Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной надежности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Фаритов, Айрат Табрисович

• Фаритов, Айрат Табрисович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Фаритов, Айрат Табрисович

ВВЕДЕНИЕ.

Апробация работы

Публикации

Структура и оьъем работы

1 КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРЕДНАЗНАЧЕННОГО ДЛЯ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ТРУБОПРОВОДНОГО ФОНДА.

1.1 Цели разрабатываемого программного обеспечения.

12 Концепция создания программного oefciifmi-hhh

13 Механизм использования функциональных возможностей программы в структуре бизнеспроцессов нефтедобывающего предприятия выводы по разделу

2 ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ «ЭКСТРА».

2 1 возможности программы "экстра"

2 2 Структура хранения информации, основные понятия

2 з Проведение аналитической работы с помощью прог раммы «Экстра» . 33 выводы по разделу

3 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА.

3 1 Основные факторы внутренней коррозии промысловых трубопроводов

3 2 ретроспективный анализ данных по составам сред и основным коррозионным агентам на

Самотлорском месторождении

Выводы но разделу

4 РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.

4 1 Влияние коррозионной эрозии на внутреннюю коррозию промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки западно-сибирских месторождений

4 2 поиск прогнозирующих зависимостей на основ!- анализа ретроспективных данных по отказам промысловых трубопроводов. выводы по разделу

5 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ПЕРЕНОСА ИНГИБИТОРА В ПОЛОСТИ ИСКРИВЛЕННОГО ГАЗОПРОВОДА. выводы по разделу. . . 118 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование закономерностей внутренней коррозии нефтегазопроводов на поздней стадии разработки месторождений и повышение их эксплуатационной надежности»

Актуальность работы. Снижение экономических издержек предприятия и экологических последствий при высокой аварийности нефтепромысловых объектов на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений является насущной проблемой нефтедобывающих предприятий Западной Сибири, характеризующихся коррозией, протекающей по механизму углеки-слотной коррозии. Протяженность ежегодно заменяемых трубопроводов из-за их преждевременного выхода из строя по причине внутренней коррозии, например по компании ОАО «ТНК-BP», составляет более 500 км. В других нефтяных компаниях ситуация аналогичная. Ежегодно происходит замена от 2 до 10 % трубопроводного фонда предприятий.

По экспертным оценкам, общая стоимость заменяемых вследствие достижения предельного состояния промысловых трубопроводов (ПТ) в РФ составляет несколько миллиардов рублей.

Вопросам поиска закономерностей развития углекислотной коррозии трубопроводов систем нефтегазосбора и решению задач, направленных на ее снижение, посвящены работы ученых С. Де Ваарда, Д. Мильямса, Р. Мартина, В. Джепсона, В.И. Бойко, Э.М. Гутмана, В.В. Завьялова, Г.Г. Корнилова, А.Н. Маркина, А.Г. Хуршудова, Ф.М. Галина, А.К. Галлямова, Ю.Г. Рождественского, Л.П. Худяковой и др.

Разработанные ранее рекомендации по уменьшению скорости внутренней коррозии трубопроводов систем нефтегазосбора за счет увеличения скорости потока нефтяной эмульсии зачастую в настоящее время приводят, как показывает практика, к обратному эффекту, что, в свою очередь, ведет к ошибкам проектирования трубопроводов при реализации программ капитального ремонта и реконструкции. Этот феномен объясняется тем, что данные методики разрабатывались в 70-80-ые годы прошлого столетия для нефтяных эмульсий при наблюдавшейся в то время на месторождениях Западной

Сибири обводненности, не превышавшей точку инверсии фаз (40.70 %). При такой обводненности увеличением турбулентности потока при повышении скорости движения рабочей среды можно было добиться полного эмульгирования водной фазы, при отсутствии которой коррозия становилась маловероятной.

В настоящее время основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции. Практически на всех нефтегазодобывающих предприятиях она находится гораздо выше точки инверсии фаз. В данной работе на основе комплексного ретроспективного анализа данных по отказам и гидравлическим параметрам работы трубопроводов ОАО «Самотлорнефтегаз» решается задача определения основных факторов, способствующих ускоренному износу объектов системы нефтесбора при высокой обводненности нефти.

Целью работы является поиск новых путей снижения риска возникновения аварий на существующих и проектируемых промысловых трубопроводах западно-сибирских предприятий, путем разработки прогнозирующих моделей процессов внутренней коррозии и технологий защиты от нее, а также создания программного обеспечения, позволяющего облегчить решение аналитических задач связанных с обеспечением надежности нефтепромысловых трубопроводов.

Основные задачи исследований

1. Разработать программное обеспечение, позволяющее решать задачи поиска зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов от технологических факторов.

2. Провести комплексный анализ данных по аварийности промысловых трубопроводов системы нефтегазосбора и гидродинамическим параметрам транспорта обводненной нефтегазовой смеси; определить основные факторы, влияющие на ускоренный износ трубопроводов; выявить закономерности развития внутренней коррозии на поздних стадиях разработки месторождений и разработать прогнозирующие модели коррозии.

3. Разработать математическую модель процесса переноса ингибитора в полости трубопровода для транспортирования нефтяного газа, позволяющую оптимизировать его защиту от внутренней коррозии.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем теоретических исследований и с помощью математических методов анализа динамических процессов с использованием современных компьютерных технологий.

Научная новизна

1. Разработаны концепция и концептуальная модель базы данных (БД) для создания программного обеспечения, позволяющего на базе информации, вводимой для учета работы трубопроводов, решать задачи комплексного анализа и поиска корреляционных зависимостей в процессе эксплуатации трубопроводов, подверженных действию коррозионно-активных рабочих сред.

2. Разработана новая сетевая компьютерная программа «Экстра», включающая функции аналитической системы, позволяющей проводить расчеты по различным коррозионно-гидравлическим моделям.

3. Найдена зависимость между содержанием сероводорода в добываемой продукции в процессе разработки месторождения, изначально не содержавшей его, и количеством воды, закачиваемой для поддержания пластового давления.

4. Получены зависимости для определения скорости коррозии и потока отказов трубопроводов системы нефтесбора, подверженных углеки-слотной коррозии, при высокой обводненности продукции.

5. Разработана математическая модель процесса переноса ингибитора в полости газопровода, позволяющая оптимизировать его защиту от внутренней коррозии.

На защиту выносятся: концепция создания программного обеспечения, позволяющего решать задачи комплексного анализа и поиска корреляционных зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов, характеризующихся высокой коррозионной агрессивностью перекачиваемых сред, от технологических факторов; новая сетевая компьютерная программа «Экстра», созданная на базе данной концепции, и модели процессов, связанных с коррозией промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и переносом ингибиторов в газопроводах нефтяного газа.

Практическая ценность результатов работы

Разработанное сетевое программное обеспечение «Экстра» позволяет проводить аналитическую и научно-исследовательскую работу с большой выборкой исходных данных с использованием комплексного подхода к проблеме повышения ресурса промысловых трубопроводов. С использованием этой программы была получена эмпирическая зависимость для скорости коррозии трубопроводов систем нефтесбора, подверженных углекислотной коррозии, на поздней стадии разработки месторождений. Программный комплекс «Экстра», версия 5.0 внедрен в качестве основной программы для управления режимами эксплуатации промысловых трубопроводов на следующих предприятиях ТЭК Российской Федерации: ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «Белкамнефть», ОАО «Оренбургнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Корпорация Югранефть», АО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Саратовнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Разработанная математическая модель процесса переноса ингибитора легла в основу системы защиты от коррозии газопроводов нефтяного газа предприятия «Башнефтегазпром», входящего в состав АНК «Башнефть».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались: на конкурсе молодежных разработок по проблемам ТЭК в 1995 году, на IX ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999 г.), на II, III и IV конгрессах нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000, 2001, 2003 гг.), а также на научно-технических совещаниях ОАО «ТНК-BP», ОАО « ЮКОС-ЭП» и ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ.

Разработанная в рамках диссертационной работы сетевая программа «Экстра» стала одной из базовых составляющих Системы мониторинга коррозии, за которую группа специалистов, в число которых входит и автор диссертации, получила Государственную премию в области науки и техники Республики Башкортостан за 2005 год.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций по работе, библиографического списка использованной литературы, включающего 100 наименований. Работа изложена на 130 страницах машинописного текста, включая 14 таблиц, 21 рисунок.

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Фаритов, Айрат Табрисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработано сетевое программное обеспечение «Экстра», позволяющее решать задачи комплексного анализа и поиска прогнозирующих зависимостей показателей надежности промысловых трубопроводов от технологических параметров работы в средах с высокой коррозионной агрессивностью.

2. Установлена прямая зависимость концентрации H2S в газе от объема закачки воды в нефтяные пласты за счет интенсификации процессов биоредукции при увеличении объемов закачки воды.

3. Получены формулы, которые позволяют проводить прогнозные вычисления скорости коррозии, приводящей к массовым отказам при известных гидродинамических условиях, и определять поток отказов после возникновения первого отказа.

4. Разработана математическая модель процесса переноса ингибитора в полости искривленного газопровода, позволяющая повышать надежность эксплуатации трубопроводов нефтяного газа путем оптимизации применения ингибиторной защиты.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Фаритов, Айрат Табрисович, 2006 год

1. ANSI/API RP14-91. Recommended Practice for design and installation of offshore production platform piping systems.

2. Brown В., Parakala S., Nesic S. CO2 corrosion in the presence of trace amounts of H2S // Corrosion. NACE, 2004, Paper No. 4736, P. 1-29.

3. De Waard C., Lotz U., Prediction of C02 Corrosion of carbon Steel // Proceedings of the CORROSION/93. NACE, 1993. P. 69.

4. De Waard C., Milliams D.E. Carbonic Acid Corrosion of Steel // Corrosion. -1975.-V.31.-No. 5.-P. 177.

5. Digby M., Bruce R. The corrosion of carbon steel by wet element sulphur // Corrosion science- 1978.-Vol. 18.-No. 5. P. 411-425.

6. Duncan R.N. Gathering Lines Corrosion in Bahrain Crude Field. // Middle East-NACE Conference. April, 1979. Bahrain, 1979, P. 49 - 53.

7. Duncan R.N. Gathering Lines Corrosion in Bahrain Crude Field// Middle East-NACE Conference. April, 1979. Bahrain, - 1979, P. 7 - 8.

8. Dunlop A., Hassel H. (Shell Development Company). Fundamental Considerations in Sweet Gas Well Corrosion // Proceedings of the CORROSION/83. Symposium on C02 Corrosion in Oil and Gas Industry. NACE, 1984. V. 1: Advances in C02 Corrosion.

9. Endean H.J. Oil Field Corrosion Detection and Control. Houston: Champion Chemicals, 1989.

10. Eriksrud E. and Terje Ntvedt. Effect off Flow on C02 Corrosion Rates in Real and Synthetic Formation Waters // Proceedings of the CORROSION/83. Symposium on C02 Corrosion in Oil and Gas Industry. NACE, 1984. V.l: Advances in C02 Corrosion.

11. Gupto D.V. Corrosion behavior jd 1040 carbon steel. Effect of pH and sulfide ion concentration in aqueous neutral and alkaline solutions at room temperature // Corrosion. 1981.-Vol. 37, - No. 11. -P. 611-616.

12. Hurlen Т., Gunvaldsen S. Effects of carbon dioxide on reactions at iron electrodes in aqueous salt solutions // Journal of Electroanalitic Chemistry. 1984. Vol. 180, -No. 1-2,-P. 511-526.

13. Ikeda, A., Mukai, S., Ueda, M. Prevention of C02 Corrosion of Line Pipe and Oil Country Tubular Goods, Houston TX // Proceedings of the CORROSION/84. -NACE, 1984.-PaperNo. 289.

14. Levy A.V. Erosion and erosion-corrosion of Metals // Corrosion science. NACE, 1995.

15. Martin R.L. and Annand R.R. Accelerated Corrosion of Steel by Suspended Iron Sulfides in Brine // Corrosion. 1981. - Vol. 37. - No. 5, - P. 297-301.

16. Mehdizaden P., McGlasson R.L. and Landers J.E. Corrosion Fatigue Performance of Carbon Steel in Brine Containing Air, H2S and C02. C02 Corrosion in Oil and Gas Production. Houston: NACE, 1984.

17. NACE MR 0175-2000 Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Eguipment.

18. NACE Standard RP-07-75. Recommended Practice. Preparation and Installation of Corrosion Coupons and Interpretation of Test Data in Oil Production Practice.

19. Nesic S., Cai J. and Lee K. A multiphase flow and internal corrosion prediction model for mild steel pipelines // Corrosion. NACE, 2005. - Paper No. 5556. - P. 1-35.

20. Sardisco J.B., Pitts R.E. Corrosion of Iron in H2S-C02-H20 System Composition and Protectiveness of the Sulfide Film as a Function of pH // H2S Corrosion in Oil

21. Gas Production. A Compilation of Classic Papers / Co-Editors R.N. Tuttle and R.D. Kane. Houston: National Association of Corrosion Engineers, - 1981. - P. 1104.

22. Schmitt G., Steinmetz D. Uberrasc hende Leiereengseintlusse der Korrosionsan-fallgkeit von Sauergasforderrohren // Werstoff und Korrosion. 1985. - Bd. 36, -№37. -P. 309-315.

23. Shadley J.R., Shirazi S.A., Dayalan E. and others. Erosion-corrosion of carbon steel elbow in a carbon dioxide environment // Corrosion engineering. NACE, 1996.

24. Swidzinsky M., Fu В., Taggart A., Jepson W. Corrosion inhibitors of wet gas pipelines under high gas and liquid velocities // Corrosion. NACE, 2000. - Paper No. 70.-P. 1-17.

25. Vedapuri V., Kang C., Dhanabalan D. and Gopal M. Inhibition of multiphase wet gas corrosion // Corrosion. NACE, 2000. - Paper No. 43. - P. 1-13.

26. Vitse F., Nesic S., Gunaltun Y., Torreben D. Mechanistic model for the prediction of top-of-the-line corrosion risk// Corrosion. NACE, 2003. - Paper No. 3633. - P. 1-19.

27. Vosikovski O., Rivard A. The effect of hydrogen sulfide in crude oil on fatigue crack growth in a pipeline steel // Corrosion (USA). 1982. - V. 38. - No. 1. - P. 19-22.

28. Zhou S., Stack M.M, Newman R.C. Characterization of Synergistic effects between erosion and corrosion in an aqueous environment using electrochemical techniques // Corrosion science. NACE, 1996.

29. Абрамов H.H. Водоснабжение. M.: Изд-во литературы по строительству, 1974.-480 с.

30. Ажогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей//М.: Металлургия, 1974г. с.256

31. Анализ работы систем сбора на нефтяных месторождениях страны с целью определения применяемых методов и средств повышения их технологическойнадежности. Отчет о НИР по теме 1-3-88-1/ ВНИИСПТнефть; руководитель Ф.М. Галин. Уфа, 1988. - С. 34.

32. Брезицкий С.В., Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Гетманский М.Д. Ретроспективный анализ состава и коррозионной агрессивности сред Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. - С. 96-100.

33. Брезицкий С.В., Медведев А.П., Гумеров А.Г., Кузнецов Н.П., Музипов Х.Н., Худякова Л.П., Рождественский Ю.Г., Фаритов А.Т. Обеспечение надежности промысловых трубопроводов на месторождениях ТНК // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 12.-С. 106-110.

34. Бугай Д.Е., Гетманский М.Д., Фаритов А.Т., Рябухина В.Н. Прогнозирование коррозионного разруше-ния нефтепромысловых трубопроводов: Обзорн. ин-форм. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1989.-Вып. 7 (91).-64 с.

35. ВСН 51-2.38-85. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. -М.: Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1986.

36. Гафаров Н.Ф. и др. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержа-щих нефтегазовых месторождений/ Н.Ф.Гафаров, А.А.Гончаров, В.М.Кушнаренко. М.: Изд-во Недра, 1998. - 437 с.

37. Гетманский М.Д., Еникеев Э.Х., Рождественский Ю.Г., Фокин М.Н., Семено Л.Д., Толкачев Ю.И. Коррозия и защита нефтегазопромыслового оборудования и трубопроводов в средах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 55 с.

38. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Низамов К.Р. Локальная коррозия нефтегазопромыслового оборудования в сероводородсодержащих минерализованных средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981. - № 11. - С. 2 - 3.

39. Гоник А.А. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Изд-во Недра, 1966. - 177 с.

40. ГОСТ 9.502-82. Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.

41. Гумеров А.Г., Медведев А.П., Фаритов А.Т., Ро-ждественский Ю.Г., Худякова Л.П. Концепция развития системы технического диагностирования промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 1. - С. 78-83.

42. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман JI.E. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. М.: Недра, 1988. -200 с.

43. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976. -472 с.

44. Изучение причин и разработка методов предотвращения коррозии нефтепромыслового оборудования и коммуникаций: руководитель Н.В.Лукин. Отчет/ ЦНИЛ ПО Нижневартовскнефтегаз, 1986.

45. Изучение состава сред Самотлорского месторождения и разработка системы коррозионного мониторинга на нефтепромысловом оборудовании ОАО Нижневартовскнефтегаз: Отчет о НИР / ИПТЭР. 1999.

46. Иофа З.А. О механизме действия сероводорода и ингибиторов на коррозию железа в кислых растворах // Защита металлов. 1980. - Т. 16. - № 3. - С. 285300.

47. Кеше Г. Коррозия металлов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы: Пер. с нем. М.: Металлургия, 1984. - 399 с.

48. Колесниченко В.Н., Макагон Ю.О., Макеева Т.В., Климов В.Н. Коррозия и наводороживание сталей в сероводородных средах // Очистка и осушка нефтяных газов и защита оборудования от коррозии: Сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -С. 111 -115.

49. Белоглазов С.М. Наводороживание стали при электрохимических процессах. Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1975. - 411 с.

50. Корнилов Г.Г., Маричев Ф.Н., Толкачев Ю.И., Гетманский М.Д. Внутренняя коррозия при транспорте газожидкостных смесей // Нефтяное хозяйство. -1981.-№8.-С. 48-51.

51. Курганов A.M. Гидравлические расчеты систем водоснабжения и водоотведе-ния. Л.: Стройиздат, 1986. - 439 с.

52. Лубенский А.П., Семиколевнова З.П. Коррозионная стойкость углеродистых сталей в газопаровой фазе систем, содержащих сероводород и двуокись углерода // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». -М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-Вып. 5.-С. 10-13.

53. Лубенский А.П. Влияние анионного состава солевых растворов на охрупчи-вание углеродистой стали // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 9. - С. 1-2.

54. Лубенский А.П. Охрупчивание углеродистых сталей в солевых растворах сероводорода // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 11.-е. 1-2.

55. Маркин А.Н. Углекислотная коррозия и ингибиторная защита газонефтесбор-ных трубопроводов, осложненные образованием осадков солей: Автореф. . канд. техн. наук. -М., 1992.

56. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. -М.: Недра, 1987.- 144 с.

57. Медведев Ф.П., Маркин А.Н. Об усиленной коррозии трубопроводов систем сбора нефти// Нефтяное хозяйство. 1985. - № 11. - С. 56-59.

58. Мингалев Э.П. и др. Исследование причин разрушений трубопроводов на Са-мотлорском месторождении и методы борьбы с ними. Нефтепромысловое дело. -1979.-№ 9.-С. 17.

59. Миркин А.З., Усиньш В.В. Трубопроводные системы. М.: Химия, 1991. -255 с.

60. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. - 185 с.

61. Определение основных причин поступления мехпримесей в скважины и нефтепроводы: Отчет/НижневартовскНИПИнефть. 1989.

62. Подобаев Н.И., Шалыгин С.П. Особенности формирования сульфидных пленок на армко-железе в нейтральных солевых растворах, содержащих сероводород // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». -М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-Вып. 11.-С. 1-3.

63. Поршнев С.В. Вычислительная математика: Курс лекций. С.-П.: Изд-во БХВ-Петербург, 2005. - 320 с.

64. Проект разработки Самотлорского месторождения: Отчет/ ВНИИ, тема 367, СибНИИНП (15.81). -Москва -Тюмень, 1981. Т. 1.

65. Разработать типовые технологические процессы защиты от коррозии трубопроводов сероводородсодержащего нефтяного газа: Отчет НИР по договору 10-3-88/ ВНИИСПТнефть. Уфа, 1988.

66. РД 39-0076-91. Методика гидравлического расчета трубопроводов для жидкостных потоков с высоким газовым фактором. Уфа: ИПТЭР, 1991.

67. РД 39-0147103-347-86. Технология предотвращения ручейковой коррозии в системах нефтегазосбора.- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

68. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.

69. РД 39-0147323-339-89Р. Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Гипротюменьнефтегаз, 1989.

70. РД 39-3-1034-84. Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

71. РД 39-3-669-81. Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при транспорте обводненной нефти. Уфа, ВНИИСПТнефть, 1982.

72. РД-39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.-М.: Недра, 1994.

73. Тухбатуллин Р.Г., Курмаев А.С., Фаритов А.Т. Определение технологических параметров ингибирования газопроводов при струйном и аэрозольном методах ввода ингибитора // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -1994. №4.с.2-5.

74. Ф.К. Курбанов, А. Икрамов, С. Юсупова и др. Влияние различных факторов на сероводородную коррозию стали 20 в электролите // РНТС. Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 3.-С.1-2.

75. Хуршудов А.Г. Расчет технологических режимов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтегазопроводов// ЭИ Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: - ВНИИОЭНГ, 1987. - № 6. - С. 15.

76. Хуршудов А.Г., Сивоконь И.С., Маркин А.Н. Прогнозирование углекислотной коррозии нефтегазопроводов // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 11. - С. 21.

77. Хуршудова А.Г. О механизме внутренней коррозии сточных воды нефтепромыслов// Обзорн. информ. Сер. «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып.6. - С. 54.

78. Цинман А.И., Колесниченко В.Н., Чирков Ю.А. Защита от коррозии оборудования цехов переработки газа Казахского ГПЗ // Очистка и осушка нефтяных газов и защита оборудования от коррозии: Сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - С. 61-67.

79. Шрейдер А.В., и др. Влияние водорода на химическое и нефтяное оборудование/ А.В. Шрейдер, И.С. Шпарбер, Ю.И. Арчаков. М.: Машиностроение, 1976.- 144 с.

80. Щипачев B.C. Курс высшей математики. Можайск: Изд-во «Проспект», 2004.-597 с.

81. Яковлев JI.M., Гарник Ю.М. Коррозионное поведение некоторых металлов в природном газе, содержащем сероводород // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982. - № 7. - С. 6-8