Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья

К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский муниципальный нефтяной технический институт)

Проведен анализ осложнений при эксплуатации промысловых трубопроводов на Ватьеганском, Южно-Ягунском и Арланском месторождениях. Для понижения коррозионной активности перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостей предложены Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья установки на неизменных магнитах. В статье приводится их описание, порядок расчета характеристик установок, также результаты промышленного внедрения.

1 Отягощения при эксплуатации промысловых трубопроводов на примере Ватьеганского, Южно-Ягунского и Арланского месторождений

На Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях находится в эксплуатации около 1800 км трубопроводов различного предназначения и поперечника Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья: 35,7 % - нефтесборные трубопроводы; 14,0 % - напорные нефтепроводы от дожимных насосных станций (ДНС) до магистрального нефтепровода; 6,1 % - внутриплощадочные нефтепроводы; 38,5 % и 5,7 % - высоконапорные и низконапорные водоводы соответственно.

Более 49 % трубопроводов эксплуатируется выше 10 лет (рис. 1).

Одним из важных причин понижения надежности нефтепромысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых жидкостей, содержащих коррозионно-активные составляющие.

Рис. 1 - Возрастной состав Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья трубопроводов (в годах)

По трубопроводам системы нефтесбора Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений транспортируется продукция последующих главных продуктивных пластов: АВ1/2 , АВ8 , АВ3 (Вартовский свод Ачсимовская окружение); БВ1 , ЮВ1 (меловая и юрская системы, Вартовский свод); БС10/1 , БС10/2 , БС11/1 , БС11/2 (меловая система, Сургутский свод) и ЮС1 (юрская система, Сургутский свод). Средняя глубина залегания Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья пластов составляет 1935-2831 и 2340-2870 м на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях соответственно. Большей продуктивностью владеют пласты АВ1/2 , БС10/2 и БС11/2 (рис. 2).

Рис. 2 - Отношение дебитов пластов к общему объему добычи

Все пласты за ис ключением ЮВ1, БВ1 и ЮС1 имеют обводненность более 60 %. В последнее десятилет на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 3). На Ватьеганском месторождении она возросла в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском - на 30 %. С повышением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод увеличивается с 19,31 (БС10/2 ) и 19,39 г/л (АВ3 ) до 23,42 (ЮС1 ) и27,16 г/л (ЮВ1 ).

Рис. 3 - Обводненность пластов Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Степень минерализации этих Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья вод определяют хлор-ионы (табл. 1).

В составе вод пластов БС10/1 , БС10/2 , БС11/1 и БС11/2 находятся ионы кальция в количестве 427,08-533,55 мг/л. Концентрация ионов магния в водах этих пластов более чем в 6 раз ниже (62,31-76,37 мг/л). В водах пласта ЮС1 содержание Са2+ составляет 200-300 мг/л. Сопоставление концентраций сульфат- и хлор Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта ЮС1 значительно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БС10/1 , БС10/2 , БС11/1 и БС11/2 содержание SO4 2- не превосходит 11 мг/л, то в водах ЮС1 оно добивается 25,5 мг/л.

Таблица 1

Средняя концентрация компонент в пластовых водах

Ватьеганского и Южно-Ягунского Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья месторождений

Пласт Хим состав, мг/л

Минерализация,

мг/л

Cl - SO4 2- HCO3 - Ca 2+ Mg 2+ Na+ +K+
АВ1/2 12309,30 11,45 218,39 837,27 93,23 7210,60 20692,38
БВ1 12390,24 7,98 390,70 899,97 66,54 7292,10 21072,24
АВ8 13642,71 6,26 447,37 1439,86 159,16 7353,84 23056,70
АВ3 12153,12 12,67 176,63 855,72 80,23 7081,60 19397,71
ЮВ1 15865,30 13,40 567,30 742,62 88,48 9870,25 27163,54
БС10/1 11915,33 10,91 810,97 533,55 76,37 7567,29 20930,36
БС10/2 11021,39 9,56 700,84 432,00 63,45 7068,83 19311,21
БС11/1 12084,94 6,52 996,83 468,58 76,15 7842,07 21484,07
БС11/2 11038,59 8,45 741,21 427,08 62,31 7108,04 19397,71
ЮС1 13307,18 25,50 861,47 290,36 63,83 8856,7 23418,33

Воды всех пластов содержат огромное количество бикарбонат-ионов (741,21 - 996,83 мг/л). Последнее свидетельствует о высочайшей концентрации растворенного в водах углекислого газа, так как поступление ионов НСО3 - в раствор происходит вследствие Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья диссоциации угольной кислоты.

Концентрация углекислого газа в системе ППД составляет приблизительно 20 - 60 % от его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Понятно, что скорость углекислотной коррозии металла и количество растворенного в воды СО2 пропорциональны его парциальному давлению. Можно представить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья в системе ППД составляет от 30 до 70 % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора.

Рост концентрации СО2 , а, как следует, и HCO3 - наращивает коррозионную злость добываемой воды. Это, сначала, должно отразится на работоспособности оборудования системы нефтесбора.

В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, находится до 0,5 мг/л сероводорода Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья, что не должно существенно наращивать ее коррозионную злость. Согласно эталону NACE RP0475-98 вода с содержанием сероводорода наименее 1 мг/л равняется к воде, не содержащей сероводород.

В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 0,3 мг-экв/л ионов SO4 2- , что, а именно, можно Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.

СВБ обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений составляет 105 -106 клеток/мл. Считается, что более подходящими критериями Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 0 С, присутствие углеводородокисляющих микробов, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. 2) намного выше хорошей температуры развития СВБ, в связи, с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.

Таблица Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья 2

Характеристики пластов Ватьеганского месторождения

Наименование пласта Газовый фактор, м3 /м3 Плотность нефти, г/см3 Плотность воды, г/см3 Давление насыщения, МПа Вязкость нефти, МПа сек. Температура пласта, 0 С Содержание азота, % Плотность газа, г/см3
АВ1/2 40 0,860 1,013 8,4 2,47 64 2,6 0,628
АВ3 40 0,860 1,013 8,4 2,47 64 2,6 0,628
АВ8/2 43 0,844 1,014 8,0 2,90 71 2,4 0,677
БВ1 33 0,863 1,013 7,6 2,07 73 2,6 0,692
ЮВ1 78 0,833 1,019 9,9 1,75 90 3,4 0,819

С повышением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья возрастать. В согласовании с повышением объема закачки воды (рис. 4) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфатредукции.

С повышением обводненности, содержания СО2 (а, как следует, и HCO3 - ) и СВБ создаются подходящие условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.

Рис. 4 - Изменение объема закачки воды по годам

С 1991 по 2001 г.г Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья. на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях вышло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 г.г. - 71 порыв водоводов.

В период с 1997 по 2000 г.г. отмечено резкое повышение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах. В 2001 г. в динамике аварийности наблюдался малозначительный спад (рис. 5). Подобная закономерность выслеживается и Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья для удельной аварийности трубопроводов (рис. 6, 7).

Высочайшая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов из-за коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, потому что в этих критериях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием аква подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их следующим осаждением на стенах Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья труб. Имеет место усиление коррозии за счет появления и функционирования макрогальванопар "металл трубы - отложения".

Рис. 5 - Аварийность трубопроводов

Рис. 6 - Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения

Рис. 7 - Удельная аварийность трубопроводов Южно-Ягунского месторождения

Для месторождений Западной Сибири свойственны отказы трубопроводов из-за коррозии, носящей локальный нрав и развивающейся по нижней образующей трубы (рис. 8).

Рис. 8 - Эталоны Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья труб с язвенной коррозией

Аварии на трубопроводах наносят значимый экономический и экологический вред. Так, издержки на ликвидацию одной аварии на трубопроводах системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения составляют в среднем 25 тыс. руб. (в ценах 2002 г.), а количество разлившейся нефти добивается 5 т. Общий вред от аварий в период с 1995 по 2001 г.г. исчисляется 1,513 млн Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья. руб. Ликвидация одной аварии на нефтепроводе Ватьеганского месторождения обходится в среднем в 60-70 тыс. руб. При всем этом разливается от 0,11 до 0,5 т. нефти. Общие издержки на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001 г.г. составили 10346,833 тыс. руб.

Большими являются издержки на ликвидацию Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья аварий на нефтепроводах Ватьеганского месторождения поперечником 219 и 325 мм и водоводах поперечником 114 и 426 мм. Наибольшие утраты нефти (воды) происходят на нефтепроводах поперечником 219 и 426 мм и водоводах поперечником 114 и 273 мм (табл. 3).

Таблица 3

Издержки на ликвидацию одной аварии и количество разлившейся нефти (воды) зависимо от поперечника трубопровода

Поперечник, мм Издержки, руб.

Количество разлившейся

нефти, т Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья / воды, м3

нефтепроводы водоводы нефтепроводы водоводы
Ватьеганское месторождение
114 16315,10 7168,25 0,140 21,6
159 17708,10 - 0,142 -
168 38205,77 4379,70 0,142 18,56
219 71360,99 6137,46 0,381 18,35
273 15993,93 5602,52 0,110 106,00
325 113109,76 - 0,220 -
426 25840,26 8443,6 0,500 20,75
Южно-Ягунское месторождение
114 1159,00 ___ 0,0886 ___
159 5632,12 ___ 0,1950 ___
1 2 3 4 5
168 3129,68 6179,6 0,2630 515
219 7820,18 - 1,1078 -
273 7902,77 - 2,2860 -
325 5282,49 - 0,1312 -
426 11604,49 11932,81 0,1375 180
530 57124,08 5711,27 5,0200 1300

На Южно-Ягунском месторождении более высоки издержки на ликвидацию аварий на нефтепроводах поперечником 426 и 530 мм и водоводах поперечником 426 мм. На нефтепроводах поперечником 273 и 530 мм и водоводах поперечником 530 мм отмечено самое огромное количество разлившейся нефти (воды) (табл. 3).

В последние годы количество аварий трубопроводов резко возросло (рис Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья. 5). Любая катастрофа приводит к загрязнению в среднем 25-50 м2 местности. В итоге 15 % аварий загрязняется до 100 м2 и поболее [1, 2].

Понятно, что стабильность экологической обстановки на нефтегазодобывающих предприятиях и прилегающих к ним территориях почти во всем определяется эффективностью антикоррозионных мероприятий. При всем этом научно обоснованная и на техническом уровне хорошо организованная Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья ингибиторная защита металла внутренней поверхности трубопроводов позволяет значительно повысить их надежность, долговечность и промышленную безопасность.

На Южно-Ягунском месторождении более обширное применение отыскали ингибиторы коррозии типа ХПК производства Когалымского завода химреагентов (табл. 4).

Протяженность трубопроводов, на которых была введена ингибиторная защита металла, достигнула наибольшего значения к 1998 г. и сохранялась на этом Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья уровне прямо до 2000 г. В 2001 г. на ряде участков подача ингибитора была прекращена (рис. 9).

Таблица 4

Ингибиторы коррозии, используемые на Южно-Ягунском месторождении

Ингибитор Объем закачки по годам, т Всего
1996 1997 1998 1999 2000 2001
СНПХ-6301 108 141 249
СНПХ-6014 347 388,08 59,58 794,66
ТХ-1153 3,12 29941,4 27054,8 56999,32
ХПК-002 29941,4 11132,52 41073,92
ХПК-002(М)Ф 329,3895 78,6543 408,0438
ХПК-002(В) 16,3975 7,1802 23,5777
ХПК-002(А) 87,5108 87,5108
ХПК-002 Ю.Я. 30,0000 30
Итого по годам 455 532,2 59942,38 38187,32 345,787 203,3453 99666,032

Рис. 9 - Протяженность трубопроводов, защищаемых ингибиторами коррозии

Анализ рис. 7 и 9 свидетельствует о Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья том, что ингибиторная защита трубопроводов Южно-Ягунского месторождения в целом не добивается цели: невзирая на имевшее место повышение протяженности защищенных трубопроводов, их аварийность также росла. По-видимому, причина кроется в неких особенностях коррозии металла трубопроводов, соответствующих для данного месторождения.

На Ватьеганском месторождении ингибиторную защиту трубопроводов начали использовать с Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья 2001 г. Протяженность защищаемых участков составляет 22,9 км при годичном объеме закачки 322,8472 т. В связи с малой длительностью эксплуатации трубопроводов (около 1-го года) нереально по их удельной аварийности (рис. 6) оценить эффективность используемого ингибитора на долголетнем временном интервале. В 2001 г. наблюдалось резкое понижение удельной аварийности низконапорных водоводов (рис. 6), что не могло быть Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья вызвано только применением ингибитора ХПК-002. К другой причине этого явления относится, вероятнее всего, ослабление воздействия причин, воздействующих на скорость коррозии металла. К таким факторам относятся обводненность продукции, наличие в ней механических примесей, расслоение при определенных гидродинамических режимах течения водонефтяных эмульсий.

Разглядим состояние промысловых трубопроводов Вятской площади Арланского Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья месторождения, посреди которых имеется 762,912 км трубопроводов различного предназначения и поперечника (табл. 5). В том числе, сборные нефтепроводы и выкидные полосы - 375,920 км; водоводы сточных вод высочайшего давления - 328,966 км; водоводы сточных вод низкого давления - 43,596 км; водоводы пресной воды - 14,43 км. Трубопроводы систем нефтесбора и ППД имеют поперечник от 89 до 630 мм и толщину стены Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья от 5 до 12 мм. Главным материалом труб является сталь 10 и 20.

Выше 40 % всех трубопроводов находится в эксплуатации более 15 лет, а 30 % - более 10 лет (рис. 10).

По трубопроводам системы нефтесбора перекачивается скважинная продукция 3-х объектов разработки: каширо-подольского, визейского (терригенная толща нижнего карбона - ТТНК) и турнейского. Превалирует добыча нефти и воды из ТТНК (более Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья 90 %), в связи, с чем данный объект разработки является главным.

Таблица 5

Протяженность трубопроводов различного поперечника

Протяженность трубопроводов (км) по поперечникам (мм)
89 108 114 133 152 159 168 219
Система нефтесбора 7,159 - 14,109 4,274 1,020 69,828 26,214 24,887
Система ППД 30,475 3,292 222,387 - - 3,338 47,351 0,376
Всего 37,634 3,292 236,496 4,274 1,020 73,166 73,565 25,263
Протяженность трубопроводов (км) по поперечникам (мм)
245 273 299 325 426 530 630
Система нефтесбора - 21,499 - 4,700 2,900 - - -
Система ППД 0,724 3,626 2,260 29,966 2,900 0,055 0,325 -
Всего 0,724 25,125 2,260 29,966 2,900 0,055 0,325 -

Рис. 10 - Возрастной состав трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения

Визейский объект разработки состоит из восьми продуктивных пластов (I, II, III, IV0 , IV, V, VI Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья0 , VI). Главные - III и VI, которые определяют объемы добычи нефти, воды и воды на Вятской площади. Средняя глубина залегания этих пластов составляет 1240 и 1270 м соответственно.

Пластовые воды теригенной толщи нижнего карбона характеризуются высочайшей минерализацией, приемущественно за счет ионов хлора (табл. 6).

Таблица 6

Средний хим состав пластовых вод

Плотность,

г/см3

Содержание ионов

1) г Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья/100 г p-pa, 2) моль/дм3 , 3) г/дм3 , 4) % экв.

Общая

минерализация

Cl- SO4 - НСО3 - Сa++ Mg++ Na+ +K+
1,170

13,92

4576,87

162,30

50,44

0,0651

15,7831

0,7581

0,1739

0,0128

2,4421

0,1490

0,0269

0,9080

528,4857

10,5888

5,8246

0,2877

275,7935

3,3535

3,0396

7,5655

3674,013

88,1693

41,7795

9073,385

265,3189

Последние 10 лет на Вятской площади, как и на месторождениях Западной Сибири, наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 11). Хотя средняя обводненность продукции возросла на 5 %, что существенно меньше, чем на Ватьеганском и Южно-Ягунском Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья месторождениях, ее среднегодовой уровень по Вятской площади практически на 20 % выше.

Рис. 11 - Обводненность добываемой продукции

Главные характеристики разработки Вятской площади представлены на рис. 12.

Рис. 12 - Данные разработки Вятской площади Арланского месторождения

Qн - добыча нефти, млн. т; Qж - отбор воды, млн. м3 ; Qзак. - закачка воды, млн. м3

С 1995 по 2000 г.г. на Вятской Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья площади вышло 1055 порывов трубопроводов, из их на водоводах v 201 (19,0 %), на выкидных линиях - 757 (71,8 %) и на нефтесборных трубопроводах - 97 (9,2 %). Толика отказов из-за коррозии составляет 98,4 %, из которых 74,4 % аварий вышло вследствие коррозии внешней поверхности труб, и 24,0 % - внутренней.

Анализ зависимости числа порывов на трубопроводах систем нефтесбора и ППД от объема закачиваемого ингибитора не выявил Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья корреляционной связи меж данными показателями (рис. 13).

Рис. 13 - Аварийность трубопроводов и объем закачки ингибиторов

Основная толика отказов из-за коррозии внешней поверхности труб приходится на выкидные полосы системы нефтесбора и составляет 96,4 % от общего числа аварий (рис. 14).

Рис. 14 - Аварийность выкидных линий

Осмотр покоробленных участков трубопроводов и анализ нрава коррозионных разрушений показал, что главным видом Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья коррозии внешней поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней v общая (рис. 15).

1 - нефтепровод, эксплуатировавшийся без ингибиторной защиты

2 - высоконапорный водовод

Рис. 15 - Эталоны труб, вырезанные с места порыва

В табл. 7 приведены хим состав и некие характеристики коррозионных сред, перекачиваемых на Вятской площади.

В средах, перекачиваемых на Вятской площади, содержание сероводорода, обычно Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья, не превосходит 20 мг/л (табл. 7), в итоге чего на поверхности металла должны создаваться нерастворимые полисульфиды железа, состоящие из троилита и пирита.

Таблица 7

Хим состав и характеристики перекачиваемых сред

Показатель Система нефтесбора Система ППД
рН 6,25 6,20
Cl- , мг/л 158596,50 161280,00
SO4 2- , мг/л 523,17 407,50
Ca2+ , мг/л 10566,67 10900,00
Mg2+ , мг/л 3485,87 2979,20
K+ +Na+ , мг/л 83872,26 84997,04
HCO3 - , мг/л 162,67 155,55
Общая минерализация, мг/л 257207,14 260719,29
Н2 S, мг/л 7,11 19,55
O Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья2 , мг/л 0,07 0,10
CO2 , мг/л 0,86 1,28
Удельный вес 1,18 1,18
Сухой остаток, мг/л 293400,00 301490,00

Это подтверждается плодами ревизии образцов-свидетелей, находившихся в водонефтяной эмульсии системы нефтесбора в течение 40 суток.

В процессе осмотра образцов-свидетелей коррозионных повреждений металла не выявлено (рис. 16). Эталоны покрыты черной сплошной пленкой, соответствующей для троилита и пирита.

1 2 3

Рис. 16 - Внешний облик образцов-свидетелей до (1) и Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья после экспозиции в водонефтяной эмульсии (2) и в модельной среде NACE (3) в течение 40 суток

Низкое содержание сероводорода в средах Вятской площади можно связать с их высочайшей минерализацией (до 260 г/л, табл. 7), уменьшающей его растворимость.

Анализ хим состава коррозионных сред, проведенный на Вятской площади Арланского месторождения, показал существенное содержание в их Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья ионов хлора (около 160 г/л), которые при таковой концентрации могут ингибировать коррозию даже при образовании на поверхности металла рыхловатой пленки полисульфидов железа (за счет блокирования активных участков поверхности).

На Вятской площади содержание кислорода в воде некординально (от 0,07 до 0,1 мг/л), вследствие чего он не может вызвать активное усиление коррозии. Низкое содержание Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья кислорода в воде можно связать с отсутствием подпитки последней пресными водами (кроме канализационных стоков) и других его источников.

Коррозионная среда Вятской площади Арланского месторождения содержит огромное количество растворенных солей, которые также оказывают влияние на скорость коррозии. В пластовых и сточных водах Вятской площади количество углекислоты некординально, и оно Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья не приводит к ускорению коррозии.

2. Установки магнитной обработки воды УМЖ для промысловых трубопроводных систем

Установка для магнитной обработки промысловой воды, перекачиваемой по промысловым трубопроводам представляет собой трубу требуемого поперечника (Dустановки =Dтрубопровода ), на внутренней поверхности которой находятся неизменные магниты. Магниты размещаются повдоль трубы, образуя ряд контуров по поперечнику. На распорных пластинках смонтирован Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья магнитопровод, на котором также закреплены неизменные магниты. Внутренняя часть установки УМЖ покрыта противокоррозионной композицией.

Примером таковой установки служит установка для магнитной обработки пластовой воды горизонта "Сеноман" Южно-Ягунского месторождения (БКНС-5) (рис. 17).

Рабочие характеристики низконапорного водовода: внешний поперечник трубы 219х16 мм, длина 200 м, объем перекачиваемой воды 200 м3 /час Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья. Длина установки 0,9 м; магниты размещаются по длине установки схожими полюсами (неизменное магнитное поле); на магнитопроводе магниты ориентированы обратными полюсами. Таким макаром, полосы магнитного поля ориентированы перпендикулярно обрабатываемому сгустку (рис. 18). Напряженность магнитного поля в центре зазора 27 кА/м (рис. 19).

Рис. 17 - Установка УМЖ-219 для магнитной обработки пластовой воды Южно-Ягунского месторождения

Рис. 18 - Схема расположения Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья магнитов установки УМЖ-219

а)

1 - магнитопровод; 2 - наружняя труба;

3 - неизменные магниты

б)

1 - в разрезе А-А; 2 - в разрезе Б-Б

Рис. 19 - Схема магнитной установки УМЖ-219 (а); величина и форма конфигурации напряженности магнитного поля (б)

Для огромных поперечников трубопроводов (273-325 мм) установки для магнитной обработки имеют другой вид, как, к примеру, для обработки сточной воды Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья Южно-Ягунского месторождения (БКНС-3) (рис. 20).

Низконапорный водовод имеет внешний поперечник 325х6 мм, длину 1600 м, объем перекачиваемой воды 240-300 м3 /час.

В данном случае для заслуги требуемой напряженности и частоты магнитного поля неизменные магниты размещаются повдоль трубы так, как показано на рис. 21 (переменное магнитное поле).

Длина установки 0,75 м. Наибольшая напряженность Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья магнитного поля в центре зазора 45 кА/м (рис. 22).

Рис. 20 - Установка для магнитной обработки сточной воды Южно-Ягунского месторождения (БКНС-3)

Рис. 21 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-(273-325)

а)

1 - магнитопровод; 2 - внутренняя труба;

3 - наружняя труба; 4 - неизменные магниты

б)

1 - в разрезе А-А; 2 - в разрезе Б-Б

Рис. 22 - Вид магнитной установки УМЖ-325 (а); величина и Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья форма конфигурации напряженности магнитного поля для установки (б)

Расчет и технологические особенности производства установок УМЖ.

Для конструирования магнитных установок на неизменных магнитах предложен последующий концептуальный подход: с внедрением экспериментального щита делается подбор хороших характеристик магнитного поля (напряженность, амплитудно-частотная черта), при которых происходит наибольшее понижение коррозионной активности либо изменение Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья реологических параметров жидкостей; на основании данных характеристик с внедрением специальной программки на ПЭВМ делается расчет и конструирование установок на неизменных магнитах. Программка для расчета разработана вместе с В.И. Максимочкиным. При расчете учитываются характеристики применяемого трубопровода, режим течения воды, давление и температура в трубопроводе. В разрабатываемых установках на Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья каждое поперечное сечение передвигающегося по трубопроводу потока воды происходит воздействие магнитного поля от поочередно расположенных неизменных магнитов в точности повторяющее свойства, приобретенные на лабораторной установке и рациональные для обрабатываемого продукта.

Магнитная обработка может осуществляться магнитным полем различной частоты. Установки УМЖ позволяют создавать магнитное поле частотой до 50 Гц, потому что Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья его можно сделать неизменными магнитами: , где Q - расход перекачиваемой воды, м3 /час; d - внутренний поперечник трубопровода, м; S - малое расстояние меж центрами магнитов , м; dм - поперечник магнита, м. При разработке переменного магнитного поля частотой более 50 Гц появляются трудности, требуются высочайшие скорости потока или понижение напряженности магнитного поля из-за Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья необходимости внедрения магнитов малого размера. Если раздельно взятый объем воды перемещать повдоль расположенных спецефическим образом неизменных магнитов, то поток воды будет находиться под воздействием магнитного поля, характеристики которого зависят от скорости движения потока, характеристик магнитов, их формы и расположения в пространстве. При всем этом можно сделать условия, когда Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья поток будет обрабатываться неизменным либо переменным магнитным полем с данными параметрами.

С внедрением экспериментального щита делается подбор хороших характеристик магнитного поля (напряженность, амплитудно-частотная черта), при которых происходит наибольшее понижение коррозионной активности либо изменение реологических параметров жидкостей, перекачиваемых по промысловым трубопроводам. На основании данных характеристик с внедрением специальной программки на ПЭВМ делается Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья расчет и конструирование установок на неизменных магнитах. При расчете учитываются характеристики применяемого трубопровода, скорость движения воды, давление и температура в трубопроводе. В разрабатываемых установках на каждое поперечное сечение передвигающегося по трубопроводу потока воды происходит воздействие магнитного поля от поочередно расположенных неизменных магнитов повторяющее свойства, приобретенные на Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья лабораторной установке и рациональные для обрабатываемой воды. На рис. 23 представлена блок-схема метода работы специальной программки расчета установок на неизменных магнитах.

Для расчета применены последующие данные: геометрические характеристики трубопровода и внутреннего магнитопровода, скорость потока воды. Скорость V потока воды, расстояние меж центрами поочередных неизменных магнитов и частота f (в системе Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья отсчета, связанной с передвигающейся жидкостью) получаемого магнитного поля связаны соотношением:

. (1)

Расчеты проводились для установки, схема которой представлена на рис. 24.

Рис. 23 - Блок-схема метода работы программки расчета установок на неизменных магнитах

Жидкость протекает в кольцевом зазоре меж 2-мя концентрически расположенными трубами из ферромагнитного материала, на которых закреплены неизменные магниты. Приобретенные результаты Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья справедливы для точек, расположенных на полосы в центре меж магнитами, параллельной оси трубы.

Рис. 24 - Схема расчета установки УМЖ

Размеры труб расчетной установки: r1 = 0,1 м, r2 = 0,108 м, R1 = 0,546 м, R2 = 0,562 м. При вычислениях использовались модели последующих конфигураций неизменных магнитов (рис. 25): 1 - с плоской омываемой поверхностью; 2 - с омываемой поверхностью в виде радиального Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья цилиндра, 3 - с омываемой поверхностью в виде параболического цилиндра.

При положительной величине параметра R омываемая поверхность выпуклая, а при отрицательной - вогнутая. Значение индукции магнитов принималось 0,5 Тл, потому что большая часть промышленно выпускаемых неизменных магнитов имеет остаточную индукцию в границах 0,2 - 1,0 Тл. Внедрение других форм магнитов просит дополнительных конфигураций в программке, потому в Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья нашей работе они не рассматривались.

Задачка расчета напряженности магнитного поля в установке для магнитной обработки разбивается на две части: 1) расчет поля системы неизменных магнитов; 2) расчет рассредотачивания намагниченности металла труб и магнитопровода и вычисление поля, создаваемого металлом.

Рис. 25 - Формы неизменных магнитов

(M - длина, T - ширина, H - высота , R - высота среза)

Величина поля Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья, создаваемого неизменными магнитами, зависит не только лишь от намагниченности магнита, да и от его формы. Проекцию (на исследуемую плоскость) напряженности H магнитного поля, создаваемого системой неизменных магнитов, можно отыскать, направив ось z декартовой системы координат повдоль этой плоскости и потом вычислив интеграл по объему ферромагнетика по последующей формуле:

, (2)

где Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья Ix , Iy , Iz - составляющие вектора намагниченности, x , y , z - координаты элемента объема dV ферромагнетика, rx , ry , rz - координаты точки, в какой делается измерение магнитного поля.

Данный интеграл рассчитывается аналитически только для однородно намагниченных эллипсоидов и их предельных случаев (нескончаемый стержень, нескончаемая плоскость). Для вычисления магнитного поля тел хоть какой Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья другой формы необходимо использовать численное интегрирование.

В этом случае рассредотачивание напряженности магнитного поля вокруг системы неизменных магнитов было рассчитано способом Монте-Карло [3].

Для расчета неизменные магниты числились совершенно магнитотвердыми, другими словами, в их под действием слабеньких магнитных полей изменяется только магнитная индукция B , но не намагниченность I . Магниты можно Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья считать совершенно магнитотвердыми, если коэрцитивная сила по намагниченности i HC приметно превосходит напряженность H , создаваемую в их примыкающими магнитами. Для данной схемы все современные материалы неизменных магнитов удовлетворяют этому требованию.

В то же время сталь, из которой делаются трубы и магнитопроводы, нельзя считать магнитотвердым материалом. Потому для Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья стали использовалась более непростая и долгая процедура расчета. Из [4] были взяты точки зависимости B от (H) для литой стали, а после пересчета и учета размагничивающего фактора была получена зависимость I(H), которая и использовалась в программке. Потому что на хоть какой элемент объема металла действует не только лишь поле Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья неизменного магнита, да и поле других частей объема металла, то употреблялся измененный вариант способа релаксации вкупе с способом Монте-Карло. Внедрение других сталей может дать конечную погрешность менее 10 %.

В итоге проведенных расчетов было выяснено, что форма магнитов в значимой степени оказывает влияние на форму конфигурации напряженности магнитного поля (градиент Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья напряженности магнитного поля).

Внедрение магнитов с неизменной полярностью длиной M , расположенных друг от друга на расстоянии , приводит к получению при пульсирующего магнитного поля, при - к получению неизменного магнитного поля.

Материалы магнитов

Для производства установок магнитной обработки применены высокоэнергетические магниты из сплава неодим-железо-бор (Nd-Fe-B). Эти магниты имеют Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья относительную магнитную проницаемость, равную единице не только лишь в первом и во 2-м, да и отчасти в 3-ем квадрантах петли магнитного гистерезиса. Гистерезисные характеристики, прибыльно отличающие высокоэнергетические магниты, являются следствием главных физических черт - высочайшего магнитного момента атомов в кристаллической решетке и очень огромных значений энергии константы кристаллографической анизотропии Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья. Последнее свойство определяет завышенную устойчивость высокоэнергетических магнитов к размагничивающему воздействию наружных магнитных полей. В магнитном гистерезисе высокоэнергетических магнитов наблюдается фактически полное совпадение линий возврата на характеристике В(Н) с предельной кривой размагничивания в полях, даже превосходящих значение коэрцитивной силы по индукции. Главные свойства редкоземельных магнитов типа Nd2 Fe14 B последующие Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья:

- остаточная индукция Br , мТл - 1130-1250;

- коэрцитивная сила м Hc , кА/м - 720-1200;

- энергетическое произведение (BH)max , кДж/м3 - 224-280.

- наибольшая температура эксплуатации, 0 С - 100-150;

- температурные коэффициенты:

индукции Br , %/0 С - 0,1-0,12;

коэрцитивной силы м Hc , %/0 С - 0,6.

- температура Кюри, 0 С - 310;

- коэффициент термического

расширения (КТР)*, 10-6 /0 С - 5/-1;

- электросопротивление, Ом/(мм2 ×м) - 1,4-1,6;

- плотность, г/см3 - 7,4-7,5.

- крепкость:

извив, МПа - 270;

сжатие Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья, МПа - 1000-1100;

- твердость по Виккерсу - 570.

* - числитель - КТР повдоль текстуры, знаменатель - поперек структуры (в интервале температур 20-150 0 С).

Противокоррозионное покрытие. Для защиты установок от коррозии, для закрепления магнитов на их поверхности используют очищенную уретановую смолу "Текнотар 200", которая образует на обрабатываемой поверхности толстую химически стойкую пленку. Технические свойства "Технотар 200": жизнеспособность при +23 0 С - 4 ч Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья; толщина образуемой пленки: сухая пленка - 100-125 мкм, влажная пленка - 167-208 мкм; теоретическая укрывистость находится в зависимости от способа нанесения, состояния поверхности и от утраты при распылении мимо объекта и составляет 4,8-6,0 м2 /л; высыхание: пыль не пристает при +23 0 С через 1 ч, сухая на ощупь через 6 ч; покрытие последующим слоем при +5 0 С через 3-10 суток Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья, при +23 0 С - через 4 ч - 7 суток.

Также используют грунтовки на базе эпоксидных смол, а именно ЭП-0010. Технические свойства ЭП-0010: жизнеспособность при +20 0 С - 50-60 мин.; высыхание до полного отвержения - 36 ч; адгезия к сухой металлической поверхности - 2,5 МПа; упругость при извиве - 1 мм; крепкость после сушки при +20 0 С: через 3 суток - 0,26 МПа, через 10 суток - 0,45 МПа.

Разработка Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья производства. На внутреннюю поверхность установки для магнитной обработки воды наносится особый состав для защиты неизменных магнитов от коррозии. На приготовленную поверхность наносится 1-ый грунтовочный слой. На еще не застывшее покрытие располагают неизменные магниты. Два последующих слоя наносят кистью либо безвоздушным распылением. Установки УМЖ выпускаются Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья" по ТУ39-80500-005-99.

Трубопроводные установки УМЖ употребляются для магнитной обработки воды на низконапорном водоводе ДНС-1-КНС-3 Мортымья-Тетеревского месторождения (поперечник труб 325 мм; стена 16 мм; протяженность - 9,05 км). Эффективность магнитной обработки технологической воды без внедрения ингибитора составила 62,4 %.

В итоге совместного воздействия ингибитора ХПК-002 В и магнитных установок скорость коррозии существенно снизилась, расстояние деяния ингибитора Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья коррозии ХПК-002 В, прошедшего магнитную обработку, возросло. Защитный эффект в среднем составил 80,8 %.

В ТПП "Когалымнефтегаз" установки УМЖ-325-005 (1 шт.), УМЖ-273-005 (1 шт.), УМЖ-219-005 (4 шт.) смонтированы низконапорных трубопроводах:

1. ЦПС-УПСВ-БКНС-1 (поперечник трубы - 273 мм, толщина стены - 18 мм, объем перекачиваемой подтоварной воды - 500 м3 /час) Южно-Ягунского месторождения.

2. ЦПС-БКНС-3 (поперечник трубы Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья - 325 мм, толщина стены - 6 мм, объем перекачиваемой воды - 300 м3 /час) Южно-Ягунского месторождения.

3. Водозабор-БКНС-4 (поперечник трубы - 219 мм, толщина стены - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 125 м3 /час) Южно-Ягунского месторождения.

4. Водозабор-БКНС-5 (поперечник трубы 219 мм, толщина стены - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 200 м3 /час) Южно-Ягунского месторождения.

5. Водозабор-БКНС-1 (поперечник трубы Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья 219 мм, толщина стены - 14 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 305 м3 /час) Кустового месторождения.

6. водозабор-БКНС-2 (поперечник трубы 219 мм, толщина стены - 18 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 62 м3 /час) Дружного месторождения.

Эффективность защиты трубопроводов от коррозии способами магнитной обработки в среднем составила 32 %. Эффективность ингибитора коррозии ХПК-002 ЮЯ, в итоге совместного Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья внедрения с УМЖ, возросла с 50 до 68 %.

На трубопроводах Вятской площади Арланского месторождения, которые эксплуатирует АОА "Белкамнефть" смонтированы установки для магнитной обработки УМЖ (ТУ 39-80400-005-39). Места монтажа установок типа УМЖ показаны в табл. 8.

Таблица 8

Места монтажа установок УМЖ на трубопроводах системы нефтесбора и ППД (Вятская площадь Арланского месторождения)

Наименование

объекта

Место

монтажа

Поперечник и толщина стены

трубопровода Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья, мм

Система ППД
Приемный водовод БКНС-3 300-600 м от ППН 325х8
Приемный водовод ЭЦН-137 0-100 м от места врезки 114х9
Водовод от БКНС-3 на БГ-54 0-50 м от БГ-54 168х11
Водовод от БКНС-5 на БГ-37 0-200 м от БКНС-5 159х10
Система нефтесбора
От точки врезки нефтепровода АГЗУ-40 до ППН 0-500 м от точки врезки 273х8
От АГЗУ-144 до точки врезки Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья АГЗУ-118 0-1500 м от АГЗУ-144 159х6

На низконапорном водоводе (поперечник труб 159 мм; стена 8 мм; протяженность - 1,05 км) Волковского месторождения на исходном участке смонтирована установка УМП-159-006 для понижения коррозионной активности перекачиваемой воды. За счет внедрения установок магнитной обработки воды, удалось понизить коррозионную активность перекачиваемой воды (рис. 26).

5. Выбор ингибиторов коррозии и технологии их использования

Российские и Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья забугорные нефтехимические предприятия предлагают для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования огромную номенклатуру ингибиторов коррозии. Для выбора и использования в определенных критериях того либо другого ингибитора у лица, принимающего решение, имеется информация по цены химреагента и результаты лабораторных, стендовых промысловых испытаний.

а б в

(а)- новый; (б) - в Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья среде без магнитной обработки; (в)- в среде с магнитной обработкой

Рис. 26- Внешний облик образцов ( Сергеевское месторождение,НГДУ "Уфанефть")

Это определенные по ГОСТ 9.506-87 [5] характеристики защитной возможности ингибитора - скорость коррозии и степень защиты. Разглядим применение вероятно- статистических способов теории принятия решений для выбора ингибиторов коррозии.

На Вятской площади Арланского месторождения прошли тесты, последующие Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья ингибиторы коррозии:

a2 - Рекорд - 608; a2 - ХПК-002В; a3 - Сонкор-9801; a4 - Азимут 14 Б.

Были рекомендованы разные технологии использования ингибиторов (табл. 9):

- b1 - неизменная доза в системе нефтесбора и ППД;

- b2 - повторяющаяся доза через каждые две недели в течении 2-ух суток;

- b3 - повторяющаяся доза, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой воды при помощи аппаратов УМЖ Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья;

- b4 - неизменная доза исключительно в системе нефтесбора;

- b5 - неизменная доза, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой воды.

Таблица 9

Сравнительная эффективность предлагаемых технологий

использования ингибиторов коррозии

Предлагаемое

мероприятие

Экономический эффект от мероприятия, млн.руб.

Защитный эффект,%

Рекорд-608 ХПК-002В* Сонкор-9801 Азимут 14 Б

Неизменная

доза

0

10,1

-2,957

61,8

-1,670

66,3

-1,584

70,8

Повторяющаяся доза

18,298

10,1

17,909

61,8

18,078

66,3

18,089

70,8

Повторяющаяся доза + магнитная обработка

15,498

67,4

15,109

85,4

15,278

71,9

15,289

78,7

Неизменная дозиров-ка в системе нефтесбора

10,595

10,1

8,542

61,8

9,213

66,3

9,257

70,8

Неизменная доза Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья исключительно в системе нефтесбора +

магнитная обработка

7,795

67,4

5,742

85,4

6,413

71,9

6,457

78,7

За базу сопоставления принят обширно применяемый ингибитор коррозии - Рекорд - 608 Н. На основании лабораторных исследовательских работ наилучшие результаты достигнуты используя ингибитор ХПК-002В вместе с магнитной обработкой воды (защитный эффект составил - 85,4%). Размеренно высочайшие результаты указывает ингибитор Азимут 14 Б.

На основании таблицы 9 построим матрицу вероятности подходящих Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья решений (табл. 10). Примем, что защитная эффективность ингибиторов коррозии равна вероятности подходящего решения. По строчкам представлена возможность подходящего решения (защитный эффект) ингибиторов коррозии aij ,а в столбцах технологические варианты использования ингибиторов bij .

Таблица 10

Матрица вероятности подходящего решения

b1 b2 b3 b4 b5
a1 0,10 0,10 0,67 0,10 0,67
a2 0,62 0,62 0,85 0,62 0,85
a3 0,66 0,66 0,72 0,66 0,72
a4 0,71 0,71 0,79 0,71 0,79

На первом шаге выберем предпочтительную стратегию Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья использования ингибиторов. Возможность закупки того либо другого ингибитора примем назад пропорционально их цены, другими словами более возможно приобретение более дешевенького химреагента:

Рa1 =0,40; Рa2 =0,18; Рa3 =0,21; Рa4 =0,21

Рассчитаем математическое ожидание подходящего решения для каждого ингибитора:

mb1 = 0,4х0,1+0,18х0,62+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

mb2 = 0,4х0,1+0,18х0,68+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

mb3 =0,4х0,67+0,18х Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья0,85+0,21х0,72+0,21х0,79=0,77

mb4 =0,4х0,1+0,18х0,62+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

mb5 =0,4х0,67+0,18х0,85+0,21х0,72+0,21х0,79=0,61

Как видно из расчетов, при принятой вероятности закупки, можно советовать вариант повторяющейся закачки ингибиторов с магнитной обработкой воды (mb3 =0,77), и вариант неизменной дозы с магнитной обработкой (mb5 =0,61).

Перечень литературы

1. Инюшин Н.В., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов Ватьеганского месторождения НГДУ "Повхнефть" // Нефтегазовое дело www: ogbus.net (authors). shai 3.pdf, 2002. - 8 с.

2. Инюшин Н.В., Хайдаров Р.Ф., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов НГДУ "Когалымнефть" // Нефтегазовое дело www: ogbus.net (authors). shai 3.pdf, 2002. - 11 с Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов - статья.

3. Соболь И.М. Численные способы Монте-Карло. - М.: Наука, 1973.

4. Кей Дж., Лэби Т. Таблицы физических и хим неизменных. - 2-ое изд. - М.: Государственное издательство физико-математической литературы, 1962.

5. ГОСТ 9.506-87 (СТ СЭВ 5733-86). Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Способы определения защитной возможности.


oshibochnoe-priznanie-v-dejstviyah-podsudimogo-recidiva-prestuplenij-privelo-k-izmeneniyu-prigovora.html
oshibok-sovremennogo-ukrainskogo-nacionalizma.html
oshtukaturivanie-okonnih-i-dvernih-otkosov-referat.html