Прогнозирование работоспособности насосно-компрессорных труб и штанг и разработка средств повышения надежности их эксплуатации в скважинах длительно разрабатываемых месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Ханларов ага, Мехти Гаджи оглы

  • Ханларов ага, Мехти Гаджи оглы
  • кандидат технических науккандидат технических наук
  • 1984, Баку
  • Специальность ВАК РФ05.15.06
  • Количество страниц 156
Ханларов ага, Мехти Гаджи оглы. Прогнозирование работоспособности насосно-компрессорных труб и штанг и разработка средств повышения надежности их эксплуатации в скважинах длительно разрабатываемых месторождений: дис. кандидат технических наук: 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Баку. 1984. 156 с.

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ханларов ага, Мехти Гаджи оглы

Введение

1. Условия эксплуатации скважинного оборудования на примере месторождений Апшеронского полуострова)

1.1. Краткая характеристика месторождений, находящихся в поздней стадии разработки

1.2. Анализ подземных ремонтов скважин и выявление причин преждевременного износа насосно-компрессорных труб и штанг

2. Оценка интенсивности коррозионного разрушения стали в продукции скважин

2.1. Физико-химические свойства продукции скважин и коррозионной активности ее компонентов

2.1.1. Физико-химические свойства нефти

2.1.2. Физико-химические свойства пластовой воды

2.1.3. Коррозионная агрессивность газов (С.Ог, Ог

2.2. Коррозионная стойкость стали в двухфазной системе "нефть-пластовая вода"

2.3. Моделирование интенсивности коррозионного разрушения стали в добываемой продукции

3. Выявление работоспособности насосно-компрессорных труб и штанг в зависимости от механических и физико-химических факторов

3.1. Оценка интенсивности коррозионно-механического износа насосно-компрессорных труб и штанг

3.1.1. Моделирование срока службы колонны насосно-компрессорных труб

3.1.2, Моделирование срока службы колонны штанг

3.2. Прогнозирование срока службы насосно-компрессорных труб и штанг в скважинах и потребности нефтепромысла в них

Разработка и внедрение мероприятий, повышающих работоспособность насосно-компрессорных труб и штанг

4.1. Анализ существующих методов повышения работоспособности насосно-компрессорных труб и штанг и выявление области рационального их использования

4.1.1. Исследование эффективности ингибиторов коррозии в двухфазных системах "нефть-пластовая вода"

4.1.2. Исследование эффективности мероприятий, предотвращающих коррозионно-механический износ насосно-компрессорных труб и штанг

4.2. Разработка технологии применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть

4.2.1. Подача ингибитора в скважины, эксплуатируемые фонтанным или компрессорным способом III

4.2.2. Подача ингибитора в скважины, эксплуатируемые насосным способом

4.3. Технико-экономический анализ внедрения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть

5. Разработка технологических мероприятий по повышению работоспособности трубопроводов системы ППД

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 05.15.06 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование работоспособности насосно-компрессорных труб и штанг и разработка средств повышения надежности их эксплуатации в скважинах длительно разрабатываемых месторождений»

В решениях ХХУ1 съезда КПСС предусмотрено гармоничное развитие всех отраслей народного хозяйства страны. При этом особое внимание уделено развитию топливно-энергетического комплекса.

Для достижения высокого уровня развития нефтяной промышленности и доведения добычи нефти в стране к 1985 году до 620-64-0 млн. т необходимо обеспечение не только высоких темпов ежегодного прироста его по новым районам, но и стабилизация добычи на старых, к числу которых относятся, в частности, месторождения объединения "Азнефть".

Характерными признаками этих месторождений являются: значительное снижение пластового давления, прогрессирующее обводнение нефтеносных объектов, присутствие в продукции большого количества механических примесей, разработка их плотными сетками скважин, переход на эксплуатацию преимущественно глубиннонасос-ным способом добычи и др.

Здесь для повышения нефтеотдачи пластов осуществляются различные технологические мероприятия (площадное нагнетание воды и газа, термическое воздействие на пласт, нагнетание химических реагентов, форсированный отбор жидкости и т.д.), которые оказывают существенное влияние на работоспособность нефтепромыслового оборудования и, в особенности, скважинного.

Технико-экономический анализ аварийности нефтепромыслового оборудования по объединению "Азнефть" за 1976-1980 гг. показывает, что при общем металлофонде НГДУ Агаперонского полуострова объединения по объектам добычи и транспорта нефти и газа и утилизации промысловых сточных вод около 700 тыс. т, ежегодные потери металла составляют 10-11 тыс. т по подземному оборудованию (насосно-компрессорные трубы (НКТ), обсадные колонны, штанги, насосы и др.) и 2-3 тыс. т по наземному оборудованию (выкидные линии, нефтесборные коллекторы, трубопроводы системы поддержания пластового давления (ППД), газопроводы и др.). При этом общие ежегодные затраты на ремонтно-восстановительные работы, замену изношенного оборудования и отдельных его узлов, потери нефти из-за простоя скважин и выбытия их из действующего фонда и др. по объединению достигают 7,7 млн. рублей.

Основная масса эксплуатационных затрат (более 85%), вызванных заменой преждевременно изношенного оборудования, сосредоточена в действующем фонде скважин, при этом на эксплуатацию НКТ и штанг ежегодно расходуется 4,5 млн. рублей. Также значительный ущерб наблюдается по трубопроводам системы ППД и утилизации сточных вод, на ремонт которых ежегодно расходуется около 550 тыс. рублей.

Следует отметить, что износ нефтепромыслового оборудования, в том числе и скважинного, обусловлен совместным влиянием механических и физико-химических факторов, в связи с чем в диссертационной работе были поставлены следующие задачи:

1) исследование условий эксплуатации скважинного оборудования;

2) определение коррозионной стойкости металла в нефтегазо-водной системе и выявление степени влияния отдельных факторов на ход этого процесса;

3) разработка методики оценки коррозионно-механического износа скважинного оборудования (НКТ и штанг);

4) выявление работоспособности НКТ и штанг на различных месторождениях Апшеронского полуострова объединения "Азнефть" и оценка надежности их эксплуатации;

5) исследование области эффективного использования существующих методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозионно-механического разрушения;

6) разработка технологических мероприятий по увеличению работоспособности скважинного оборудования и трубопроводов системы Ш1Д.

Поставленные в диссертации задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых испытаний по изучению стойкости стали в нефтегазоводных средах в соответствии с принятыми Миннефтепро-мом отраслевыми стандартами и руководящими документами, анализа работы НКТ и штанг и обработки полученных результатов методами математической статистики на современных ЭВМ.

В диссертационной работе впервые, путем обработки лабораторных и промысловых исследований методом группового учета аргументов (МГУА) даны количественные выражения влияния основных факторов на интенсивность коррозионного разрушения стали в нефтегазо-водной системе и работоспособность (срок службы) скважинного оборудования (НКТ и штанг).

Изложенные в диссертации положения могут быть использованы для следующей практической реализации в промышленности.

I). Составление математических моделей коррозионно-механи-ческого износа НКТ и штанг позволяет, зная некоторые сведения о химическом составе добываемой продукции и режиме эксплуатации сква,жины, заведомо, с достаточно высокой точностью, определить интенсивность коррозионного разрушения стали и оптимальный срок службы их (предотвращая случаи аварийного выхода из строя) и спланировать расход НКТ и штанг по отдельным участкам объединения в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

2). Разработка технологии периодической обработки скважин ингибитором ИКНС-АзНИПИнефть (РД 39-3-382-80) дает возможность на практике наиболее эффективно производить защиту скважинного оборудования нерастворимыми в воде ингибиторами коррозии.

Внедрение ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть по разработанной технологии осуществляется в четырех объединениях МНП: "Азнефть", "Ставропольнефтегаз", "Дагнефть" и "Грознефть". Экономический эффект от внедрения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть по разработанной технологии только в объединении "Азнефть" составил в 198082 гг. соответственно 61,6, 201,5 и 170,2 тыс. рублей.

3). Разработка способа соединения стальных футерованных труб (а.с. СССР № 958759) позволяет их применение в системе ППД, где давление, при котором транспортируется агрессивная жидкость, достигает 20 МПа.

В конце диссертации в приложениях приведены: таблицы массивов исходных данных к моделированию процесса коррозионно-механи-ческого износа НКТ и штанг в эксплуатационных скважинах и эффективности применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть и копии акта промышленного внедрения результатов диссертационной работы в объединении "Азнефть" и результатов расчета годового экономического эффекта от использования ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть по разработанной технологии в объединении "Азнефть" за 1980-82 гг.

Автор выражает глубокую признательность заведующему сектором Субботину М.А. и сотрудникам научно-исследовательского отдела вычислительной техники АзНИПИнефть оказавшим содействие в решении отдельных задач.

I. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АПШЕРОНСКОГО

ПОЛУОСТРОВА)

Похожие диссертационные работы по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 05.15.06 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Ханларов ага, Мехти Гаджи оглы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, к числу которых относятся месторождения Апшеронского полуострова объединения "Азнефть", скважинное оборудование, в особенности НКТ и штанги, подвергается интенсивному коррозионно-механическому износу.

Здесь для стабилизации уровня добычи нефти и извлечения остаточных запасов нефти технико-геологическим проектом разработки предусматривается дополнительное бурение эксплуатационных скважин или зарезка второго ствола скважин. Поэтому вопросы повышения работоспособности скважинного оборудования в острокоррозионных условиях, предотвращающие аварийный выход из строя скважин, могут оказать существенное влияние на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов.

Коррозионное разрушение металлического оборудования в добываемой продукции носит электрохимический характер, при этом интенсивность его зависит в первую очередь: от скорости потока жидкости, наличия в системе сероводорода и обводненности продукции.

В двухфазных системах "нефть-пластовая вода", не содержащих сероводорода, нефть выполняет роль природного ингибитора коррозии и уменьшает интенсивность коррозионного разрушения металла до минимума при наличии в системе 5-15$ высокоактивной и 40-60% неактивной, нефти (в зависимости от типа пластовой воды).

Однако на практике имеет место, особенно в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, коррозионно-механический износ НКТ и штанг, обусловленный совместным влиянием множества взаимосвязанных факторов. Решение этой задачи можно осуществить методами математической статистики.

На основе проведения лабораторных и промысловых исследований и обработки полученных исходных данных на ЭВМ методом группового учета аргументов были получены математические модели: скорость коррозии стали 45 в нефтегазоводной системе с хлоркальциевой пластовой водой; скорость коррозии стали 45 в нефтегазоводной системе с гидрокарбонатнонатриевой пластовой водой; срок службы колонны НКТ марки Д в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами; срок службы колонны НКТ марки Д в скважинах, эксплуатируемых электропогружными насосами; срок службы колонны штанг.

При этом учитывалось, что: вероятность безотказной работы труб и штанг на промыслах Апшеронского полуострова объединения "Азнефть" подчинена закону распределения Вейбула; коррозионная стойкость стали 36Г2С, идущая на изготовление труб марки К и Л, в продукции скважин, содержащих сероводород, повышается только на 10-20% в сравнении со сталью 45 (НКТ марки Д); на промыслах Апшеронского полуострова объединения "Азнефть" в основном используются НКТ марки Д; долговечность работы штанг обусловлена усталостными явлениями, усугубляющимися при наводораживании стали сероводородом; широкое распространение в последние годы получили штанги,, изготовленные из легированных сталей (20Н2М, 15НЗМА ТВЧ и др.).

Поэтому при моделировании коррозионно-механического износа труб за основу брались физико-химические и механические данные НКТ марки Д и процесс этот был разделен на два этапа (коррозионная стойкость стали и работоспособность труб), а при моделировании износа штанг - факторы, влияющие на коррозионный износ, усталостные явления, а также материал самих штанг. В обоих случаях выходная функция была задана в виде срока службы колонны в сутках.

Полученные модели позволяют, зная некоторые сведения о химическом составе добываемой продукции и режиме эксплуатации скважин, спрогнозировать работоспособность НКТ и штанг в конкретных условиях эксплуатации их, спланировать продолжительность оптимального срока эксплуатации колонны и ремонты отдельных элементов подвески, а также выявить потребность в трубах и штангах НГДУ, нефтепромысла, участка и т.д.

Ориентировочные расчеты показывают, что только за счет своевременной замены колонны НКТ достигается экономический эффект более 200 рублей на скважину в год.

Установлено, что в объединении "Азнефть" насчитывается более 3 тысяч коррозионных и острокоррозионных скважин, требующих применения антикоррозионных мероприятий, при этом наиболее эффективным здесь является применение нерастворимых в воде ингибиторов коррозии, образующих на поверхности металла стойкие защитные пленки.

Наиболее эффективным методом борьбы с коррозионно-механичес-ким износом НКТ и штанг в искривленных скважинах, подающих корро-зионно-активную жидкость, является одновременное применение укороченных штанг с протекторными муфтами и ингибитора коррозии. Однако в скважинах с максимальным изменением кривизны ствола на отрезке 50 м менее 0°301 - 2°5б| (в зависимости от диаметра труб и штанг) с высокой эффективностью можно применять только ингибитор коррозии, обладающий структурной вязкостью и предельным напряжением сдвига при 50°С не менее 8-10 дн/см^. При этом подачу ингибитора в скважины необходимо осуществлять периодически без остановки ее работы, используя передвижные технологические агрегаты взамен стационарных дозаторных станций. Экономическая эффективность применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть в скважинах составляет 500

550 рублей на скважину в год.

Расчет потребного количества ингибитора на одну операцию производится из учета площади обрабатываемой поверхности. Периодичность подачи ингибитора зависит от способа эксплуатации скважины и скорости потока жидкости в лифтовых трубах и равна 1-3 месяцам.

Для увеличения работоспособности трубопроводов, перекачивающих коррозионно-агрессивнуго жидкость под высоким давлением (до 20 МПа), наиболее эффективным является использование стальных труб, футерованных полиэтиленом, при этом соединение их необходимо осуществлять в соответствии с A.C. СССР № 958759.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ханларов ага, Мехти Гаджи оглы, 1984 год

1. A.c. СССР № 958759. Способ соединения стальных футерованных труб. Ю.А. Балакиров, С.Н. Горев и др. Ей, А^ 34, 1982.

2. Агаларов М.С. Гидрогеохимия основных нефтяных месторождений Азербайджана. Баку: Азернефтнещр, i960, 206 с.

3. Адлер Н.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1971, 207 с.

4. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964, 362 с.

5. Айолло Г.С. Интерпретация геотермических исследований. Тематические обзоры ВНИИОЭНГ. М., 1970, 52 с.

6. Акимов Г.В. Основы учения о коррозии и защите металлов.-М.: Металлургиздат, 1946, 463 с.

7. Ализаде A.A., Ахмедов Г.А., Аванесов В.Т. Каталог коллек-торских свойств продуктивной толщи Азербайджана. Книга I. Баку: Элм, IS7I, 368 с.

8. Апельцин И.Э. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов. -М.: Гостоптехиздат, i960, 295 с.

9. Базовский И. Надежность. Теория и практика. Пер. с англ.-М.: Мир, 1965, 373 с.

10. Барлоу Р., Прошан Ф. Математическая теория надежности. Пер. с англ. М.: Советское радио, 1969, 488 с.

11. Барыщин В.Л. О прогнозировании и оптимизации коэффициентов нефтеизвлечения нефтяных месторождений. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: Аз-ИНЕФТЕХИМ, 1982, 19 с.

12. Брегман Д.И. Ингибиторы коррозии. Пер. с англ. Л.: Химия, 1966, 310 с.

13. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1973, 368 с.

14. Гидравлика, гидравлические машины и гидравлические приводы./ Под ред. Т.М. Башты. М.: Машиностроение, 1970, 504 с.

15. Гнеденко Б.В., Хинчин А.Я. Элементарное введение в теорию вероятностей. М.: Наука, 1976, 165 с.

16. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Наука, 1976, 192 с.

17. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения.

18. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. -М.: Недра, 1973, 280 с.

19. Дахнов В.Н. Геофизические методы оцределения коллектор-ских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975, 343 с.

20. Длин A.M. Математическая статистика в технике. М.: Советская наука, 1958, 466 с.

21. Драйпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. Пер. с англ. М.: Статистика, 1973, 392 с.

22. Жук Н.П. Курс коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1968, 407 с.

23. Заказ-наряд № 4186. Разработка водорастворимого фосфор-органического ингибитора коррозии стали в водонефтяных системах нефтяных месторождений объединения "Азнефть" /М.А. Субботин, Т.Х. Манахова и др. Баку: АзНИПИнефть, 1983.

24. Защита от коррозии деталей и узлов глубинных насосов методом ингибированного оксидирования. /М.А. Субботин, Т.Х. Манахова и др. Баку: Труды АзНИПИнефть, 1980, с. 44-50.

25. Ивахненко А.Г. Индуктивный метод самоорганизации моделей сложных систем. Киев: Наукова думка, 1982, 296 с.

26. Ицельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.: Машиностроение, 1975, 559 с.

27. Исследование ингибиторов коррозии для двухфазных систем "нефть-вода" и промысловых сточных водах./ М.А. Субботин, Т.Х. Манахова ж др. Баку: Труды АзНИПИнефть, 1981, с. 44-51.

28. Кистяковский В.А. Коррозия железа при контакте с границей двзх фаз. Труды июльской сессии АН СССР М.: Изд-во АН СССР, 1932, с. 37-42.

29. Кларк Г.Б., Акимов Г.В. Необратимые электродные потенциалы металлов. ДАН СССР, 1941, т. 30, № 9.

30. Колотыркин Я.М. Фундаментальные проблемы теории коррозии и пути их решения. Материалы ХП Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. М.: Наука, Рефераты докладов № 3, 1981.

31. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных сотрудников и инженеров. Определения, теоремы, формулы. -М.: Наука, 1978, 830 с.

32. Крайча Я. Газы в подземных водах. Пер. с чеш. М.: Наука, 1980, 343 с.

33. Круман Б.Б., Крупицина В.А. Коррозионно-механический износ оборудования. М.: Машиностроение, 1968, 104 с.

34. Кульбак С. Теория информативности и статистика. М.: Наука, 1967, 408 с.

35. Литровенко М.Г. Исследование вопросов износа штанговых муфт и насосных труб при эксплуатации глубиннонасосных скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: АзНИПИнефть, 1974, 27 с.

36. Легезин И.Е. Защита от коррозии промысловых сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. М.: Недра, 1973, 343 с.

37. Малышек В.Т. Классификация нефтей и различных природных вод по их поверхностной активности и ее практическое значение. -Баку: Труды АзНИИ ДН, 1956, с. 31-42.

38. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Пер. с англ. М.: Гостоптехиздат, 1949, 628 с.

39. Мамедов A.M., Аббасов З.Я., Рагимов М.Г., Ширинов A.M. О влиянии обводненности скважин на частоту образования течи в трубах. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1980, № I, с. 39-42.

40. Манвелов Э.А., Локсин В.Ш., Володченко А.П. О продольном изгибе труб в глубиннонасосных скважинах. Нефтяное хозяйство, 1970, J& 8, с. 54-56.

41. Мардахаев И.М. Прогнозирование некоторых технологических параметров в добыче газа и конденсата. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: квШШШШ, 1978, 15 с.

42. Меликов Ш.М., Ибрагимов О.М. Технология двустороннего покрыта насосно-компрессорных труб полимерными материалами для предотвращения коррозии. Баку: Труды АзНИПИнефть, 1975, с. 3538.

43. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязко-пластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. Баку: Азер-нефтнешр, 1959, 409 с.

44. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977, 228 с.

45. Митропольский А.К. Интеграл вероятностей. Л.: Изд-во ЛГУ, 1972, 37 с.

46. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М.: Недра, 1975, 264 с.

47. Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И., Чернов Б.С. Технология и техника добычи нефти и газа, М.: Недра, 1971, 495 с.

48. Негреев В.Ф. Коррозия оборудования нефтяных промыслов -Баку: Азнефтеиздат, 1951, 279 с.

49. Негреев В.Ф., Мамедов И.А., Мамедова И.Ф. Ингибиторы коррозии в борьбе с наводораживанием стали в системе жидкие углеводороды водные растворы. - Баку: Изд-во АН АзССР, 1968, 106 с.

50. Основные технико-экономические показатели разработки месторождений объединения "Азнефть"./Г.И. Набиев, Ш.М. Тагиев и др. Баку: АзНИПИнефть, 1978.

51. ОСТ 39-099-79. Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах. / A.A. Гошк, Ю.Г. Рождественский и др. М.: Изд-во МНП, 1980, 25 с.

52. Отчет по теме № 28(80). Авторский надзор за внедрением проекта разработки месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы. /Ш.М. Тагиев, Р.Г. Салихов и др. Баку: АзНИПИнефть, 1980.

53. Отчет по теме № 28(81). Авторский надзор за внедрением проекта разработки месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы. / З.Г. Дильбази, Р.Г. Салихов и др. Баку: АзНИПИнефть, 1981.

54. Отчет по теме № 13,9,10 ( 60-62). Гидрогеология и щдро-геохимия нефтяных и газовых месторождений Азербайджана./ М.С. Агаларов, A.M. Курбанзаде и др. Баку: АзНИПИнефть, 1962.

55. Отчет по теме № 93(79-80). Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования на предприятиях объединения "Азнефть" /М.А. Субботин, Т.Х. Манахова и др. Баку: АзНИПИнефть, 1980.

56. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра, 1965, 191 с.

57. РД 39-3-382-80. Руководство по применению ингибитора коррозии ИКНС-АзНИПИнефть./ М.А. Субботин, Т.Х. Манахова, А.Г. Ханларов. Баку: АзНШШнефть, 1980, 51 с.

58. РД 39-3-6II-8I. Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров. / Ю.И. Толкачев, K.P. Низамов, Ю.Г. Рождественский, 1.И. Семенов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981, 34 с.

59. РД 39-23-1065-84. Методика оценки коррозионно-эрозионно-го износа скважинного оборудования в условиях термического воздействия на пласт. / М.А. Субботин, А.Г. Ханларов и др. Баку: Аз-НИПИнефть, 64 с.

60. Ребивдер П.А. Поверхностно-активные вещества и их применение. Поверхностные и объемные свойства растворов поверхностно-активных веществ. Химическая наука и промышленность, 1966, т. 9, В 4.

61. Реми Г. Курс неорганической химии, т. I. Пер. с нем. -М.: Мир, 1972, 824 с.

62. Робинзон О.В., Гринберг A.A., Коган Е.З. Стальные трубы, футерованные полиэтиленом. М.: Металлургия, 1972, 389 с.

63. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия, 1977, 352 с.

64. РТМ 26-II-I0I-67. Методика оценки надежности нефтепромыслового оборудования. -М.: НИИМАШ, 1967, 59 с.

65. Смирнов Н.В., Дунин-Барковский И.В. Курс теории вероятностей и маетматической статистики. М.: Наука, 1969, 511 с.

66. Справочник по растворимости. Бинарные системы, кн. I -М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1961, 257 с.

67. Сулейманов А.Б. Технология и техника эксплуатации скважин малого диаметра. Баку: Азнефтеиздат, i960, 222 с.

68. Сухарев Г.M. Гидрогеология нефтяных ж газовых месторождений. М.: Недра, 1979, 349 с.

69. Томашев Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М. : Изд-во АН СССР, 1959, 592 с.

70. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980, 583 с.

71. Троицкий В.Ф. Работа глубиннонас осной установки в осложненных условиях эксплуатации. Баку: Азернефтнешр, 1962, 83 с.

72. Фрумкин А.Н., Багоцкий B.C., Иофа З.А., Кабанов Б.Н. Кинетика электродных процессов. М.: Изд-во МГУ, 1952, 318 с.

73. Ханларов А.Г. Исследование коррозионного процесса в системе "нефть-пластовая вода" при наличии сероводорода. -Баку: Труды АзНИПИнефть, 1981, с. 95-98.

74. Ханларов А.Г., Пирвердян A.M., Субботин М.А. К вопросу рационального использования ГОСТ на промыслах объединения "Аз-нефть". Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1983, № 7, с. 28-31.

75. Ханларов А.Г., Субботин М.А., Манахова Т.Х. Специфика коррозионного процесса в пластовых водах месторождения Бала-ханы-Сабунчи-Романы и пути борьбы с нею. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1982, № 4, с. 31-35.

76. Химмельблау Д. Анализ процессов статистическими методами. Пер. с англ. М.: Мир, 1973, 510 с.

77. Шейдаев Т.Ч. Повышение эффективности геолого-технических мероприятий на основе регулирования определяющих факторов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: АзШЕФТЕХИМ, 1984, 14 с.

78. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М.: Изд-во АН СССР, 1961, 210 с.

79. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов. Пер. с англ. -М.: Машгиз, 1962, 851 с.

80. НсшвРег &оеМы ¿. апс! о^ег. СопЫклЬь* ¿о Рсёгисп^ ТЬеоъд. Согго5соп^ ¡972^ v.2^ А// р. 7.

81. ШЬаи С.С. СоггьШом о{ Л*-Л

82. К¡оЫг-йс^гыМе Согъоио» с» 0& Ъевс/ РЕшо/ь.1. Сохъо^оп, к'*,

83. ВЗ. РгоьсЬа» Я ТЪеогЖсаб ЕхрСанаКо» о/1. Окггмс! ¡дгсъ<щГагви^г гьс$> /9ез V. 5" л/згч. Эа^Лсвко Ху &ге,со \л/гс^*>С ^ Согго&Сои

84. Рс&ш Рго^гЬСев Си Ры^е Соггоьсо» ^ /Л*к/9, л//0, р-ЗЗ-ч.

85. К.ЗЬаио* ЯМ, Во^з X ГЫо25 ЩесИу ¿к Соггоьсои о/ ^ Л* ви»е» ЦсГгояеи 5бг£Дс/е Л/гх£цге.$,. Согго^со* / л/*, Д/7л

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.