Корозійно-воднева деградація промислових нафтопроводів
Ключові слова:
корозія, захисні плівки, корозійна втома.Анотація
Подано аналіз руйнування промислових нафтопроводів при корозійній і корозійно-механічній дії. Особлива увага приділена деградації внутрішніх поверхонь труб в умовах вуглекислотної, сірчановодневої і мікробіологічної корозії, а також сірчановодневого корозійного розтріскування і корозійної втоми.
Завантаження
Дані завантаження ще не доступні.
Посилання
1. Dugstad A. Control of internal corrosion in multiphase oil and gas pipelines / Dugstad A., Lunde L., Nesic S. // Proc. Conf. “Prevention of Pipeline Corrosion”, Gulf Publishing Co., 1994. – 18 p.
2. Маркин А.Н СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования / А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. – 187 с.
3. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. Изд. 2-е, перераб. и доп. – М.: Недра, 1976. – 193 с.
4. Гуров С.А. Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты (на примере месторождений Западной Сибири): Автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. Специальность 05.26.03. – Уфа, 2003. – 24 с.
5. Groysman, G. Study of corrosion of mild steel in mixtures of petroleum distillates and electrolytes / Groysman, G., Erdman, N.A. // Corrosion. – 2000. – 56, No. 12. – P. 1266–1271.
6. Улиг Г.Г. Коррозия и борьба с ней /Улиг Г.Г., Реви Р.У. – Л.: Химия, 1989. – 455 с.
7. Шелехова А.И. Коррозионная стойкость некоторых марок сталей в высокоминерализованных агрессивных средах, содержащих сероводород и углекислый газ / Шелехова А.И., Шпарбер И.С., Шрейдер А.В. // Сер. РНТС “Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности”. – М.: ВНИИОЭНГ, 1972. – Вып. 8. – С. 4–8.
8. Influence of nitrate and chloride ions on the corrosion of iron / H. Ma, C. Yang, G.Li, W. Guo, et al. // Corrosion. –2003. – 59, No. 12. – P. 1112–1119.
9. Fang H. High salt concentration effects on CO2 corrosion and H2S corrosion / Fang H., Brown B., Nešić S. // Corrosion 2010. – San Antonio: NACE International, 2010. – Paper No 10276. – 29 р.
10. Srinivasan S. Corrosivity prediction for CО2/H2S production environments / Srinivasan S., Kane R.D. // In Proc. of the 2nd Arabian Corrosion Conference “Industrial corrosion and corrosion control technology”, ed. by H.M. Shalaby, A. AlHashem, M. Lowther, J. Al-Besharah. – Kuwait Institute for Scientific Research: Kuwait, 1996. – Р. 89–110.
11. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов НГДУ “Когалымненфть” / Инюшин Н.В., Хайдаров Р.Ф., Шайдаков В.В. и др. – 2008. - 11с. – http://www.oil-info.ru.
12. Моисеева, Л.С Ингибирование углекислотной коррозии нефтегазопромыслового оборудования / Моисеева, Л.С., Кузнецов, Ю.И. // Защита металлов. – 1996. – 32, № 6. – С. 565–572.
13. Подобаев Н.И. Влияние сульфида железа и сероводорода на локальную коррозию железа / Подобаев Н.И., Козлов А.Н. // Защита металлов. – 1991. – 27, № 1. – С. 111–118.
14. Moiseeva, L.S. On the dependence of steel corrosion in oxygen-free aqueous media on pH and the pressure of CO2 / L.S. Moiseeva, O.V. Kuksina // Protection of Metals. – 2003. – 39, No. 5. – P. 490–498.
15. Лебедев А.Н. Об ингибировании коррозии стали в потоке горячей морской воды ионами кальция и магния / Лебедев А.Н., Дербышев А.С. // Защита металлов. – 1981. – 17, № 2. – С. 184–188.
16. http://octane.nmt.edu.
17. Саакиян Л.С. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии / Л.С. Саакиян, А.П. Ефремов. – М.: Недра, 1982. – 227 с.
18. Srinivasan S. Automating evaluation and selection of corrosion resistant alloys for oil and gas production and transmission / Srinivasan S., Lagad V., Kane R.D. // Corrosion 2005. – Houston: NACE International, 2005. – Paper No 05054. – 19 р.
19. López D.A. The influence of microstructure and chemical composition of carbon and low alloy steels in CO2 corrosion. A state-of-theart appraisal / López D. A., Pérez T., Simison S. N. // Materials & Design. – 2003. – 24, No 8. – P. 561–575.
20. Nyborg R. Overview of CO2 corrosion models for wells and pipelines / Nyborg R. // Corrosion 2002 – Denver: NACE International, 2002. – Paper No. 233. – 16 р.
21. Das G.S. Corrosion behaviour of pipeline steel in CO2 environment / Das G.S., Khanna A.S. // Trans. Indian Inst. Met. – 2004. – 57, No. 3. – P. 277– 281.
22. Ueda M. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells / Ueda M., Takabe H., Nice P. Ian // Corrosion 2000 – Orlando: NACE International, 2000. – Paper No 00154. – 16 р.
23. Nešić S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines – a review / Nešić S. // Corrosion Science. – 49, Issue 12, 2007. – P. 4308– 4338.
24. de Waard C. Influence of liquid flow velocity on CO2 corrosion: a semi-empirical model / de Waard C., Lotz U., Dugstad A. // Corrosion 1995. – San Francisco: NACE International, 1995. – Paper No. 128 – 12 p.
25. Effect of oxygen and hydrogen sulfide on carbon dioxide corrosion of welded structures of oil and gas installations / V.D. Makarenko, S.P. Shatilo, Kh. Kh. Gumerskii, V.A. Belyaev // Chemical and Petroleum Engineering. – 2000. – 36, Nos. 1-2. – Р. 125–130.
26. Effect of H2S on Fe corrosion in CO2-saturated brine / E. Abelev, J. Sellberg, T. A. Ramanarayanan, S. L. Bernasek // Journal of Materials Science. – 2009. – 44, Nо. 22. – Р. 6167–6181.
27. Das G.S. Parametric study of CO2/H2S corrosion of carbon steel used for pipeline application / Das G.S., Khanna A.S. // International Symposium of Research Students on Materials Science and Engineering, 2004, Chennai, India. – 2004. – 9р. http://metallurgy.iitm.ac.in.
28. Internal CO2 corrosion of mild steel pipelines under inert solid deposits / J. Huang, B. Brown, X. Jiang et al. // Corrosion 2010. – San Antonio: NACE International, 2010. – Paper No 10379. – 18 р.
29. Nešiс S. A mechanistic model for CO2 corrosion of mild steel in the presence of protective iron carbonate films – part Ш: film growth model / Nešiс S., Lee K.-L.J. // Corrosion. – 2003. – 59, No 7. – P. 616–628.
30. Чернов В.Ю. Науково-прикладні основи забезпечення експлуатаційної надійності промислових трубопроводів при низьких температурах: Автореф. десерт. на здоб. наук. ступ. д.т.н. Спец. 05.15.13 – нафтогазопроводи, бази та сховища. – Івано-Франківськ, 2003. – 33 с.
32. Microbiologically influenced corrosion (MIC) assessment in crude oil pipelines / M.A. Al-Saleh, T.M. Al-Ibrahim, T. Lundgaard et al. // Saudi Aramco Journal of Technology. – SPRING 2011. – Р. 57–62.
34. The investigation of microbial activity in an offshore oil production pipeline system and the development of strategies to manage the potential for microbially influenced corrosion / P.W. Allison, R. Nor Rafidah Raja Sahar, Ong Hock Guan et al. // Corrosion 2008. – New Orleans: NACE International, 2008. – Paper No 08651. – 17 р.
33. Skovhus T.L. Problems caused by microbes and treatment strategies: rapid diagnostics of microbiologically influenced corrosion (MIC) in oilfield systems with a DNAbased test kit / Skovhus T.L., Sоrensen K.B., Larsen J. // Applied Microbiology and Molecular Biology in Oilfield Systems. – 2011, Part 3. – Р. 133
31. Шкандратов В. Антикоррозионная защита / Шкандратов В., Ким С. // Нефтегазовая Вертикаль. – 2006. – № 9-10. – С. 158–162.
35. Kent R.K. Metallurgical and microbial aspects of microbiologically influenced corrosion (MIC) / Kent R.K., Evans S. // MDEInc, Seattle, Washington, 98108. – 4 р. www.mic-mde.com.
36. Sooknah R. Validation of a predictive model for microbiologically influenced corrosion / Sooknah R., Papavinasam S., Revie R. W. // Corrosion 2008. – New Orleans: NACE International, 2008. – Paper No 08503. – 17 р.
37. Crolet J.-L. Microbial corrosion in the oil industry: a corrosionist’s view / Crolet J.-L. // In: Petroleum Microbiology, eds. B. Ollivier and M. Magot. – Washington: ASM Press, 2005. – Р. 143–169.
38. Barton L.L. Characteristics and activities of sulfate-reducing bacteria / Barton L.L., Tomei F. // In:. Sulfate-reducing bacteria, ed. Barton L.L. – New York: Plenum Press, 1995. – Р. 1–32.
39. King R.A. Microbiologically induced corrosion and biofilm interactions / King R.A. // Journal of Pipeline Engineering. – 2008. –7; No 1. – P. 49–56.
40. Тривкість сталей промислових трубопроводів проти корозійно-механічного руйнування / В. Чернов, В. Макаренко, Є. Крижанівський та ін. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2004. – Спец. вип. № 4, т. 1. – С.440–445.
41. Крижанівський Є.І. Вплив наводнювання та попереднього пластичного деформування сталі на її тріщиностійкість / Крижанівський Є.І., Цирульник О.Т., Петрина Д.Ю. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 1999. – № 5. – С. 67–70.
42. Макаренко В.Д. Механизм водородного расслоения трубных сталей нефтегазопроводов / Макаренко В.Д., Петровский В.А., Чернов В.Ю.// Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2003. – № 6. – С. 111–114.
43. Hydrogen induced cracking (hic) – laboratory testing assessment of low alloy steel linepipe / J. Kittel, J. W. Martin, T. Cassagne, C. Bosch // Corrosion 2008. – New Orleans: NACE International, 2008. – Paper No 08110. – 20 р.
44. Основні закономірності наводнювання та поверхневого пухиріння трубної сталі в сірководневих середовищах / О. Радкевич, Г. Чумало, І. Домінюк nf ін. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2004. – Спец. вип. № 4, т. 1. – С. 446–449.
45. Lunarska E. Monitoring of the hydrogen charging of the industrial installations / Lunarska E., Nikiforow K., Pyrza J. // Ingynieria powierzchni. – 2005. – Vol. 1. – P. 53–58.
46. Capelle J. Electrochemical hydrogen absorption of API X52 steel and its effect on local fracture emanating from notches / Capelle J., Dmytrakh I., Pluvinage G. // Structural Integrity and Life. – 2009. – Vol. 9, No 1. – Р. 3–8.
47. Sulfide stress cracking of X70 pipeline steels / Y.T. Li, Z. Du, Y.Y. Tao, L.Y. Xiong // Trans. China Weld. Inst. – 2003. – Vol. 24, No.3. – Р. 76.
48. Hardie D. Hydrogen embrittlement of high strength pipeline steels / Hardie D., Charles E.A., Lopez A.H. // Corros. Sci. – 2006. - 48, No.12. – Р. 4378–4385.
49. Hydrogen induced cracking of X80 pipeline steel / C. Dong, K. Xiao, Z. Liu, et al. // International Journal of Minerals, Metallurgy and Materials. – 2010. – 17, No. 5. – P. 579–586.
50. Effect of microstructure on the sulphide stress cracking susceptibility of a high strength pipeline steel / E. Ramirez, J. Gonzalezrodriguez, A. Torresislas, et al. // Corrosion Science. – 2008. – 50, Issue 12. – P. 3534–3541.
51. Effect of line pipe steel microstructure on susceptibility to sulfide stress cracking / S. U. Koh, J. S. Kim, B. Y. Yang, K. Y. Kim // Corrosion. – 2004. –60, No 3. – Р. 244–253. 52. Effect of microstructure and inclusions on hydrogen induced cracking susceptibility and hydrogen trapping efficiency of X120 pipeline steel / F. Huang, J. Liu, Z.J. Deng, et al. // Materials Science and Engineering: A. – 2010. – 527, Issue 26. – P. 6997–7001.
53. Beidokhti B. Effects of alloying elements and microstructure on the susceptibility of the welded HSLA steel to hydrogen-induced cracking and sulfide stress cracking / Beidokhti B., Dolati A., Koukabi A.H. // Materials Science and Engineering: A. – 2009. – 507, Issues 1–2. – P. 167–173.
54. Hydrogen sour environments conditions for microalloyed pipeline steels cracking / S. Serna, F. Cruz-Hernández, J. Colín, et al. // Proc. of the 2008 Intern. Conf. “Effects of Hydrogen on Materials”. – Ohio: ASM International, 2009. – P. 275–283.
55. Анализ причин отказов оборудования и трубопроводов / В.М. Кушнаренко, В.С. Репях, Е.В. Кушнаренко, Е.Ю. Чирков // ВЕСТНИК ОГУ. – 2010. – № 10. - С. 153–159.
56. Cayard M.S. Large-scale wet hydrogen sulfide cracking performance: evaluation of metallurgical, mechanical, and welding variables / Cayard M.S., Kane R.D. // Corrosion. – 1997. –53, No. 3. – Р. 227–233.
57. Role of microstructure and testing conditions in sulphide stress cracking of X52 and X60 API steels / J. Sojka, M. Jérôme, M. Sozańska, et al. // Materials Science and Engineering: A. – 2008. –480, Issues 1–2. – P. 237-248.
58. Hydrogen induced cracking and sulphide stress cracking of carbon-manganese steels / J. Sojka, P. Beťáková, L. Čížeka, et al. // Proc. of 11th Intern. Scient. Conf. “Achievements in Mechanical & Materials Engineering”. – 2002. – Р. 515–518. http://www.journalamme.org.
59. Vosikovsky O. The effect of hydrogen sulphide in crude oil on fatigue crack growth in a pipeline steel / Vosikovsky O., Rivard A. // Corrosion. – 1982. – 38, No 1. – Р. 19–22.
60. Vosikovsky O. Allowable defect sizes in a sour crude oil pipeline for corrosion fatigue conditions / Vosikovsky O., Macecek M., Ross D.J. // Int. J. Pressure Vessels Piping. – 1983. – 13. – Р. 197–226.
61. Eadie R.C. Fatigue crack propagation and fracture in sour dilute brine / Eadie R.C., Szklarz K.E. // Corrosion 1999. – San Antonio: NACE International. - Paper No. 611. – 16 р.
62. Holtam C. Structural integrity assessment of C-Mn pipeline steels exposed to sour environments / Holtam C. // A dissertation thesis submitted in partial fulfilment of the requirements for the award of the degree Doctor of Engineering (EngD), at Loughborough University. – April 2010. – 240 р.
63. Крижанівський Є.І., Никифорчин Г.М. Корозійно-воднева деградація нафтових і газових трубопроводів та її запобігання: науково-технічний посібник; під ред. В.В. Панасюка; У 3-х т. – Т. 1: Основи оцінювання деградації трубопроводів. – Івано-Франківськ: ІваноФранківський нац. техн. ун-т нафти і газу, 2011. – 457 с.
64. Sour service corrosion fatigue testing of flowline welds / F. McMaster, H. Thompson, M. Zhang, et al. // Proc. of the 26th Intern. Conf. on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. – San Diego: ASME, 2007. – 4. - Paper OMAE2007- 29060. – Р. 27–35.
65. Effect of loading frequency on fatigue performance of risers in sour environment / J. Buitrago, M. S. Weir, W. C. Kan, et al. // Proc. of the 23rd Intern. Conf. on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. – Vancouver: OMAE, 2004. – 2. – Paper OMAE2004-51641. – Р. 1059–1068.
2. Маркин А.Н СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования / А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. – 187 с.
3. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. Изд. 2-е, перераб. и доп. – М.: Недра, 1976. – 193 с.
4. Гуров С.А. Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты (на примере месторождений Западной Сибири): Автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. Специальность 05.26.03. – Уфа, 2003. – 24 с.
5. Groysman, G. Study of corrosion of mild steel in mixtures of petroleum distillates and electrolytes / Groysman, G., Erdman, N.A. // Corrosion. – 2000. – 56, No. 12. – P. 1266–1271.
6. Улиг Г.Г. Коррозия и борьба с ней /Улиг Г.Г., Реви Р.У. – Л.: Химия, 1989. – 455 с.
7. Шелехова А.И. Коррозионная стойкость некоторых марок сталей в высокоминерализованных агрессивных средах, содержащих сероводород и углекислый газ / Шелехова А.И., Шпарбер И.С., Шрейдер А.В. // Сер. РНТС “Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности”. – М.: ВНИИОЭНГ, 1972. – Вып. 8. – С. 4–8.
8. Influence of nitrate and chloride ions on the corrosion of iron / H. Ma, C. Yang, G.Li, W. Guo, et al. // Corrosion. –2003. – 59, No. 12. – P. 1112–1119.
9. Fang H. High salt concentration effects on CO2 corrosion and H2S corrosion / Fang H., Brown B., Nešić S. // Corrosion 2010. – San Antonio: NACE International, 2010. – Paper No 10276. – 29 р.
10. Srinivasan S. Corrosivity prediction for CО2/H2S production environments / Srinivasan S., Kane R.D. // In Proc. of the 2nd Arabian Corrosion Conference “Industrial corrosion and corrosion control technology”, ed. by H.M. Shalaby, A. AlHashem, M. Lowther, J. Al-Besharah. – Kuwait Institute for Scientific Research: Kuwait, 1996. – Р. 89–110.
11. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов НГДУ “Когалымненфть” / Инюшин Н.В., Хайдаров Р.Ф., Шайдаков В.В. и др. – 2008. - 11с. – http://www.oil-info.ru.
12. Моисеева, Л.С Ингибирование углекислотной коррозии нефтегазопромыслового оборудования / Моисеева, Л.С., Кузнецов, Ю.И. // Защита металлов. – 1996. – 32, № 6. – С. 565–572.
13. Подобаев Н.И. Влияние сульфида железа и сероводорода на локальную коррозию железа / Подобаев Н.И., Козлов А.Н. // Защита металлов. – 1991. – 27, № 1. – С. 111–118.
14. Moiseeva, L.S. On the dependence of steel corrosion in oxygen-free aqueous media on pH and the pressure of CO2 / L.S. Moiseeva, O.V. Kuksina // Protection of Metals. – 2003. – 39, No. 5. – P. 490–498.
15. Лебедев А.Н. Об ингибировании коррозии стали в потоке горячей морской воды ионами кальция и магния / Лебедев А.Н., Дербышев А.С. // Защита металлов. – 1981. – 17, № 2. – С. 184–188.
16. http://octane.nmt.edu.
17. Саакиян Л.С. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии / Л.С. Саакиян, А.П. Ефремов. – М.: Недра, 1982. – 227 с.
18. Srinivasan S. Automating evaluation and selection of corrosion resistant alloys for oil and gas production and transmission / Srinivasan S., Lagad V., Kane R.D. // Corrosion 2005. – Houston: NACE International, 2005. – Paper No 05054. – 19 р.
19. López D.A. The influence of microstructure and chemical composition of carbon and low alloy steels in CO2 corrosion. A state-of-theart appraisal / López D. A., Pérez T., Simison S. N. // Materials & Design. – 2003. – 24, No 8. – P. 561–575.
20. Nyborg R. Overview of CO2 corrosion models for wells and pipelines / Nyborg R. // Corrosion 2002 – Denver: NACE International, 2002. – Paper No. 233. – 16 р.
21. Das G.S. Corrosion behaviour of pipeline steel in CO2 environment / Das G.S., Khanna A.S. // Trans. Indian Inst. Met. – 2004. – 57, No. 3. – P. 277– 281.
22. Ueda M. The development and implementation of a new alloyed steel for oil and gas production wells / Ueda M., Takabe H., Nice P. Ian // Corrosion 2000 – Orlando: NACE International, 2000. – Paper No 00154. – 16 р.
23. Nešić S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines – a review / Nešić S. // Corrosion Science. – 49, Issue 12, 2007. – P. 4308– 4338.
24. de Waard C. Influence of liquid flow velocity on CO2 corrosion: a semi-empirical model / de Waard C., Lotz U., Dugstad A. // Corrosion 1995. – San Francisco: NACE International, 1995. – Paper No. 128 – 12 p.
25. Effect of oxygen and hydrogen sulfide on carbon dioxide corrosion of welded structures of oil and gas installations / V.D. Makarenko, S.P. Shatilo, Kh. Kh. Gumerskii, V.A. Belyaev // Chemical and Petroleum Engineering. – 2000. – 36, Nos. 1-2. – Р. 125–130.
26. Effect of H2S on Fe corrosion in CO2-saturated brine / E. Abelev, J. Sellberg, T. A. Ramanarayanan, S. L. Bernasek // Journal of Materials Science. – 2009. – 44, Nо. 22. – Р. 6167–6181.
27. Das G.S. Parametric study of CO2/H2S corrosion of carbon steel used for pipeline application / Das G.S., Khanna A.S. // International Symposium of Research Students on Materials Science and Engineering, 2004, Chennai, India. – 2004. – 9р. http://metallurgy.iitm.ac.in.
28. Internal CO2 corrosion of mild steel pipelines under inert solid deposits / J. Huang, B. Brown, X. Jiang et al. // Corrosion 2010. – San Antonio: NACE International, 2010. – Paper No 10379. – 18 р.
29. Nešiс S. A mechanistic model for CO2 corrosion of mild steel in the presence of protective iron carbonate films – part Ш: film growth model / Nešiс S., Lee K.-L.J. // Corrosion. – 2003. – 59, No 7. – P. 616–628.
30. Чернов В.Ю. Науково-прикладні основи забезпечення експлуатаційної надійності промислових трубопроводів при низьких температурах: Автореф. десерт. на здоб. наук. ступ. д.т.н. Спец. 05.15.13 – нафтогазопроводи, бази та сховища. – Івано-Франківськ, 2003. – 33 с.
32. Microbiologically influenced corrosion (MIC) assessment in crude oil pipelines / M.A. Al-Saleh, T.M. Al-Ibrahim, T. Lundgaard et al. // Saudi Aramco Journal of Technology. – SPRING 2011. – Р. 57–62.
34. The investigation of microbial activity in an offshore oil production pipeline system and the development of strategies to manage the potential for microbially influenced corrosion / P.W. Allison, R. Nor Rafidah Raja Sahar, Ong Hock Guan et al. // Corrosion 2008. – New Orleans: NACE International, 2008. – Paper No 08651. – 17 р.
33. Skovhus T.L. Problems caused by microbes and treatment strategies: rapid diagnostics of microbiologically influenced corrosion (MIC) in oilfield systems with a DNAbased test kit / Skovhus T.L., Sоrensen K.B., Larsen J. // Applied Microbiology and Molecular Biology in Oilfield Systems. – 2011, Part 3. – Р. 133
31. Шкандратов В. Антикоррозионная защита / Шкандратов В., Ким С. // Нефтегазовая Вертикаль. – 2006. – № 9-10. – С. 158–162.
35. Kent R.K. Metallurgical and microbial aspects of microbiologically influenced corrosion (MIC) / Kent R.K., Evans S. // MDEInc, Seattle, Washington, 98108. – 4 р. www.mic-mde.com.
36. Sooknah R. Validation of a predictive model for microbiologically influenced corrosion / Sooknah R., Papavinasam S., Revie R. W. // Corrosion 2008. – New Orleans: NACE International, 2008. – Paper No 08503. – 17 р.
37. Crolet J.-L. Microbial corrosion in the oil industry: a corrosionist’s view / Crolet J.-L. // In: Petroleum Microbiology, eds. B. Ollivier and M. Magot. – Washington: ASM Press, 2005. – Р. 143–169.
38. Barton L.L. Characteristics and activities of sulfate-reducing bacteria / Barton L.L., Tomei F. // In:. Sulfate-reducing bacteria, ed. Barton L.L. – New York: Plenum Press, 1995. – Р. 1–32.
39. King R.A. Microbiologically induced corrosion and biofilm interactions / King R.A. // Journal of Pipeline Engineering. – 2008. –7; No 1. – P. 49–56.
40. Тривкість сталей промислових трубопроводів проти корозійно-механічного руйнування / В. Чернов, В. Макаренко, Є. Крижанівський та ін. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2004. – Спец. вип. № 4, т. 1. – С.440–445.
41. Крижанівський Є.І. Вплив наводнювання та попереднього пластичного деформування сталі на її тріщиностійкість / Крижанівський Є.І., Цирульник О.Т., Петрина Д.Ю. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 1999. – № 5. – С. 67–70.
42. Макаренко В.Д. Механизм водородного расслоения трубных сталей нефтегазопроводов / Макаренко В.Д., Петровский В.А., Чернов В.Ю.// Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2003. – № 6. – С. 111–114.
43. Hydrogen induced cracking (hic) – laboratory testing assessment of low alloy steel linepipe / J. Kittel, J. W. Martin, T. Cassagne, C. Bosch // Corrosion 2008. – New Orleans: NACE International, 2008. – Paper No 08110. – 20 р.
44. Основні закономірності наводнювання та поверхневого пухиріння трубної сталі в сірководневих середовищах / О. Радкевич, Г. Чумало, І. Домінюк nf ін. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2004. – Спец. вип. № 4, т. 1. – С. 446–449.
45. Lunarska E. Monitoring of the hydrogen charging of the industrial installations / Lunarska E., Nikiforow K., Pyrza J. // Ingynieria powierzchni. – 2005. – Vol. 1. – P. 53–58.
46. Capelle J. Electrochemical hydrogen absorption of API X52 steel and its effect on local fracture emanating from notches / Capelle J., Dmytrakh I., Pluvinage G. // Structural Integrity and Life. – 2009. – Vol. 9, No 1. – Р. 3–8.
47. Sulfide stress cracking of X70 pipeline steels / Y.T. Li, Z. Du, Y.Y. Tao, L.Y. Xiong // Trans. China Weld. Inst. – 2003. – Vol. 24, No.3. – Р. 76.
48. Hardie D. Hydrogen embrittlement of high strength pipeline steels / Hardie D., Charles E.A., Lopez A.H. // Corros. Sci. – 2006. - 48, No.12. – Р. 4378–4385.
49. Hydrogen induced cracking of X80 pipeline steel / C. Dong, K. Xiao, Z. Liu, et al. // International Journal of Minerals, Metallurgy and Materials. – 2010. – 17, No. 5. – P. 579–586.
50. Effect of microstructure on the sulphide stress cracking susceptibility of a high strength pipeline steel / E. Ramirez, J. Gonzalezrodriguez, A. Torresislas, et al. // Corrosion Science. – 2008. – 50, Issue 12. – P. 3534–3541.
51. Effect of line pipe steel microstructure on susceptibility to sulfide stress cracking / S. U. Koh, J. S. Kim, B. Y. Yang, K. Y. Kim // Corrosion. – 2004. –60, No 3. – Р. 244–253. 52. Effect of microstructure and inclusions on hydrogen induced cracking susceptibility and hydrogen trapping efficiency of X120 pipeline steel / F. Huang, J. Liu, Z.J. Deng, et al. // Materials Science and Engineering: A. – 2010. – 527, Issue 26. – P. 6997–7001.
53. Beidokhti B. Effects of alloying elements and microstructure on the susceptibility of the welded HSLA steel to hydrogen-induced cracking and sulfide stress cracking / Beidokhti B., Dolati A., Koukabi A.H. // Materials Science and Engineering: A. – 2009. – 507, Issues 1–2. – P. 167–173.
54. Hydrogen sour environments conditions for microalloyed pipeline steels cracking / S. Serna, F. Cruz-Hernández, J. Colín, et al. // Proc. of the 2008 Intern. Conf. “Effects of Hydrogen on Materials”. – Ohio: ASM International, 2009. – P. 275–283.
55. Анализ причин отказов оборудования и трубопроводов / В.М. Кушнаренко, В.С. Репях, Е.В. Кушнаренко, Е.Ю. Чирков // ВЕСТНИК ОГУ. – 2010. – № 10. - С. 153–159.
56. Cayard M.S. Large-scale wet hydrogen sulfide cracking performance: evaluation of metallurgical, mechanical, and welding variables / Cayard M.S., Kane R.D. // Corrosion. – 1997. –53, No. 3. – Р. 227–233.
57. Role of microstructure and testing conditions in sulphide stress cracking of X52 and X60 API steels / J. Sojka, M. Jérôme, M. Sozańska, et al. // Materials Science and Engineering: A. – 2008. –480, Issues 1–2. – P. 237-248.
58. Hydrogen induced cracking and sulphide stress cracking of carbon-manganese steels / J. Sojka, P. Beťáková, L. Čížeka, et al. // Proc. of 11th Intern. Scient. Conf. “Achievements in Mechanical & Materials Engineering”. – 2002. – Р. 515–518. http://www.journalamme.org.
59. Vosikovsky O. The effect of hydrogen sulphide in crude oil on fatigue crack growth in a pipeline steel / Vosikovsky O., Rivard A. // Corrosion. – 1982. – 38, No 1. – Р. 19–22.
60. Vosikovsky O. Allowable defect sizes in a sour crude oil pipeline for corrosion fatigue conditions / Vosikovsky O., Macecek M., Ross D.J. // Int. J. Pressure Vessels Piping. – 1983. – 13. – Р. 197–226.
61. Eadie R.C. Fatigue crack propagation and fracture in sour dilute brine / Eadie R.C., Szklarz K.E. // Corrosion 1999. – San Antonio: NACE International. - Paper No. 611. – 16 р.
62. Holtam C. Structural integrity assessment of C-Mn pipeline steels exposed to sour environments / Holtam C. // A dissertation thesis submitted in partial fulfilment of the requirements for the award of the degree Doctor of Engineering (EngD), at Loughborough University. – April 2010. – 240 р.
63. Крижанівський Є.І., Никифорчин Г.М. Корозійно-воднева деградація нафтових і газових трубопроводів та її запобігання: науково-технічний посібник; під ред. В.В. Панасюка; У 3-х т. – Т. 1: Основи оцінювання деградації трубопроводів. – Івано-Франківськ: ІваноФранківський нац. техн. ун-т нафти і газу, 2011. – 457 с.
64. Sour service corrosion fatigue testing of flowline welds / F. McMaster, H. Thompson, M. Zhang, et al. // Proc. of the 26th Intern. Conf. on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. – San Diego: ASME, 2007. – 4. - Paper OMAE2007- 29060. – Р. 27–35.
65. Effect of loading frequency on fatigue performance of risers in sour environment / J. Buitrago, M. S. Weir, W. C. Kan, et al. // Proc. of the 23rd Intern. Conf. on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. – Vancouver: OMAE, 2004. – 2. – Paper OMAE2004-51641. – Р. 1059–1068.
##submission.downloads##
Опубліковано
07.09.2011
Як цитувати
Крижанівський, Є. І., Никифорчин, Г. М., & Звірко, О. І. (2011). Корозійно-воднева деградація промислових нафтопроводів. Scientific Bulletin of Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, (3(29), 5–17. вилучено із https://nv.nung.edu.ua/index.php/nv/article/view/614
Номер
Розділ
ТРАНСПОРТ ТА ЗБЕРІГАННЯ НАФТИ І ГАЗУ
Ліцензія
Авторські права....
1.png)
1.png){kind=logo}
