и оптимальным выбором режимов их термической обработки, что обеспечит повышение долговечности нефтегазопроводных труб.

Несмотря на большой объем исследований по коррозионно-механическому разрушению оборудования в нефтедобывающей промышленности, вопросы повышения стойкости используемых материалов к углекислотной и бактериальной коррозиям изучены недостаточно и остаются актуальными.

Цель работы:

Разработать сталь для производства нефтегазопроводных труб с повышенными механическими и коррозионными свойствами за счет использования микролегирования, модифицирования редкоземельными элементами и оптимизации режимов термической обработки.

Для достижения поставленной цели необходимо решить задачи:

1. Провести сравнительные промысловые испытания труб в идентичных условиях эксплуатации (среды с повышенным содержанием Н28 и СОг).

2. Установить зависимости и связи интенсивности развития коррозионно-механического разрушения труб при эксплуатации в средах повышенной агрессивности от химического состава металла трубы, длительности эксплуатации и выбрать базовую марку стали для дальнейшей доработки.

3. Исследовать влияние модифицирования редкоземельными элементами на форму и распределение неметаллических включений, механические и коррозионные свойства трубных сталей.

4. Разработать новую марку стали для производства нефтегазопроводных труб повышенной прочности и коррозионной стойкости.

5. Изучить особенности формирования микроструктуры предложенной марки стали при термической обработке.

6. Определить режим термической обработки для разработанной марки стали, обеспечивающий сочетание высоких механических и коррозионных свойств.

7. Разработать технические условия на производство нефтегазопроводных труб из новой марки стали.

8. Провести промысловые испытания труб из разработанной марки стали в средах с повышенным содержанием Н28, С02 и высокой бактериальной зараженностью.

Основные результаты, выносимые на защиту:

1. Результаты сравнительного анализа коррозионной повреждаемости нефтегазопроводных труб из сталей 20, 09Г2С, 13ХФА и 08ХМФА при эксплуатации в условиях высокой агрессивности транспортируемых сред.

2. Результаты и анализ влияния модифицирования редкоземельными элементами (церий и лантан) на количество, форму, строение и состав неметаллических включений, а также на механические и коррозионные свойства низкоуглеродистых низколегированных сталей.

3. Химический состав стали марки 08ХМФБЧА для производства нефтегазопроводных труб повышенной прочности и коррозионной стойкости.

4. Диаграмма термокинетического распада переохлажденного аустенита стали марки 08ХМФБЧА, позволяющая выбрать режим термической обработки.

5. Режимы термической обработки труб, обеспечивающие сочетание высоких механических свойств с повышенной стойкостью к сероводородной, углекислотной и бактериальной коррозиям.

6. Особенности микроструктуры и механических свойств низкоуглеродистой низколегированной стали после термической обработки, заключающиеся в образовании следующего структурного построения: незамкнутой мелкозернистой ферритной сетка по границам бывшего аустенитного зерна и разнонаправленных бейнитных структур, позволяющих получить сочетание высоких прочностных и вязкопластических свойств.

7. Результаты эксплуатации нефтепроводов, изготовленных из труб стали марки 08ХМФБЧА.

Научная новизна:

1. Показано, что модифицирование кальцием и редкоземельными элементами (церий и лантан) повышает стойкость стали к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением.

2. Впервые установлено, что введение церия и лантана в состав низкоуглеродистых низколегированных сталей оказывает значительное бактерицидное воздействие (уменьшение клеток сульфатвосстанавливающих бактерий в 10 раз и снижение их активности в 5 раз).

3. Показано, что закалочные структуры представлены в виде незамкнутой мелкозернистой ферритной сетки по границам бывшего аустенитного зерна и разнонаправленных бейнитных структур (верхний, нижний и бескарбидный бейнит), обеспечивают сочетание высоких прочностных, пластичных и коррозионных свойств стали марки 08ХМФБЧА.

5. Установлено, что распад пластин остаточного аустенита бескарбидного бейнита при отпуске проходит по схеме: образование нижнего бейнита с последующим выделением цепочек дисперсных карбидов, армирующих и упрочняющих феррит.

Практическая ценность:

1. Предложена новая сталь 08ХМФБЧА для изготовления нефтегазопроводных труб группы прочности К52 и насосно-компрессорных труб группы прочности «К, Е» и установлены эффективные режимы ее термической обработки, обеспечивающие повышенную коррозионную стойкость и долговечность труб в Н28-, С02-содержащих средах и в средах с высокой бактериальной заражённостью.

2. Разработаны технические условия ТУ 1308−015−48 124 013 на изготовление коррозионностойких нефтегазопроводных труб из стали 08ХМФБЧА.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы были представлены и обсуждались на международных научных конференциях: «Физика прочности и пластичности материалов» (Самара, 2010, 2012), «Актуальные проблемы прочности» (Витебск, Беларусь, 2011, 2012), «Фазовые превращения и прочность кристаллов» (Черноголовка, ФПГЖ, 2012), научном семинаре Тольяттинского государственного университета «Материаловедение и физика прочности» (Тольятти, 2012, 2013).

Публикации.

По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них 5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, и 5 патентов РФ.

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР.

Выводы.

1. Предложен химический состав низкоуглеродистой хром-молибден содержащей стали 08ХМФБЧА модифицированной РЗМ для изготовления нефтегазопроводных труб нефтяного сортамента группы прочности К52 повышенной коррозионной стойкости в средах Н28, СОг, а также в средах с высокой бактериальной зараженностью.

2. Режим термической обработки закалка 900°С+отпуск 700 °C может быть рекомендован для производства нефтегазопроводных труб группы прочности К52 по ГОСТ 20 295.

3. Проведение термической обработки по режиму закалка 900°С+ отпуск 650 °C позволяет значительно расширить область применения труб из стали 08ХМФБЧА. Термическая обработка обеспечивает получение свойств группы прочности «К Е» по ГОСТ 633–80 для насосно-компрессорных и обсадных труб.

4. Получен патент на изобретение № 2 361 958: «Коррозионностойкая сталь для магистральных и промысловых нефтепроводов».

5. Разработаны технические условия ТУ 1308−015−48 124 013 на изготовление коррозионностойких нефтегазопроводных труб из стали 08ХМФБЧА.

6. Нефтегазопроводные трубы диаметром 159×8 мм из стали 08ХМФБЧА, изготовленные по разработанным ТУ 1308−015−48 124 013 были установлены в 2007 году в трубопровод на месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», транспортирующий нефть с о высоким содержанием коррозионно-активных компонентов (85 мг/дм Н28, 70 мг/дм СО2, 60% Н20, 7рН). Трубопровод безаварийно эксплуатируется до настоящего времени.

Оценка экономического эффекта от внедрения труб из стали 08ХМФБЧА повышенной прочности и коррозионной стойкости в условиях ОАО «Газпромнефтегаз-Ноябрьскнефтегаз» В сравнении с трубопроводами, построенными из труб стали 20, трубопровод из труб стали 08ХМФБЧА, изготовленных по новой технологии, характеризуются повышенной коррозионной стойкостью и более высокой долговечностью. По результатам промысловых испытаний их коррозионная стойкость в 3−4 раза выше.

Экономия на строительстве 1 км промыслового трубопровода из труб стали 08ХМФБЧА с повышенной коррозионной стойкостью в условиях ОАО «Газпромнефтегаз-Ноябрьскнефтегаз» составляет 8214 тыс. рублей. Экономические расчеты приведены в таблице 5.5, 5.6.

В качестве сравнения при экономической оценке использовали результаты эксплуатации трубопровода из стали 20, диаметром 159×8 мм.

Экономический эффект от применения труб с повышенной коррозионной стойкостью определяется снижением капитальных затрат на работы по замене труб, их демонтажу, удлинением срока их службы, а также экономией текущих издержек от ущерба аварий (пени, штрафы т. д.).

Экономический эффект определялся за расчетный период равный 10 годам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Показано, что модифицирование кальцием и редкоземельными элементами обеспечивает более глубокую очистку стали от серы (от 0,009 до 0,003%) и кислорода (от 0,007 до 0,0040%), уменьшает степень загрязненности неметаллическими включениями и сфероидизирует включения.

2. Модифицирование кальцием и редкоземельными элементами повышает стойкость стали к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, водородному растрескиванию в Н28-содержащей среде.

3.

Введение

церия и лантана в состав сталей существенно уменьшает количество бактерий и их биохимическую активность на поверхности металла образцов, что свидетельствует об их бактерицидном воздействии (уменьшение клеток сульфатвосстанавливающих бактерий СВБ более, чем в 10 раз и снижение их активности в 5 раз).

4. Установлено, что в продуктах коррозии трубы из стали 13ХФА после эксплуатации на месторождении ООО «Ставропольнефтегаз» увеличивается содержание хрома и снижается скорость коррозии, что составляет за 221 сут — 2,5% Сг, Укор = 0,7 мм/г. и за 515 сут — 4,5% Сг и Укор = 0,45 мм/г. Хром образует плотные защитные слои, блокирующие доступ агрессивной среды к поверхности металла труб.

5. По результатам промысловых байпасных (стендовых) испытаний сталей 09Г2С, 20, 13ХФА и 08ХМФА наибольшую стойкость к коррозионно-механическому разрушению имеет сталь 08ХМФА, которая выбрана базовой для дальнейшего микролегирования и модифицирования редкоземельными элементами.

6. Для повышения механических и коррозионных свойств металла труб была разработана сталь 08ХМФБЧА (патент № 2 361 958), имеющая следующий химический состав: углерода 0,03−0,12 масс.%- хрома 0,50−1,00 масс.%- молибдена 0,15−0,30 масс.%- ванадия 0,04−0,10 масс.%- ниобия 0,03−0,06 масс.%- редкоземельные элементы 0,002−0,016 масс.%- серы не более 0,010 масс.%.- фосфора не более 0,018 масс.%, водорода не более 0,25 масс.%.

7. Для стали 08ХМФБЧА закалка в воду при 900 °C позволяет получить сочетание высоких прочностных и вязкопластических свойств ов = 785 МПа, от = 680 МПа, 5 = 24%, KCV^° = 205 Дж/см2 при 100% вязкой составляющей), что обусловлено образованием следующего структурного построения — незамкнутой мелкозернистой ферритной сетки по границам бывшего аустенитного зерна и разнонаправленных бейнитных структур (верхний, нижний и бескарбидный бейнит).

8. Режим термической обработки закалка при 900 °C + отпуск 700 °C может быть рекомендован для производства нефтегазопроводных труб группы прочности К52 по ГОСТ 20 295.

9. Термическая обработка по режиму закалка 900 °C + отпуск 650 °C труб из стали 08ХМФБЧА обеспечивает получение свойств группы прочности «К, Е» по ГОСТ 633–80 для насосно-компрессорных и обсадных труб при высокой стойкости к сульфидному коррозионному.

1 /9 растрескиванию под напряжением {csth = 80%- Kissc = 35 МПахм) и к углекислотной коррозии (V = 0,8 мм/г.), при стойкости к бактериальной коррозии на порядок более высокой по сравнению с традиционно используемыми сталями.

10. Установлено, что для стали 08ХМФБЧА в продуктах углекислотной коррозии количество хрома и молибдена в 11−13 раз превышает их количество в исследуемой стали. Хром и молибден образуют плотные защитные слои, предотвращающие контакт металла с агрессивной среды.

11. Разработаны технические условия ТУ1308−015−48 124 013 на изготовление коррозионностойких нефтегазпроводных труб из стали 08ХМФБЧА, по которым изготовлено 6000 т труб диаметром 159×8 мм. Трубы опытной партии установлены в 2007 г. в трубопровод на месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и безаварийно эксплуатируются до настоящего времени.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А. С02 Behavior of Carbon and Cr Steels / A. Ikeda, M. Ueda, S. Mukai // «Advances in C02 Corrosion». — NACE. 1984. Vol. 1 p 39.
  2. Nice P.I. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells/ P.I. Nice, H. Takabe, M. Ueda // «Corrosion 2000». -2000. p. 154.
  3. Ueda M. Effect of microstructure and Cr content in steel on C02 corrosion / M. Ueda, A. Ikeda // «Corrosion 96». — 1996. p. 13.
  4. Nice P.I. The effect of microstructure and chromium alloying content to the corrosion resistance of low-alloy steel well tubing in seawater injection service/ P.I. Nice, M. Ueda // «Corrosion 98». — 1998- p. 3.
  5. Kermani M. B. Development of low carbon Cr-Mo steels with exceptional corrosion resistance for oilfield applications/ M. B. Kermani, J. C. Gonzales, C. Linne, M. Dougan, R. Cochrane // «Corrosion 2000−2001». — 2000−2001. p. 65.
  6. Nose K. Corrosion properties of 3% Cr steels in oil and gas environments/ K. Nose, H. Asahi, P.I. Nice, J. Martin // «Corrosion 2001». — 2001. p. 82.
  7. Crolet J. L. Role of Conductive Corrosion Products on the Protectiveness of Corrosion Layers/ J. L. Crolet // «Corrosion 96». — 1996. p. 4.
  8. Lopez D.A. The influence of microstructure and chemical composition of carbon and low alloy steels in C02 corrosion. A state-of-the-art appraisal/ D.A. Lopez, T. Perez, S.N. Simison // «Materials and Design». — 2003. № 24 p 561−575.
  9. Ikeda A. in: Proc. Int. Corrosion Forum/1 keda A., Ueda M., Mukai S.// «Corrosion-85». — 1985. Massathysets. p. 29.
  10. Nyborg R. Mesa corrosion attack in carbon steel and 0.5% chromium steel/ R. Nyborg, A. Dugstad // «Corrosion 98». — 1998. p. 29.
  11. Shaoqiang Guo Corrosion of alloy steels containing 2% chromium in C02 environments/ Shaoqiang Guo, Lining Xu, Lei Zhang, Wei Chang, Minxu Lu // «Corrosion Science 63». — 2012. p 258.
  12. Е. А. Влияние легирования и структуры на коррозионно-механическое разрушение труб из низкоуглеродистых сталей в H2S и СО2-содержащих средах / Трифонова Е. А. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук- 2010.
  13. Carvalho D.S. Corrosion rate of iron and iron-chromium alloys in C02 medium / D.S. Carvalho, C.J.B. Joia, O.R. Mattos // «Corrosion Science». — 2005. p. 2974−2986.
  14. Sun J. Characteristics and formation mechanism of corrosion scales on low-chromium X65 steels in C02 environment. / J. Sun. W. Liu, W. Chang. Z. Zhang. Z. Li, T. Yu. M. Lu // «Acta Metall». — 2009. Sin. 45. p. 84−90.
  15. Nice P.I. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells / P.I. Nice, H. Takabe, M. Ueda // «Corrosion 2000». -2000. Paper No. 154, NACE, Houston, TX.
  16. Takabe H. Corrosion resistance of low Cr bearing steel in sweet and sour environments / H. Takabe, M. Ueda // «Corrosion 2002». — 2002. Paper No. 41. NACE, Houston. TX.
  17. Мао X. Pitting corrosion of pipeline steel in dilute bicarbonate solution with chloride ions / Мао X., Liu X., Revie R.W. // «Corrosion 1994». — 1994. V.50. No.9. p.651−657.
  18. Nice P.I. The effect of microstructure and chromium alloying content to the corrosion resistance of low-alloy steel well tubing in seawater injection service / P.I. Nice, M. Ueda // «Corrosion 1998». — 1998. paper 3.
  19. Nice P.I. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells / P.I. Nice, H. Takabe, M. Ueda // «Corrosion 2000"-2000. p. 154.
  20. Nyborg R. Mesa corrosion attack in carbon steel and 0.5% chromium steel / R. Nyborg, A. Dugstad / „Corrosion 1998“. — 1998. p. 29.
  21. Nesic S. An electrochemical model for prediction of corrosion of mild steel in aqueous carbon dioxide solutions / Nesic S, Postlethwaite J, Olsen S. // „Corrosion 1996“. — 1996. № 52 (4). p. 280−294.
  22. John R. Sweet Cor: an information system for the analysis of corrosion of steels by water and carbon dioxide. / John R. // Corrosion 1998». — 1998. Houston, TX: NACE International.
  23. Crolet J Prediction of the risks of C02 corrosion oil and gas well. / Crolet J., Bonis M. // «SPE Prod Eng». — 1991. № 6(4). p. 449.
  24. Srinivasan S. Prediction of corrosivity of C02 and H2S production environments / Srinivasan S, Kane R. // «Corrosion 1996». -1996. Houston, TX: NACE International, p. 11.
  25. Gartland P A pipeline integrity management strategy based on multiphase fluid flow and corrosion modeling / Gartland P, Salomonsen J. // «Corrosion 1999». -1999. Houston, TX: NACE International, p. 622.
  26. Adams C. Computer modelling to predict corrosion rates in gas condensate wells containing C02 / Adams C., Garber J., Singh R. // «Corrosion 1996». — 1996. Houston, TX: NACE International, p. 31.
  27. Sundaram M. Deterministic modelling of corrosion in down- hole environments / Sundaram M. // «Corrosion 1996». — 1996, Houston, TX: NACE International, p.30.
  28. Nesic S. A mechanistic model for CO2 corrosion with protective iron carbonate films / Nesic S, Nordsveen M, Nyborg R, Satageland A. // «Corrosion 2001». -2001. Houston, TX: NACE International, p. 1040.
  29. Dayalan E. C02 corrosion prediction in pipe flow under FeCC>3 scale-forming conditions / Dayalan E. // «Corrosion 1998». 1998, Houston, TX: NACE International, p. 51.
  30. Dugstad A. Parametric study of C02 corrosion of carbon steel / Dugstad A., Lunde L., Videm K. // «Corrosion 1994». — 1994, Houston, TX: NACE International, p. 14.
  31. Dugstad A. Effect of steel microstructure upon corrosion rate and protective iron carbonate film formation / Dugstad A., Hemmer H., Seiersten M. // «Corrosion 2000». — 2000. Houston, TX: NACE International, p.24.
  32. Lopez D.A. The influence of carbon steel microstructure on corrosion layers An XPS and SEM characterization / Lopez D.A., Schreiner W.H., de Sanchez S.R., Simison S.N. // «Appl Surf Sci 2003». 2003. № 207(1−4). P. 69−85.
  33. Lopez D.A. The influence of steel microstructure on C02 corrosion EIS studies on the inhibition efficiency of benzimidazole / Lopez D.A., Simison S.N., de Sanchez S.R. // «Electrochim Acta 2003». 2003. № 48(7). p. 845−854.
  34. Mora-Mendoza J.L. Fe3C influence on the corrosion rate of mild steel in aqueous C02 systems under turbulent flow conditions / Mora-Mendoza J.L., Turgoose S. // «Corros Sci 2002». 2002. № 44. p. 1223−1246.
  35. Crolet J.L. The role of conductive corrosion products in the protectiveness of corrosion layers / Crolet J.L., ThevenotN., Nesic S. // «Corrosion 1998». 1998. № 54. p. 194−203.
  36. Palacios C.A. Characteristics of corrosion scales on steels in a C02 saturated NaCl brine / Palacios C.A., Shadley J.R. // «Corrosion 1991». — 1991. № 47(2). p. 122−127.
  37. Palacios C.A. C02 corrosion of N-80 steel at 71 °C in a two-phase flow system / Palacios C.A., Shadley J.R. // «Corrosion 1993». — 1993 -№ 49(8). p. 686- 693.
  38. Ueda M. Effect of environmental factor and micro- structure on morphology of corrosion products in C02 environments /Ueda M., Takabe H. // «Corrosion 1999». — 1999. Houston, TX: NACE International, p. 13.
  39. Niece P.I. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells / Niece P.I., Takade H., Ueda M. // «Corrosion 2000». -2000. Houston, TX: NACE International, p. 154.
  40. Videm K. Corrosion of carbon steel in an aqueous carbon dioxide environment / Videm K., Dugstad A. // «Part I: Solut effects Mater Perform». — 1989. № 28(3). p. 63−67.
  41. Murata T, Sato E, Matsuhashi R. 11 1985. Houston, TX: NACE International, p. 64−71.
  42. Nesic S. An electrochemical model for prediction of corrosion of mild steel in aqueous carbon dioxide solutions / Nesic S., Postlethwaite J., Olsen S. // «Corrosion 1996». — 1996. № 52(4). p. 280−294.
  43. Lotz U. CO2 corrosion of carbon steel and 13Cr steel in particle-laden fluid / Lotz U., Sydberger T. // «Corrosion 1998». — 1998. № 44(11). p. 800−809.
  44. Nesic S. Carbon dioxide corrosion of carbon steel in two-phase flow / Nesic S., Lunde L. // «Corrosion 1994». — 1994. № 50(9). p. 717−727.
  45. Videm K. The influence of composition of carbon steels on anodic and cathodic reaction rate in CO2 corrosion / Videm K. // «Corrosion 1998». -1998. Houston, TX: NACE International, p. 30.
  46. Videm K. Corrosion of carbon steel in an aqueous carbon dioxide environment / Videm K., Dugstad A. // «Part II: Film formation Mater Perform». — 1989. № 28(4). p. 46−50.
  47. Gulbrandsen E. Effect of oxygen contamination on the inhibition of CO2 corrosion / Gulbrandsen E., Kvarekval J., Miland H. // «Corrosion 2001». — 2001. Houston, TX: NACE International, p. 1054.
  48. Heuer J.K. An XPS characterization of FeCCb films from CO2 corrosion / Heuer J.K., Stubbings J.F. // «Corros Sei 1999». — 1999. № 41. p. 1231−1243.
  49. Dugstad A. Mechanism of protective film formation during CO2 corrosion of carbon steel / Dugstad A. // «Corrosion 1998». — 1998. Houston, TX: NACE International, p. 31.
  50. Crolet J, Bonis M. // «Corrosion 1985». — 1985. Houston, TX: NACE International, p. 27.
  51. Palacios C.A. C02 corrosion of N-80 steel at 71 °C in a two-phase flow system / Palacios C.A., Shadley J.R. // «Corrosion 1993». — 1993. № 49(8). p. 686- 693.
  52. Heuer J.K. Microstructure analysis of coupons exposed to carbon dioxide corrosion in multiphase flow / Heuer J.K., Stubbins J.F. // «Corrosion 1998». № 54 (7). p. 566−575.
  53. Dugstad A. Effect of steel microstructure upon corrosion rate and protective iron carbonate film formation / Dugstad A., Hemmer H., Seiersten M. // «Corrosion 2000». — 2000. Houston, TX: NACE International, p. 24.
  54. A.A. Динамика и предупреждение нарастания коррозивности сульфатсодержащей пластовой жидкости в ходе разработки нефтяных месторождений / Гоник A.A. // «Защита металлов».- 1998. т.34. № 6. с. 656 660.
  55. Е.П. Микрофлора нефтяных месторождений / Розанова Е. П., Кузнецов С. И. // 1994. М. Наука, с. 197.
  56. Kermani M.B. Carbon dioxide corrosion in oil and gas production- a compendium / M.B. Kermani, A. Morshed // «Corrosion 59». — 2003. p. 659−683.
  57. Paolinelii L.D. The incidence of chromium-rich corrosion products on the efficiency of an imidazoline-based inhibitor used for CO2 corrosion prevention / L.D. Paolinelii, T. Perez, S.N. Simison // «Mater. Chem. Phys.». — 2011. № 126. p. 938−947.
  58. Muraki T. Effects of chromium content up to 5% and dissolved oxygen on C02 corrosion / T. Muraki, T. Hara, K. Nose, H. Asahi // «Corrosion 2002». — 2002. NACE. Houston. TX. p. 272.
  59. Muraki T. Development of 3% chromium linepipe steel / T. Muraki, K. Nose, H. Asahi // «Corrosion 2003». — 2003. NACE. Houston. TX., p. 117.
  60. Pigliacampo L. Window of application and operational track record of low carbon 3Cr steel tubular / L. Pigliacampo, J.C. Gonzales. G.L. Turconi, T. Perez, C. Morales, M.B. Kermani // «Corrosion 2006». — 2006. NACE. Houston. TX. p. 113.
  61. Paolinelii L.D. The incidence of chromium-rich corrosion products on the efficiency of an imidazoline-based inhibitor used for C02 corrosion prevention / LD. Paolinelii, T. Perez, S.N. Simison // «Mater. Chem. Phys.». — 2011. № 126. p. 938−947.
  62. Carvalho D.S. Corrosion rate of iron and iron-chromium alloys in C02 medium / D.S. Carvalho, C.J.B. Joia, O.R. Mattos // «Corros. Sci." — 2005. № 472. p 974 986.
  63. H. Takabe Corrosion resistance of low Cr bearing steel in sweet and sour environments / H. Takabe, M. Ueda // «Corrosion 2002». -2002. NACE. Houston. TX. p. 41.
  64. Sun. J. Characteristics and formation mechanism of corrosion scales on low-chromium X65 steels in CO2 environment / J. Sun. W. Liu, W. Chang. Z. Zhang. Z. Li, T. Yu. M. Lu // «Acta Metall Sin. 45». — 2009. p. 84−90.
  65. Nice P.I. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells / P.I. Nice, H. Takabe, M. Ueda // «Corrosion 2000». -2000. NACE. Houston. TX. p.154.
  66. M.C. Влияние химического состава и структуры низколегированных трубных сталей на закономерности сульфидной коррозии, диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук// 1998. Тольятти.
  67. Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей / Ажогин Ф.Ф.// «М. Металлургия».- 1974.
  68. А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы / Яковлев А. И. // «М. ВНИИЭгазпром».- 1972.
  69. А.Г., Лившиц Л. С., Медведева М. Л. Обработка стали для защиты от сульфидного растрескивания / Дорофеев А. Г., Лившиц Л. С., Медведева М. Л // «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности».-1977. № 10. с.25−26.
  70. Л.Н. Коррозия под напряжением / Петров Л. Н. // «Вища школа».-1986.
  71. Р.П. Трубы нефтяной и газовой промышленности за рубежом / Полянский Р. П., Пастернак В. И. // «Металлургия».- 1979.
  72. А.В., Дьяков В. Г. Особенности сероводородного коррозионного растрескивания / Шрейдер А. В., Дьяков В. Г. // «Коррозия и защита от коррозии».- 1987. том 13, Москва.
  73. О.И. Прочность трубопроводов в коррозионных средах / Стеклов О. И., Басиев К. Д., Есиев Т. С. // «РИПП». 1995. Владикавказ.
  74. Э. Сб. «Коррозия металлов». Пер. с франц. // «Металлургия».-1964.
  75. Т.В. Изменение структуры и свойств низкоуглеродистых низколегированных трубных сталей при модифицировании РЗМ / Денисова Т. В., Иоффе A.B., Тетюева Т. В. // «Металловедение и термическая обработка металлов».- МиТОМ. 2012. № 10.
  76. Т.В. Особенности формирования структуры в низколегированной стали 08ХМФБЧА при закалке и отпуске / Денисова Т. В. Иоффе A.B., Тетюева Т. В. // «Металловедение и термическая обработка металлов». МиТОМ. 2012. № 10.
  77. Т.В. Коррозионно-механическое разрушение трубных сталей в процессе эксплуатации / Денисова Т. В. Иоффе A.B., Тетюева Т. В. // «Металловедение и термическая обработка металлов». МиТОМ. 2012- № 10.
  78. Walsh W. The implications of thermomechanical processing for microbiologically influenced corrosion / Walsh W. // «Corrosion 1999». — 1999. p. 188.
  79. Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking in H2S Environment / NACE Standard TM-01−77−90. National Association of Corrosion Engineers (NACE), Houston, TX.
  80. Е.И. Литотрофные бактерии и микробиологическая коррозия / Андреюк Е. И., Козлова И. А // «Наукова думка».- 1977. с. 64.
  81. И.В. Некоторые аспекты борьбы с микробиологической коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов / Стрижевский И. В. // М.: ВНИИОЭНГ.- 1979.
  82. И.И. Теория термической обработки металлов: учебник для вузов. 4-е изд. / Новиков И. И. // «Металлургия».- 1986. с. 480.
  83. JI.M. Дифракционная электронная микроскопия в металловедении / JI.M. Утевский // «Металлургия», 1973.
  84. Longmei Wang New study concerning development of application of rare earth metals in steels / Longmei Wang, Qin Lin, Jingwen Ji // «Article in press Journal of Alloys and Compounds «. — 2005.
  85. T.B. Закономерность повреждаемости низколегированных сталей в коррозионно-активных серводородсодержащих средах / Тетюева Т. В., Ботвина Л. Р., Крупнин С. А. и др. // «Физико-химическая механика материалов».- 1990. № 2. С. 27−33.
  86. Методика № 003−07 «Оценка показателей бактериальной коррозии образцов стали».
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!