Корозійно-воднева деградація промислових нафтопроводів
Keywords:
corrosion, protective films, corrosion fatique.Abstract
The fracture analysis of industrial oil pipelines at corrosion and corrosion-mechanical influence has been done. The special attention is given for degradation of internal pipe surfaces in the conditions of carbon dioxide, hydrogen sulphide and microbiological corrosion, and hydrogen sulfide stress corrosion cracking and corrosion fatigue as well.
Downloads
Download data is not yet available.
References
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.
Downloads
Published
2011-09-07
How to Cite
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. Retrieved from https://nv.nung.edu.ua/index.php/nv/article/view/614
Issue
Section
ТRANSPORT AND STORAGE OF OIL AND GAS
License
Авторські права....
1.png)
1.png){kind=logo}
