Полевые исследования по оценке скорости износа стенки трубопровода в процессе эксплуатatsiи

Введение. В современных условиях надежность и долговечность трубопроводных систем являются ключевыми факторами при эксплуатации объектов нефтегазовой и химической промышленности. Одним из наиболее распространённых процессов, влияющих на срок службы трубопроводов, является износ внутренней поверхности труб под воздействием агрессивных рабочих сред, механических примесей и гидродинамических факторов. Постепенное истончение стенки трубопровода приводит к ухудшению его прочностных характеристик, повышает риск возникновения аварийных ситуаций и нарушений технологического режима. Оценка скорости износа стенки трубопровода на основании полевых исследований позволяет не только определить фактическое состояние оборудования, но и прогнозировать его дальнейшую эксплуатационную пригодность. Такой подход способствует оптимизации графиков технического обслуживания, снижению затрат на ремонт и повышению общей безопасности транспортировки флюидов. В рамках полевых исследований особое внимание уделяется выбору методов измерения толщины стенки, анализу химического состава транспортируемых сред, а также влиянию температуры, давления и скорости потока на интенсивность изнашивания. Полученные данные служат основой для построения эмпирических зависимостей и математических моделей, описывающих процессы коррозионно-механического разрушения металла. Таким образом, исследование скорости износа стенок трубопровода в реальных условиях эксплуатации является важным направлением, обеспечивающим повышение эффективности и безопасности функционирования трубопроводных систем. Коррозия - это разрушение твердого тела (металла), вызванное химическими или электрохимическими процессами при взаимодействии с окружающей средой. Слово коррозия происходит от латинского corrosio - разъедание. Среда, в которой металл подвергается коррозии, называется коррозионной или агрессивной. В данном информационном отчете по определению средних скоростей коррозии на нефтегазопромысловом оборудовании месторождений Мубарекское НГДУ представлены результаты коррозионного мониторинга, выполненного в II – квартале 2024 года по месторождениям: Алан – фонд действующих скважин – 9 исследований. Промысел Южный Кемачи система УПН (Установка первичный подготовка нефти) – исследование 3-х резервуаров товарного парка системы УПН. (РВС-2, РВС-4, РВС-5.). На месторождение Алан проведено исследование 9-ти (106, 121, 137, 155, 164, 167, 169, 170, 197) газодобывающих скважин. Средняя скорость коррозии (ССК) по Development of science and technology Scientific and technical journal №2/2026 105 Kimyo va kimyoviy texnologiyalar месторождению, за отчетный период, составила 0,0997 мм/год, практически близка по своему значению к (ДСК= 0,1 мм/год). Таблица-1. Результаты контроля коррозионных процессов на промысловом оборудовании Мубарекского НГДУ за II- квартал 2024 года Период экспозиции образцов- Наименование Скорость коррозии Контрольная свидетелей коррозии (ОСК) № объекта мониторинга точка (мм/год) установка снятие дней м/р Алан по месторождению 0,0997 1 СКВ № 167 буф. пр. 21.05.2024 17.07.2024 57 0,0386 2 СКВ № 197 буф. пр. 21.05.2024 17.07.2024 57 0,1606 3 СКВ № 106 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,0682 4 СКВ № 121 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,0167 5 СКВ № 137 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,0884 6 СКВ № 155 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,0708 7 СКВ № 164 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,0650 8 СКВ № 169 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,2556 9 СКВ № 170 буф. пр. 22.05.2024 17.07.2024 56 0,1337 Данные коррозионные повреждения при росте средней скорости коррозии и интенсивной локальной коррозионной разрушения металла может не исключать возможности образования свищей, порывов. Это является результатом воздействия газовой углекислотной, сероводородной коррозии. Диаграмма -1. Коррозионного состояния оборудования Мубарекского НГДУ “Fan va texnologiyalar taraqqiyoti” Ilmiy-texnikaviy jurnal №1/2026 106 Chemistry and chemical technologies м/р. Алан сторана А; м/р. Алан сторана Б; Рисунок-1. ОСК с объектов мониторинга месторождениях МНГДУ За период коррозионного мониторинга превышение (ДСК= 0,1 мм/год) зафиксировано. На скважинах (№№ 169,170,197) где, средняя скорость коррозии по образцах - свидетелях коррозии за период исследование находится в диапазоне: от 0,1337 мм/год - до 0,2556 мм/год, что соответственно превышает допуск на коррозию (ДСК 0,1 мм/год). ОСК (Образец свидетеля коррозии) с скважине № 169 за период коррозионного мониторинга привесила допуска на коррозию ДСК (0,1 мм/год) в 2,5 раза. ОСК с скважине № 170 за период коррозионного мониторинга привесила допуска на коррозию ДСК (0,1 мм/год) в 1,3 раза. ОСК с скважине № 197 за период коррозионного мониторинга привесила допуска на коррозию ДСК (0,1 мм/год) в 1,6 раза. ОСК с данных скважин за период отчета подверглись от сплошной равномерной до локальной коррозии [1,2]. ОСК с скважин №№106,121,137,155,164,167 где, (ССК) за период исследование не превысила (ДСК= 01, мм/год) подверглись сплошной равномерной коррозии в виде коррозионных пятен и мелких язв, питтингов в сопровождении эрозионного износа средней степени. На промысел Южный Кемачи система УПН проведено исследование 3-х резервуаров товарного парка системы УПН. (РВС-2, РВС-4, РВС-5.) Средняя скорость коррозии за период мониторинга составила -0,1252 мм/год, что соответственно выше допустимой нормы (ДСК = 0,1 мм/год) 1,2 раза. Превышение коррозии на объекте за период коррозионного мониторинга зафиксировано на нижнем уровнях (РВС-2, РВС-5) где, ССК превысила уровень допуска (0,1 мм/год) от 1,4 – до 3,5 раза. ОСК с нижнем точке (РВС-2) где средняя скорость коррозии за период исследование составила 0,3556 мм/год, что выше допуска в 3,5 раза. Образец свидетеля коррозии (ОСК) с данной точке мониторинга за период экспозиции подвергся сплошной неравномерной коррозии. Коррозионные повреждение наблюдается в виде мелких язе и точечных коррозии выше ДСК. Development of science and technology Scientific and technical journal №2/2026 107 Kimyo va kimyoviy texnologiyalar За период коррозионного мониторинга ОСК с нижнего уровня (РВС-5) На поверхности образца свидетеля коррозии зафиксировано яркий коррозионный повреждение в виде от мелких точечных до язв при которой диаметр пораженного участка (ОСК) соизмерим с глубиной проникновения [2,3]. Таблица -2. Результаты контроля коррозионных процессов на промысловом оборудовании Мубарекского НГДУ за II- квартал 2024 года Период экспозиции образцов- Наименование свидетелей коррозии (ОСК) Скорость коррозии Контрольная №№ объекта мониторинга точка (мм/год) установка снятие дней м/р Юж. Кемачи по системе УПН 0,1252 низ 23.05.2024 19.07.2024 57 0,3556 1 РВС-2 верх 23.05.2024 19.07.2024 57 0,0998 низ 23.02.2024 19.07.2024 147 0,0597 2 РВС- 4 верх 23.02.2024 19.07.2024 147 0,0415 низ 23.02.2024 19.07.2024 147 0,1435 3 РВС- 5 верх 23.02.2024 19.07.2024 147 0,0509 Установление факт говорит о структурно – избирательной коррозии. Диаметр коррозионного повреждение (язве 0,8см глубина проникновение на поверхности (ОСК) металла 0,1435 мм/год что может говорить о высокой вероятности зараженности придонного слоя резервуара колониями СВБ.) за период коррозионного мониторинга зафиксировано. Диаграмма -2. Коррозионного состояния оборудования Мубарекского НГДУ “Fan va texnologiyalar taraqqiyoti” Ilmiy-texnikaviy jurnal №1/2026 108 Chemistry and chemical technologies м/р. Южный Кемачи система УПН сторана А м/р. Южный Кемачи система УПН сторана Б Рисунок-2. ОСК с объектов мониторинга месторождениях МНГДУ Выводы. Полевые исследования, проведённые на объектах Мубарекского НГДУ, позволили определить фактическое состояние коррозионных процессов на различных участках нефтегазопромыслового оборудования. Результаты мониторинга показали, что интенсивность износа стенок трубопроводов и резервуаров существенно зависит от условий эксплуатации, химического состава рабочей среды и локальных гидродинамических факторов. На месторождении Алан средняя скорость коррозии (0,0997 мм/год) в целом соответствует допустимому значению (ДСК = 0,1 мм/год), однако на отдельных скважинах (№ 169, 170, 197) наблюдается превышение нормы в диапазоне от 1,3 до 2,5 раз. Характер разрушения металла варьируется от равномерной коррозии до локальных поражений в виде питтингов и язв, что указывает на развитие комбинированных коррозионно-эрозионных процессов. На промысле Южный Кемачи, в системе УПН, средняя скорость коррозии составила 0,1252 мм/год, что превышает допустимый предел в 1,2 раза. Максимальные значения (до 0,3556 мм/год) зафиксированы на нижних уровнях резервуаров РВС-2 и РВС-5, что свидетельствует о неблагоприятных условиях в придонной зоне и, вероятно, о развитии структурно-избирательной коррозии под воздействием сероводородно-углекислотной агрессивной среды и возможной активности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Полученные данные подтверждают необходимость систематического проведения коррозионного мониторинга и внедрения эффективных мер защиты. В частности, рекомендуется: • использовать ингибиторы коррозии, соответствующие требованиям ГОСТ 9.502-87 и ГОСТ 9.506-87; [3]. Development of science and technology Scientific and technical journal №2/2026 109 Kimyo va kimyoviy texnologiyalar • осуществлять регулярный контроль толщины стенок трубопроводов и резервуаров неразрушающими методами; • проводить периодическую очистку оборудования от механических примесей и отложений; • обеспечивать оптимальные условия эксплуатации для снижения влияния газовой и биокоррозии. Таким образом, результаты полевых исследований демонстрируют, что комплексный анализ скорости износа и характера коррозионных повреждений позволяет своевременно выявлять опасные зоны, прогнозировать остаточный ресурс оборудования и повышать общую надежность функционирования трубопроводных систем нефтегазовых промыслов. Список использованных источников 1. ГОСТ 9.502-87 Единая система защиты от коррозии и старения. (ЕСЗКС) Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности 2. ГОСТ 9.905-85 Единая система защиты от коррозии и старения. (ЕСЗКС) Металлы и славы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости. Общие требования 3. ГОСТ 9.506-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. СИНТЕЗ МОНОЦИКЛИЧЕСКИХ АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ 1Джураева Г.Х., 2Тошқобилов Ж.Ш., 1Абдурахимов И.Э. 1Каршинский государственный технический университет, 2Ведущий специалист «Узбекистан GTL». Аннотация. В данной статье рассматриваются получение ароматических углеводородов на основе синтетической нафты. В составе синтетической нафты содержится около 50 парафиновых углеводородов. Образцы выделенные из нафты, показали высокое содержание парафиновых углеводородов н-С5 −С8. Эти образцы были использованы для проведения экспериментов по синтезу ароматических углеводородов и дегидроциклизации. Процесс дегидроциклизации углеводородов из н-пентана в н-октана осуществляется в одинаковых условиях. На основании этих данных разработан метод исследования, позволяющий разделить углеводороды из синтетической нафты. Высокий выход моноароматических углеводородов из смеси нафтовых углеводородов с высокой массовой долей н-гексана, н-гептана и н-октана показал высокую селективность данного синтеза. Ключевые слова: синтетическая нафта, парафиновые углеводороды, дегидроциклизация углеводородов, катализатор, моноциклические ароматические углеводороды. SYNTHESIS OF MONOCYCLIC AROMATIC HYDROCARBONS 1Djuraeva G.Kh., 2Toshkobilov Zh.Sh., 1Abdurakhimov I.E. 1Karshi State Technical University, 2Leading specialist of Uzbekistan GTL. Abstract. This article discusses the production of aromatic hydrocarbons on the basis of synthetic naphtha. Synthetic naphtha contains about 50 paraffin hydrocarbons. Samples isolated from naphtha showed a high content of paraffin hydrocarbons n- н-С5 −С8. These samples were used to carry out experiments on the synthesis of aromatic hydrocarbons and dehydrocyclization. The process of dehydrocyclization of hydrocarbons from n-pentane to n-octane occurs under identical conditions. Based on these data, a research method has been developed for separating hydrocarbons from synthetic naphtha. The high yield of monoaromatic hydrocarbons from a mixture of naphtha hydrocarbons with a high mass fraction of n-hexane, n-heptane and n-octane demonstrated the high selectivity of this synthesis. Keywords: synthetic naphtha, paraffin hydrocarbons, hydrocarbon dehydrocyclization, catalyst, monocyclic aromatic hydrocarbons. “Fan va texnologiyalar taraqqiyoti” Ilmiy-texnikaviy jurnal №1/2026 110