На основі узагальнення результатів аналітичних та експериментальних досліджень вирішена важлива задача захисту від внутрішньої корозії промислових і магістральних газопроводів при освоєнні малих газових родовищ України, що містять сірководневу домішку. 1. На основі результатів експериментальних досліджень впливу тиску і кислотності агресивного середовища встановлені закономірності зміни інтенсивності корозійного процесу в часі. Їхній аналіз показує, що збільшення тиску і кислотності середовища прискорює корозійний процес. Так, за 120 діб при тиску 4 МПа і водневому показнику =6 (нейтральне середовище) масовий показник корозії склав 0,84, при тиску 6 МПа в аналогічних умовах – 0,71. При зменшенні водневого показника до 4,5 масовий показник корозії склав, відповідно, до 0,77 і 0,63. Отже, при виборі методів захисту трубопроводу від внутрішньої сірководневої корозії необхідно враховувати тиск і кислотність середовища. 2. В результаті теоретичних досліджень процесу змішування газів визначена довжина зони газопроводу, яку необхідно захищати від дії сірководню. Встановлені графічні залежності довжини зони змішування від характеристик газопроводу і параметрів режиму транспортування газу. Довжина зони змішування коливається в межах 8-22 м. 3. Запропоновано ступінчасте змішування газів, яке полягає в тому, що сірководневий газ подається не в магістраль безпосередньо, а в лупінг, довжина якого відповідає довжині зони первинного змішування до рівноважної концентрації газу. Подальше змішування до допустимої концентрації відбувається в магістралі. Встановлено, що довжина зони змішування в магістралі не перевищує 2-4 м, що зумовлює простоту нанесення інгібіторного покриття в трасових умовах. 4. Дослідженнями встановлено, що для захисту магістралі, лупінгу і підвідного газопроводу від сірководневої корозії доцільно наносити на їхню внутрішню поверхню покриття з інгібіторів корозії ТАРІН та НАФТОХІМ-1 вітчизняного виробництва. Проведені експериментальні дослідження показали, що якість покриття залежить від метеорологічних умов його нанесення на поверхню. Так, при температурі 20С і часі застигання 24 г адгезія плівки при товщині 1,5 мм складає 0,88 МПа, що перевищує адгезію відомих ізоляційних покриттів майже в 5 разів. Визначено також характеристики міцності запропонованого покриття: модуль пружності і коефіцієнт Пуасона, які складають відповідно 3,6 МПа і 0,55 МПа. Встановлено, що при розтиранні нанесеного покриття по стінці труби поршнем на його адгезію і характеристики міцності впливає час () від моменту нанесення до початку розтирання. Найвищі показники нанесеного покриття відмічені при 3 с. 5. Для нанесення покриття на внутрішню поверхню стінок магістралі (тобто труб великого діаметра) розроблено спеціальний пристрій. Нанесення покриття на внутрішню поверхню стінок труб малого діаметра здійснюється протискуванням інгібіторної пробки через трубопровід за допомогою еластичного поршня. При цьому важливою умовою руху системи, від якої залежить якість покриття, є повне заповнення перерізу трубопроводу інгібітором. Це можливо у випадку, якщо напір в кожному перерізі рідинної пробки буде не меншим за діаметр трубопроводу. З метою визначення розподілу напору (тиску) по довжині рідинної пробки створена математична модель, до складу якої входить стаціонарне рівняння руху і рівняння нерозривності, при цьому враховані кориолісові і гравітаційні втрати.
Розроблена математична модель покладена в основу запропонованої технології нанесення інгібіторного покриття на внутрішню поверхню стінок трубопроводу в трасових умовах.
6. Всі розробки і рекомендації, сформульовані в роботі, впроваджені в експлуатацію при розробці Локачинського газового родовища. Результати дослідно-промислових робіт підтверджують основні теоретичні положення досліджень. Економічний ефект від впровадження склав 252, 04 тис.грн. в рік. Основний зміст дисертаційної роботи опубліковано в наступних працях: 1. Грудз В.Я., Мартинюк О.Т. Моделювання процесів змішування газів в газопроводі.// Нафтова і газова промисловість.-2000.-№5-с.51. 2. Мартинюк О.Т. Захист стальних виробів від корозії в процесі їх виготовлення та зберігання.// Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. №36, том 5.-Івано-Франківськ. 1999.-с.56-57. 3. Мартинюк О.Т. Залежність корозії заліза від концентрації водневих іонів. // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. №35. -Івано-Франківськ.-1998.-с.226-232. 4. Мартинюк О.Т. Термічна обробка зварних з'єднань трубопроводів. // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. №38, том 5. -Івано-Франківськ.-2001.-с.69-73. 5. Мартинюк О.Т. Очистка газу Локачинського родовища від сірководню.// Методи та прилади контролю якості. №7. –Івано-Франківськ.-2001.-с.29-31. 6. А.с. 33752 А F 16L 41/04. Пристрій для безвогневої врізки відводу в діючий трубопровід. / Грудз В.Я., Вражук Л.С., Мартинюк О.Т., Боднар-чук В.М. Зареєстровано відповідно до закону України №3687-ХІІ- . У редакції від 1 червня 2000 року № 1771-ІІІ. Бюл.№1. 15.02.2001. 7. Мартынюк О.Т. Особенности транспортирования газа, содержащего сероводород.// III MIEDZYNARODOWA KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA “Nowe Metody i Technologie w Geologii Naftowei, Wiertnictwie, Eksploatacji Otworowej i Gazownictwie”, tom II, 2002, (st.79-83 8. Мартинюк Т.А., Мартинюк О.Т. Методи підвищення механічних властивостей зварних з'єднань трубопроводів.// Тези науково-технічної конференції професорсько-викладацького складу ІФДТУНГ.-Івано-Франківськ, -1996.-с.62. 9. Грудз В.Я. Мартинюк О.Т. Розрахунок параметрів зони змішування газів в газопроводі. // Науково-технічні конференції НГП “Шляхи підвищення підготовки спеціалістів”.-Івано-Франківськ, -1998.-с.27. | 