Разработка системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях: На примере месторождений СРВ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.13, кандидат технических наук Бадиков, Фанис Идрисович

• Бадиков, Фанис Идрисович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Бадиков, Фанис Идрисович

СОДЕРЖАНИЕ

С.

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Технологические системы обустройства и эксплуатации

1.2. Осложнения, возникающие при эксплуатации трубопроводов

1.2.1. Конструктивные особенности трубопроводов

1.2.2. Физико-химические свойства транспортируемых сред. Окружающая среда

1.2.3. Основные осложнения при эксплуатации трубопроводов

1.3. Методы контроля параметров эксплуатации трубопроводов

1.3.1. Методы и средства контроля тепловых и гидродинамических процессов

1.3.2. Методы и средства контроля коррозионной ситуации

1.4. Выводы по разделу

2. КОНТРОЛЬ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕЙ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УЛУЧШЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Лабораторные исследования реологических свойств нефтей

2.2. Исследование методов воздействия на реологические свойства

нефтей

2.2.1. Применение депрессаторов

2.2.2. Влияние вибрационной обработки на реологические

свойства нефти

2.2.3. Внедрение полученных результатов

2.3. Выводы по разделу

3. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ АСФАЛБТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ В РАБОЧЕМ

СОСТОЯНИИ

3.1. Эксплуатация нефтепроводов, транспортирующих парафинистые нефти

3.2. Экспериментальные исследования формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности нефтепроводов

3.3. Оценка режима течения нефти и состояния внутренней

полости трубопровода

3.4. Методы снижения интенсивности запарафинивания внутренней поверхности нефтепроводов, проложенных в море

3.4.1. Применение ингибиторов парафиноотложений

3.4.2. Исследование физических методов воздействия на структуры асфальтосмолопарафиновых отложений на стенках трубопроводов

3.4.3. Применение растворителей для удаления мягких отложений

3.5. Выводы по разделу

4. СИСТЕМА КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА ТРУБОПРОВОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ

4.1. Причины коррозии трубопроводов и оборудования системы поддержания пластового давления

4.2. Защита трубопроводов и оборудования системы поддержания пластового давления от коррозии

4.2.1. Подготовка воды для системы поддержания

пластового давления

4.3. Оценка коррозионной ситуации в системе сбора, подготовки

и транспорта нефти на месторождении

4.4. Выбор методов защиты подводных трубопроводов от коррозии

4.4.1. Химический метод защиты трубопроводов от коррозионных повреждений

4.4.2. Технологический метод защиты трубопроводов системы

транспорта дегазированной нефти месторождения "Белый

Тигр"

4.5. Разработка и внедрение системы коррозионного мониторинга

4.6. Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях: На примере месторождений СРВ»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В последнее время значительно увеличиваются объемы добычи нефти на шельфовых месторождениях. Так на шельфах СРВ совместное предприятие "Вьетсовпетро" разрабатывает два крупных месторождения "Белый Тигр" и "Дракон", на которых ежегодно добывается до 13 млн. т нефти. Эксплуатация всех систем на таких месторождениях требует особого подхода для обеспечения нормальных условий работы и предупреждения аварийных ситуаций. В частности, эксплуатация промысловых подводных трубопроводов сопряжена с серьезными осложнениями ввиду перекачки продукции скважин вблизи температур их застывания. Кроме того, в трубопроводах поддержания пластового давления, по которым проводится закачка морской воды, особенно интенсивно протекают коррозионные процессы. Накопленный опыт по диагностированию таких осложнений и методам борьбы с ними на магистральных и промысловых нефтепроводах на суше не может быть непосредственно перенесен на подводные трубопроводы шельфовых месторождений ввиду их конструктивных особенностей и специфических условий перекачки. Все это требует адаптации известных и разработки специальных методов контроля процессов в подводных трубопроводах, диагностирования возможных осложнений по доступной информации и организации технологических мероприятий по борьбе с ними. Эти проблемы могут быть решены путем создания мониторинга, включающего в себя систему постоянного контроля за эксплуатацией действующих подводных трубопроводов, позволяющую диагностировать возможные осложнения, и систему поддержания параметров трубопроводов в рабочем диапазоне.

Целью данной диссертационной работы является создание системы мониторинга морских подводных трубопроводов на основе оценки и регулирования фактического состояния внутренней поверхности труб и реальных характеристик перекачиваемых сред для поддержания пропускной способности действующих нефтепроводов.

Основные задачи исследования.

1. Определение основных видов и причин осложнений при эксплуатации подводных трубопроводов.

2. Разработка методов улучшения реологических характеристик нефтей и системы их контроля.

3. Разработка методов диагностирования степени запарафинивания и способов снижения интенсивности образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) для поддержания основных параметров эксплуатации трубопроводов в рабочем диапазоне.

4. Разработка способов контроля коррозионных процессов и методов защиты.

5. Создание системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений СРВ.

На защиту выносятся теоретические обобщения и практические рекомендации по разработке системы мониторинга морских подводных трубопроводов и, как составные части этой системы, метод улучшения реологических характеристик высокопарафинистой нефти с применением депрессато-ров и вибровоздействий, конструкция виброструйного электромагнитного перемешивателя, метод диагностирования асфальтосмолопарафиновых отложений и поддержания основных параметров эксплуатации в заданном диапазоне, методы борьбы с коррозией подводных трубопроводов.

Научная новизна результатов, полученных в работе.

1. На основе известных методов контроля реологических параметров в процессе перекачки нефти подобран комбинированный метод воздействия на нефть с целью улучшения ее реологических характеристик, заключающийся в применении депрессатора и виброобработки.

2. На основе постановки и решения обратной задачи введен диагностический параметр, который позволяет оценивать степень запарафинивания трубопровода по измерению перепада давления, температуры и производительности перекачки в начале и в конце трубопровода.

3. Разработана концепция системы контроля коррозионных процессов в подводных трубопроводах и выбора наиболее эффективного варианта защиты в зависимости от оперативной информации о параметрах коррозии.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Создана организационно-техническая система мониторинга подводных трубопроводов, позволяющая выбирать методы борьбы с осложнениями, наиболее эффективные для складывающейся на месторождении ситуации.

Па основе материалов диссертации разработаны технологические регламенты эксплуатации подводных нефтепроводов месторождений "Белый Тигр" и "Дракон".

Использование технологических регламентов защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, регламента химической обработки воды при закачке ее в систему поддержания пластового давления позволило получить экономический эффект в размере 4131,91 тыс. долларов США в 1998 году.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались:

- на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа, 26-27 марта 1997 г.);

- на научном семинаре "Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте" (г. Уфа, 9-10 сентября 1997 г.);

- на Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 21-24 апреля 1998 г.);

- на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа, 30 ноября - 1 декабря 1998 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 18 работ.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, четырех разделов, выводов и списка литературы, включающего 145 наименований. Она содержит 164 страницы машинописного текста, включая 25 рисунков, 30 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение содержит обоснование актуальности, цель и основные задачи исследований, основные положения, выносимые на защиту, характеристики научной новизны, практической ценности и апробации научных результатов.

В первом разделе рассмотрены особенности эксплуатации подводных трубопроводов шельфовых месторождений на примере месторождений "Белый Тигр" и "Дракон", расположенных на континентальном шельфе СРВ. Специфичным для данных месторождений является то, что весь технологический цикл от добычи продукции скважин, ее сбора, подготовки и отгрузки товарной нефти потребителям осуществляется на морских стационарных платформах (МСП) и установках беспричального налива (УБН), расположенных на расстоянии 120-150 км от берега.

Объекты обустройства месторождений связаны между собой подводными трубопроводами, к конструктивным особенностям которых можно отнести следующее. Трубопроводы не имеют тепловой изоляции, уложены на морское дно без заглубления, не имеют камер пуска-приема очистных устройств и диагностических приборов, имеют малые радиусы отводов, соединяющих вертикальные и горизонтальные участки, построены из труб разного диаметра, что исключает использование указанных устройств и приборов в будущем. Трубопроводы имеют завышенные, по отношению к расчетным, диаметры, что является причиной низких (до 0,25 м/сек) скоростей движения нефти и создает возможность выделения воды в свободную фазу. На подводных участках не установлено измерительной аппаратуры и датчиков, позволяющих контролировать параметры перекачки продукции скважин.

С другой стороны, перекачиваемая по трубопроводам нефть и вода системы поддержания пластового давления также имеют свои особенности, которые, в сочетании с конструктивными особенностями трубопроводов, приводят к значительным осложнениям в процессе эксплуатации.

Отличительной особенностью добываемых нефтей является высокое содержание парафина (от 14,1 до 27,0%), что является причиной высокой температуры застывания (от 29 до 35°С). Температура насыщения нефти парафином изменяется от 55 до 61 °С. Возможность появления осложнений при перекачке нефтей по трубопроводам связана и с температурными условиями их эксплуатации. На тепловые и гидравлические параметры перекачки пара-финистой нефти по нетеплоизолированным подводным трубопроводам большое влияние оказывают температура воды, окружающей трубопровод, и скорость течения. Минимальная температура морской воды на ниже температуры застывания нефти. Вследствие интенсивного теплообмена температура на внутренней поверхности стенки трубопровода близка к температуре морской воды. У стенки происходит быстрое охлаждение потока до температуры ниже температуры насыщения нефти парафином, создаются условия для появления кристаллической фазы и формирования асфальтосмоло-парафиновых отложений, уменьшающих проходное сечение трубопровода. При температурах ниже 40°С происходит массовая кристаллизация парафина с образованием прочной структуры, что грозит "замораживанием" трубопровода при остановке перекачки.

Для системы поддержания пластового давления (1111Д) на месторождении "Белый Тигр" используется морская вода, содержащая до 6,8 мг/л растворенного кислорода и сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) в количестве 10 кл/мл. Несмотря на предварительную химическую обработку закачиваемой в пласт морской воды, на месторождении развиваются процессы микробиологического заражения и сульфатредукции, что приводит к внутренней коррозии оборудования и трубопроводов.

Попадание СВБ в трубопроводы и технологическое оборудование происходит при проведении гидравлических испытаний, для которых используется морская вода, не прошедшая микробиологической подготовки. Закачка в пласт морской воды приводит к повышению обводненности добываемой нефти, что при выделении воды в свободную фазу вызывает внутреннюю коррозию трубопроводов.

Исследования по определению коррозионного разрушения оборудования и трубопроводов на месторождении показали, что средняя скорость внутренней коррозии трубопроводов достигает 0,7-1,0 мм/год, танков УБН -1,3-1,5 мм/год.

Таким образом, основными осложнениями при эксплуатации морских подводных трубопроводов являются внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования, сульфатредукция, высокие перепады давления и образование на внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений разного типа. Коррозионный износ и сульфатредукция приводят к кратному сокращению срока службы скважин, трубопроводов и технологического оборудования. Накопление АСПО приводит к уменьшению рабочего диаметра, снижению пропускной способности, а, в отдельных случаях, и к остановкам нефтепровода.

Приводятся известные методы борьбы с указанными осложнениями и показано, что ни один из отдельно взятых методов не может решить возникающие проблемы. На основе проведенного анализа обосновывается необходимость разработки системы мониторинга трубопроводов, которая должна содержать комплекс организационно-технических мероприятий, методических и программных средств, позволяющих выбирать наиболее приемлемые для складывающейся на месторождении ситуации из разработанных и научно обоснованных решений.

Приведенный в разделе анализ особенностей эксплуатации подводных трубопроводов шельфовых месторождений позволил сформулировать основные задачи исследования.

Во втором разделе приведены результаты лабораторных исследований реологических свойств парафинистых нефтей и методов улучшения гидродинамических условий эксплуатации трубопроводов. Реологические исследования выполнялись по известным методикам на компьютеризованной установке "Rotovisco" RY-20 с программным обеспечением Software Rotation Version 3.0. Зависимости начального напряжения сдвига от времени, позволяющие определить предельную прочность структуры нефти, получены на лабораторном трубопроводном стенде "Pipeline Restart Simulator Oilfield Production Analysts" с программным обеспечением "Windmill software Ltd.".

Результаты проведенных исследований показывают, что в области ньютоновского поведения добываемые нефти имеют невысокую вязкость. При температуре 50°С динамическая вязкость нефтей нижнего миоцена месторождения "Белый Тигр" составляет 6,8-И4,8 мПа-с, нижнего олигоцена -3,5-f4,6 мПа-с, фундамента - 3-^5 мПа-с. Нефти нижнего миоцена месторождения "Дракон" имеют вязкость от 13,3^-15,6 мПа-с до 61,6-^73,8 мПа-с, фундамента - 5,5-^9,2 мПа-с.

Показано, что в диапазоне рабочих температур трубопроводов реологические свойства нефтей изменяются. С уменьшением температуры резко увеличивается вязкости вплоть до появлении у нефтей неньютоновских свойств, что приводит к большим потерям давления при их перекачке. В состоянии покоя при температуре 22°С в нефтях за одни сутки образуется структура с прочностью 350-690 Па. Это делает невозможным повторный пуск трубопровода после остановки, так как необходим пусковой градиент давления в несколько МПа/км.

Приведены результаты исследований влияния депрессаторов на реологические свойства нефтей. Показано, что снижение температуры застывания нефти, обработанной депрессатором, зависит от содержания и состава парафиновых углеводородов, смол и асфальтенов. Проведены испытания депрессаторов с целью получения нефти с реологическими параметрами, обеспечивающими пуск трубопровода, перекачку нефти, возобновление перекачки по-

еле временной остановки. Для подводных нетеплоизолированных трубопроводов выполнение требований по возобновлению перекачки нефти является наиболее трудным. При их выполнении непрерывная перекачка, как правило, проблем не вызывает. На основании проведенных исследований разработан технологический регламент перекачки нефти по трубопроводу КС-2^ЯР-1 —»ЦТП-2, связывающему месторождения "Белый Тигр" и "Дракон".

С увеличением дозировки депрессатора реологические свойства нефтей улучшаются только до определенного предела, после которого наблюдается обратный эффект. Для дополнительного улучшения реологических свойств парафинистых нефтей использовано механическое воздействие. В лабораторных условиях проведены исследования вибрационного воздействия на структурированную нефть. Использован виброструйный электромагнитный перемешиватель (ВЭП), работающий в резонансном режиме с минимальными затратами электроэнергии. Частота колебаний 50 Гц, амплитуда ускорения 250-300 м/с2, время воздействия 60 с. Экспериментально определено влияние виброструйной обработки на температуру застывания, пластическую и эффективную вязкости, динамическое и начальное напряжения сдвига вы-сокопарафинистых нефтей и нефтей, обработанных депрессатором.

Результаты проведенных реологических исследований показывают наличие предела, после достижения которого реологические свойства нефти с помощью депрессаторов улучшить невозможно. Проведены исследования акустического воздействия в области ультразвуковых частот и вибрационного воздействия на структурированную нефть. Предложена конструкция виброструйного электромагнитного перемешивателя.

Снижение начального напряжения сдвига, обеспечивающее более длительное время безопасной остановки и полученное в результате действия депрессатора и виброобработки, не может быть достигнуто путем увеличения дозировки депрессатора.

В третьем разделе рассмотрены особенности эксплуатации морских подводных трубопроводов, транспортирующих парафинистые нефти в уело-

виях образования АСПО, методы предотвращения и способы их удаления. Показано, что для применения любого метода необходима достоверная оценка фактического состояния трубопровода. Исходя из представлений о механизме образования отложений и на основании анализа проведенных исследований, предложена классификация основных типов парафиновых отложений в трубопроводах в зависимости от условий их формирования.

На месторождении "Белый Тигр" во всех случаях подъема на поверхность участков поврежденных подводных трубопроводов на внутренней поверхности обнаружены плотные АСПО. Толщина их составляет 4-25 мм, средняя скорость формирования - от 2,0 до 4,5 мм/год, что не создает больших проблем в системе сбора и транспорта нефти. При низкой скорости движения нефти (менее 0,2 м/с) в подводных трубопроводах образуются мягкие АСПО, скорость роста которых значительно выше. Эксплуатация нефтепровода RC-2->RP-l —»ЦТП-2 сопровождается интенсивным образованием таких отложений.

В нефтях содержатся парафины и асфальтосмолистые соединения в количестве, достаточном для образования отложений. Поэтому их образование возможно в любой точке системы сбора и транспорта нефти, где созданы соответствующие условия. На лабораторной установке "Coaxial Wax deposition Apparatus" по методу "холодного стержня" проведены экспериментальные исследования формирования на внутренней поверхности нефтепроводов ас-фальтосмолопарафиновых отложений разного типа. При минимальной температуре "холодного стержня", равной скорость образования плотных, твердых АСПО составляет 0,5-1,5 г/м сут, мягких отложений - достигает

3 2 0 0

10 г/м сут. С повышением температуры нефти от 35,5 С до 59,5 С скорость формирования мягких отложений снижается соответственно с 5912 до 1734 г/м сут. Столь высокая скорость формирования отложений объясняет быстрое запарафинивание трубопровода.

Образование АСПО приводит к изменению тепловых и гидравлических характеристик трубопровода. При невозможности определения параметров

перекачки по участкам трубопровода достоверная оценка его проходного сечения не может быть получена по одному отдельно взятому параметру. Предложена методика диагностирования состояния внутренней поверхности нефтепровода по совокупности оценок гидравлических потерь и удельной теплопередачи, осредненных по длине трубопровода.

Предложенная модель может быть интерпретирована в виде зависимости удельной теплопередачи с погонного метра трубопровода от отношения диаметра проходного сечения к внутреннему диаметру трубы. По фактическим данным работы трубопровода, измеренным начальной и конечной температурам нефти из решения обратной задачи определяют диапазон изменения удельной теплопередачи. Совмещенная оценка, проведенная по тепловым и гидравлическим параметрам, повышает точность определения осред-ненного по длине трубопровода диаметра проходного сечения.

Приводятся результаты исследования методов снижения скорости образования АСПО. Поскольку без применения депрессаторов невозможно получить нефть с реологическими свойствами, обеспечивающими ее перекачку, то исследовано влияние как депрессаторов, так и совместное действие депрессаторов и ингибиторов парафиноотложений на скорость образования АСПО. Показано, что депрессаторы проявляют способность по ингибирова-нию парафиновых отложений. С повышением температуры ввода депресса-тора его ингибирующая способность увеличивается. Степень ингибирования отложений при использовании депрессаторов не превышает 40-55%, что недостаточно для обеспечения длительной, безаварийной эксплуатации трубопровода.

Установлено, что применение ингибиторов парафиноотложений значительно ухудшает реологические свойства нефтей. Следовательно, ингибиторы парафиноотложений наиболее эффективно могут применяться для снижения скорости формирования твердых АСПО в тех случаях, когда для перекачки нет необходимости дозировать депрессатор.

В результате лабораторных исследований с достоверностью вывода 95% установлено, что виброобработка структурированной нефти, обработанной различными депрессаторами, приводит к снижению скорости образования рыхлых парафиновых отложений до 20%.

Приводятся результаты исследования применения растворителей для удаления мягких АСПО. Показано, что для этого целесообразно применять керосин, при подаче которого происходит не только вынос части мягких АСПО из трубопровода, но и изменение структуры оставшихся в трубопроводе отложений. Проводимые исследования позволяют определить периодичность промывки трубопровода растворителем для обеспечения рабочего состояния трубопровода.

На месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" создана система наблюдения за рабочими параметрами всех трубопроводов, перекачивающих пара-финистую нефть (мониторинг). Мониторинг включает в себя непрерывный контроль параметров перекачки нефти по трубопроводу: производительности, давления и температур в начале и в конце трубопровода. По полученным диспетчерским данным оценивается режим течения нефти, состояние внутренней полости трубопровода, при необходимости производится корректировка подачи депрессатора, принимается решение о необходимости промывки трубопровода растворителем. Для осуществления этого мероприятия на транспортно-буксирном судне смонтировано специальное оборудование (емкость для растворителя и насосы для подачи растворителя на МСП или непосредственно в трубопровод). Система мониторинга позволяет поддерживать рабочее состояние подводных трубопроводов, перекачивающих парафини-стые нефти в сложных условиях образования отложений на внутренней поверхности труб.

В четвертом разделе применительно к конкретным условиям месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" предложена концепция разработки и внедрения системы коррозионного мониторинга (СКМ).

Показано, что основными причинами коррозии трубопроводов и оборудования системы поддержания пластового давления является наличие в морской воде растворенного кислорода и СВБ. На основании проведенных исследований разработана и внедрена технология подготовки морской воды для системы ППД. Она включает трехступенчатую фильтрацию воды для очистки ее от планктона и механических примесей, вакуумную деаэрацию для удаления растворенного кислорода, дозирование химреагентов: бактерицидов для предотвращения жизнедеятельности СВБ, ингибиторов коррозии для снижения скорости коррозии, ингибиторов отложения солей для предотвращения образования твердых осадков. Внедрение ее позволило обеспечить степень защиты оборудования и трубопроводов системы до 99,5%.

Определены причины коррозии в системе сбора подготовки и транспорта нефти: заражение трубопроводов и оборудования СВБ, создание условий для выделение воды в свободную фазу. Проведены измерения коррозионной активности продукции скважин. По образцам-свидетелям установлен неравномерный, питтинговый характер коррозии. При средней скорости равномерной коррозии 0,006-0,025 мм/год максимальные скорости проникновения (питтинговой коррозии) находятся в пределах от 0,31 до 0,46 мм/год. По классификации стандарта NACE RP-01-75 коррозионная активность продукции скважин умеренная. Величины средней и максимальной скоростей проникновения питтингов предложено использовать в качестве показателей для оценки эффективности применения защитных мероприятий, в том числе ингибиторов коррозии. В качестве меры борьбы с коррозией разработан технологический регламент защиты от коррозии оборудования обводненных газ-лифтных скважин, подводных трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей (ГЖС) и нефти. В результате лабораторных, стендовых и промысловых испытаний выбраны ингибиторы коррозии Tretolite CGO 0118G и

л

DYNO KI-3019, которые при удельной дозировке 48-50 г/м снижают скорость коррозии до 0,06-0,08 мм/год.

Проведен анализ технологических способов защиты от коррозии путем создания в трубопроводах режимов течения, предотвращающих выделение воды. Проведен анализ методик по оценке возможности выделения воды в отдельную фазу при транспорте газожидкостной смеси и сепарированной нефти по трубопроводам. С учетом опыта их практического применения рекомендованы методики, наиболее полно учитывающие специфику морских подводных трубопроводов. Осуществлена адаптация программ расчета определения коррозионно-опасных участков для условий месторождений "Белый Тигр" и "Дракон".

Проведенный комплекс прикладных исследований позволил создать на месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" систему коррозионного мониторинга. Система коррозионного мониторинга представляет собой комплекс технических, методических, программных средств и организационных мероприятий, разработанных с целью информационного обеспечения работ по защите трубопроводов и оборудования от внутренней коррозии. Она дает возможность вести наблюдение за коррозионной активностью добываемых и транспортируемых флюидов, прогнозировать развитие коррозионной ситуации и своевременно принимать меры по предотвращению отказов и аварий по причине коррозии. Система коррозионного мониторинга позволяет решать проблемы не только тогда, когда они уже привели к осложнениям, а постоянно контролировать ситуацию и прогнозировать ее изменение. Она включает решение проблемы предотвращения коррозии уже на стадии проектирования обустройства месторождения. В частности, в морских условиях не должны допускаться отклонения от правил строительства подводных трубопроводов (необходимо изготавливать отводы с радиусом не менее 5Б, устанавливать камеры для пуска и приема очистных и диагностических устройств, теплоизолировать или заглублять трубопроводы и т.д.), требований по качеству подготовки воды для системы ППД, регламентов эксплуатации оборудования и трубопроводов.

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Технологические системы обустройства и эксплуатации

Совместное предприятие СП "Вьетсовпетро" разрабатывает на шельфе два нефтяных месторождения: "Белый Тигр" и "Дракон". Крупное месторождение "Белый Тигр" расположено на расстоянии 110 км от берега, а месторождение "Дракон" находится в 30 км южнее [18, 104, 106, 107].

Удаленность от берега, отсутствие на берегу нефтеперерабатывающих предприятий, производственной инфраструктуры повлияли на принятие решений при обустройстве месторождений. Разработка месторождения "Белый Тигр", позднее и "Дракон", осуществляется скважинами, расположенными на морских стационарных платформах и блок-кондукторах (БК). Морская стационарная платформа представляет собой крупное гидротехническое сооружение с постоянным обслуживающим персоналом численностью 70 человек. Конструкция МСП типовая, обеспечивающая одновременное бурение и эксплуатацию куста из 16 скважин. На них производится двухступенчатая сепарация продукции скважин и насосная откачка сепарированной жидкости (нефти) в сборный трубопровод, подающий ее на установку беспричального налива нефти.

Наряду с МСП, обустройство месторождения ведется с помощью блок-кондукторов. Конструкция БК позволяет осуществлять бурение до 9 скважин только с помощью самоподъемной плавающей буровой установки (СПБУ). Скважины и установленное на БК технологическое оборудование эксплуатируются в автономном режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала, посещающего БК по специальному графику или в случае возникновения нештатных ситуаций.

С морских стационарных платформ сепарированная нефть откачивается в трубопроводы системы нефтесбора, а продукция скважин с БК в виде га-

зожидкостной смеси поступает на центральный технологический комплекс (ЦТК), являющийся самым крупным гидротехническим и технологическим объектом месторождения "Белый Тигр". В состав ЦТК входит ряд объектов: блок-кондуктор БК-2 с добывающими скважинами; центральная технологическая платформа (ДТП) ЦТП-2 с установками сепарации I и II ступени, установкой по обезвоживанию и насосной по откачке нефти, установкой подготовки газа; центральная компрессорная платформа (ЦКП) производительно-

о

стью 8,1 млн. м /сут газа, предназначенная для получения газа высокого давления (12,5 МПа) для подачи в систему газлифта и транспортировки на берег;

платформа ППД-40000 для подготовки и закачки воды в систему поддержаЛ

ния пластового давления, производительностью 40000 м /сут с давлением 25 МПа.

Количество гидротехнических сооружений по добыче нефти постоянно увеличивается, и в настоящее время на месторождении "Белый Тигр" эксплуатируются 10 МСП, расположенных в основном в северной части месторождения, и 8 блок-кондукторов в южной части месторождения (рис.1). Для сбора, подготовки, хранения и отгрузки нефти на месторождении используются установки беспричального налива нефти, представляющие собой танкер-хранилище, закрепленный в заданной точке с помощью монобуя и якорной системы. Используемые в составе УБН танкеры имеют дедвейт 150 тыс.т каждый. УБН оборудованы установками по подготовке нефти с обводненностью до 20%, производительностью 15000 т/сут, и очистке подтоварной воды. Качество подготовки подтоварной воды соответствует международным требованиям МАШЮЬ (по содержанию нефти не более 15 мг/л), что позволяет сбрасывать ее в море. В настоящее время на месторождении "Белый Тигр" постоянно эксплуатируются две УБН.

Нефть на УБН готовится до товарной кондиции и реализуется покупателю через специальную государственную торговую организацию "Пете-хим". Каждая УБН имеет технологические танки общей емкостью 40000 м3 и

СХЕМА НЕФТЕПРОВОДОВ И ТРУБОПРОВОДОВ ГЖС НА МЕСТОРОЖДЕНИИ "БЕЛЫЙ ТИГР"

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», Бадиков, Фанис Идрисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Показано, что основными осложнениями при эксплуатации морских подводных трубопроводов являются: внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования, сульфатредукция, высокие перепады давления при перекачке парафинистых нефтей и опасность "замораживания" трубопровода при остановке, образование на внутренней поверхности нефтепроводов асфальтосмо-лопарафиновых отложений разного типа. Установлено что причинами осложнений при эксплуатации подводных трубопроводов являются: особенности конструкции (отсутствие тепловой изоляции, малые радиусы отводов, соединяющих вертикальные и горизонтальные участки, использование труб разного диаметра) и прокладки (отсутствие заглубления), условия эксплуатации (недогрузка, возможность выделения воды в свободную фазу, низкая температура окружающей среды), высокая температура застывания нефти.

2. Экспериментально исследованы реологические свойства парафинистых нефтей в рабочем диапазоне температур и производительностей и методы воздействия на них. Для улучшения реологических свойств нефтей подобраны депрессаторы. Разработана технология перекачки нефти, обработанной депрессатором, и система контроля реологических свойств нефтей. С увеличением дозировки депрессатора реологические свойства нефтей улучшаются только до определенного предела, после которого наблюдается обратный эффект. Предложено использовать механическое воздействие (вибрационную обработку) для улучшения реологических свойств парафинистых нефтей. Использован виброструйный электромагнитный перемешиватель, работающий в резонансном режиме на промышленной частоте с минимальными затратами электроэнергии. Показано, что эффект от совместного (комбинированного) действия виброструйной обработки и депрессатора значительно превышает эффект отдельного действия как депрессатора, так и виброструйной обработки. Так пластическая вязкость снижается в 4-8 раз, динамическое напряжение сдвига - в 2 раза, начальное напряжение сдвига - в 2-3 раза.

3. На основе изучения состава и структуры отложений на действующем трубопроводе и экспериментальных исследований установлено наличие твердых и мягких асфальтосмолопарафиновых отложений. Темп роста твер

2 3 2 дых отложений составляет 0,5-1,5 г/м сут, мягких - 10' г/м сут. Разработана методика диагностирования состояния внутренней поверхности нефтепровода на основании оперативных данных его работы по совокупности оценок гидравлических потерь и удельной теплопередачи, осредненных по длине трубопровода. Она позволяет прогнозировать необходимость, периодичность проведения и оценку эффективности мероприятий по поддержанию основных параметров эксплуатации трубопровода в рабочем состоянии. Проведены экспериментальные исследования по применению депрессаторов, ингибиторов парафинооотложений и растворителей для снижения скорости образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с внутренней поверхности трубопроводов.

4. Защита от коррозии в специфических условиях эксплуатации месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" основана на применении ингибиторов коррозии и технологических способов предотвращения коррозии. Экспериментально проверена защитная способность ингибиторов коррозии, разработан и внедрен технологический регламент их применения, обеспечивающий защитную способность до 99,5 % . Разработан программный комплекс по определению коррозионно-опасных участков трубопроводов, позволяющий осуществлять изменение режимов перекачки для предупреждения образования водных скоплений. Выбраны методы и технические средства контроля скорости коррозии внутренней поверхности подводных трубопроводов и оборудования.

5. Разработана система мониторинга морских подводных трубопроводов, представляющая собой комплекс методов контроля состояния трубопроводов и организационно-технических мероприятий борьбы с осложнениями при трубопроводном транспорте продукции морских скважин в виде научно-обоснованных и экспериментально проверенных технологических регламентов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Бадиков, Фанис Идрисович, 1999 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамзон A.A., Четверкина В.Н. О применении ПАВ для ингибиро-вания парафиноотложений // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 5.

2. Абрамзон Л.С., Яковлев В.А. О запарафинивании нефтепроводов // Тр. НИИТранснефть. - М.: Недра, 1964. - Вып. 3.

3. Анализ работы систем сбора на нефтяных месторождениях страны с целью определения применяемых методов и средств повышения их технологической надежности: Отчет о НИР по теме 1-3-88-1 / ВНИИСПТнефть; Руководитель работ Галин Ф.М. - Уфа, 1988.

4. Андриасов P.C., Оськин И.А. Влияние скорости потока на процесс выпадения парафина // Тр. МИНХиГП. - М., 1972. - Вып. 99.

5. Арменский Е.А. Исследование процесса выпадения и растворения парафиновых отложений в нефтепроводах. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Уфа, 1970.

6. Арменский Е.А., Новоселов В.Ф. Парафинизация нефтепроводов. -Уфа, 1973.

7. Асторита Дж., Морруччи Дж. Основы механики неньютоновских жидкостей. - М.: Мир, 1978. - 311 с.

8. A.c. 1238451. Способ определения температуры насыщения нефти парафином / Требин Г.Ф., Капырин Ю.В.

9. A.c. 381734, Е21Ь 43/00. Способ предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании / Тронов В.П., Гарифуллин А.Г., Кораблинов Н.С. - № 1423862/23-3; Заяв. 06.04.70; Опубл. 22.05.73 // Б.И. -1973.-№22.

10. Бадиков Ф.И., Белянин Г.Н., Выговской В.П., Ха Ван Бик, Данекер В.А., Рикконен C.B., Хорьков А.К., Мангазеев В.П. Исследование влияния виброструйной обработки на реологические свойства нефтей СП "Вьетсов-

петро" // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. - Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 14-23.

11. Бадиков Ф.И., Белянин Г.Н, Выговской В.П., Ха Ван Бик, Данекер В.А., Рикконен C.B., Хорьков А.К., Шафтельский В.Е. Исследование влияния виброструйной обработки парафинистых нефтей на начальное напряжение сдвига и образование асфальтосмолопарафиновых отложений // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. - Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 52-60.

12. Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Рождественский Ю.Г. Методика определения участков с пониженной прочностью в системе транспорта дегазированной нефти месторождения "Белый Тигр" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИП-ТЭР. - Уфа: Транстэк, 1996. - Вып. 56. - С. 51-62.

13. Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Рождественский Ю.Г. Оценка характера и причин повреждений оборудования системы поддержания пластового давления на месторождении "Белый Тигр" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. -Уфа: Транстэк, 1996. - Вып. 56. - С. 38-51.

14. Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Рождественский Ю.Г. Химический метод защиты трубопроводов от коррозионных повреждений // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. - Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 33-41.

15. Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Рождественский Ю.Г., Выговской В.П. Анализ коррозионного состояния системы сбора и подготовки нефти на месторождении "Белый Тигр" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1997. -Вып. 57. - С. 105-114.

16. Бадиков Ф.И. Исследование реологических свойств высокопарафи-нистых нефтей месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" // Проблемы экс-

плуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. - Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 78-84.

17. Бадиков Ф.И., Кутуков С.Е., Штукатуров К.Ю. Оперативная диагностика состояния внутренней полости подводного трубопровода // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. - Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 70-77.

18. Бадиков Ф.И., Фук Н.Ф., Выговской В.П., Бик Х.В. Внутрипромы-словый транспорт газожидкостной смеси на месторождении "Белый Тигр" // Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте: Тез. докл. научн. семинара / ИПТЭР. - Уфа: Транс-тэк, 1997.-С. 56-57.

19. Бадиков Ф.И., Фук Н.Ф., Выговской В.П., Шон Т.К., Хай Н.Х. Проблема отложений парафина при эксплуатации трубопроводов на месторождениях СП "Вьетсовпетро" // Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте: Тез. докл. научн. семинара / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1997. - С. 58-59.

20. Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И. Ротационные приборы. Измерение вязкости и физико-химических характеристик материалов. - М.: Машиностроение, 1967. - 272 с.

21. Бойко В.И. Разработка технологии предупреждения расслоения во-донефтяных эмульсий в промысловых трубопроводах с целью предотвращения коррозии. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Грозный, 1984.

22. Василенко С.К., Савельев М.П., Порайко И.Н. Депарафинизация полости нефтепровода Шаим-Тюмень водорастворимыми полимерами // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. -№3. - С. 8-11.

23. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. - М.: Химия,

1977.

24. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. ОСТ 39-225-88. - Введ. 01.07.90. - М.: МНП, 1988.

25. Выговской В.И., X.B. Бик, Т.К. Шон, Л.Д. Хое. Проблема транспорта высокозастывающих нефтей по подводным трубопроводам // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 85-87.

26. Галлямов А.К., Байков И.Р., Гейер В.В. К вопросу удаления скоплений воды из пониженных участков трубопроводов потоком перекачиваемой среды // Актуальные вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов: Сб. начун. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1989.

27. Галлямов А.К., Юкин А.Ф., Мастобаев Б.Н. Методы диагностирования состояния внутренней поверхности магистральных трубопроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 48 с.

28. Голованов О.М., Рудой А.Д. Транспортировка высокопарафини-стых нефтей, подготовленных в виброустановках // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1981. - № 11. - С. 2-5.

29. Григорьев В.М. Изучение парафинизации нефтепромыслового оборудования на Покровском месторождении // В сб.: Борьба с отложением парафина. - М.: Недра, 1965.

30. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. - М.: Недра, 1982. - 296 с.

31. Губин В.Е., Емков A.A., Сковородников Ю.А., Шагибекова М.М. О некоторых изменениях микроструктуры высокопарафинистой нефти под действием асфальтосмолистых добавок // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1972. - Вып. X. - С. 2631.

32. Губин В.Е., Мансуров Ф.Г., Подузов И.М. Исследование кристаллизации парафинов из нефти при понижении температуры // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1972.-Вып. X.-С. 37-40.

33. Губин В.Е., Пиядин М.Н., Сковородников Ю.А., Хасанов И.Ю. К расчету течения высокопарафинистых нефтей по трубам при структурном

режиме // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1972. - Вып. X. - С. 14-18.

34. Губин В.Е., Скрипников Ю.В. Параметры структурного потока вяз-копластичной жидкости в круглой трубе // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1973. - Вып. XI. - С. 21-29.

35. Гумеров А.Г., Бадиков Ф.И., Выговской В.П., Шон Т.К. Образование асфальтосмолопарафинистых отложений при эксплуатации месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1997. -Вып. 57. - С. 13-22.

36. Джалурия Й. Естественная конвекция. Тепло- и массообмен. Пер. с англ. -М.: Мир, 1983.-400 с.

37. Зубарев В.Г. Исследование интенсивности запарафинивания трубопровода // Транспортирование нефти и газа в условиях Севера. - Тюмень, 1976. - Вып. 56. - С. 36-39.

38. Изучение микроорганизмов и совершенствование инструкции уничтожения СВБ путем обработки бактерицидами в системе сбора, обработки и транспорта нефти и системе ППД на месторождении "Белый Тигр": Отчет по контракту 04/94 У8Р-5 / Институт биотехнологий ГЦЕНТ. - Ханой, 1995.

39. Исследование изменения физико-химических свойств нефти и газа в процессе эксплуатации месторождения "Белый Тигр": Инф. отчет о НИР по теме 5.1.1 /НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 1993.

40. Исследование коррозионной активности нефтепромысловых сред и совершенствование технико-технологических решений по защите нефтепромыслового оборудования и конструкций морских сооружений от коррозии: Отчет о НИР по теме НИР 29.96 / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1996.

41. Исследование коррозионной активности сред нагнетательных и обводненных скважин и разработка технологии защиты от коррозии оборудо-

вания системы сбора и подготовки нефти на месторождении "Белый Тигр": Отчет по контракту LX-139/VSP-IPTER/07.95 / ИПТЭР. - Вунггау, 1997.

42. Исследования по микробиологической подготовке воды, закачиваемой в пласт, и очистке аппаратов подготовки нефти от сульфатвосстанав-ливающих бактерий на месторождении "Белый Тигр": Отчет по дог. № 24/91 VSP-5 / Институт микробиологии НЦНИ; Руководитель работ JI.T. Хьен. -Ханой, 1992.

43. Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов системы нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири. РД 39-0147323-339-89-Р / Гипротюменнефтегаз. - Тюмень, 1989.

44. Инструкция по расчету гидродинамических параметров по транспорту продукции и определению коррозионно-опасных участков нефтесбор-ных коллекторов. СТП 39-5804457-001-88 / ПО "Лангепаснефтегаз". - Ланге-пас, 1988.

45. Каменщиков Ф.А. и др. Исследование эффективности применения полиакриламида для борьбы с отложениями парафина на месторождениях Удмуртнефть // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 1983. - Вып. 5.

46. Кузнецов П.Б. Исследования процесса парафинизации магистральных трубопроводов. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - М., 1978.

47. Кузнецов П.Б. Математическая модель процесса парафинизации // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. -№ 1. - С. 17-21.

48. Кутуков С.Е. Оперативная диагностика осложнений при эксплуатации участка МНП // Матер. Всерос. научн.-техн. конф. "Новоселовские чтения". - Уфа: УГНТУ, 1998. - С. 12-13.

49. Кушнаренко В.М., Гринцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаимодействия металла с рабочей средой ОГКМ. - М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1989. - 49 с.

50. Кханг Н.Т., Шон Т.К., Гумеров А.Г., Рождественский Ю.Г., Журавлев Г.В. Исследование реологических и коррозионных характеристик во до-нефтяных эмульсий месторождения "Белый Тигр" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1998. -Вып. 58. - С. 64-72.

51. Ланчаков Г.А. и др. Применение ингибитора парафиноотложений на основе диметилоксана при добыче нефти в НГДУ ПО "Уренгойгазпром" // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири: Докл. и сообщ. X юбил. научн.-техн. конф. Новый Уренгой, окт. 1993. - М., 1994.

52. Лерке Г.Э., Свиридов В.П. Исследование влияния температуры на процесс образования осадка в парафинистых нефтях // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1972. -Вып. X.-С. 139-145.

53. Люшин С.Ф., Репин H.H. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина в трубах // В сб.: Борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 1965.-С. 157 - 165.

54. Мазепа Б.А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче нефти за рубежом. - М., 1961.

55. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М.: Недра, 1966.

56. Мансуров Ф.Г. Исследование процесса парафиноотложения и поддержания пропускной способности магистральных нефтепроводов. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Уфа, 1974.

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

58. Методика определения реологических параметров высокозасты-вающих нефтей. РД 39-0147103-329-86 / Скрипников Ю.В. и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

59. Методика определения эффективности ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров. РД-39-3-611-87.

60. Методическое руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей. РД 39-081-91 / Мирзаджанзаде А.Х. и др. - М.: МНП, 1990.

61. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязких и вязкопла-стичных нефтей в нефтедобыче. - Баку: Азнефтеиздат, 1959.

62. Мирзаджанзаде А.Х., Гумеров А.Г., Бадиков Ф.И., Хасанов М.М., Выговской В.П., Журавлев Г.В. Перспективы применения новых технологий при перекачке парафинистых нефтей месторождений СП "Вьетсовпетро" // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - Баку: Азербайджан, 1998. - № И. -С. 52-56.

63. Невеженко В.Ф. Изучение процессов кристаллизации парафина в нефтях в связи с их добычей и перекачкой. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. -Куйбышев, 1955.

64. Новоселов В.В. Тепловые режимы магистральных трубопроводов в сложных гидрогеологических условиях прокладки. Дис. ... докт. техн. наук. -Уфа, 1996.-343 с.

65. Нефть. Метод определения температуры насыщения нефти парафином. Фотометрический способ. ОСТ 39-034-76. - М.: Изд. Стандартов, 1977.

66. Нефтепродукты. Методы определения температуры застывания. ГОСТ 20287-74 // В кн.: Нефтепродукты. Методы испытаний. - 4.1. - М.: Изд. Стандартов, 1987.

67. Обобщение материалов и выяснение гидрогеологических, геохимических и геотермических закономерностей по данным нефти, газов, воды, керна и шлама месторождения "Белый Тигр": Отчет о НИР по теме НИР-03 / НИПИморнефтегаз; Руководитель работ Х.Д. Тьен. - Вунгтау, 1990.

68. О влиянии асфальтенов на гидравлические сопротивления при движении нефтей / Мирзаджанзаде А.Х., Булина И.Г., Галлямов А.К., Шерстнев Н.М., Назаров A.A. // Инженерно-физический журнал. - 1973. - Т. 25. - № 6. -С. 1023-1027.

69. Оленев JIM., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образования АСПО. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

70. Оленев JIM. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложе-ний // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

71. Оценка физико-химических свойств нефтей, газов, газоконденсатов и гидрогеологических условий месторождения "Дракон": Инф. отчет о НИР по теме 5 / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1994.

72. Пантелеев Г.В. Исследования процесса образования парафиновых отложений в трубах. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - М., 1967.

73. Пейсахов С.И., Бейбутов A.A., Сафаров В.В., Гасанов Д.А. О гидравлическом сопротивлении при турбулентном движении нефтей с добавками асфальтосмолистых веществ // Изв. ВУЗов, Нефть и газ. - 1974. - № 9. -С. 73-76.

74. Порайко И.Н., Василенко С.К. О применении водорастворимых полимеров для увеличения производительности нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - № 7. - С. 3-5.

75. Порайко И.Н., Галюк В.Х. О физико-химических исследованиях по применению водорастворимых полимеров при перекачке нефти // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - № 8. - С. 1215.

76. Порайко И.Н. О возможности борьбы с образованием парафинос-молистых отложений с помощью полиакриламида // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - № 12. - С. 3-5.

77. Проектирование и применение средств антикоррозионной защиты нефтегазопроводов и систем нефтегазосбора. РД 39-30-1249-85 / СевКавНИ-ПИнефть, ВНИИСПТнефть. - Грозный, 1986.

78. Рабинович Е.З., Кузнецов П.Б. Борьба с парафинизацией магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 76 с.

79. Разработка технологического регламента химической обработки воды для системы поддержания пластового давления на месторождении "Белый Тигр": Отчет по контракту № 03-92/TM/PSC / ИПТЭР. - Вунгтау, 1993.

80. Рейнер М. Деформация и течение. Введение в реологию. - М.: Гос-топтехиздат, 1963. - 382 с.

81. Рейнер М. Реология. - М.: Наука, 1965. - 224 с.

82. Рудой А.Д., Тугунов П.И. О времени тиксотропного восстановления высокопарафинистых нефтей при вибровоздействии // Нефтяное хозяйство. -1983. -№ 5. - С. 52-53.

83. Салатинян И.З., Требин Г.Ф., Фокеев В.М. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на интенсивность отложения парафина в трубопроводах // Изв. ВУЗов, Нефть и газ. - Баку, 1960. - № 10.

84. Сизая В.В. и др. Применение пипериленовой фракции для борьбы с отложениями парафина//Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - № 10. - С. 23-30.

85. Скрипников Ю.В. Переход от ламинарного режима к турбулентному при течении неньютоновкой жидкости в трубопроводе // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1973. - Вып. XI. - С. 30-37.

86. Совершенствование методов и средств антикоррозионной защиты морских нефтегазопромысловых сооружений с целью повышения надежности: Отчет о НИР по теме 24 / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1991.

87. Совершенствование системы учета потерь от коррозии и оценки эффективности защиты: Отчет о НИР по теме 10-1-88 (заключ.) / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1990.

88. Справочник по специальным функциям с формулами, графиками и математическими таблицами / Под ред. М. Абрамовича, И. Стиган. - М.: Наука, 1979. - 830 с.

89. Тертерян P.A. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. - М.: Химия, 1990. - 238 с.

90. Технологическая схема разработки и обустройства месторождения нефти и газа "Белый Тигр". - Т. II. - Вунгтау, 1992.

91. Технология предотвращения "ручейковой" коррозии в системах нефтегазосбора. РД 39-0147103-347-86 / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1986.

92. Ткачев О.А., Тугунов П.И. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении. - М.: Недра, 1988. - 116 с.

93. Тронов В.П. Исследование сцепляемости нефтяных парафинов с поверхностью некоторых материалов // В сб.: Вопросы геологии, разработки, бурения скважин и добычи нефти. - Бугульма, 1971.

94. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1970.

95. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. - М.: Недра, 1984. - 222 с.

96. Тхык Ф.Д., Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Выговской В.П., Бик Х.В., Фук Н.Ф. Применение депрессаторов в системе сбора и транспорта нефти на месторождениях СП "Вьетсовпетро" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1998.-Вып. 58.-С. 19-27.

97. Тхык Ф.Д., Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Рождественский Ю.Г. Система коррозионного мониторинга для морских месторождений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1998. - Вып. 58. - С. 72-82.

98. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. - М.: Мир, 1964.

99. Харин В.Т. Реология вязкоупругих тиксотропных жидкостей, масел, полимерных растворов и расплавов. - Изв. АН СССР, МЖГ, 1984. - № 3. -С. 21-26.

100. Хуршудов А.Г., Сабиневская И.М. Расчет технологических режимов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтегазопроводов // Сер.: Борьба с коррозией и защита окружающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - Вып. 6.

101. Цветков JI.А. Транспорт парафинистых и эмульсионных нефтей по промысловым нефтепроводам. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Куйбышев, 1953.

102. Челинцев С.Н. К вопросу о механизме действия депрессорной присадки к высокопарафинистым нефтям // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 6.

103. Черняев В.Д., Галлямов А.К., Юкин А.Ф., Бондаренко П.М. Трубопроводный транспорт нефтей в сложных условиях эксплуатации. - М.: Недра, 1990. - 232 с.

104. Чубанов О.В., Бадиков Ф.И., Горшенев B.C., Мокрищев Э.П., Каримов М.Ф., Фьет Ч.Ш., Туан Л.Б., Кань Н.В. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП "Вьетсовпетро" // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 73-76.

105. Чыонг Тхиен, Тхык Ф.Д., Бадиков Ф.И., Рождественский Ю.Г., Выговской В.П., Шон Т.К. Осложнения при эксплуатации месторождения "Белый Тигр" на шельфе юга СРВ, связанные с сульфатредукцией // Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте: Тез. докл. научн. семинара / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 1997. -С. 60-62.

106. Шан Н.Т., Бадиков Ф.И. "Вьетсовпетро": настоящее и будущее // Нефтяное хозяйство. -1996. - № 8. - С.15-19.

107. Шан Н.Т., Бадиков Ф.И., Зао Н., Куи Х.В., Тронов Ю.А., Ефремов П.Е., Носенков Н.Э. Укрепление ресурсной базы - основа дальнейшего развития добычи нефти в СП "Вьетсовпетро" // Нефтяное хозяйство. - 1996. -№ 8. - С. 38-40.

108. Шаров А.Г. и др. Эффективные ингибиторы отложения парафина из нефти // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 7. - С. 50 - 52.

109. Шульман З.П. Конвективный массоперенос реологически сложных жидкостей. - М.: Энергия, 1975. - 350 с.

110. Экспериментальное исследование турбулентного течения керосина с малыми добавками гудрона / Караев М.А., Мамедова Г.Г., Мамедов А.К., Пейсахов С.И., Рустам-Заде М.А. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - № 6. - С. 10-14.

111. Agrawal К.М. et. al. Wax deposition of Bombay high crude oil under flowing conditions // Fuel. - 1990. - V. 69. - No 6. - pp. 794 - 796.

112. ANSI/API RP 14E - 91. Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems. - Fifth edition. - October 1, 1991.

113. ANSI/ASTM D 97 - 66. Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Oils.

114. API recommended practice for design and installation of offshore production platform piping system. API RP 14E. - Fourth edition. - April, 1984.

115. Bern P.A. et.al. Wax Deposition in Crude Oil Pipelines. - European Offshore Petroleum Conference & Exhibition, London, Oct. 21 -24, 1980.

116. Brage T.G., Asperger R.G. When you monitor corrosion in gas gathering sistems // Pipe Line Industry. - March 1988. - pp. 55-57.

117. Britton C.F. Internal corrosion monitoring in subsea pipelines // Corrosion Prevention and Control. - June 1986. - pp. 57-63.

118. Brod M., Deane B.C., Rossi F. Field experience with the use of additives in the pipeline transportation of waxy crudes // J. of the Institute of Petroleum. - V. 57. - No 554. - March 1971. - pp. 110-116.

119. Brown T.S. et al. Measurement and prediction of kinetics of paraffin depositions // SPE 26548. - 1993. - p. 353.

120. Corrosion monitoring in subsea lines // Offshore Research Focus. - 32. -p. 5. - August 1982.

121. Endeen Hovard J. Oil Field Corrosion Detection and Control Handbook. - Published by Champion Chemical Inc. - Houston, Texas. - 1989.

122. Erickson D.D. et al. Thermodynamic measurement and prediction of paraffin precipitation in crude oil // SPE 26604. - 1993. - p. 933.

123. Gable Charles M., Freitas Ernest R. Slurrying of sulfur in liquid carrier / Shell Oil Co. / Пат. США, кл. 302-66 (B65g 53/04), No 3606483, заяв. 28.04.69, опубл. 20.09.71.

124. Galbraith J.M., Hill D.E., Bucaram S.M. and Byars H.G. The Corn-puter-Based Corrosion Monitoring system at Prudhoe Bay, Alaska // Advances in CO2 Corrosion.

125. Hladky K., John D.G. - 1984. Proc. Conf. Corrosion monitoring and inspection in the oil petrochemical and process industries. - London, February (Oyez).

126. Howes J. Mobil Overcomes Wax Problem on Ness. - The Oilman, January 1989.

127. John Bomba. Offshore pipeline transport of waxy crude oil. R. J. Brown & Associates (Far East) Pte Ltd., 1995.

128. Jorque M.A. How To Treat Seawater For Water Injection // Petroleum Ingineer. - November 1984.

129. June Ronald K. Sulfur slurry preparation in pipelines / Shell Oil Co./ Пат. США, кл. 252-309, (BOI j 13/00), No 3745122, заявл. 10.05.71, опубл. 10.07.73.

130. King R.A. & Geary D. // Corrosion Prevention and Control. - 1980. -27, 2. - pp. 5-9.

131. Marshall G.R. Cleaning of the Valhall Offshore Oil Pipeline, OTC 5743, 20th Annual OTC, Houston, May 2 - 5, 1988.

132. Matlach N.J. et al. Paraffin deposition and rheological evaluation of high wax content altamont crude oils // SPE 11851. - 1983. - p.321.

133. Monitoring internal corrosion in oil and gas production operations with hydrogen probes. - NACE. - 1С 184. - 1984.

134. NACE Standard RP-01-75. Control of Internal Corrosion in Steel Pipelines and Piping Systems.

135. Newberry M.E. et al. Paraffin control in the Northern Michigan Niaga-ran Reef//SPE 12320. - 1983. - p. 209.

136. Price R.C. Flow improvert for waxy crudes // J. of the Institute of Petroleum. - V. 57. - No 554. - March 1971. - pp. 106-109.

137. Saders P.F. Monitoring and Control of Sessile Microbes: Cost Effective Ways to Reduce Microbial Corrosion. - Seminar on SRB in Water injection Systems. - 1988. - Bombay, India.

138. Selection of Metallic Materials to be used in all Phases of Water Handling for Injection into Oil Bearing Formation. NACE Standard RP 04-75.

139. Sifferman T.R. Flow properties of difficult to handle waxy crude oils // J. Petr. Tech. - August 1979.

140. Smith P.B. and Ramsden M.J. The prediction of oil gelation in submarine pipelines and the pressure required for restarting flow // European offshore petroleum conference and exhibition. - 1978. - pp. 283-290.

141. Strommen R.D., Wold K.R. FSM - an Effective Method for Integrity Monitoring and Corrosion Control, Contributing to Optimised Material Selection for Offshore Pipelines. - Pipetech Asia II. - Kuala Lumpur. - Malaysia. - 4 December 1996.

142. Uhde A. and Kopp G. Pipeline problems resulting from the handling of waxy crudes // J. of Institute of Petroleum. - 1971. - Y.57. - No 554. - pp. 63-73.

143. Verschuur E., den Hartog A.P. and Verheul C.M. The effect of thermal shrinkage and compressibility on the yielding of gelled waxy crude oils in pipelines // J. of Institute of Petroleum. -1971. - V. 57. - No 555. - pp. 131-138.

144. Verschuur E., Verheul C.M. and den Hartog A.P. Pilot-scale studies on re-starting pipelines containing gelled waxy crudes // J. of Institute of Petroleum. -1971. - V. 57. - No 555. - pp. 139-146.

145. Weingarten J.S. and Euchner J.A. Method for Predicting Wax Precipitation and Deposition, SPE 15654, 61st Annual Technical Conference & Exhibition, New Orleans, Oct. 5 - 8,1986.