Катодная защита обсадных колонн скважин: оценка эффективности и оптимизация параметров тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.03, кандидат наук Долгих, Сергей Александрович

• Долгих, Сергей Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Долгих, Сергей Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 КОРРОЗИОННЫЕ ПРОБЛЕМЫ, МОНИТОРИНГ И 9 ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1.1 Конструкции скважин

1.2 Мониторинг коррозионного состояния обсадных колонн

1.3 Характерные виды коррозионных разрушений

1.4 Статистические данные о коррозионных отказах обсадных 18 колонн ОАО «Татнефть»

1.5 Методы определения электрических параметров катодной 24 защиты

1.6 Заключение по литературному обзору 29 Глава 2 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объект исследования

2.2 Технология диагностики коррозионного состояния обсадной 37 колонны

2.3 Исследование защищенности обсадной колонны с помощью

двухконтактного зонда

2.4 Исследование защищенности обсадной колонны с 50 использованием метода поляризационных кривых

2.5 Исследование защищенности обсадной колонны с 51 использованием метода расчета сдвига потенциала

Глава 3 РЕЗУЛЬТАТЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ 55 КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Глава 4 РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ТОКА ЗАЩИТЫ 76 ПО ГЛУБИНЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

4.1 Методика оценки профилей падения напряжения вдоль

обсадной колонны при отключенной и включенной катодной защите

4.2 Апробация методики на скважинах № 22505 и № 2161 НГДУ 79 «Бавлынефть»

4.3 Влияние схемы соединений элементов обсадной колонны на

распределение тока защиты по глубине скважины 4.4 Выводы

Глава 5 ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАЩИЩЕННОСТИ ОБСАДНЫХ 94 КОЛОНН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА РАСЧЕТА СДВИГА ПОТЕНЦИАЛА

5.1 Расчетно-экспериментальная методика определения 94 параметров катодной защиты обсадных колонн

5.2 Определение параметров расчетной модели катодной защиты 98 обсадных колонн по результатам исследований в промысловых условиях

5.3 Выбор тока защиты обсадных колонн с использованием 104 экспериментально - теоретической методики

5.4 Выводы 108 Глава 6 ДИНАМИКА ПАРАМЕТРОВ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ 109 ОБСАДНЫХ КОЛОНН

6.1 Статистические характеристики электрических параметров 110 катодной защиты

6.2 Прогнозирование значений силы тока защиты

6.3 Выводы 120 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 121 ЛИТЕРАТУРА 123 ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Катодная защита обсадных колонн скважин: оценка эффективности и оптимизация параметров»

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяные скважины являются дорогостоящими капитальными сооружениями, которые служат многие десятилетия и представляют собой сложную инженерную конструкцию. Наиболее ответственной частью скважины является обсадная колонна, обеспечивающая крепление ствола скважины и изоляцию различных геологических пластов.

В контакте с цементом сталь находится в пассивном состоянии. Однако не всегда удается обеспечить надежное цементное покрытие всей наружной поверхности колонны за счет целого ряда дефектов, являющихся причиной возникновения анодных зон, которыми являются плохо зацементированные участки металлической конструкции, находящиеся в контакте с агрессивной средой. Коррозия обсадных труб, как правило, развивается неравномерно, особенно в случае сероводородной коррозии, и преимущественно носит язвенный характер, вызывающий появление сквозных отверстий в трубах часто на фоне незначительной общей коррозии, что приводит к отказу обсадной колонны.

Единственным методом предупреждения грунтовой коррозии обсадных колонн скважин на сегодняшний день является катодная защита, оценка эффективности которой основывается на результатах расчета оптимальных параметров и экспериментальной проверке полученных результатов.

Основным параметром катодной защиты является величина защитного тока. Для обсадных конструкций защитный ток считается достаточным в том случае, если результаты измерений показывают, что электрический ток, направленный на обсадную колонну, устранил все анодные участки. Существует ряд методов, позволяющих определить требуемую величину тока катодной защиты: метод поляризационных кривых (электрического каротажа); метод определения профиля падения напряжения на эксплуатационной колонне; метод расчета сдвига потенциала в стволе скважины и величины сопротивления в системе скважина/грунт; метод

моделирования катодной защиты скважины.

Оценка эффективности электрохимической защиты и состояния металла эксплуатационной колонны скважины является нетривиальной задачей, требующей применение комплекса различных методов, введения упрощений, условностей и т.п. Выбор критериев эффективности противокоррозионной защиты и оценки коррозионного состояния эксплуатационной колонны скважины требует сочетания известных технологий и особенностей их практической реализации.

Цель работы: диагностическое обследование обсадных колонн нефтяных скважин, выявление характерных дефектов и интервалов их фактического расположения; оценка влияния ряда факторов на распределение защитной плотности тока по глубине обсадной колонны и адаптация существующих методик оптимизации параметров катодной защиты к эксплуатационным условиям ОАО «Татнефть».

Основные задачи исследования:

1 Апробация технологии диагностики коррозионного состояния обсадных колонн с использованием опытно-промышленного скважинного магнитного интроскопа МИ-50.

2 Сравнительный анализ результатов визуальной оценки коррозионного состояния труб обсадной колонны, извлеченных из скважины с результатами магнитной интроскопии.

3 Проведение промысловых испытаний согласно методике оценки профилей падения напряжения и оценка распределения плотности тока катодной защиты по высоте (длине) обсадной колонны.

4 Определение параметров катодной защиты обсадных колонн с использованием метода расчета сдвига потенциала в стволе скважины и величины сопротивления в системе скважина/грунт с учетом геометрических характеристик колонны.

5 Разработка программного обеспечения для метода расчета сдвига потенциала в стволе скважины и величины сопротивления в системе

скважина/грунт.

6 Сопоставление расчетных значений параметров катодной защиты, полученных при использовании метода расчета сдвига потенциала в стволе скважины и величины сопротивления в системе скважина/грунт с результатами промысловых испытаний.

7 Статистический анализ данных системы телеметрии станций катодной защиты и выбор модели, позволяющей прогнозировать значения силы тока.

Научная новизна

Установлена вероятность наличия биполярных эффектов при катодной защите обсадных колонн, приводящих к усилению локального анодного растворения металла при увеличении силы тока защиты.

Выявлено влияние схемы соединений элементов обсадной колонны на распределение тока защиты по глубине колонны.

Показано, что коэффициент, связывающий сдвиг потенциала на забое скважины с силой тока защиты, и коэффициент, связывающий сдвиги потенциала на устье и забое скважины, которые в соответствии со стандартом ЕМ 15112 считаются постоянными, на самом деле зависят от величины защитного тока.

Практическая значимость

Результаты диагностирования коррозионного состояния обсадных колонн с использованием метода магнитной интроскопии послужили основой для разработки «Методики обследования технического состояния обсадных колонн скважин с применением магнитного интроскопа» (РД 15339.0-430-05 ОАО «Татнефть»).

Результаты оценки защищенности обсадных колонн методом определения профиля падения напряжения на эксплуатационной колонне нефтяных скважин послужили основой для разработки приложения к «Инструкции по электрохимическим методам защиты обсадных колонн скважин и подземных трубопроводов от грунтовой коррозии»

(РД 153-39.0-803-13 ОАО «Татнефть»).

Спроектировано программное обеспечение на объектно-ориентированном языке программирования Delphi 7, позволяющее проводить расчет параметров катодной защиты на основании геометрических характеристик обсадной колонны и заданной величины смещения потенциала на забое скважины, используя экспериментально получаемые значения силы тока и смещения потенциала на устье скважины.

Публикации: по теме диссертации опубликовано 20 печатных работ.

Структура и объем работы: Диссертационная работа состоит из введения, литературного обзора, четырех глав экспериментальной части, списка литературы, включающего 119 наименований и 1 приложения. Работа изложена на 144 страницах, содержит 19 таблиц и 74 рисунка.

На защиту выносятся: 4ь результаты визуальной оценки коррозионного состояния труб обсадных колонн, извлеченных из скважины;

результаты дефектоскопического обследования эксплуатационных колонн скважин с использованием технологии магнитной интроскопии; результаты оценки профилей падения напряжения и распределения плотности тока катодной защиты по высоте (длине) обсадной колонны с учетом геометрических характеристик конструкции; "4- обоснование наличия биполярных эффектов при катодной защите обсадных колонн, приводящих к усилению локального анодного растворения металла при увеличении силы тока защиты; "¡4- программное обеспечение, позволяющее проводить расчеты в соответствии со стандартом EN 15112 и результаты апробации метода расчета сдвига потенциала в стволе скважины и величины сопротивления в системе скважина/грунт в промысловых условиях ОАО «Татнефть»;

результаты статистического анализа телеметрических данных станций катодной защиты и модель прогнозирования значений силы тока.

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

гис геофизические исследования

гк гамма-каротаж

мэс медно-сульфатный электрод сравнения

НГДУ нефтегазодобывающее управление

нкт насосно-компрессорная труба

скз станция катодной защиты

СМИ сканирующий магнитный интроскоп

эмдс электромагнитный дефектоскоп скважинный

экс эксплуатационная колонна скважины

эхз электрохимическая защита

Глава 1. КОРРОЗИОННЫЕ ПРОБЛЕМЫ, МОНИТОРИНГ И ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1.1 Конструкции скважин

Необходимым условием ввода скважины в эксплуатацию является

обеспечение стабилизации и изоляции ствола с помощью обсадной колонны,

которая составляется из обсадных труб путем последовательного их

свинчивания (сваривания). Для обеспечения надежного крепления и

устойчивости участка ствола металлическую обсадную колонну обычно

цементируют [1-3]. Типичная конструкция скважины согласно [2]

представлена на рисунке 1.1.

1 1

Рисунок 1.1 - Конструкция скважины: а - одноколонной, б - двухколонной; 1 - поверхность земли, 2 - кондукторная колонна, 3 - интервал цементирования, 4 - эксплуатационная колонна, 5 - трубный башмак, 6 - межтрубное пространство, 7 - эксплуатационная колонна, 8 - эксплуатационный хвостовик, 9 - эксплуатационный пакер, 10 - промежуточная колонна

Обсадная колонна труб позволяет: предотвратить попадание жидкости из вышезалегающих пластов; выдерживать давление окружающих геологических пластов; отделять внутреннюю поверхность ствола скважины от окружающего грунта; продолжать бурение до продуктивного горизонта; спускать колонну труб с поверхности до продуктивного горизонта.

Конструкция добывающей скважины выбирается, исходя из особенностей геологического строения месторождения, глубины местонахождения залежи, также зависит от способа добычи нефти и других факторов [4].

На территории НГДУ ОАО «Татнефть» преимущественно используется одноколонная конструкция, которая предусматривает в своем составе кроме направления и кондуктора только эксплуатационную колонну (рисунок 1.1а). Поскольку устье скважин лежит в зоне легкоразмываемых пород, его укрепляют с помощью направления длиной до 50 м. Длина кондукторной колонны, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов достигает 500 м. Длина эксплуатационной колонны до продуктивного пласта порядка 2000 м, ее диаметр не превышает 0,168 м.

1.2 Мониторинг коррозионного состояния обсадной

колонны

Эксплуатационная надежность и экологическая безопасность скважины как сложного инженерного сооружения во многом определяется коррозионным состоянием обсадных колонн, являющихся основным элементом крепи [5].

Основными задачами мониторинга являются: - получение фоновых кривых, характеризующих первоначальное техническое состояние обсадных колонн и цементного кольца с целью формирования "паспорта" технического состояния крепи скважин;

- определение зон износа обсадных колонн, остаточной толщины труб и их остаточной прочности;

- обнаружение порывов и трещин по телу обсадных труб и их характера (продольных, поперечных, направленных под углом к оси обсадной колонны);

- обнаружение интервалов интенсивной коррозии и сквозных поражений обсадных колонн;

обнаружение негерметичных муфтовых соединений и мест негерметичности обсадных колонн;

- определение состояния цементного кольца и обнаружение интервалов заколонных перетоков.

На всех этапах существования: строительства, эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации проводится исследование ЭКС геофизическими методами. Полнота и объективность полученных данных определяются конструкцией скважины, скважинными условиями, технологией проведения исследований, применяемым комплексом ГИС и техническими возможностями скважинной геофизической аппаратуры, системностью подхода к измерениям [6 - 13].

Установки включают наземную и глубинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи — геофизическим кабелем, а также спуско-подъемный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. Существует целый ряд методов ГИС [14 - 57].

В начале 1980-х годов определенное распространение получили серийно выпускавшиеся приборы ДСИ и ЭПОК-1 [26]. Известны также случаи использования локатора муфт при контроле технического состояния обсадных колонн. Современное аппаратурное и программное обеспечение комплекса электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии (ЭМДС-ТМ), основанное на анализе электромагнитного поля в нестационарном режиме позволяет решать задачи качественного и количественного обследования обсадных колонн через насосно-компрессорные трубы эксплуатационных и

нагнетательных скважин без остановки процесса добычи нефти. Аппаратурные средства метода различаются по количеству и размерам зондов, временному диапазону регистрации сигнала и по разрешающим возможностям [20 - 29].

Метод электромагнитного зондирования позволяет проводить исследования колонн диаметром 52 - 350 мм при диаметре зонда, равном 30 мм при условии, что обсадные колонны и НКТ изготовлены из ферромагнитного материала [23].

Привязку выявленных дефектов к внутренней или к внешней колонне позволяют производить приборы ЭМДС-ТМ-42 с комплексом зондов и современным программным обеспечением. Дефекты стальной колонны типа продольных трещин и близких к продольным фиксируются по интенсивным аномалиям осевого зонда [25, 26]. Для решения задач поиска малых локальных дефектов созданы приборы ряда ЭМДС-С [20 - 29]. Основной особенностью аппаратуры является размещение зондов для фиксации малых дефектов в специальных прижимных контейнерах, скользящих по стенке скважины.

Разделение внутренних и внешних дефектов колонны позволяют электромагнитные дефектоскопы Pipe analysis logs [30]. Высокочастотный вихревой ток определяет дефекты на внутренней стенке колонны, а рассеяние магнитного потока отражает ее толщину. Использование данного прибора в комбинации с другими приборами позволяет выявлять и идентифицировать дефекты на внутренней и внешней колонне в двухколонных конструкциях.

Для обнаружения масштабных коррозионных повреждений или трещин, а также обнаружения потерь металла на внешних колоннах в скважинах с несколькими колоннами используют прибор многочастотной электромагнитной толщинометрии МЕТТ [31]. Степень коррозионных повреждений оценивают посредством сочетания измерений толщины металла и внешней визуализации с внутренними радиальными измерениями.

Для исследования основной обсадной колонны применяется магнитный толщиномер Magnetic Thickness Tool, который отличается небольшими размерами [32]. Двенадцать выходных сигналов датчиков, расположенные по окружности внутри исследуемой обсадной колонны или НКТ, обеспечивают достаточно данных для трехмерной визуализации исследуемой трубы.

Институтом «ТатНИПИнефть» и компанией ООО «ЦТД Интроско» разработана и испытана технология диагностики ЭКС с использованием сканирующих магнитных интроскопов [33 - 47], принцип действия которых основан на методе регистрации утечки магнитного потока. При перемещении СМИ внутри ЭКС осуществляется считывание магнитного рельефа, по величине и характеру распределения которого судят о параметрах дефектов и особенностях стенки ЭКС.

Одним из способов контроля внутренней поверхности обсадных колонн является акустический метод на отраженных волнах, в котором видеоизображение внутренней поверхности стенки скважины получают в амплитудном и временном параметрах [48, 49]. В данном случае используется принцип регистрации, изменения отражающей способности внутренней поверхности при сканировании колонны ультразвуковыми импульсами, при этом регистрируется и изменение времени прихода отраженных эхоимпульсов. На этих принципах построена аппаратура USI фирмы Schlumberger, отечественные акустические телевизоры АРКЦ - Т -1, CAT - 4 НПФ «Геофизика», АВК-42 НПП «ВНИИГИС», АКЦ СВ НПП «Геометр», сканеры Schlumberger - CET-CE/G/J, СЕТ - В B/H/F; Computalog-РЕТ, Baker Atlas - СВТ [50 - 55].

Для определения средней по периметру толщины обсадной колонны, местоположения муфт, центрирующих фонарей, пакеров и других элементов конструкции скважины, оценки степени механического и коррозионного износа труб используется радиоактивный метод регистрации интенсивности рассеянного гамма-излучения с помощью зонда, содержащего источник

среднеэнергетического у-излучения и детектор рассеянного гамма-излучения [56 - 57].

1.3 Характерные виды коррозионных разрушений

Основной причиной потери герметичности обсадных колонн является электрохимическая коррозия по наружной поверхности (рисунок 1.2), интенсивность которой определяется наличием и качеством цементного кольца за эксплуатационными колоннами. Высокая скорость коррозионного разрушения обсадных колонн обусловлена агрессивностью пластовых вод [58 - 64].

Наружная коррозии

Вредное влияние блуждающих токов

Грунтовая коррозия

Внутренняя коррозия

Результат жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий

Коррозионная активность жидкости

Рисунок 1.2 - Виды коррозии обсадных колонн и ее возможные причины

Наибольшую нагрузку испытывают нагнетательные скважины. Общая величина наружной и внутренней коррозии в нагнетательных скважинах ОАО «Татнефть» составляет 0,9 - 1,5 мм/год при закачке пресных и 1,3 - 2,7 мм/год при закачке сточных вод [65, 66].

Основными коррозионноактивными компонентами в пластовых водах являются сероводород, углекислота и кислород (встречается в верхних водоносных горизонтах). В интенсификации коррозионных процессов

важную роль играет жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий [67 - 69].

Различие физико-химических параметров пластовых вод по разрезу скважин (температура, рН, ионный и газовый состав) вызывает протекание по колонне токов макрокоррозионных пар, что снижает скорость коррозии в катодных и повышает ее в анодных зонах по сравнению со скоростью коррозии при отсутствии токов макропар. Наличие межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины вызывает обновление коррозионной среды, снижает диффузионные ограничения коррозионных реакций и, тем самым, повышает скорость коррозии обсадных труб [70 - 74].

Качественное цементирование существенно снижает интенсивность коррозии обсадных колонн за счет снижения термодинамической возможности коррозии вследствие высокого значения рН, исключения движения среды и значительного диффузионного ограничения коррозионных реакций [75].

Коррозия обсадных труб, как правило, развивается неравномерно, особенно в случае сероводородной коррозии, и преимущественно носит язвенный характер, вызывающий появление сквозных отверстий в трубах часто на фоне незначительной общей коррозии [76, 77]. Общая коррозия развивается на всей поверхности металла и вызывает общее уменьшение толщины стенки труб (рисунок 1.3). На неизолированной поверхности труб локальная коррозия развивается на фоне общей коррозии, а на изолированной поверхности - в местах дефектов изоляционного покрытия (рисунок 1.4).

Опасность общей коррозии заключается в ослаблении механической прочности трубы и порывы в этом случае сопровождаются продольными разрывами значительной протяженности.

Рисунок 1.3 - Наружная коррозия обсадной трубы добывающей скважины № 2691 НГДУ «Азнакаевскнефь» ОАО «Татнефть» (дата ввода в

эксплуатацию 1959 год)

Рисунок 1.4 - Сквозное отверстие возле муфты на фоне наружной коррозии.

Добывающая скважина № 2691 НГДУ «Азнакаевскнефь» ОАО «Татнефть»

Типичными видами коррозионных поражений являются: отдельные язвы с размерами, сопоставимыми с толщиной стенки труб; точечные поражения с высокой плотностью, чаще на внутренней поверхности (рисунок 1.5); отдельные сквозные поражения, чаще на наружной поверхности со слоистой структурой (рисунок 1.6); кольцевая коррозия металла труб вблизи резьбовых соединений; продольные язвы ручейкового характера на внутренней поверхности [77].

/

Рисунок 1.5 - Очаги внутренней коррозии обсадной трубы добывающей скважины № 2691 НГДУ «Азнакаевскнефь» ОАО «Татнефть»

Рисунок 1.6 - Сквозная наружная коррозия обсадных труб добывающей скважины № 2691 НГДУ «Азнакаевскнефь» ОАО «Татнефть»

В ряде случаев наблюдаются специфические виды коррозионного разрушения, связанные в основном не с растворением металла, а с ухудшением его свойств или структуры. Это коррозионная усталость, коррозионное (сероводородное и карбонатное) растрескивание и вздутие металла [77].

1.4 Статистические данные о коррозионных отказах обсадных колонн ОАО «Татнефть»

Коррозионное состояние ЭКС предопределяет как возможность реализации методов интенсификации разработки нефтяных месторождений, так и эффективность эксплуатации скважин в целом. При потере целостности ЭКС происходит преждевременное обводнение добывающих скважин, уход закачиваемого агента в другие пласты в нагнетательных скважинах и связанные с последним нарушения правил охраны недр и окружающей среды [58,61,65, 66, 70,71,74].

Впервые низкую надежность, отсутствие экономической эффективности и угрозу экологической безопасности показали результаты статистического анализа данных по техническому состоянию и отказам обсадных колонн скважин в 40-е годы XX века [70, 74]. Аналогичная ситуация наблюдалась в ОАО «Татнефть» до 70-х годов (рисунок 1.7).

1958 1961 1964 1967 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003

Годы

1 _ Ь'пчиил^гвл П,-»/л1 ШПЬШШУ (Ч-ОЧЧЧШ Л ПлЛ/МПШПШлй (глтлимпв ЧКШГТпК

Рисунок 1.7 - Динамика коррозионных отказов обсадных колонн добывающих скважин ОАО «Татнефть»: 1 - количество добывающих скважин с действующей катодной защитой, 2 - количество отказов обсадных

колонн добывающих скважин [78]

Основной причиной отказов обсадных колонн являлись процессы наружной коррозии в добывающих скважинах и двусторонней коррозии в нагнетательных скважинах [78 - 82].

Ситуация изменилась при применении электрохимической защиты. До внедрения ЭХЗ отказы росли по закону, близкому к экспоненциальному. Сначала внедрения ЭХЗ рост прекратился (рисунок 1.7), что было связано с малым охватом - ежегодно подключали 400-600 скважин. Далее, по мере увеличения охвата началось резкое падение отказов - за 1979-1995 гг. количество ежегодных коррозионных отказов в ОАО «Татнефть» уменьшилось в 5,5 раз (эффективность 82 %, что близко к среднему показателю США). Эффект снижения отказов определялся относительно прогнозного уровня, который имели бы в 1979 - 1995 гг. при условии отсутствия ЭХЗ. В конце 80-х и первой половине 90-х годов, на фоне социально-экономического кризиса количество защищенных скважин в ОАО «Татнефть» упало до нескольких десятков, что сказалось на количестве отказов - они резко увеличились. Повторный рост отказов происходил быстрее, что связано со старением фонда скважин [79]. Уже к 2000 году был достигнут уровень отказов, который был до начала внедрения ЭХЗ (рисунок 1.8).

Рисунок 1.8 Динамика ежегодных

отказов эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин:

1 - добывающие скважины;

2 - нагнетательные скважины; 3 - общее количество отказов [79]

§

ш

о

Р5

л

I-О

О

со &

Ф

з-

5;

с; о

420-, 400 380 360 340 320 300 280 260 240 220 200 180 160 140 120 1004 80

1999

2000

2001 Годы

2002

2003

Повторное внедрение ЭХЗ началось с 2003 года. На период 2009 года охват катодной защитой добывающих скважин в среднем по ОАО «Татнефть» составил 17%, а нагнетательных скважин 12%.

Применение ЭХЗ позволило снизить частоту нарушений обсадных колонн в среднем в три раза, как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Это прослеживается во всех годах внедрения ЭХЗ (2006-2008 гг.) [78 - 82].

Анализ всего дефектного фонда скважин ОАО «Татнефть» за период с 1999 по 2003 гг. [78], позволил оценить влияние и других факторов, влияющих на рост нарушений герметичности обсадных колонн. Высокая степень изношенности основного фонда скважин негативно отразилась на динамике отказов ЭКС. Значительный рост количества отказов приходится на 20-й год эксплуатации добывающих скважин, главным образом, в интервалах некачественного цементирования [66, 78]. Это связывают с влиянием трех факторов:

1) с течением времени цементный камень сам подвергается химическому разрушению под действием агрессивных пластовых флюидов;

2) по мере разрушения цемента усиливается электрохимическая коррозия обсадных труб в местах дефектов цементного камня;

3) цементный камень с дефектами сплошности создает дополнительную гальваническую неоднородность на поверхности обсадной колонны.

В нагнетательных скважинах резкое увеличение относительного количества отказов приходится на более ранний по сравнению с добывающими скважинами период эксплуатации - 10-15 лет [78, 79]. Колонны в нагнетательных скважинах работают в более тяжелых условиях. Кроме двухсторонней коррозии, это объясняется и тем, что ослабленные коррозией обсадные трубы не выдерживают расчетных и рабочих давлений (рисунок 1.6). Кроме того, давление нагнетания жидкости в пласт по мере эксплуатации месторождений повышается. Если в начальный период разработки оно составляло 60 атм., то в конечной стадии при вовлечении

слабопроницаемых коллекторов в разработку оно достигает 170-180 атм.

Еще один фактор, который непосредственно влияет на коррозионное состояние эксплуатационной колонны - распределение нарушений обсадных колонн по глубине скважин. Зафиксировано, что максимальное количество отказов эксплуатационных колонн как добывающих, так и нагнетательных скважин относится к интервалу 1400 - 1600 м. В 70-х годах прошлого века этот интервал составлял 600 — 1000 м, где находятся наиболее агрессивные для стали эксплуатационных колонн водоносные комплексы (окско-серпуховский, намюро-башкирский, верхний карбон). Предполагают [79], что причиной наибольшей локализации отказов ниже 1400 м, являются следующие факторы:

- в добывающих скважинах практически при любой обводненности и средних и низких дебитах внутренняя поверхность ЭКС ниже приема насоса постоянно контактирует с пластовой водой продуктивного горизонта;

- в нагнетательных скважинах интервал ЭКС ниже башмака НКТ или пакера не защищен антикоррозионной жидкостью.

В добывающих скважинах основное количество нарушений приходится на интервал 1400-1600 м (35%). Распределение отказов по глубине в нагнетательных скважинах более равномерное. Порывы сосредоточены в нескольких интервалах: О^ЮО м (28%), 800-1200 м (31 %) и 1400-1800 м (32 %). Это связывают с тем, что у добывающих скважин внутренняя поверхность обсадной колонны находится в контакте с пластовой жидкостью только ниже приема насоса, а у нагнетательных скважин все затрубное пространство заполнено водой. Предполагают, что в отличие от добывающих скважин, процессы внутренней коррозии в нагнетательных скважинах протекают по всему телу обсадной колонны и незначительно изменяются по глубине.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Долгих, Сергей Александрович, 2014 год

ЛИТЕРАТУРА

1 NACE STAND ART SPO186-2007. Application of Cathodic Protection for External Surfaces of Steel Well Casings, 2007, 36 p. (Nace International Standart)

2 EN 15112. Äußerer kathodischer Korrosionsschutz von Bohrlochverrohrungen; Deutsche Fassung EN 15112:2006, Berlin, 2006, 35 p. (European Committee for Standardization).

3 EN 12954. Cathodic protection of buried or immersed metallic structures. General principles and application for pipelines, Berlin, 2001, 30 p. (CEN / TC).

4 Антонова E. О., Крылов Г. В., Прохоров А. Д. Основы нефтегазового дела: учеб. для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 307 с.

5 Методические указания по контролю технического состояния крепи скважин: метод, указ. - вторая редакция - М.: ИРЦ Газпром, 2002. 22 с.

6 Глазов Н. П. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от коррозии. М.: Недра, 1978. 216 с.

7 Померанц Л. И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра , 1981. 361 с.

8 Dunlop А. К., Patrick D. N., Drake D. Е. Corrosion control methods // ASM Metals Handbook Vol. 13. - ASM International handbook Committee, 1987. -P. 1235-1245.

9 What's new in corrosion control // Pipeline and Gas Journal // 1995, N 3. P. 53-55.

10 Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997. 226 с.

11 РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М., 2001. 135 с.

12 Виноградова С. С., Кайдриков Р. А., Журавлев Б. Л. Коррозионный мониторинг и контроль эффективности защиты металлических конструкций:

учеб. пособие. Казань: КГТУ, 2007. 100 с.

13 Дарлинг, Т. Практические аспекты геофизических исследований скважин: пер. с англ. М.: Премиум Инжиниринг, 400с.

14 Масленников В. И., Иванов О. В. Развитие геофизических технологий диагностирования технического состояния эксплуатационных скважин // Геология, Бурение, Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: специализированный сб. № 3. Москва, 2008. С. 36-41.

15 Муратов К. Р. Разработка методов и средств коррозионной диагностики электрохимической и ингибиторной защиты трубопроводов : автореф. дис. ... канд. тех. наук. Тюмень, 2005. 19 с.

16 Атеф Эль-Сайед Махмуд. Разработка ускоренных электрохимических методов коррозионного контроля и способов защиты от коррозии оборудования в нефтегазовой промышленности : дис. ... канд. тех. наук. М., 2008.132 с.

17 Климов В. В. Диагностика технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин // Научно-технический вестник «Каротажник». 2008. № 166. С. 10-37.

18 Гафаров Н. А., Гончаров А. А., Кушнаренко В. М. Определение характеристик надежности и технического состояния оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 239 с.

19 Киченко С. Б. Повышение эффективности противокоррозионной защиты и контроля коррозионного состояния трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие углеводороды: автореф. дис. ... канд. тех. наук. Оренбург, 2002. 22 с.

20 Сенилов М. А. Математические модели и программно-аппаратные средства интеллектуальных систем для интерпретации геофизических исследований скважин : автореф. дис. ... д-ра. тех. наук. Ижевск, 2005. 48 с.

21 Эпов М. И., Морозова Г. М., Антонов Е. Ю. Электромагнитная дефектоскопия обсадных колонн нефтегазовых скважин. Основы теории и

методики. Новосибирск: изд-во СО РАН; Фил.'ТЕО", 2002. 103 с.

22 Марков В. А., Шулаев В. Ф., Масленников В. И. Технология электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн разведочных и эксплуатационных скважин // Научно-технический вестник «Каротажник». 2004. № 5-6 (118-119). С. 259-265.

23 Миллер А. В. Разработка аппаратуры и методики применения электромагнитной дефектоскопии нефтяных и газовых скважин: автореф. дис. ... канд. тех. наук. Уфа, 2005. 22 с.

24 Иванов О. В. Совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии (на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения): автореф. дис. ... канд. тех. наук. Уфа, 2009. 17 с.

25 Шлеин А. Т. Разработка и исследование технических средств диагностики электромагнитными методами дефектов и механических напряжений обсадных колонн: автореф. дис. ... канд. тех. наук. Краснодар, 2000. 47 с.

26 Теплухин В. К. Аппаратурно-методическое развитие скважинной электромагнитной дефектоскопии нефтяных и газовых скважин: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. Дубна, 2011. 37 с.

27 РД 51-31323949-48-2001. Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-ГАЗПРОМ и обработке результатов измерений. М., 2002. 36 с.

28 Даниленко В. В. Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин: автореф. дис. ...канд. техн. наук. Уфа, 2011. 25 с.

29 Аппаратура скважинной гамма-электромагнитной дефектоскопии ЭМДС-ТМ-42Е. Инструкция пользователя. Руководство по обслуживанию и интерпретации. Октябрьский, 2008. 7 с.

30 Crain's petrophysical handbook [электронный ресурс]: Online Shareware

Petrophysics Training and Reference Manual: [site]. [2000] URL: http://www.spec2000.net (дата обращения 3.06.2010).

31 Wireline Services Catalog / Schlumberger Educational Services. Texas: Schlumberger. 2004. 198 p.

32 User Guide. Magnetic thickness tool / Sondex Wireline Ltd. User Guide. V1.0 2003. 9p.

33 Абакумов А. А., Абакумов А. А. Магнитная интроскопия. M.: Энергоатомиздат, 1996. 272 с.

34 Абакумов А. А., Абакумов А. А. Магнитная диагностика газонефтепродуктопроводов. М.: Энергоатомиздат, 2001. 440 с.

35 РД 153-39.0-430-05. Методика обследования технического состояния обсадных колонн скважин с применением магнитного интроскопа. Бугульма, 2005. 16 с.

36 Фадеев В. Г., Мухамадиев Р. С., Абакумов А. А., Долгих С. А. Новый высокоразрешающий сканирующий магнитный интроскоп для обследования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин // Геофизические исследования скважин: сб. тез. докладов науч.-практич. конф. Москва, 2006. С. 54-55.

37 Фадеев В. Г., Мухамадиев Р. С., Абакумов А. А., Долгих С. А. Новый высокоразрешающий сканирующий магнитный интроскоп для обследования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин // Новая техника и технологии для геофизического исследования скважин: сб. тез. докладов VII конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2007. С. 24-25.

38 Могильнер JI. Ю., Абакумов А. А., Семин Е. Е. Оценка технического состояния с расчетом срока безопасной эксплуатации нефтяных и газовых скважин на основе технологии скважинной магнитной интроскопии // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. 2009. № 3. С. 28-31.

39 Абакумов A.A., Абакумов A.A. (мл.), Фадеев В.Г., Федотов Г. А., Баженов В. В., Лифантьев В. А., Мухамадиев Р. С., Даутов Ф. И., Долгих С. А. Технология магнитной интроскопии для дефектоскопического

обследования эксплуатационных колонн скважин // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. 2008. № 10. С. 22 - 28.

40 Интроскоп магнитный скважинный: пат. 2382357 Рос. Федерация. № 2008133831/28; заявл. 15.08.08; опубл. 20.02.10. Бюл. № 5. 13 с.

41 Абакумов А. А., Абакумов А. А., Фадеев В. Г., Федотов Г. А., Баженов В. В., Лифантьев В. А., Мухамадиев Р. С., Даутов Ф. И., Долгих С. А. Технология магнитной интроскопии для дефектоскопического обследования эксплуатационных колонн скважин // V Российско-китайский симпозиум по промысловой геофизике: сб. тезисов докладов. Москва, 2008. С. 89 - 104.

42 Технология магнитной интроскопии для дефектоскопического обследования эксплуатационных колонн скважин [Электронный ресурс] // Информационный ресурс издательства «Нефть и капитал» [сайт]. [2008]. URL: www.oilcapital.ru (дата обращения 6.06.2010).

43 Фадеев В. Г., Федотов Г. А., Абакумов А. А., Абакумов А. А. (мл.), Касатов Е. А., Терещенко И. В., Даутов Ф. И., Долгих С. А. Новые системы сканирующей магнитной интроскопии эксплуатационных колонн скважин // Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. 2009, Бугульма. С. 443 - 458.

44 Абакумов А. А., Абакумов А. А. (мл.) , Ибрагимов Н. Г., Исмагилов Ф. 3., Фадеев В. Г., Абрамов М. А., Мухамадиев Р. С., Баженов В. В., Лифантьев В. А., Даутов Ф. И. , Долгих С.А. Опыт использования технологии магнитной интроскопии для диагностики обсадных колонн скважин // Газ. Нефть. Технологии. 2009. С. 13-16.

45 Сканирующий магнитный интроскоп для дефектоскопического контроля стальных эксплуатационных колонн скважин: пат. 2477853 Рос. Федерация. № 2011147674/28; заявл. 23.11.2011; опубл. 20.03.2013. 12 с.

46 Долгих С. А., Абакумов А. А., Кайдриков Р. А., Баженов В. В. Диагностика обсадных колонн с использованием технологии магнитной интроскопии // Вестник Казанского технологического университета. 2011. № 9. С. 241-244.

47 Фадеев В. Г., Абакумов А. А, Абакумов А. А., Долгих С. А., Шакиров

Ф. Ш., Даутов Ф. И. Применение магнитной интроскопии для оценки технического состояния обсадных колонн скважин // Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. 2011, Бугульма. С. 342 - 353.

48 Ивакин Б. Н., Карус Е. В., Кузнецов О. JI. Акустический метод исследования скважин. М.: Недра, 1978. 320 с.

49 Ермолов И. Н., Алешин Н. П., Потапов А. И. Неразрушающий контроль. Акустические методы контроля. М.: Высшая школа, 1991. 283 с.

50 Баранов В. М., Губина Т.В. Применение акустической эмиссии для исследования и контроля коррозионных процессов: учеб. пособие. М. 1990. 71 с.

51 Былевский Г. А., Петерсилье В. И. Состояние и пути развития каротажа обсаженных скважин (по зарубежным данным) / Обзор. Сер. Разведочная геофизика. М.: МГП Геоинформмарк. 1992. 23 с.

52 Гильманова А. М. Исследование и разработка конструктивных основ создания параметрического ряда комплексной малогабаритной аппаратуры акустических методов каротажа нефтегазовых скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук. М., 2002. 21 с.

53 Акустический телевизор для контроля технического состояния обсадных колонн и внутренней поверхности открытого ствола АВК-42м [Электронный ресурс] // ООО НПЦ «Фонд ЭКО-Технология» и отдел скважинных акустических исследований ОАО НПП "ВНИИГИС" [сайт]. URL: http://www.akustika-okt.ru/(дата обращения 10.06.2010).

54 Сулейманов М. А. Разработка аппаратуры и методики контроля качества цементирования нефтегазовых скважин на основе многоэлементных акустических зондов: автореф. дис. ... канд. тех. наук. Уфа, 2005. 23 с.

55 Стрелков, В. И., Терехов О. В. Возможности аппаратуры CAT в исследовании технического состояния скважин // Газ. Нефть. Технологии -2007: материалы всеросс. науч.-практ. конф. Уфа, 2007. С. 72-77.

56 Николаев Н. А. Малогабаритный аппаратно-программный комплекс импульсно-нейтронного гамма-каротажа газонефтяных скважин: автореф.

дис. ... канд. техн. наук. Уфа: УГАТУ, 2005. 20 с.

57 Семич Д. Ф. Алгоритм и программное обеспечение интерпретации данных радиоактивного каротажа нефтяных скважин : автореф. дис. ... канд. физ.-мат. наук. Новосибирск, 2005. 18 с.

58 Гоник А. А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976. 192 с.

59 Кеше Г. Коррозия металлов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы. М.: Металлургия, 1984. 400 с.

60 Маттссон Э. Электрохимическая коррозия: пер. со шведск. Э. Маттссон; под ред. Колотыркина Я. M. М.: Металлургия, 1999. 158 с.

61 Корбачков JI. А. Кинетика коррозионного разрушения металла подземного трубопровода : обзор, информ. М.: Газпром, 2000. 51 с.

62 Агзамов Ф. А., Измухамбетов Б. С.Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. СПб. : Недра, 2005. 318 с.

63 Агзамов Ф. А., Каримов И. Н. Специальные тампонажные материалы с заданными свойствами // Бурение и нефть. 2008. № 12. С. 25-27.

64 Перейма А. А. Коррозионно-стойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии // Газовая промышленность. 2008. № 5. С. 80-82.

65 Анализ факторов, влияющих на интенсивность отказов эксплуатационных колонн скважин, и разработка рекомендаций по снижению их влияния: отчет о НИР / ОАО «Татнефть» Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти; рук. Даутов Ф.И.; исполн.: Даутов Ф.И. [и др.]. Бугульма, 2004. 63 с. Библиогр.: с. 42.

66 Анализ технического состояния эксплуатационных колонн скважин, выявление причин потери герметичности и разработка мероприятий по их устранению: отчет о НИР / ОАО «Татнефть» Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти; рук. Даутов Ф.И.; исполн.: Даутов Ф.И. [и др.]. Бугульма, 2003. 82 с. Библиогр.: с. 54.

67 Каменщиков Ф. А., Черных H.JI. Борьба с

сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях. М.: Регулярная и хаотическая динамика. Институт компьютерных исследований, 2007. 412 с.

68 Глазов Н. П. Подземная коррозия трубопроводов, ее прогнозирование и диагностика. М.: Газпром, 1994. 92 с.

69 Камаева, С. С. Коррозионная агрессивность грунта с учетом микробиологических факторов. Способы определения : обзор, информ. М.: Газпром, 2000. 79 с.

70 Witte L. D., Radd F. J. Corrosion of oil well casing by earth currents // Petroleum transactions, AIME. 1955. Vol. 204. P.66-72.

71 Рекин С. А., Янтурин А. Ш. Устойчивость, упругая деформация, износ и эксплуатация бурильных и обсадных колонн. Механика системы колонна -скважина - пласт. СПб.: Недра, 2005. 460 с.

72 Anto P. F., Dutta R. Synergic effects of offshore well casing protection and corrosion survey // Proc.3rd Int Offshore and Polar Eng. Conf. Singapore, June 611. 1993. Vol.4. Golden (Colo). P.334-338.

73 Dennis B. Casing corrosion evaluation using wireline techniques // J. Can. Petrol.Technol. 1990. Vol. 29. N 4. P. 100-112.

74 Sudbury J.D. External casing corrosion: cause, effect and control // Journal of World Oil. 1957. January. P.163-170.

75 Сорокин Jl. А. Разработка расширяющихся тампонажных цементов для повышения качества цементирования скважин в интервале температур 60120°: автореф. дис. ... канд. тех. наук. М., 2005. 17 с.

76 РД 153-39.0-803-13. Инструкция по электрохимическим методам защиты обсадных колонн скважин и подземных трубопроводов от грунтовой коррозии. Бугульма, 2013. 168 С.

77 РД 153-39.0-361-04. Положение о порядке регистрации и обследования порывов нефтепромысловых трубопроводов. Альметьевск, Бугульма, 2004. 38 с.

78 Ибрагимов Н. Г., Гареев Р. М., Даутов Ф. И., Долгих С.А. Состояние

и результаты катодной защиты эксплуатационных колонн скважин в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 134-137.

79 Анализ эффективности и совершенствование технологии и технических средств катодной защиты обсадных колонн скважин и выкидных линий (разводящих водоводов). Разработка РД по технологии катодной защиты обособленных трубопроводов от грунтовой коррозии: информационный отчет по заказ-наряду № 10.3715.11 / ОАО «Татнефть» Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти, Бугульма.

80 Даутов Ф. И., Загиров M. М., Глазов Н. П. Катодная защита обсадных колонн скважин от коррозии на нефтяных месторождениях // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981. Вып. 5. С. 54-56.

81 Даутов Ф. И. Состояние и развитие методов повышения технической надежности нефтепромысловых сооружений в ОАО «Татнефть» // сб. докл. науч.-технич. конф., посвящ. 50-летию ТатНИПИНефть. Бугульма, 2006. С. 54-59.

82 Долгих С.А., Ткачева В.Э., Кайдриков P.A., Журавлев Б.Л. Катодная защита обсадных колонн нефтяных скважин: учеб. пособие. Казань: Казан, нац. исслед. технолог, ун-т., 2013. 136 с.

83 Брегман Дж. И. Ингибиторы коррозии. М-Л.: Химия, 1966. 310 с.

84 Негреев В. Ф., Алекперова Ю. А. Изучение явления и степени смачивания стали в движущейся системе из двух несмешивающихся жидкостей / Исследования в области неорганической и физической химии. Баку: изд-во АН Азерб. ССР, 1966. 40 с.

85 ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. М., 1999. 46 с.

86 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М., 1997. 52 с.

87 ВСН 009-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты. М., 1989. 43 с.

88 СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных

газопроводов. M., 2010. 164 с.

89 СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. М., 1997. 147 с.

90 ПБ 08-621-03. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. М., 2003. 20 с.

91 СТО Газпром 9.2-002-2009. Защита от коррозии. Электрохимическая защита от коррозии. Основные требования. М., 2010. 164 с.

92 СТО Газпром 9.2-003-2009. Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений, М., 2009. 44 с.

93 Долгих С.А., Журавлев Б.Л., Кайдриков P.A., Ткачева В.Э. Определение тока защиты и расчет смещения потенциала на забое обсадной колонны нефтяной скважины // Вестник Казанского технологического университета. 2012LТ. 15. № 22. С. 66-68.

94 Зорина Г. Н., Савенков Д. В., Першуков В. В. Катодная защита обсадных труб скважин // Коррозия территории нефтегаз. 2012, № 3. С. 74 -77.

95 Копьев И. Ю., Петрова Ю. Г., Гончаров А. В. Основные способы оценки эффективности электрохимической защиты обсадных колонн скважин от коррозии // Газовая промышленность. 2012. № 9. С. 72-75.

96 Oliphant S. Well casing corrosion and cathodic protection / NACE Northern and Western regions Conf. Houston (Texas), USA: NACE International, 2010.

97 Методика исследований коррозионного состояния и защищенности обсадных колонн скважин ОАО «Татнефть» / ОАО «Татнефть». Бугульма.: ТатНИПИнефть, 2005. 5 с.

98 Программа стендовых испытаний (тарирование двухконтактного зонда) / ОАО «Татнефть». Бугульма.: ТатНИПИнефть, 2007. 4 с.

99 Исследование коррозионного состояния и защищенности эксплуатационных колонн скважин с катодной защитой (программа и методика исследований) / ОАО «Татнефть». Бугульма.: ТатНИПИнефть, 2008. 6 с.

100 Скважинный измерительный зонд (техническое задание) / ОАО «Татнефть». Бугульма.: ТатНИПИнефть, 2007. 7 с.

101 Глазов Н. П., Иванов В. Т., Овсепян К. А. Расчет распределения тока на обсадной колонне скважины в неоднородной среде при катодной защите от коррозии // Методы и средства электрохимической защиты магистральных трубопроводов от подземной коррозии: сб. науч. трудов. М.: ВНИИСТ. 1980. 141 с.

102 Peratta А. В., Baunham J., Adey R. A. Enchancing design and monitoring of cathodic protection systems for deep well casings with computational modeling // Corrosion 2010: Conference paper. Houston (Texas), 2010. 15p.

103 Roche M., Vittonato J., Jebara M. Cathodic protection modeling of deep well casingsby 3D Software simulation: comparison with E-log and CPET data // NACE Conf. Corrosion-2008: paper № 08273. Houston (Texas), 2008.

104 Глотов И. В., Агиней Р. В., Юшманов В. Н. Экспериментальное определение математических моделей для оптимизации защиты подземных нефтегазопроводов несколькими катодными станциями // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2009, № 8. С. 18-22.

105 Глотов И. В. Повышение эффективности противокоррозионной защиты подземных нефтегазопроводов в условиях промышленных площадок: автореф. дис. ... канд. тех. наук. Ухта, 2009. 21с.

106 Технология контроля станций катодной защиты обсадных колонн скважин с использованием телеметрических систем: программа и методика приемочных испытаний: утв. ОАО «Татнефть» 07.12.10. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2010.9 с.

107 Типовая инструкция по использованию системы контроля параметров СКЗ: утв. ОАО «Татнефть». Альметьевск: ТатНИПИнефть, 2010. 8 с.

108 Технология контроля станций катодной защиты обсадных колонн скважин с использованием телеметрических систем: ТЗ: утв. ОАО «Татнефть» 07.12.10. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2010. 6 с.

109 Паршин В. Д. Адаптивная и интеллектуальная телеметрия обсадных

колонн эксплуатационных скважин методом локации : автореф. дис. ... канд. тех. наук. Ухта, 2001. 26с.

110 ГОСТ 18353-79. Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов. М., 1979. 12 с.

111 Долгих С. А., Кайдриков Р. А., Журавлев Б. JL, Ткачева В. Э. Расчет распределения плотности тока защиты по глубине обсадной колонны нефтяной скважины // Вестник Казанского технологического университета.

2012. Т. 15. №20. С. 191-193.

112 Долгих С. А., Ткачева В. Э., Кайдриков Р. А., Журавлев Б. JI. Распределение токов защиты по высоте обсадной колонны нефтяной скважины // Перспективные вопросы мировой науки. Технологии: сб. трудов VIII междун. научно-практич. конф. София, 2012. С. 28 - 31.

113 Долгих С. А., Шакиров Ф. Ш., Журавлев Б. JL, Кайдриков Р. А., Ткачева В. Э., Виноградова С. С. Результаты расчета электрохимических параметров катодной защиты обсадной колонны нефтяной скважины // Практика противокоррозионной защиты. 2013. № 1(67). С. 5-10.

114 Гареев Р. М., Долгих С. А., Шакиров Ф. Ш., Кайдриков Р. А., Ткачева В. Э. Результаты исследования и расчет распределения плотности тока защиты по глубине обсадной колонны скважины // Нефтяное хозяйство.

2013. № 3. С. 100-102.

115 Долгих С. А., Виноградова С. С. Журавлев Б. Д., Кайдриков P.A. Влияние схемы соединений элементов обсадной колонны на распределение тока защиты по глубине скважины // Вестник Казанского технологического университета. 2013.№ 23. С. 210-212.

116 Извещение № 1-2013 об изменении РД 153-39.0-803-13 «Инструкция по электрохимическим методам защиты обсадных колонн скважин и подземных трубопроводов от грунтовой коррозии»: утв. ОАО «Татнефть». Бугульма 27.12.2013. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2013. 7 с.

117 Долгих С. А., Шакиров Ф. Ш., Виноградова С. С., Журавлев Б. JT, Галиев И. Н. Определение параметров расчетной модели катодной защиты

обсадных колонн по результатам исследований в промысловых условиях // Вестник Казанского технологического университета. 2013. № 19. С. 313-316.

118 Долгих С. А., Шакиров Ф. Ш., Виноградова С. С. Журавлев Б. J1. Выбор тока защиты обсадных колонн с использованием экспериментально -теоретической методики // Вестник Казанского технологического университета. 2013. № 23. С. 204-206.

119 Электронный учебник StatSoft [Электронный ресурс] // Электронный учебник по статистике: [сайт]. URL: http: // www. statsoft. ru / home / textbook / default, htm (дата обращения 25.09.2012).

Приложение А (справочное) ТЕКСТ ПРОГРАММЫ DELPHI 7

unit Prog;

interface

uses

Windows, Messages, SysUtils, Variants, Classes, Graphics, Controls, Forms, Dialogs, StdCtrls;

type

TProgramma = class(TForm) Editl: TEdit; Edit2: TEdit; Edit3 : TEdit; Jidh4^ TEdit;

Edit5: TEdit; -----

Edit6: TEdit;

Label 1: TLabel;

Label2: TLabel;

Label3: TLabel;

Label4: TLabel;

Label6: TLabel;

Editl3: TEdit;

Edit 14: TEdit;

Editl 5: TEdit;

Label8: TLabel;

ComboBoxl: TComboBox;

Label9: TLabel;

Button 1: TButton;

Button2: TButton;

Editl6: TEdit;

Editl7: TEdit;

Label 10: TLabel;

Labelll: TLabel;

Label 12: TLabel;

Labell3: TLabel;

Editl 8: TEdit;

Label 14: TLabel;

Editl 9: TEdit;

Edit20: TEdit;

Label20: TLabel; Edit21: TEdit; Label21 : TLabel; Edit22: TEdit; Label5: TLabel; Label7: TLabel; Edit7: TEdit; Edit8: TEdit; Edit9: TEdit; EditlO: TEdit; Editll: TEdit; Editl2: TEdit; Label23: TLabel; Label24: TLabel; Label26: TLabel; Label27: TLabel; Label29: TLabel; Label30: TLabel; Label22: TLabel; Label25 r TLabely Edit23 : TEdit; Label28: TLabel; Label31 : TLabel;

procedure ComboBoxlChange(Sender: TObject); procedure Button3Click(Sender: TObject); procedure Button2Click(Sender: TObject); procedure ButtonlClick(Sender: TObject); procedure FormCreate(Sender: TObject); private

{ Private declarations } public

{ Public declarations } end;

var

Programma: TProgramma; n:integer; implementation uses Math; {$R *.dfm}

procedure TProgramma.ComboBoxlChange(Sender: TObject);

begin

Case (ComboBoxl.Itemlndex) of

0 : Begin EditlO.Visible:=False; Editll.Visible:=False; Editl2.Visible:=False; Label5.Visible:=False; Edit7. Visible :=False; EditS.Visiblei^False; Edit9.Visible:=False; Label7.Visible:=False; Label9.Visible:=False;

Labeló.Visible:=False; Edit4.Visible:=False; Edit5.Visible:=False; Editó.Visible:=False; Editl.Visible:=False; Edit2.Visible:=False; Edit3 .Visible:=False; End;

1 : Begin Edit 10.Visible:=False; Editl l.Visible:=False; Editl2.Visible:=False; Label5.Visible:=False; Edit7.Visible:=False; Edit8.Visible:=False; Edit9.Visible:=False; Label7.Visible:=False; Label9.Visible:=True; Label6.Visible:=False; Edit4.Visible:=False; Edit5.Visible:=False; Edit6.Visible:=False; Editl.Visible:=True; Edit2.Visible:=True; Edit3.Visible:=True; End;

2 : Begin EditlO.Visible:=False; Editl l.Visible:=False; Editl2.Visible:=False; Label5.Visible:=False; Edit7.Visible:=False; Edit8.Visible:=False; Edit9.Visible:=False; Label7.Visible:=False; Label9.Visible:=True; Label6.Visible:=True; Edit4.Visible:=True; Edit5.Visible:=True;

Editó. Visible:=True; Editl.Visible:=True; Edit2.Visible:=True; Edit3.Visible:=True;~End; ~ ~ ~ --- ------ —

3 : Begin EditlO.Visible:=False; Editll.Visible:=False; Editl2.Visible:=False; Label5.Visible:=False; Edit7.Visible:=True; Edit8.Visible:=True; Edit9.Visible:=True; Label7.Visible:=True; Label9.Visible:=True; Label6.Visible:=True; Edit4.Visible:=True; Edit5.Visible:=True;

Editó.Visiblei^True; Editl.Visible:=True; Edit2.Visible:=True; Edit3.Visible:=True; End;

4 : Begin Editl 0. Visible :=True; Editl l.Visible:=True; Editl2.Visible:=True; Label5.Visible:=True; Edit7.Visible:=True; Edit8.Visible:=True; Edit9.Visible:=True; Label7.Visible:=True; Label9.Visible:=Trae;

Labeló.Visible:=True; Edit4.Visible:=True; Edit5.Visible:=True; Editó.Visible:=True; Editl.Visible:=True; Edit2.Visible:=True; Edit3.Visible:=True; End; else ShowMessage('HeflonycTHMoe число колонн!'); end;

n:=ComboBoxl .Itemlndex+l; end;

procedure TProgramma.Button3Click(Sender: TObject); begin

Editl 9.Text:="; Edit20.Text:="; Edit22.Text:="; end;

procedure TProgramma.Button2Click(Sender: TObject);

begin

Close;

end;

procedure TProgramma.ButtonlClick(Sender: TObject); var

d,L,Ll,y,S,r,a,b:array[1..5] of real; u,i:array[0..5] of real; rco,rez,rezl,rez2,rezl l,rezl2:real; begin

d[ 1 ] :=StrToFloat(Edit 13 .Text); d[2]:=StrtoFloat(Editl.Text); d[3] :=Strtofloat(Edit4.Text); d[4] :=StrtoFloat(Edit7.Text); d[5] :=Strtofloat(Editl 0 .Text); L[l]:=Strtofloat(Editl4.Text); L[2] :=Strtofloat(Edit2.Text); L[3]:=Strtofloat(Edit5.Text); L[4]:=Strtofloat(Edit8.Text); ■ "L[5"]y=Stftofloat(Edit lT~Text); Ll[ 1 ] :=Strtofloat(Edit 15.Text); Ll[2]:=Strtofloat(Edit3.Text); Ll[3] :=Strtofloat(Edit6.Text); Ll[4] :=Strtofloat(Edit9.Text); Ll[5] :=Strtofloat(Editl 2.Text); I [n] :=Strtofloat(Edit 16. Text);

U[n]:=(abs(Strtofloat(Editl 7.Text)-Strtofloat(Editl 8.Text))/l 000);

Case n of 1 : Begin

S[l]:=(d[l]*Ll[l])*Pi; r[l]:=(18E-8)/S[l]; rco:=l 1; Repeat rco:=rco+0.1;

a[ 1 ] :=sqrt(r[ 1 ] *Pi*d[ 1 ]/rco); b[l]:=a[l]*L[l]; y [ 1 ] :-sqrt((rco*r[ 1 ])/(Pi*d[ 1 ])); rez:=cosh(b[l])/((l/y[l])*sinh(b[l])); Until (u[l]/i[l]<rez) and ((u[l]/i[l]+0.001)>rez); u[0]:=u[l]/cosh(b[l]); i[0]:=i[l]/((l/y[l])*sinh(b[l])); End;

2 : Begin

S[l]:=(d[l]*Ll[l])*Pi; S [2] :=(d[ 1 ]*L1[ 1 ]+d[2] *Ll[2])*Pi; r[l]:=(18E-8)/S[l]; r[2]:=(18E-8)/S[2]; rco:=10; Repeat rco:=rco+0.1;

a[ 1 ] :=sqrt(r[ 1 ] *Pi*d[ 1 ]/rco);

a[2]:=sqrt(r[2]*Pi*d[2]/rco);

b[l]:=a[l]*L[l];

b[2]:=a[2]*L[2];

y [ 1 ] :=sqrt((rco*r[ 1 ])/(Pi*d[ 1 ]));

y[2]:=sqrt((rco*r[2])/(Pi*d[2]));

rez:=(cosh(b[ 1 ])*cosh(b[2])+(y [2]/y [ 1 ])*sinh(b[ 1 ])*sinh(b[2]))/(( l/y[2])*cosh(b[ 1 ])*sinh(b[2])+(l/y[l])*sinh(b[l])*cosh(b[2]));

Until ((u[2]/i[2])<rez) and ((u[2]/i[2]+0.001)>rez); u[0]:=u[2]/(cosh(b[l])*cosh(b[2])+(y[2]/y[l])*sinh(b[l])*sinh(b[2])); ~i[0]:^i[2]/((l/y[2])*cosh(b["l])*sinh(b[2])+(T/y[l])*sinh(b^ End;

3 : Begin

S[ 1 ] :-(d[ 1 ] *L1[ 1 ])*Pi; S[2]:=(d[l]*Ll[l]+d[2]*Ll[2])*Pi; S[3]:=(d[l]*Ll[l]+d[2]*Ll[2]+d[3]*Ll[3])*Pi; r[l]:=(18E-8)/S[l]; r[2] :=( 18E-8)/S [2]; r[3]:=(18E-8)/S[3]; rco:=10; Repeat rco:=rco+0.1;

a[ 1 ] :=sqrt(r[ 1 ]*Pi*d[ 1 ]/rco);

a[2]:=sqrt(r[2]*Pi*d[2]/rco);

a[3]:=sqrt(r[3]*Pi*d[3]/rco);

b[l]:=a[l]*L[l];

b[2]:=a[2]*L[2];

b[3]:=a[3]*L[3];

y [ 1 ] :=sqrt((rco*r[ 1 ])/(Pi*d[ 1 ]));

y[2]:=sqrt((rco*r[2])/(Pi*d[2]));

y[3]:=sqrt((rco*r[3])/(Pi*d[3]));

rez:=(cosh(b[l])*cosh(b[2])*cosh(b[3])+(y[2]/y[l])*sinh(b[l])*sinh(b[2])*cosh(b[ 3])+(y[3]/y[2])*cosh(b[l])*sinh(b[2])*sinh(b[3])+(y[3]/y[l])*sinh(b[l])*cosh(b[2] )*sinh(b[3]))/((l/y[3])*cosh(b[l])*cosh(b[2])*sinh(b[3])+(y[2]/(y[l]*y[3]))*sinh(b

[l])*sinh(b[2])*sinh(b[3])+(l/y[2])*cosh(b[l])*sinh(b[2])*cosh(b[3])+(l/y[l])*sin h(b[ 1 ])*cosh(b[2])*cosh(b[3]));

Until (((u[3]/i[3])-0.0007)<rez) and ((u[3]/i[3])>rez);

u[0]:=u[3]/(cosh(b[l])*cosh(b[2])*cosh(b[3])+(y[2]/y[l])*sinh(b[l])*sinh(b[2])*c

osh(b[3])+(y[3]/y[2])*cosh(b[l])*sinh(b[2])*sinh(b[3])+(y[3]/y[l])*sinh(b[l])*cos

h(b[2])*sinh(b[3]));

i[0]:=i[3]/((l/y[3])*cosh(b[l])*cosh(b[2])*sinh(b[3])+(y[2]/(y[l]*y[3]))*sinh(b[l] )*sinh(b[2])*sinh(b[3])+(l/y[2])*cosh(b[l])*sinh(b[2])*cosh(b[3])+(l/y[l])*sinh( b[l])*cosh(b[2])*cosh(b[3]));

End;

4 : Begin

S[l]:=(d[l]*Ll[l])*Pi;

S[2]:=(d[l]*Ll[l]+d[2]*Ll[2])*Pi;

S [3] :=(d[ 1 ] *L1[ 1 ]+d[2] *Ll[2]+d[3]*Ll[3])*Pi;

S[4]:=(d[l]*Ll[l]+d[2]*Ll[2]+d[3]*Ll[3]+d[4]*Ll[4])*Pi;

r[l]:=(18E-8)/S[l];

r[2]:=(18E-8)/S[2];

r[3 ] :=( 18E-8)/S [3 ]; -

r[4]:=(18E-8)/S[4];

rco:=10;

Repeat rco:=rco+0.1;

a[ 1 ] :=sqrt(r[ 1 ] *Pi*d[ 1 ]/rco);

a[2]:=sqrt(r[2]*Pi*d[2]/rco);

a[3]:=sqrt(r[3]*Pi*d[3]/rco);

a[4] :=sqrt(r[4] *Pi*d[4]/rco);

b[l]:=a[l]*L[l];

b[2]:=a[2]*L[2];

b[3]:=a[3]*L[3];

b[4]:=a[4]*L[4];

y[ 1 ] :=sqrt((rco*r[ 1 ])/(Pi*d[ 1 ]));

y[2]:=sqrt((rco*r[2])/(Pi*d[2]));

y[3]:=sqrt((rco*r[3])/(Pi*d[3]));

y[4]:=sqrt((rco*r[4])/(Pi*d[4]));

rezl:-(COSH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])+(y[2]/y[l])*(SINH(b

[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4]))+(y[3]/y[2])*(COSH(b[l])*SINH(b[2

])*SrNH(b[3])*COSH(b[4]))+(y[3]/y[l])*(SINH(b[l])*COSH(b[2])*SINH(b[3])*

COSH(b[4]))+(y[4]/y[3])*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*SINH(b[3])*SINH(b[3]))+((

y[4]*y[2])/(y[l]*y[3]))*(SINH(b[l])*SINH(b[2])*SINH(b[3])*SINH(b[4]))+(y[4]

/y[2])*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4]))+(y[4]/y[l])*(SINH(b

[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4])));

rez2:=((COSH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4]))*(l/y[4])+(y[2]/(y[l] *y[4]))*(SINH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4]))+(y[3]/(y[4]*y[2]))*( COSH(b[l])*SINH(b[2])*SINH(b[3])*SINH(b[4]))+(y[3]/(y[4]*y[l]))*(SINH(b[l ])*COSH(b[2])*SINH(b[3])*SINH(b[4]))+(l/y[3])*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*SI NH(b[3])*COSH(b[4]))+(y[2]/(y[3]*y[l]))*(SINH(b[l])*SINH(b[2])*SrNH(b[3]) *COSH(b[4]))+(l/y[2])*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4]))+(l /y[l])*(SINH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4]))); rez:=rezl/rez2; Until (((u[4]/i[4])-0.0047)<rez) and (u[4]/i[4]>rez); u[0]:=u[4]/rezl; i[0]:=i[4]/rez2; End;

5 : Begin

S[l]:=(d[l]*Ll[l])*Pi; S[2] :-(d[ 1 ] *L1[ 1 ]+d[2] *Ll[2])*Pi; S[3]:=(d[l]*Ll[l]+d[2]*Ll[2]+d[3]*Ll[3])*Pi; S[4] :=(d[ 1 ] *L1[ 1 ]+d[2] *Ll[2]+d[3] *Ll[3]+d[4] *Ll[4])*Pi; S[5]:=(d[l]*Ll[l]+d[2]*Ll[2]+d[3]*Ll[3]+d[4]*Ll[4]+d[5]*Ll[5])*Pi; r[l]:=(18E-8)/S[l]; --- -- - ----- _ _ r[2]:=(18E-8)/S[2]; r[3]:=(18E-8)/S[3]; r[4]:=(18E-8)/S[4]; r[5]:=(18E-8)/S[5]; rco:=20; Repeat rco:=rco+0.1;

a[ 1 ] :=sqrt(r[ 1 ] *Pi*d[ 1 ]/rco); a[2] :=sqrt(r[2] *Pi*d[2]/rco);

a[3]:=sqrt(r[3]*Pi*d[3]/rco); a[4]:=sqrt(r[4]*Pi*d[4]/rco);

a[5]:=sqrt(r[5]*Pi*d[5]/rco);

b[l]:=a[l]*L[l]; b[2]:=a[2]*L[2];

b[3]:=a[3]*L[3]; b[4]:=a[4]*L[4];

b[5]:=a[5]*L[5];

y[ 1 ] :=sqrt((rco*r[ 1 ])/(Pi*d[ 1 ]));

y[2]:=sqrt((rco*r[2])/(Pi*d[2]));

y[3]:=sqrt((rco*r[3])/(Pi*d[3]));

y[4]:=sqrt((rco*r[4])/(Pi*d[4]));

y[5]:=sqrt((rco*r[5])/(Pi*d[5]));

rezl l:=COSH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*COSH(b[5])+(y[2]/y

[l])*(SrNH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*COSH(b[5]))+(y[3]/y[2

])*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*SINH(b[3])*COSH(b[4])*COSH(b[5]))+(y[3]/y[l])

*(SINH(b[l])*COSH(b[2])*SrNH(b[3])*COSH(b[4])*COSH(b[5]))+(y[4]/y[3])*(

COSH(b[l])*COSH(b[2])*SINH(b[3])*SINH(b[4])*COSH(b[5]));

rezl2:=((y[4])*y[2])/((y[3])*y[l])*(SINH(b[l])*SINH(b[2])!iíSINH(b[3])*SINH(b [4])*COSH(b[5]))+(y[4]/y[2])*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*SrNH(b[4 ])*COSH(b[5]))+(y[4]/y[l])*(SINH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4]) *COSH(b[5]))+(y[5]/y[4])*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4])* SINH(b[5]))+((y[5]*y[2])/(y[l]*y[4]))*(SWH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*SI NH(b[4])*SINH(b[5]))+((y[5]*y[3])/(y[4]*y[2]))*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*SIN H(b[3])*SINH(b[4])*SINH(b[5]))+((y[5]*y[3])/(y[4]*y[l]))*(SINH(b[l])*COSH( b[2])*SINH(b[3])*SINH(b[4])*SINH(b[5]))+(y[5]/y[3])*(COSH(b[l])*COSH(b[2 ])*SINH(b[3])*COSH(b[4])*SINH(b[5]))+((y[5]*y[2])/(y[3]*y[l]))*(SINH(b[l])* SINH(b[2])*SINH(b[3])*COSH(b[4])*SINH(b[5]))+(y[5]/y[2])*(COSH(b[l])*SI NH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*SINH(b[5]))+(y[5]/y[l])*(SINH(b[l])*COS H(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*SINH(b[5])); rez 1 : =rez 11 +rez 12 ;

rezll:=(l/y[5])*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*SINH(b[5] ))+(y[2]/((y[5])*y[l]))*(SINH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*SIN H(b[5]))+(y[3]/(y[5]*y[2]))*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*SINH(b[3])*COSH(b[4])* siNH(b[5]))+(y^

4])*SmH(b[5]))+(y[4]7(y[5]*^3]))*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*SmH(b[-3])*SIN

H(b[4])*SINH(b[5]))+((y[4]*y[2])/(y[5]*y[3]*y[l]))*(SIhffl(b[l])*SINH(b[2])*SI

NH(b[3])*SINH(b[4])*SINH(b[5]));

rezl2:=(y[4]/(y[5]*y[2]))*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4])*SI

NH(b[5]))+(y[4]/(y[5]*y[l]))*(SINH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4]

)*SINH(b[5]))+(l/y[4])*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4])*CO

SH(b[5]))+(y[2]/(y[4]*y[l]))*(SINH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*SINH(b[4])

*COSH(b[5]))+(y[3]/(y[4]*y[2]))*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*SINH(b[3])*SINH(b

[4])*COSH(b[5]))+(y[3]/(y[4]*y[l]))*(SINH(b[l])*COSH(b[2])*SINH(b[3])*SIN

H(b[4])*COSH(b[5]))+(l/y[3])*(COSH(b[l])*COSH(b[2])*SINH(b[3])*COSH(b[

4])*COSH(b[5]))+(y[2]/(y[3]*y[l]))*(SINH(b[l])*SINH(b[2])*SINH(b[3])*COS

H(b[4])*COSH(b[5]))+(l/y[2])*(COSH(b[l])*SINH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[

4])*COSH(b[5]))+(l/y[ 1 ])*(SINH(b[ 1 ])*COSH(b[2])*COSH(b[3])*COSH(b[4])*

C0SH(b[5]));

rez2 : =rez 11 +rez 12 ; rez:=rezl/rez2; Until (((u[5]/i[5])-0.003)<rez) and ((u[5]/i[5])>rez); u[0]:=u[5]/rezl; i[0]:=i[5]/rez2; End;

end;

Editl9.Text:=FloatToStr(u[0]); Edit20.Text:=FloatToStr(i[0]);

Edit22.Text:=FloatToStr(StrToFloat(Edit21.Text)*(i[n]/i[0]));

Edit23. Text:=FloatToStr(rco);

end;

procedure TProgramma.FormCreate(Sender: TObject); begin

ComboBoxl .Itemlndex:=2;

EditlO.Visible:=False; Editll.Visible:=False; Editl2.Visible:=False; Label5.Visible:=False; Edit7.Visible:=False; Edit8.Visible:=False; Edit9. Visible :=False; Laber7.Visible:=False; Label9.Visible:=True; Label6.Visible:=True; Edit4.Visible:=True; Edit5. Visible :=True; Edit6.Visible:=True; Editl.Visible:=True; Edit2.Visible:=True; Edit3.Visible:=True; n:=ComboBoxl .Itemlndex+l end;

end.