Разработка технологии транспорта нефти, исключающей расслоение эмульсий с целью повышения надежности эксплуатации нефтепроводов на шельфе Вьетнама тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.13, кандидат технических наук Нгуен Тхук Кханг

• Нгуен Тхук Кханг
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нгуен Тхук Кханг

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ.

Выводы по разделу.

2. СИСТЕМА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ "БЕЛЫЙ ТИГР" И "ДРАКОН".

2.1. Общие сведения о месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон".

2.2. Анализ системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин месторождений СП "Вьетсовпетро".

2.3. Оценка коррозионной ситуации в системе сбора, подготовки и транспорта нефти и газа месторождений "Белый Тигр" и "Дракон".: . .„„ч-.

2.4. Выводы по разделу.7.

3. ИЗУЧЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СП «ВЬЕТСОВПЕТРО».

3.1. Лабораторные исследования реологических характеристик нефти и водонефтяной эмульсии.

3.2. Обработка результатов лабораторных исследований.

3.3. Выводы по разделу.

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАССЛОЕНИЯ НЕУСТОЙЧИВЫХ ЭМУЛЬСИЙ.

4.1. Основные факторы, влияющие на процесс внутренней коррозии нефтепроводов.

4.2. Исследование движения двухфазных смесей на лабораторной установке.

4.3. Исследования на промысловом стенде МСП-7.

4.4. Промысловые исследования на действующем нефтепроводе МСП-7-Т-МСП-5.

4.5. Выводы по разделу.

5. РАССЛОЕНИЕ НЕУСТОЙЧИВЫХ ЭМУЛЬСИЙ В

ТРУБОПРОВОДАХ. ЮЗ

5.1. Условие расслоения неустойчивых эмульсий в турбулентном потоке. ЮЗ

5.2. Влияние диаметра трубопровода на скорость потока при переходе от эмульсионного течения к расслоенному.

5.3. Выводы по разделу.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии транспорта нефти, исключающей расслоение эмульсий с целью повышения надежности эксплуатации нефтепроводов на шельфе Вьетнама»

Актуальность исследуемой проблемы диссертации.

Совместное предприятие «Вьетсовпетро» является первым международным проектом Социалистической Республики Вьетнам в области разведки и добычи нефти и газа на шельфе страны. СП «Вьетсовпетро» создано 19 июня 1981 года по соглашению между Вьетнамом и бывшим Советским Союзом, ныне Российской Федерацией.

В мае 1984 года из первой скважины, пробуренной на геологической структуре «Белый Тигр», получен мощный приток нефти, и уже в 1986 году месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. В настоящее время СП «Вьетсовпетро» разрабатывает три месторождения - «Белый Тигр», «Дракон» и «Большой Медведь». Причем месторождение «Белый Тигр» является крупнейшим на континентальном шельфе Вьетнама. Основные запасы нефти этого месторождения сосредоточены в трещиноватых гранитных породах фундамента, что является уникальным явлением в мировой практике добычи нефти и газа. В 2000 году СП «Вьетсовпетро» вышло на уровень добычи 13 млн.т в год. Добыча попутного нефтяного газа превысила 5 млн. м3/сут. Часть газа используется для газлифта и на собственные нужды, а основной объем - более 4 млн. м3/сут - подается на берег, на электростанции «Бария» и «Фуми» и на газоперерабатывающий завод. Утилизация попутного газа достигла 85 %.

К настоящему времени построено 30 морских объектов, в том числе: 11 морских стационарных платформ (МСП), каждая их которых рассчитана на 16 скважин и 8 блок-кондукторов (БК), каждый на 9 скважин. Кроме этого построены такие крупные объекты как: центральная технологическая платформа (ЦТП), центральная компрессорная платформа, малая компрессорная станция, платформа поддержания пластового давления (ППД), 4 установки беспричального налива нефти (УБН) и полупогружная плавучая установка.

Все эти объекты связаны между собой системой подводных трубопроводов протяженностью сотни километров, в том числе 155 км трубопроводов системы нефтегазосбора.

При добыче нефти и газа на морских месторождениях подводная система нефтегазосбора является ответственным и дорогостоящим объектом, надежность которого в значительной степени обеспечивает бесперебойную добычу нефти.

Одним из факторов, определяющих надежность подводных морских трубопроводов, является интенсивность их внутренней коррозии.

Оценка опасности внутренней коррозии, своевременное начало и выбор способов защиты нефтепроводов в процессе эксплуатации месторождения представляют собой сложную задачу. Для ее решения необходимо осуществлять комплексное исследование, обобщение и анализ факторов, влияющих на коррозию. Проблема осложняется еще и тем, что на морских объектах непосредственному контролю технического состояния трубопроводов доступны лишь их короткие участки, расположенные на гидротехнических сооружениях: морских стационарных платформах, блок-кондукторах и технологических платформах.

При определенных гидродинамических условиях интенсивность внутренней коррозии усиливается и вызывает разрушение нефтепроводов. Это приводит к потерям нефти или даже к прекращению добычи, загрязнению окружающей среды и возникновению взрывопожароопасной обстановки. Последствия этих аварий, особенно в морских условиях, устранять сложно и дорого.

Срок эксплуатации некоторых трубопроводов в системе нефтегазосбора месторождений СП «Вьетсовпетро» достиг 14 лет. Однако, на сегодняшний день, достоверных данных о коррозионном состоянии внутренней поверхности нефтепроводов не имеется. Отсутствие порывов нефтепроводов по причине коррозии не является свидетельством того, что внутренней коррозии нет. Большая толщина стенок трубопроводов (16 мм), в сочетании с невысокой средней обводненностью продукции скважин (6 %) и низкой агрессивностью пластовой воды, обеспечивает длительные периоды безаварийной эксплуатации нефтепроводов. Однако практикой установлено, что в условиях контакта воды со стенками трубопровода средняя скорость коррозии достигает 1 мм в год, поэтому для систем нефтегазосбора месторождений СП «Вьетсовпетро» разработка эффективного и экономичного способа защиты от внутренней коррозии является актуальной задачей.

Целью данной диссертационной работы является определение гидродинамических условий, при которых исключается расслоение водонефтя-ных эмульсий, с целью предотвращения внутренней коррозии подводных нефтепроводов.

В настоящее время для защиты трубопроводов системы нефтегазосбора от внутренней коррозии применяют главным образом ингибиторы коррозии и покрытия из коррозионно-стойких материалов.

Технология применения ингибиторов коррозии имеет свои недостатки, поскольку нет однозначных ответов на вопросы: когда необходимо начинать ингибиторную защиту, в какие точки, сколько и какой ингибитор подавать в поток.

Защитные покрытия из коррозионно-стойких материалов, как показала практика, недолговечны, и возникают проблемы в месте сварного стыка, кроме того, решение о применении защитных покрытий должно быть принято в процессе проектирования объектов. Однако отсутствие необходимых данных на стадии проектирования не дает возможности обоснованно принять такое решение. Вместе с тем известно, что сами по себе нефть и нефтяной газ не вызывают коррозии. Коррозия внутренней поверхности трубопроводов протекает под воздействием агрессивных компонентов, содержащихся в продукции скважин, - минерализованной пластовой воды, продуктов реакции после кислотных обработок скважин, кислых газов (Н^ и СО2) и др.

Коррозия внутренней поверхности нефтегазопроводов, в большинстве случаев, является следствием электрохимических процессов, протекающих при контакте пластовой воды с металлом. Расслоение водонефтяной эмульсии в нефтепроводе создает условия для возникновения коррозии вдоль нижней образующей в виде язв и канавок.

При определенных условиях эффективным способом предупреждения внутренней коррозии нефтепроводов является технологический. Сущность этого способа состоит в поддержании таких режимов транспорта обводненной нефти, при которых исключается контакт пластовой воды со стенками трубопровода. Режим течения, при котором вся вода распределена в объеме нефти в виде капель, реализуется при определенных гидродинамических условиях и ограничен обводненностью, при которой возможно образование эмульсии типа "вода в нефти". Как правило, инверсия фаз эмульсии, т.е. переход от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии типа "нефть в воде", происходит в интервале обводненности от 50 до 70 %. Но даже при значительно большей обводненности возможно использование технологического способа защиты от коррозии при условии предварительного сброса воды.

Большое количество факторов (скорость потока, обводненность нефти, газосодержание, физико-химические свойства нефти и воды, профиль и диаметр трубопровода, режим течения и др.), влияющих на процесс расслоения водонефтяных эмульсий, создает трудности для количественного описания режимов расслоения. С другой стороны, установлено, что при росте обводненности нефти и снижении скорости потока интенсивность коррозии возрастает. Тем не менее, в зависимости от других факторов, коррозия может отсутствовать при высокой обводненности и возникать при наличии следов воды в нефти.

Основные задачи диссертации.

Основными задачами исследования в работе являются:

1. Определение основных факторов, влияющих на условия возникновения внутренней коррозии нефтепроводов.

2. Экспериментальное исследование реологических свойств водонеф-тяной эмульсии, сепарированной и газонасыщенной нефти в рабочем диапазоне температуры, обводненности и скорости сдвига.

3. Определение гидродинамических условий перехода режима течения от эмульсионной структуры потока к расслоенной в зависимости от скорости потока, обводненности эмульсии, диаметра и профиля трубопровода.

4. Разработка технологического способа защиты нефтепроводов от внутренней коррозии.

На защиту выносятся результаты лабораторных и промысловых исследований, теоретическое обоснование критической скорости перехода эмульсионного режима течения к расслоенному в зависимости от основных параметров потока и рекомендации по использованию технологического способа защиты трубопроводов от внутренней коррозии.

Методы решения поставленных задач.

1. Анализ фактических данных и текущего состояния системы нефте-газосбора.

2. Лабораторные, стендовые и промысловые исследования и испытания.

3. Методы математического моделирования и статистики.

4. Теория локально-изотропной турбулентности.

Научная новизна результатов, полученных в диссертации.

1. В результате реологических исследований установлено, что при низких скоростях сдвига нефти месторождения «Белый Тигр», в неньютоновской области (при К37°С), проявляют нелинейные вязкопластические свойства. Получена зависимость вязкости водонефтяной эмульсии от содержания воды и температуры. Установлено, что инверсия фаз эмульсии происходит при обводненности 68 %.

2. Установлено, что критическая скорость перехода от эмульсионного режима течения к расслоенному обратно пропорциональна диаметру трубопровода. Экспериментально показано, что при определенных условиях в ламинарном расслоенном потоке возможны режимы течения, при которых вода не смачивает стенку трубопровода^ это исключает возможность возникновения внутренней коррозии.

3. На основе теории локально-изотропной турбулентности получена полуэмпирическая зависимость критической скорости от основных параметров потока.

Практическая ценность диссертации.

1. Разработан технологический способ защиты нефтепроводов от внутренней коррозии, позволяющий:

- выявлять участки нефтепроводов, подверженные коррозии, прогнозировать условия их эксплуатации при изменении обводненности и производительности;

- с учетом основных параметров потока определять рациональную загрузку нефтепроводов, при которой обеспечивается антикоррозионный режим течения (в том числе и путем периодической откачки);

- на стадии проектирования оптимизировать диаметр и режим эксплуатации нефтепровода, точки ввода поверхностно-активных веществ (ПАВ) и параметры технологии предварительного сброса воды.

2. На основании материалов диссертации разработан руководящий документ «Эксплуатация подводных нефтепроводов, транспортирующих высо-копарафинистые нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро».

3. Внедрение на двух морских стационарных платформах разработанных в диссертации рекомендаций позволило получить экономический эффект в размере 206 тыс. долларов США.

Апробация работы.

Вопросы, составляющие содержание диссертации, докладывались и обсуждались:

- на международной конференции "PIPETECH ASIA" (Kuala Lumpur, Malaysia, 2ч-4 декабря 1996 г.);

- на второй международной конференции «Безопасность трубопроводов» (г. Москва, 28-к31 августа 1997 г.);

- на конференции, посвященной 15-летию создания СП "Вьетсовпет-ро" (г.Вунг Tay, Вьетнам, июнь 1996 г.);

- на международной конференции "The second International Symposium on Measuring Techniques for Multiphase Flows" (Beijing, China 30, августам 1 сентября 1998 г.);

- на международном семинаре "Multiphase Flow Application into Oil-Gas Industry, Chemical and Environmental Technology" (Ha Noi Institute of Mechanics, Vietnam, 19-^22 апреля 1999 г.);

- на втором Европейском Симпозиуме ISOPE по морским технологиям (г. Москва, 7ч-9 июня 1999 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 11 работ.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов, изложенных на 133 страницах, содержит 33 рисунка, 7 таблиц. Библиографический список использованной литературы содержит 164 наименования. и

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе приводится краткий обзор работ, относящихся к проблеме возникновения внутренней коррозии нефтепроводов. Изучая условия возникновения внутренней коррозии, Гафаров H.A., Гоник A.A., Корнилов Г.Г., Тронов В.П., Мингалеев Э.П. и другие авторы отмечают, что внутренняя коррозия трубопроводов системы нефтегазосбора является следствием расслоения водонефтяных эмульсий и образования слоя воды. Подтверждением этому служит строгая локализация повреждений, в виде язв и канавок, вдоль нижней образующей трубопровода, в месте контакта воды со стенкой нефтепровода. Таким образом, режим течения многофазного потока определяет условия возникновения внутренней коррозии.

Изучению гидродинамики многофазных потоков посвящены работы Шаммазова A.M., Галлямова А.К., Гумерова А.Г., Гужова А.И., Мирзаджан-заде А.Х., Медведева В.Ф., Бойко В.И., Хуршудова А.Г. и других.

Оценивая взаимосвязь гидродинамики потока и коррозии, многие авторы указывают на недостаточную изученность и отсутствие количественных оценок влияния гидродинамических характеристик турбулентного потока на интенсивность коррозии. В этом направлении были проведены экспериментальные исследования с использованием гидродинамических моделей и моделей коррозионных процессов. Основным параметром, используемым при сравнительных оценках зависимости интенсивности коррозии от гидродинамических характеристик потока, во многих исследованиях принято напряжение сдвига на стенке трубопровода. В качестве определяющего критерия подобия выбиралось число Рейнольдса.

Гаплямов А.К. получил зависимость для определения критической скорости выноса водных скоплений из нефтепровода, учитывающую геометрический уклон участка, коэффициент гидравлического сопротивления и особенности выноса водных скоплений.

Для предупреждения внутренней коррозии предлагается поддерживать скорость потока, при которой исключается расслоение эмульсии и образование водных скоплений. Одни авторы отмечают, что коррозия возникает при скорости потока до 0,86 м/сек, другие считают до 3-6 м/сек (для Грозненских месторождений) и 0,75 м/сек (для высокопарафинистой нефти Ставропольского края).

Во многих работах отмечается усиление коррозии при увеличении обводненности нефти, однако, характер этой зависимости не установлен.

Многочисленные попытки обобщения промысловых данных, с целью определения влияния отдельных параметров потока на условия возникновения внутренней коррозии, результата не дали. Это объясняется тем, что на расслоение водонефтяных эмульсий влияет большое число факторов: скорость потока, обводненность нефти, газосодержание, физико-химические свойства нефти и воды, диаметр и профиль трубопровода, режим течения и др. Проследить степень влияния отдельного параметра, при большом различии других, весьма сложно. Однако установлено, что при росте обводненности нефти и снижении скорости потока вероятность возникновения и интенсивность коррозии возрастают, но это справедливо при прочих равных условиях. Из практики известно, что в одних случаях, при высокой обводненности, коррозия отсутствует, а в других - присутствие следов воды в нефти ведет к образованию водных скоплений и сопровождается интенсивной внутренней коррозией и порывами нефтепроводов.

Режимы течения водонефтяных смесей в значительной степени зависят от реологических свойств нефти и эмульсии. Основные свойства водо-нефтяной эмульсии - вязкость, плотность, дисперсность и точка инверсии фаз зависят от физико-химических свойств нефти и воды, температуры, соотношения фаз, наличия растворенного газа, условий образования эмульсии и др.

На вязкость и, как следствие, режимы транспорта нефти оказывает влияние растворенный в нефти газ. Изучением вопросов транспорта газонасыщенных нефтей занимались Коршак A.A., Брот P.A., Тугунов П.И., Анти-пьев В.Н., а исследованием их вязкости Диденко B.C., Цветков В.И. и др. Отмечается, что в области неньютоновского поведения нефти влияние растворенного газа на вязкость особенно велико.

Многие исследователи занимались установлением зависимости вязкости эмульсии от содержания фаз, но только для разбавленных эмульсий с содержанием дисперсной фазы до 5 % динамическая вязкость достаточно хорошо описывается уравнением Эйнштейна. Большое число формул, предложенных для определения вязкости эмульсии, лишь свидетельствует о том, что нет универсальной расчетной формулы и необходимо проводить реологические исследования конкретных нефтей и водонефтяных эмульсий.

Технологический способ защиты ограничен обводненностью, при которой возможно образование эмульсии типа «вода в нефти». Значение обводненности в точке инверсии фаз, в зависимости от свойств эмульсий, может изменяться, согласно литературным данным, в очень широких пределах. Поэтому необходимо определять точку инверсии фаз для соответствующих условий.

Недостаточная изученность вопросов расслоения водонефтяных эмульсий не позволяет использовать на практике технологический метод борьбы с внутренней коррозией трубопроводов и убеждает в необходимости продолжения работ в данном направлении.

Во втором разделе приводятся краткая характеристика и анализ системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин месторождений СП

Вьетсовпетро» и дается оценка коррозионной ситуации в системе нефтега-зосбора.

Для определения характера и скорости коррозии трубопроводов были установлены пункты контроля коррозии и проведены измерения коррозионной активности водонефтяной эмульсии. Результаты замеров показали, что в условиях расслоения водонефтяной эмульсии, которая в своем составе содержит только пластовую воду, максимальная скорость точечной коррозии достигает 0,5 мм/год. Сравнительно невысокая скорость коррозии объясняется отсутствием кислорода, так как система герметична. Однако очень часто в нефтепроводы закачивают морскую воду, которая обогащена кислородом воздуха. Это происходит при гидравлических испытаниях нефтепроводов, промывках нефтепроводов перед остановками, для предотвращения застывания нефти, а также при промывках нефтепроводов с целью удаления мягких отложений. Установлено, что в условиях контакта морской воды с металлом трубопровода скорость коррозии составляет 1,4 мм/год. Кроме этого, из практики известно, что скорость коррозии, определенная по образцам-свидетелям, не соответствует фактической скорости коррозии нефтепроводов, так как гидродинамические условия, в которых находятся образцы и стенка нефтепровода, различны. Как правило, скорость коррозии образцов-свидетелей меньше реальной скорости коррозии нижней образующей трубопровода, определенной по времени работы нефтепровода до появления первых порывов.

Возникновению внутренней коррозии подводных нефтепроводов способствуют следующие недостатки системы сбора и подготовки продукции скважин:

- подготовка нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» ведется только в конечных точках транспорта - на танкерах установок беспричального налива нефти. Поэтому по нефтепроводам движется обводненная нефть, которая может расслаиваться и образовывать водные скопления, приводящие к возникновению внутренней коррозии;

- трубопроводы не оснащены узлами запуска и приема поршней, что не позволяет периодически удалять скопления воды, оставшейся после строительства, и воды, накопившейся в процессе эксплуатации нефтепроводов;

- переменные диаметры трубопроводов, отложения парафина, повреждения и малый радиус поворотов трубопроводов препятствуют проведению внутритрубной инспекции с использованием дефектоскопов, не дают возможности оценить интенсивность коррозии и своевременно начать защиту нефтепроводов.

В третьем разделе приводятся результаты лабораторных исследований по изучению реологических свойств нефти и водонефтяной эмульсии, показано влияние содержания воды и растворенного газа на реологические свойства нефти и эмульсии при различной температуре. Определено значение обводненности в точке инверсии фаз для нефти месторождения "Белый Тигр". На основании анализа результатов опытов и полученных графических зависимостей сформулированы выводы и рекомендации для решения ряда практических задач.

Исследования реологических свойств нефти и водонефтяной эмульсии проводились в лабораторных условиях на ротационном вискозиметре Roto visco RV-20. В отличие от проведенных ранее исследований показано, что при температуре ниже 37°С реологическая кривая нефти месторождения "Белый Тигр" описывается моделью нелинейной вязкопластичной жидкости - моделью Балкли-Гершеля.

Исследовано влияние растворенного газа на реологические характеристики нефти месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» при температуре ниже температуры насыщения нефти парафинами и определена зависимость пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от температуры и давления насыщения газом нефти. Чем выше давление насыщения газом нефти, тем лучше ее реологическая характеристика. Значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига наиболее сильно снижаются при давлении насыщения до 2,0 МПа.

При помощи ротационного вискозиметра исследовано влияние температуры и содержания воды на величину напряжения сдвига для водонефтя-ной эмульсии. Показано, что вязкость эмульсии обратного типа растет с увеличением обводненности до 68 %, а затем резко снижается.

Проведены исследования влияния температуры и содержания воды на потери давления при движении водонефтяной эмульсии по трубе внутренним диаметром 7 мм на специальной лабораторной установке. Установлено, что потери давления достигают максимального значения при обводненности 68 % для исследованного диапазона температур. Поэтому можно утверждать, что при обводненности 68 % наблюдается инверсия фаз, то есть переход от эмульсии обратного типа к эмульсии прямого типа.

Обработка результатов лабораторных исследований с использованием метода наименьших квадратов позволила получить формулы (подобные формуле Ванда) для определения эффективной вязкости водонефтяной эмульсии в зависимости от содержания воды и температуры.

В результате опытов установлено, что при температуре ниже 37°С нефть и водонефтяная эмульсия являются неньютоновскими жидкостями.

При малой обводненности (до 10 %) реологические свойства нефтяной эмульсии месторождения "Белый Тигр" незначительно отличаются от реологических свойств безводной нефти. При обводненности более 10 % эффективная вязкость эмульсии увеличивается и достигает максимума при обводненности 68 %.

В четвертом разделе приводятся результаты экспериментальных исследований на лабораторной установке и промысловом стенде по определению гидродинамических условий расслоения неустойчивых эмульсий, а также выносу водных скоплений из действующего нефтепровода МСП-7ч-МСП-5.

Для системы нефтегазосбора месторождений СП «Вьетсовпетро» наиболее эффективным способом защиты трубопроводов от внутренней коррозии, с учетом сравнительно невысокой обводненности, является технологический. К технологическим способам защиты трубопроводов от внутренней коррозии относятся мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств сред или создание в трубопроводах таких условий, при которых обеспечивается минимальное коррозионное воздействие на металлическую поверхность нефтепровода.

Результаты экспериментальных исследований показывают, что с ростом обводненности эмульсии увеличивается скорость потока, необходимая для полного эмульгирования воды в объеме масла.

Проведены исследования по определению влияния восходящего стояка на условия образования и выноса водных скоплений из участка трубы, который предшествует стояку. Результаты исследований показали, что чем ближе к стояку, тем большая скорость потока необходима для разрушения слоя воды перед ним, при прочих равных условиях. Влияние стояка сказывается и на расширении переходной зоны, где наблюдается неустойчивый режим выноса воды.

Определено влияние диаметра трубопровода на режимы течения смесей и на границу перехода от полностью эмульсионного к расслоенному режиму течения. Результаты экспериментальных исследований показывают, что скорость потока, при которой происходит переход к полностью эмульсионному режиму течения, тем меньше, чем больше диаметр трубопровода.

С целью изучения условий расслоения водонефтяных эмульсий в горизонтальных нефтепроводах и перед стояком были проведены исследования на опытно-промысловом стенде, который был построен в 1997 г. на МСП-7 месторождения "Белый Тигр".

Результаты исследований на промысловом стенде МСП-7 дали возможность определить границы перехода от полностью эмульсионного режима течения к расслоенному в трубах с внутренними диаметрами 62,0; 100,2 и 193,6 мм.

Экспериментально установлено, что инверсия фаз в водонефтяной эмульсии месторождения «Белый Тигр» происходит при обводненности 68 % (±2%). Таким образом, до этого значения обводненности возможно использование технологического способа защиты нефтепроводов от внутренней коррозии, при условии создания скоростей потока, обеспечивающих полное эмульгирование воды в объеме нефти. Однако обеспечить необходимые скорости потока при обводненности^ близкой к точке инверсии фаз, сложно, так как требуются очень высокие скорости,и возникающий при транспорте такой эмульсии перепад давления может превысить возможности насосного оборудования. В этих условиях предпочтительнее использовать технологию предварительного сброса воды до остаточного водосодержания 5^10 %. Эмульсию с невысокой обводненностью легче транспортировать в антикоррозионном режиме течения, так как критическая скорость потока в этом случае значительно ниже.

Для изучения условий образования и выноса водных скоплений в реальных условиях были проведены исследования на действующем нефтепроводе МСП-7-е-МСП-5 на двух режимах откачки нефти. Добываемая на МСП-7 Л нефть откачивается непрерывно с расходом 20 м /час и имеет обводненность 5,9%. После перехода на расход 35 м3/час обводненность нефти на выходе из нефтепровода (на стояке МСП-5) начала увеличиваться. За первый час обводненность плавно выросла до 6,8 %. Увеличение обводненности нефти на выходе, при неизменной обводненности на входе, свидетельствует о том, что в нефтепроводе имеются скопления воды и при увеличении расхода часть воды из этих скоплений выносится потоком нефти. Однако, при снижении расхода до прежнего уровня 20 м3/час, начался обратный процесс - накопление воды в нефтепроводе. Обводненность нефти на выходе из нефтепровода в начале резко уменьшилась, а затем снова поднялась до исходного значения 5,9 %.

Таким образом, если скорость потока ниже критической, то при снижении расхода происходит накопление воды на пониженных участках нефтепровода, а при увеличении - вынос воды. Для полного удаления скоплений воды из нефтепровода или для предотвращения их образования необходимо обеспечить откачку нефти с расходом, при котором скорость потока будет выше критической, то есть полностью исключить условия для расслоения эмульсии.

В том случае, когда объема добываемой нефти недостаточно для непрерывной откачки со скоростью, превышающей критическую, можно рекомендовать периодическую откачку с расходом, при котором обеспечиваются полный вынос воды из нефтепровода и образование защитной нефтяной пленки на поверхности металла. Если имеются соответствующие условия, то для увеличения скорости потока и улучшения процесса выноса воды можно подать в нефтепровод газ.

В пятом разделе приводится теоретическое обоснование условий перехода от полностью эмульсионного режима течения к расслоенному течению, при котором появляется слой свободной воды.

В большинстве случаев продукция скважин в том или ином количестве содержит пластовую воду, и в процессе движения по стволу скважины, за счет турбулентных пульсаций, образуются эмульсии, которые при определенных гидродинамических условиях могут расслаиваться в трубопроводах системы нефтегазосбора. Расслоение эмульсий, при котором образуются водные скопления на некоторых участках нефтепроводов, сопровождается усилением процессов коррозии и создает дополнительные гидравлические сопротивления за счет уменьшения проходного сечения нефтепровода.

Основным условием, определяющим границу перехода от полностью эмульсионного течения к течению с подслоем воды, является равенство диаметров капель дисперсной фазы, взвешиваемых и образующихся в потоке под действием турбулентных пульсаций.

Экспериментальными исследованиями установлено, что чем больше содержание дисперсной фазы, тем меньше эффективность взвешивания, то есть требуется большая скорость для предотвращения расслоения эмульсии.

На эффективность процессов взвешивания капель оказывает влияние также диаметр трубопровода. Как показывают результаты лабораторных и промысловых исследований, чем больше диаметр, тем меньше скорость, при которой происходит расслоение эмульсии. Это влияние тем больше, чем меньше диаметр трубопровода.

Процессы образования эмульсий и их расслоения зависят, в основном, от уровня турбулентности потока. Турбулентность потока, определяемая критерием Рейнольдса, прямо пропорциональна диаметру трубопровода. Таким образом, при прочих равных условиях, увеличение диаметра трубопровода ведет к росту турбулентности потока и, как показывают результаты экспериментальных исследований, к снижению критической скорости, при которой эмульсионный поток начинает расслаиваться.

Исходя из этих представлений, и с использованием результатов экспериментальных исследований, в том числе по определению дисперсности эмульсий, получено условие эмульгирования воды в нефти, определяющее критическую скорость потока. Выше этой скорости потока возникают антикоррозионные режимы течения нефти. Специфическими параметрами, входящими в полученную зависимость, являются: диаметр нефтепровода; поверхностное натяжение на границе раздела между нефтью и водой; ускорение

21 свободного падения; плотность и вязкость воды и нефти, обводненность нефти и значение обводненности, соответствующее точке инверсии фаз.

Кроме диаметра трубопровода существенное влияние на процесс расслоения водонефтяных эмульсий оказывают поверхностное натяжение на границе раздела "нефть-вода" и вязкость нефти. Проведены расчеты по определению влияния вязкости на границу перехода эмульсионного течения к расслоенному для условий месторождения «Белый Тигр».

Автор считает своим долгом выразить благодарность научным руководителям - академику АН РБ, доктору технических наук Гумерову А.Г., кандидату технических наук Бойко В.И., а также генеральному директору СП "Вьетсовпетро", доктору технических наук Нгуен Зао, главному инженеру СП "Вьетсовпетро", кандидату технических наук Ф.Д. Тхык, другим работникам СП "Вьетсовпетро", Институту проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" (г. Уфа), Уфимскому государственному нефтяному техническому университету, Институту механики Вьетнама (г. Ханой) за большую помощь в выполнении данной работы.

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», Нгуен Тхук Кханг

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Показано, что основными факторами, влияющими на возникновение внутренней коррозии подводных нефтепроводов, являются условия эксплуатации и конструктивные недостатки нефтепроводов. Перекачка обводненной нефти, обработанной деэмульгатором, сопровождается расслоением эмульсии из-за завышенных диаметров нефтепроводов. Конструктивные особенности нефтепроводов (наличие стояков, малые радиусы поворотов, переменный диаметр труб) не позволяют использовать механические устройства для удаления водных скоплений.

2. Проведены реологические исследования водонефтяных эмульсий, сепарированных и газонасыщенных нефтей. Установлено, что при низких скоростях сдвига нефти месторождения «Белый Тигр»; в неньютоновской области (при КЗ7°С),проявляют нелинейные вязкопластичные свойства. Влияние растворенного газа на реологические свойства нефти в наибольшей степени проявляется при давлении насыщения до 2,0 МПа и температуре ниже 30°С. Получена зависимость вязкости водонефтяной эмульсии от содержания воды и температуры, экспериментально установлено, что инверсия фаз происходит при обводненности 68 %.

3. На основе теории локально-изотропной турбулентности получена полуэмпирическая зависимость критической скорости от основных параметров потока. Установлено, что критическая скорость перехода от эмульсионного режима течения к расслоенному обратно пропорциональна диаметру трубопровода.

4. Разработана и внедрена технология транспорта нефти, при которой исключается расслоение эмульсии и обеспечивается защита нефтепроводов от внутренней коррозии. На ее основе разработан регламент эксплуатации подводных нефтепроводов, транспортирующих высокопарафинистые нефти на месторождениях СП "Вьетсовпетро".

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нгуен Тхук Кханг, 2000 год

1. Аббасов В.М., Мамедов И.А. Исследование механизма защитного действия ингибиторов коррозии в двухфазной системе // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - № 10. - С. 6^-8.

2. Антипьев В.Н. Трубопроводный транспорт нефти в газонасыщенном состоянии. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 56 с.

3. Антипьев В.Н., Латыпов В.Х., Каган Я.М. и др. Методика расчета расслоения водонефтяной смеси при проектировании внутритрубопровод-ной деэмульсации // Нефтепромысловое строительство. 1970. - № 5. -С. 16-19.

4. Антипьев В.Н., Казубов А.И., Рудаков Г.В. Трубопроводный гидротранспорт нефти и нефтепродуктов // Сб. научн. тр. / Гипротюменнефте-газ. Тюмень, 1971. - Вып. 26. - С. 68-ь220.

5. Асфандияров Ф.А., Астрова Ф.А., Липович Р.Н. и др. Методы контроля скорости коррозии и содержания агрессивных компонентов в промысловых средах. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 63 с.

6. Асфандияров Ф.А., Петров В.В., Низамов K.P. и др. Коррозия и защита нефтепровода Константиновка-Самсык // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа , 1975. - Вып. 13. - С. 131-137.

7. Асфандияров Ф.А., Рождественский Ю.Г., Низамов K.P., Худяков Г.Г. Изучение условий образования водных скоплений в нефтепроводе

8. Узень-Куйбышев для прогнозирования внутренней коррозии // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1976. - № 6. - С. 4ч-8.

9. Бадиков Ф.И. Разработка системы мониторинга трубопроводов шельфо-вых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях (на примере месторождений СРВ). Автореф. дис . канд. техн. наук. Уфа, 1999.

10. Бойко В.П. Разработка технологии предупреждения расслоения водо-нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах с целью предотвращения коррозии. Автореф. дис. . канд. техн. наук. Грозный, 1984. -19 с.

11. Бойко В.И., Кханг Н.Т. Влияние режима течения газоводонефтяных смесей на внутреннюю коррозию нефтепроводов // Докл. участ. между-нар. конф. "Безопасность трубопроводов". Москва, 28-31 августа, 1997. - Секция 5. - С. 8^-15.

12. Бойко В.И., Кханг Н.Т., Л.Б.Туан. Технологический способ защиты нефтегазопроводов от внутренней коррозии // Сб. научн. докл., посвященных 15-летию создания СП "Вьетсовпетро". Вунг Tay, 1997. -С. 438-446.

13. Бок M. Предупреждение коррозии в газоконденсатных и нефтяных скважинах. Перевод № 15/56 П.М. ЦНИИТЭнефть, 1956. - С. 3-5-8.

14. Брегман Дж.И. Ингибиторы коррозии. M.-JL: Химия, 1966. - 310 с.

15. Галин Ф.М. Расслоенное течение двух жидкостей с различными физическими свойствами в трубопроводе // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1977. Вып. 19. - С. 7-5-14.

16. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Сахарова JI.A., Юкин А.Ф. Применение самоорганизующейся модели для гидравлического расчета газожидкостных потоков в трубах // Известия ВУЗов, Нефть и газ. № 5. - 1978.

17. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Фаттахов М.М. Оптимизация трубопроводных систем промыслового сбора нефти и газа // Нефтепромысловое строительство. 1982. - № 8. - С. 19-ь21.

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

19. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимуллин A.A. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 57 с.

20. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Худякова Л.П., Низамов K.P. Локальная коррозия нефтепромыслового оборудования в сероводородо-содержащих минерализованных средах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1981.-№11.-С. 2-5-4.

21. Годовой отчет по НИР-18 (заключительный) / НИПИморнефтегаз-СП "Вьетсовпетро". 1992-1997.

22. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976,- 192 с.

23. Гоник A.A., Гулерман О.В., Кесельман Г.С., Кудояров ГШ. Прогнозирование опасности коррозии и применения средств защиты оборудования и коммуникаций при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-64 с.

24. Гоник A.A., Корнилов Г.Г. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях Западной Сибири // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - № 7-5-8. - С. 2-5-6.

25. Гоник A.A., Низамов K.P., Гетманский М.Д. и др. Технологические методы снижения коррозии в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 44 с.

26. Гоник A.A., Низамов K.P., Пелевин Л.А. Прогнозирование и предупреждение коррозии нефтепромыслового оборудования на месторождениях Западной Сибири // В сб.: Опыт и перспективы подготовки западносибирских нефтей. Свердловск, 1976. - С. 67-5-70.

27. Голышкин В.Г., Хазеева P.P., Мамыкина И.Л. Полимерные покрытия для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии // Сб. научн.тр. / ТатНИПИнефть. 1982. - Вып.50. - С. 32-40.

28. Гранатурова Л.П., Кесельман Г.С., Челпанов П.И. Некоторые сведения об утечках нефти через коррозионные повреждения сооружений и оборудования // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.1976.-№Ю.-С. 31+32.

29. Губин В.Е., Галин Ф.М. Экспериментальное исследование расслоенного движения двух несмешивающихся жидкостей в трубопроводе // Сб. научи. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1975. - Вып. 13. - С. 20-27.

30. Губин В.Е., Галин Ф.М., Сафиуллин В.М. Расслоенное движение двух несмешивающихся жидкостей в трубопроводе // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1975. - Вып. 13. - С. 14+19.

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

32. Губин В.Е., Кутуков Е.Г. Экспериментальное исследование эмульсионного течения в трубопроводах // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1974. - № 3. - С. 5+9.

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

34. Гужов А.И., Медведев В.Ф., Бойко В.И. Образование подслоя воды в газоэмульсионном потоке в трубах // Нефтепромысловое дело. 1983. -№8.-С. 16+18.

35. Гутман Э.М., Низамов K.P., Гетманский М.Д., Низамов Э.А. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1983. -152 с.

36. Диденко B.C. Исследование вязкости газонасыщенных промысловых во-донефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. 1983. - № 12. -С.11+13.

37. Дорофеев А.Г., Королев А.И., Оруджева Г.С. Композиционные покрытия для защиты сооружений и оборудования нефтегазовой промышленности.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 54 с.

38. Защита окружающей среды в районе Стенлоу // Petroleum Review. 1993.- Vol.47, № 562. p.p. 506-508.

39. Защита окружающей среды в районе Стенлоу // Oil and Gas J. 1993, 23ЯУ. - Vol. 91, № 34. - p.17.

40. Защита окружающей среды в районе Стенлоу // Oil and Gas J. 1994, II. -Vol.92, № 6. - р.р.62ч-64.

41. Ингибиторы на основе нефтехимического сырья для предотвращения коррозионно-механического разрушения трубных сталей / Абдул-линИ.Г., Бугай Д.Е. и др. // Изв. ВУЗов, Нефть и газ. 1988. -№11.-С. 63-66.

42. Иноземцев В.Д. Влияние обводненности сероводородосодержащей среды на долговечность оборудования // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1974. - № 10. - 24 с.

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 нефтесборныхколлекторов. СТП 39-5804457-001-88 / ПО "Лангепаснефтегаз". Ланге-пас, 1988.

45. Каган Я.М., Кушнир В.Н., Чистяков Е.А. и др. Определение параметров безаварийной работы нефтесборных систем // Нефтепромысловое дело. -1982.-№7.- С. 37-4-38.

46. Кесельман Г.С., Гранатурова Л.П. О величине ущерба, наносимого окружающей среде коррозией в нефтегазодобывающей промышленности // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1976. - № 9. -С. 29*30.

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

48. Коршак A.A., Брот P.A., Тугунов П.И. Перекачка газонасыщенных неф-тей по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 37 с.

49. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Физматгиз, 1959. -700 с.

50. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979. -319 с.

51. Мазепа Б.А. Влияние обводненности нефтяных скважин на коррозию оборудования // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1969.-№ 6.-13 с.

52. Маринин Н.С. Состояние и направление совершенствования сбора и подготовки продукции скважин // В сб.: Опыт и перспективы подготовки западносибирских нефтей. Свердловск, 1976. - С. 12ч-22.

53. Маринин Н.С., Гловацкий Е.А., Скипин B.C., Антипьев В.Н. Сбор, подготовка и транспорт газонасыщенных нефтей на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 33 с.

54. Маричев Ф.Н., Гетманский М.Д., Тетерина О.П. и др. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 44 с.

55. Маричев Ф.Н., Тетерина О.П., Соколов Б.Ф. Роль фактора трассы в развитии процесса внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1979. - № 11. -С. 8-f 10.

56. Маричев Ф.Н., Тетерина О.П., Ярмизин В.Г., Чернобай Л.А. Коррозионное поражение нефтесборных трубопроводов в условиях расслоения во-донефтяных эмульсий // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1980. -№ 9. - С. 104-11.

57. Маркин А.Н., Легезин Н.Е. Исследование углекислотной коррозии стали в условиях осаждения солей // Защита металлов. 1993. - Т.29. -№ 3. - С. 452-455.

58. Маркин А.Н., Медведев А.П., Сизая Г.К. Опыт ингибиторной защиты системы нефтегазосбора НГДУ "Белозернефть"// Нефтяное хозяйство. -1992.-№7.-С. 23-7-25.

59. Медведев В.Ф. Вязкость газированных жидкостей // Прикладная химия. -1982.-Т.55.-№2.-С. 451-453.

60. Медведев В.Ф. Дисперсность неустойчивых эмульсий // Прикладная химия. 1978. - Т.51. - Вып.4. - С. 815-819.

61. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. - С. 7-5-11, С. 51+54.

62. Медведев В.Ф., Гужов А.И., Бойко В.И. Условие полного эмульгирования пластовой воды и нефти в трубопроводе // Нефтепромысловое дело. 1984.-№2.-С. 11-5-13.

63. Медведев А.П., Маркин А.Н. Об усиленной коррозии трубопроводов систем сбора нефти // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 11. - С. 56-5-59.

64. Миллионщиков М.Д. Турбулентные течения в пограничном слое и в трубах. М.: Наука, 1969. - 52 с.

65. Мингалеев Э.П., Кузьмичева О.Н., Маланичев Г.Д. Проблемы коррозии и защиты трубопроводов на нефтяных месторождениях Тюменской области. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 41 с.

66. Мингалеев Э.П., Сазонов Ю.В. Коррозия оборудования и трубопроводов при подготовке нефти и воды на промыслах Среднего Приобья и методыборьбы с ней // В сб.: Опыт и перспективы подготовки западносибирских нефтей. Свердловск, 1976. - С. 71+83.

67. Мингалеев Э.П., Силаев А.А. К вопросу о механизме коррозионного разрушения нефтесборных коллекторов // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1981. № 4. - С. 18+20.

68. Низамов К.Р. О состоянии и мерах защиты от коррозии магистральных нефтепроводов, оборудования и трубопроводов нефтегазодобычи // Сб. научн. ip. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1979. - Вып. 24. - С. 111+116.

69. Новости в технологии защиты от коррозии // Anti-Corrosion. 1990, XI. -Vol. 37, № 11,-p.p. 16+17.

70. Оловянишников В.Ф., Ефимова Г.Н., Хуснутдинов Р.Х., Захаров А.А. Технологии и технические средства для защиты от коррозии нефтепромысловых труб и оборудования // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 6. -С. 26+27.

71. Оценка допустимости коррозионных дефектов. По материалам доклада профессора Руди М. Дениса на конференции по диагностике трубопроводов в Амстердаме // Трубопроводный транспорт нефти и газа. 1997,-№4.-С. 28+34.

72. Перевозчиков С.И. Исследование транспорта газонасыщенных неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам. Дис. . канд. техн. наук.-Уфа, 1977.- 186 с.

73. Предотвращение воздействия бактериальной коррозии. Проспекты фирмы Nalco. США, 1990 // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - № 5. - С. 30+33.

74. Проектирование и применение средств антикоррозионной защиты нефтегазопроводов и систем нефтегазосбора. РД 39-30-1249-85 / СевКав-НИПИнефть, ВНИИСПТнефть. Грозный, 1986.

75. Рабинович Е.З., Евченьев А.Е. Гидравлика. М.: Недра, 1987. -С. 211-212.

76. Разливы нефти из трубопроводов в Западной Европе // Oil and Gas J. -1995.-Vol. 93, № 10. p.76.

77. РД 39-3-1259-85. Проектирование и применение средств антикоррозионной защиты нефтепроводов и систем нефтесбора. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1985.

78. РД 39-081-91. Методическое руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей. М.: МНТП, 1990.

79. Репин H.H. Основные достижения научных разработок и перспективы совершенствования техники и технологии сбора нефти, газа и воды на промыслах // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1979. - Вып. 24. -С. 5*7.

80. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлов. М.: Металлургия, 1970. - 447 с.

81. Романков П.Г., Курочкина М.И. Гидромеханические процессы химической технологии. Л.: Химия, 1982. - 288 с.

82. Султанмагомедов С.М., Быков Л.И. Обоснование способа профилактического ремонта трубопроводов, подверженных "канавочной" коррозии // Защита от коррозии' и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-№6*7.-С. 10*12.

83. Султанмагомедов С.M., Быков Л.И., Юсупов Ф.Ш. Способ профилактического ремонта промысловых нефтепроводов, подверженных "ручейко-вой" коррозии // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - № 3. - С. 15-5-17.

84. Технология предотвращения "ручейковой" коррозии в системах нефтега-зосбора. РД 39-0147103-347-86 / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1986.

85. Толкачев Ю.И., Петров В.В., Семенов Л.И. и др. Проблемы борьбы с коррозией на месторождении Узень // Совершенствование техники и технологии сбора и подготовки нефти и воды: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1981. - С. 98-5-106.

86. Тронов В.П., Радин Б.М., Караблинов Н.С. и др. Расслоение потока на нефть, газ и воду в концевых участках трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 1980. -№ 1. - С. 45-5-48.

87. Тронов В.П., Розенцвайг А.К. Гидродинамические условия гравитационного расслоения эмульсий при движении по трубопроводам в турбулентном режиме // Сб. научн. тр / ТатНИПИнефть. 1974. - Вып. 29. -С. 15-5-21.

88. Тронов В.П., Смирнов В.И., Ли А.Д. , Басыров Л.Д. Коррозия промысловых нефтепроводов // Сб. научн. тр. / ТатНИПИнефть. 1975. - Вып. 33. -С. 150-5-155.

89. Тхык Ф.Д., Бик Х.В., Выговской В.П. О методике исследования реологических свойств нефтей СП "Вьетсовпетро" // Тар Chi Dau Khi, РЕТ-ROVIETNAM (на вьетнамском языке). На noi. - № 3/1994.

90. Тхык Ф.Д., Бойко В.И., Кханг Н.Т. Определение участков нефтегазопроводов, подверженных внутренней коррозией, с целью разработки способов их защиты // 2-ой Европейский Симпозиум ISOPE по морским технологиям. Москва, 7-^9 июня, 1999. - С. 71+73.

91. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения / Пер. с англ. под ред. Аладьева И.Т. М.: Мир, 1972. - 440 с.

92. Хуршудов А.Г., Бондарев В.В. Анализ коррозионного разрушения высоконапорных нефтепроводов // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1980. - № 11. - С. 3-гб.

93. Хуршудов А.Г., Макеев Ю.И. Исследование образования водных скоплений в промысловых нефтегазопроводах // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982. - № 12. - С. l-f-3.

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

95. Цветков В.И. Экспериментальные исследования реологических свойств газонасыщенных высокозастывающих нефтей. Дис. . канд. техн. наук. -Ивано-Франковск, 1972.

96. Черняев В.Д., Галлямов А.К. и др. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. М.: Недра, 1990. - 232 с.

97. Чугаев P.P. Гидравлика. Учебник для ВУЗов. Л.: Энергоиздат, 1982. -672 с.

98. Шаммазов A.M. Диагностика и оптимизация режимов работы нефтепромысловых трубопроводов // Нефтепромысловое дело: Обз. инф. М.: ВНИНОЭНГ, 1985. - Вып. 6(95). - 40 с.

99. Acikgogz М., Franca F., Lahey R.T. An experimental study of three-phase flow regimes // Int.J. Multiphase Flow. Vol.18, 1992. - p.p. 327+336.

100. Cai J., Chen X, Luo Y. The experimental investigations on the pressure drop of three-phase flow of gas, water-oil emulsions in horizontal pipes // Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF'98. Lyon, France, June 84-12, 1998.

101. Chen Xuan-Zheng, Chen Xue-Jun, Zhou Fand-de. Phase holdups and frictional pressure gradient of oil-gas-water three phase bubbly flow in vertical upward tubes // 6th Miami International Symposium on Heart & Mass Transfer. -Miami, 1990.

102. Corteville J., Stehle R., Ferre D., Pauchon C. An experimental Study of severe slugging in multiphase production lines // Institut Francais Du Petrole, October 1996.

103. Davies S.R., Hall A.R.W., Hewitt G.F., Mendes-Tatsis M.A. Experimental Studies of Multiphase Flows at High Pressure // European Two-Phase Flow Group Meeting. Stockholm, June 1+3, 1992.

104. Dawson J.L., Shih C.C., Gearey D., Miller R.G. Flow effects on erosion -corrosion // Mater. Perform. -1991. № 4. - p.p. 57+60.

105. Donnelly G.F. and Behnia M. Pressure Loss and Flow Pattern Characteristics in Threee-phase Gas-Oil-Water Flows // The 1997 Jubilee Research Event Series. p. 329.

106. Ducan R.N. Gathering lines corrosion in the Bahrain crude field // Materials Performance. Vol.22, № 12. - 1983. - p.p. 13-14.

107. Fincher DR., Marr J.J., Ward J.W. Inhibiting gas-condensate wells can become complicated problem // Oil and Gas Journal. 1975, June, 9. - № 23 -p.p. 52*56.

108. Gerus B.R.D., Gassin J. N. Corrosion in the Burnt Timber Wet Sour Gas Gathering System // Materials Performance. 1978. - Vol. 17, № 3. -p.p. 25*28.

109. Hall A.R.W. & Hewitt G.F. Effect of the Water Phase in Multiphase Flow of Oil, Water and Gas // European Two-Phase Flow Group Meeting. Stockholm, June 1*3,1992.

110. Heitz E. Chemo-mechanical effect of flow on Corrosion // Corrosion (USA). -1991.-47, №2.-p.p. 135*145.

111. Herrn Stapelberg H., Dorstewitz F., Hadler M., Mewes D. The Slug flow of oil, water and gas in horizontal pipelines // Institut Fyr Verfahrenstechnik, Hanover, Germany. Multiphase Flow Cannes'91. - p.p. 530*531.

112. Hinze O. Fundamentals of the hydrodynamic mechanism of splitting in dispersion processes // AIChE Journal. 1955. - Vol. 1. - p.p. 289*295.

113. Jackson L. How to identify and assess significant metal loss // Pipe Line Industry. 1992, XI. - Vol. 75, № 5. - p.p.78*80.

114. Jemada Teitel and Dukler A.E. A Model for Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas-Liquid Flow // AIChE Journal.-1976.-№1.-p.p. 47*55.

115. Kurban A.P.A., Angeli P.A., Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Stratified and dispersed oil-water flows in horizontal pipes // The 1995 Icheme Research Event, First European Conference.

116. Kurban A.P.A., Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Oil-Water Flows in Horizontal Tubes // The 1995 Icheme Research Event, First European Conference. p.p. 757*759.

117. Lee H.A., Sun J.Y., Jepson W.P. Study of flow regime transitions of oil-water-gas mixtures in horizontal pipelines // Proceedings ISOPE 3rd International Offshore and Polar Engng Conference. 6-11 June, Singapore, 1993.

118. Little B., Wagner P., Mansfeld F. Microbiologically influenced corrosion of metals and alloys // Intern. Mater. Rev. 1991. - 36, № 6. - p.p. 253-272.

119. Lötz U. Korrosions probleme in Mehrphasentromungen // Erdol-Erdgas-KohlePetrochemie. -1991, IV. -Bd. 44, № 4. p.p. 155+158.

120. Lunde K., Nuland S., Lingelem M. Aspect of three-phase flow in gas condensate pipelines // European Two Phase Flow Group Mtg. Hannover, Germany, 1993.

121. Manolis I.G., Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Average length of slug region, film region and slug unit in high pressure gas liquid slug flow // Imperial college of Science Technology and Medicine, London.

122. Manolis I.G., Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Average liquid volumetric content of slug region, film region and slug unit in high pressure gas liquid slug flow // Imperial college of Science Technology and Medicine, London.

123. Nguyen Thuc Khang, Tigran R.Arakelov, Vladimir I.Boiko, Ha Van Bich. An approach to predict and prevent the internal corrosion of pipelines // PIPE-TECH ASIA II. 2-4 December, 1996, Kuala Lumpur Hilton International, Malaysia.

124. Odozi U.A., Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Pressure drop and holdup in three-phase air-oil-water slug flow // Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF '98. Lyon, France, June 8+12. - pp. 1+9.

125. Oliemans R.V.A., Koninklijke. Multiphase Science and Technology for oil/gas production and transport // Petroleum Engineering Symposium. Tulsa, USA, August 29-31, 1994.

126. Pan L. High Pressure Three-Phase (Gas/Liquid/Liquid) Flow. PhD Thesis. -Chem. Eng. Dept., Imperial College, University of London.

127. Pan L., Jayanti S. and Hewitt G.F. (London). Flow Pattern, Phase inversion and Pressure gradient in air-oil-water flow in a horizontal pipe // Multiphase Flow 95 Kyoto International Conference. - Japan, April 3-7,1995.

128. Phung Dinh Thuc, Nguyen Van Diep, Duong Ngoc Hai, Nguyen Thuc Khang. Rheological properties of the emulsion of crude oil and water // Vietnam Journal of Mechanics. Vol. 21, № 4. - 1999. - p.p. 213-229.

129. Pleshko A., Sharma M.P. An experimental study of vertical three phase (oil-water-air) upward flows // Winter Annual Meeting of the ASME. Dallas, 25-30 November, 1990.

130. Rüssel T.W.F., Hodgson G.W. and Govier G.W. Horizontal Pipeline Flow of mixtures of Oil and Water // The Canada Journal of Chemical Engineering. -1959. Vol. 37, № 1. - p.p. 9-17.

131. Simmons M.J.H., Azzopardi B.J., Zaidi S.H. Measurement of drop sizes and flow patterns in liquid-liquid pipe flow // Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF98. Lyon, France, June 8-12, 1998.

132. SPE Production Engineering. 1992. - Vol.7, № 4. - p.p. 375-378.

133. SPE Production and Facilities. 1993. - Vol.8, № 2. - p.p. 97-100.

134. Stapelberg H.H., Dorstewitz F., Nadler M., Mewes D. The Slug flow of oil, water and gas in horizontal pipelines // Institut Fur Verfahrenstechnik. -Hanover, Germany. Multiphase Flow Cannes'91. - p.p. 527-552.

135. Taitel Y., Barnea D. Two-Phase Slug Flow // Advances in Heart Transfer. -1990.-Vol.20.-p.p. 83-132.

136. Taitel Y., Barnea D., Brill J.P. Stratified Three phase flow in pipes // Int. J. Multiphase Flow. Vol.21, № 1. - 1995. - p.p. 53-60.

137. Taitel Y., Dueler A.F. A model for prediction flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas liquid flow // AIChE Journal. 1976. - Vol. 22.- p.p. 47-55.

138. Turtle R.N. What is a Sour Environment? // JPT. 1990. - Vol. 42, № 3. -p.p. 260-262.

139. Utvic O.H., Valle A., Rinde T. Pressure drop, flow pattern and slip for a multiphase crude oil-water-hydrocarbon gas system // Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF'98. Lyon, France, June 8-12, 1998.

140. Vugovskoi V.P., T.C. Son, H.V. Bich. Problem restarting flow submarine Pipeline // Proceeding of the International Conference on Engineering Mechanics. Hanoi-5-1995, Viet Nam.

141. Wicks M. and Fraser J.P. Water is picked up by an Oil stream // Materials Performance. 1975, May, № 5.

142. Wu J. Procedure reduces problems and costs of chemicals in gas systems // Oil , and Gas Journal. 1990, May, 14. - p.p. 49*51, 54.

143. Wu J., McSperitt K.E., Harris G.D. Corrosion Inhibition and Monitoring in Seagas Pipeline System // Materials Performance. 1988. - Vol. 27, № 12. -p.p. 29-33.

144. Wu J., McSperitt K.E., Harris G.D. Corrosion Inhibition and Monitoring in Seagas Pipeline System // Corrosion-88. St. Louis, 1988, March 21-25.