Охрана труда и техника безопасности

При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности.

При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД – кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины – должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены.

Не допускается проведение работ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии должного освещения.

Не допускается проводить ремонтные работы в системе ППД по замене задвижек, контрольно-измерительных приборов и т. п. при наличии давления. При проведении ремонтных работ в насосных или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей должны снабжаться плакатами «Не включать – работают люди». Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлениями, то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр при соударении с оборудованием.

Блок реагента химического (БРХ), блок дозирования реагента (БДР) и установка дозирования химреагента (УДХ) предназначены для хранения и дозирования метанола (деэмульгатора) в промысловые газопроводы, технологичекие трубопроводы с целью предотвращения или нарушения кристаллогидратных пробок в аппаратах, газопроводах.

К работе с БРХ, БДР, УДХ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр специальный инструктаж о свойствах химреагентов и соответствующим мерах безопасности при выполнении поручаемых работ согласно инструкции.

При работе с БРХ, БДР, УДХ необходимо применять индивидуальные средства защиты: респиратор, защитный костюм, резиновый фартук, резиновые сапоги, защитные очки, резиновые перчатки, фильтрующий противогаз марки БКФ (при необходимости).

БРХ, БДР, УДХ должны быть ограждены колючей проволокой, опломбированы и закрыты на замок. На входных дверях и ограждении должны быть вывешены надписи: ответственного за противопожарную безопасность, «Огнеопасно», «Смертельно» с изображением черепа и скрещенных костей.

Какие либо разливы реагентов тем более метанола в помещении БРХ, БДР, УДХ запрещены.

При остановке БРХ, БДР, УДХ на продолжительный срок, емкость должна быть освобождена от реагентов. Также при проведении огневых, ремонтных или иных работ на насосных агрегатах, запорной арматуре и других частях оборудования, все должно быть промыто или пропарено.

Запрещается производить пуск БРХ, БДР, УДХ:

¾ при отсутствии ЭКМ на трубопроводе по выходу НД нагнетания;

¾ при неисправности автоматики безопасности;

¾ без определения уровня в расходной емкости для избежание неисправности НД;

¾ при неисправности вытяжной вентиляции и освещения;

при не герметичности арматуры и утечках реагента. [8]

Рабочие, обслуживающие блок, за 5 мин. до входа в помещение технологического отсека должны открыть шиберы приточной вентиляции на двери отсека и со шкафа управления включить вентилятор.

Для перекачки химического реагента необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.

При появлении стуков, необычных шумов немедленно остановить агрегат для выявления и устранения неисправностей.

Поддерживать надлежащую чистоту агрегата.

При работе насоса или агрегата должны быть соблюдены следующие требования, обеспечивающие безопасность работы:

¾ усилия трубопроводов не должны передаваться на патрубки насосов;

¾ не допускается пуск и работа насоса (агрегата) при закрытой арматуре на нагнетании.

¾ категорически запрещается подтягивать сальниковое уплотнение или устранять какие-либо неполадки;

¾ все открытые вращающиеся части должны быть ограждены.

¾ запрещается работать без защитных кожухов муфты, вентилятора и клеммной коробки электродвигателя. [8]

Не допускается разлив растворов ПАВ на территории нефтепромысла и

попадание их в озера, реки и т. п. При обнаружении утечек растворов ПАВ в системе ППД закачка раствора незамедлительно должна прекращаться.

При осмотре электрооборудования убеждаются в исправности пускозащитного устройства электродвигателя, обращают внимание на состояние изоляции пускозащитного устройства, кабеля, заземляющей проводки. Проверяют нагрузку электродвигателя, а также убеждаются в отсутствии нагрева подшипников.

Электромонтер должен работать в диэлектрических перчатках с использованием токоискателя, инструмента с изолированными ручками.

Для безопасности работ при обслуживании в ночное время должно быть обеспечено освещение согласно установленным нормам.

3.2 Противопожарные мероприятия

При пожарах, поражении человека электрическим током, ненормальной работе оборудования электрооборудование должно быть немедленно отключено.

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться с огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и т. д. [8]

Арматура, предназначенная для легковоспламеняющихся жидкостей должна быть стальной независимо от температуры и давления среды. [8]

Обогрев замерзших или закристаллизовавшихся продуктов в трубопроводах должен производиться горячей водой, песком или паром.

Не допускается обогревание трубопроводов паяльными лампами, сварочными горелками, факелами.

Все работы, проводимые по устранению неисправностей, а также регламентные работы производить при отключенном от сети электродвигателе.

При выполнении работ по техническому обслуживанию необходимо снять напряжение и перекрыть трубопроводы. Таблички с надписью «Открывать, отключив от сети» должны быть, закреплены на всех приборах во взрывозащищенном исполнении.

Не допускается скопление разлитых нефтепродуктов или реагента около блока, места разлива должны смываться водой и засыпаться песком.

Огневые работы производить только при наличии в каждом случае письменного разрешения по установленной форме.

Загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин.

В случае аварийного разлива химического реагента необходимо засыпать место разлива песком и осторожно собрать инструментом, не дающим искру, загрязненный песок убрать в специальные контейнеры и вывезти для уничтожения. Место разлива необходимо промыть водой. При аварийном разливе в большом количестве следует принять меры, исключающие воспламенение химического реагента. Место разлива засыпать песком. При необходимости вызвать аварийную бригаду. Люди, работающие на разливе должны надеть противогазы и защитные костюмы. [8]

3.3 Охрана недр и окружающей среды

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению и устранению загрязнения атмосферы, водоемов и земель, т.е. природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшений загрязнений воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях. К основным мероприятиям относят:

- правильный выбор материалов для оборудования, трубопроводов и арматуры;

- герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки нефти, газа и газоконденсата;

- применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;

- применение в качестве топлива для технологических нужд газа, прошедшего осушку;

- применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его снижением в факелах, уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают снижение газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

Для уменьшения выбросов углеводородов с поверхностей испарения из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на снижение, системы улавливания паров.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при открытом фонтанировании нефти. Для локализации и предотвращения перемещения нефти. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные преграждения. Скважины, блочные замерные установки, емкости для сепарации, резервуары имеют обвалование.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуется большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникацией одинакового назначения параллельно в одной траншее. На участках временного кольцования осуществляется рекультивация земель. Плодородный слой снимают и складируют, а после выполнения технологических работ, возвращают на прежнее место.

Экономическая часть

4.1 Организация труда бригады

4.1.1 Организация труда и рабочего места бригады

Организация формы, оптимальный численный и профессиональный состав бригады определяют, исходя из содержания и сложности производственного процесса, трудоёмкости работ.

Бригады могут быть комплексными или специализированными, в зависимости от особенностей производства.

На предприятиях нефтяной промышленности могут быть организованны смешанные бригады, если все их члены работают одну смену. Распределение коллективного заработка между членами бригады проводится в соответствии с присвоенными тарифными разрядами и фактически отработанным временем.

Заработанная плата бригады не может быть ниже установленного размера за отработанное время, за исключением случаев предусмотренных законодательством. При невыполнении бригадой по её вине производственных показателей оплаты производится за выполненные работы, а премии поощрительные выплаты не начисляются.

Ущерб, причинённый предприятию выпуском некачественной продукции по вине бригады, возмещается из коллективного заработка бригады.

Рабочее место представляет собой участок производственной площади, оснащенный всем необходимым для выполнения определенного производственного задания. В зависимости от степени механизации выполняемых работ рабочие места подразделяют на ручные, машинно-ручные, механизированные и автоматизированные. Существует классификация рабочих мест в зависимости от числа исполнителей (индивидуальные и коллективные), от числа обслуживаемого оборудования (одностаночные и многостаночные), от характера специализации (специализированные и универсальные) и т.д.

Правильно организовать рабочее место - это значит рационально оборудовать и оснастить его всем необходимым, обеспечить нормальные условия работы и снабжения.

Оснащение рабочих мест бывает постоянное и временное. При постоянном оснащении средства оснастки постоянно находятся на рабочем месте, при временном - их доставляют для выполнения отдельных операций.

Большое значение для уменьшения затрат труда и его облегчения имеет рациональная пространственная планировка рабочего места, означающая удобное расположение в зоне труда рабочего производственного оборудования, рабочей мебели, стеллажей для деталей, инструментов и т.д. и позволяющая исключать излишние движения, обеспечивать удобную позу исполнителя, снижать его утомляемость. В этом отношении важно, насколько в машинах, механизмах, приспособления и их размещения учтены санитарно-гигиенические нормы и требования по технике безопасности.

Рабочее место в добыче нефти и газа представляет собой территорию с расположенными на ней скважинами. Основы нефтегазодобычи, предопределяющими организацию рабочего места, его специализацию, оснащения, планировку и обслуживание, являются: большая территориальная разбросанность производственных объектов, вызывающая необходимость переходов от объекта к объекту; отсутствие четкого разделения труда между исполнителями ввиду большого разнообразия трудовых приемов и методов работы.

4.1.2 Численно-квалификационный состав бригады

Численно-квалификационный состав бригады устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады.

Состав бригады представлен в таблице 1 приложения Б.

Бригаду по закачке рабочего агента в пласт возглавляет мастер, назначаемый и освобождаемый от занимаемой должности приказом начальника НГДУ по представлению начальника цеха.

Все распоряжение относящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим только через мастера, а в его отсутствии через оператора ППД.

Бригада принимает участие в разработке своих производственных планов, а также организационно-технических мероприятий по повышению эффективности производства и качества работ, укрепления производственной и трудовой дисциплины.

Коллектив бригады принимает практические меры по исследованию передового опыта лучших трудовых коллективов и содействует распространению опыта, накопленного в бригаде.

Численно-квалификационный состав подрядной бригады по закачке рабочего агента в пласт устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады и трудоемкости обслуживания объектов ППД по «Нормативам численности и квалификационному составу рабочих, занятых обслуживанием наземного оборудования нагнетательных скважин и другого оборудования, привязанного к скважинам».

4.1.3 Положение о заработной плате

Оплата труда работников бригады по закачке рабочего агента в пласт, в состав которой включен мастер, производится по единому наряду за конечный результат с применением часовых тарифных ставок для рабочих, занятых на закачке рабочего агента в пласт и должностного оклада мастеру.

Не позднее 5 числа каждого месяца бригаде выдается наряд-задание на объем закачки воды с указанием расценки на один м. и суммы сдельного заработка за полный объем работы.

Расценка на один определяется по следующей формуле:

(18)

где: Р - расценка на м3, закаченного агента в руб. и коп.;

Ч - часовая тарифная ставка всех рабочих бригады по закачке рабочего агента в пласт по утвержденному нормативному количественно-квалификационному составу, коп;

К - количество рабочих часов за месяц по графику работы бригады;

Q - план по добыче нефти и газа на месяц, тн.

В случаях, когда количественный состав бригады больше или меньше планового состава, сдельная расценка по наряду корректировке не подлежит.

Если фактический присвоенный разряд рабочих выше нормативного, оплата рабочих производится по нормативному разряду.

Если фактический количественный состав бригады больше планового, общая сумма выплат по сдельному тарифу не может превышать суммы сдельного тарифа для планового состава.

Рабочие бригад по добыче нефти и газа премируются из фонда заработной платы за выполнение и перевыполнение установленных бригадам плана по добыче нефти и газа при условии выполнения ими наряда-задания по обслуживанию скважин в следующих размерах:

за выполнение плана по добыче нефти и газа - 10% сдельного заработка,

за 0,1% перевыполнения плана по добыче нефти и газа - 2%,

за выполнение плана отбора проб - 3%,

за непревышение материальных затрат по бригаде - 2%

Размеры премий, начисленных бригаде из фонда заработной платы, не должны превышать максимального размера - 20%, приработок не более 10% от сдельного заработка.

Членам бригады (рабочим, мастеру) могут устанавливаться надбавки за профессиональное мастерство, высокие достижения в труде и другие льготы.

В целях материальной заинтересованности рабочих в овладении смежными профессиями устанавливается доплата за совмещение профессий.

Доплата за совмещение профессий производится при фактическом высвобождении численности в зависимости от загруженности рабочего по совмещаемой профессии до 50% от тарифной ставки рабочего по основной работе.

Премия за основные результаты работы начисляется на доплаты:

за совмещение профессий (должностей);

на период освоения новых норм трудовых затрат;

на надбавки:

за высокое профессиональное мастерство;

за высокие достижения в труде;

выполнение особо важной работы на срок её проведения.

Сдельный приработок бригады, премии за основные результаты работы бригады и за экономию материальных ресурсов распределяется между членами бригады с учетом фактически отработанного времени и КТУ

КТУ за месяц может быть равным, больше, или меньше единицы в зависимости от индивидуального трудового вклада в общие результаты, определяемого в соответствии с показателями работы и их значимостью.

При распределении с применением КТУ причитывающейся бригаде общей суммы премий из фонда заработной платы, её размер отдельным членам бригады, которым повышены КТУ, может превышать предельный размер премии, предусмотренный положением о премировании (без увеличения сумм премий в целом по бригаде).

Если в бригаде имеется случай прогула, сумма невыплаченной премии нарушителя дисциплины не включается в фонд премирования бригады.

Качество выполненных работ каждому коллективу смежников определяет мастер по закачке рабочего агента в пласт, а бригаде по закачке рабочего агента в пласт - бригады смежников.

Заседание Совета мастеров для установления оценок смежным бригадам проводится по результатам работы за месяц не позднее 5 числа следующего за отчетным.

Премия выплачивается смежным бригадам с учетом полученных оценок.

Размер снижения премий в зависимости от окончательной оценки представлены в таблице 2 приложение Б.

При оценке «не удовлетворительно» премия смежной бригаде не выплачивается.

При получении окончательной оценки смежной бригадой «хорошо» и «удовлетворительно», но невыполнение плана закачки в целом по всем обслуживаемым бригадам по закачке рабочего агента в пласт премия смежной бригаде также не выплачивается.

4.2 Технико-экономические показатели по цеху, их анализ

Технико-экономические показатели ППД представлены в таблице 3 приложение Б.

Проводя анализ влияния факторов на основные показатели, отмечаем:

Анализируя изменения производительности труда.

а) Влияние объема выполненных работ:

(19)

Чпл - плановая численность;

Q - объем выполненных работ;

Птр - производительность труда.

тыс.р.

б) Влияние изменения численности:

(20)

; (21)

тыс.р.

Основным фактором роста производительности является увеличение объема выполненных работ.

2) Проанализируем использование фонда оплаты труда (ФОТ):

а) Влияние численности:

(22)

руб.

б) Влияние средней зарплаты:

(23)

руб

руб.

В связи с увеличением численности и увеличением средней заработной платы, фонд оплаты труда увеличился на 320896 руб.

3) Проанализируем изменение объема выпуска продукции.

а) по численности

; (24)

руб./чел.

б) по производительности труда

; (25)

руб./чел.

руб./чел.

Благодаря увеличению производительности труда объем выполненных работ увеличился на 546619 руб./чел.. При этом видно, что изменение численности на рост объема работ существенного влияния не оказывает.

4.3 Расчет сметы затрат

Смета затрат представлена в таблице 4 приложение Б.

Анализируя затраты за 2013 год в сравнении с предшествующим 2012 годом видно что затраты выросли с 373458 тыс.р. до 488213 тыс.руб. (130,7 %).

В увеличении затрат нашло отражение увеличение расходов на вспомогательные материалы на 18359 (217,2 %) тыс.р., прочие материалы на 7601 (248,7 %) тыс.р. В следствие увеличения объема закачки воды в пласт на 546,66 (105,6 %) тыс. м³ увеличились затраты на электроэнергию на 9892 (134,8 %) тыс.р., расходы на топливо также возросли на 130 (533,3 %) тыс.р., расходы на транспорт увеличились на 2951 (141,9 %) тыс.р., отчисления на обслуживание установленных мощностей возросли на 14464 (185,2 %) тыс.р., расходы на охрану окружающей среды и экологию увеличились на 132 (1750,0 %) тыс.р., прочие денежные расходы увеличились на 41111(596,4 %) тыс.р.

Амортизация основных фондов увеличилась на 6202 (112,0 %) тыс.р. Вследствие увеличения заработной платы рабочих и служащих был увеличен фонд оплаты труда на 3123 (145,6 %) тыс.р., также были увеличены отчисления на социальные нужды

Фактические затраты за 2013 год - 478335 тыс. р., что на 150049 тыс.руб. больше, чем в 2012 году.

4.4 Расчет экономической эффективности ингибиторной защиты

Расчеты экономической эффективности противокоррозионных мероприятий ранее осуществляли в соответствии с РД 33-014-7014-313-86. Методические указания по определению экономической эффективности средств борьбы с коррозией и отложениями, и средств неразрушающего контроля нефтепромыслового оборудования. Это руководство лишь частично отвечает требованиям, предъявляемым к показателям надежности, коррозионной стойкости и экологической обстановки на объектах нефтегазового комплекса, и в нем не учитываются некоторые статьи затрат на проведение мероприятий по ликвидации последствий коррозии.

Рассмотрим принципиальную методологию оценки экономической эффективности, применение ингибитора коррозии в случае защиты системы ППД их нормативный амортизационный срок составляет 15 лет. Однако реально работоспособность нефтепроводов сохраняется в среднем на протяжении 5,5 лет, а водоводов - 3,5 лет.

Эффективность применения ингибиторов определяется соотношением ущерба от коррозии оборудования в не ингибированных и ингибированных средах.

В стоимость выражении ущерба от коррозии можно представить в виде суммы затрат, связанных с коррозией СЗК, и косвенных потерь от коррозии ПК: У=СЗК+ПК.

Общую годовую потерю металлофонда определяют по формуле:

Пмi=Мi(1/Таi-/Таi) (26)

где, Пмi-потери металлофонда;

Мi металлозатраты;

Таi, Таi фактический и амортизационный сроки службы.

Приведем расчет годовой экономической эффективности от применения ингибитора коррозии СНПХ-6418, принято применять упрощенную методику подобного расчета, в соответствии с которой учитывают затраты на ликвидацию порывов водоводов из-за коррозии, рекультивацию земли и ингибирование. Это связано с тем, что косвенные потери от коррозии в стоимостном выражении, как правило, значительно ниже.

Прямые затраты

СЗК=СЗК1*n (27)

СЗК =3500*50=175000 руб.

СЗК1- затраты на ликвидацию одного порыва, рекультивацию земли, руб.

n- Количество порывов 100км трубопровода, шт. Затраты на ингибитор

ЗИ=ЦИ*КИ*УИ*р (28)

ЗИ =6000*0,03*125000*1100=24750 руб.

ЦИ - цена одной тонны ингибитора, руб. КИ - дозировка ингибитора, кг/м3

УИ - годовой объем перекачки воды, м 3

Р - плотность воды, кг/м 3

Затраты на амортизацию дозировочных установок

АД - средняя балансовая стоимость одной установки, руб.

КД - количество дозировочных установок на 100км трубопровода, шт.

L - срок службы одной НДУ, лет

Заработная плата персонала дозировочных установок.

Ф=ФДУ*КД (28)

Ф =1200*3=3600 руб.

ФДУ- фонд заработной платы по обслуживанию 1 дозировочной установки, руб.

Годовые затраты и издержки, связанные с применением ингибитора.

И=ЗИ+АД+ФДУ (29)

И =24750+15000+1200=40950 руб.

ЗИ- затраты на ингибитор, руб.

Годовой ущерб от коррозии.

У1=СЗК+ПК (30)

У1=175000+0=175000 руб.

Годовой ущерб от коррозии при применении ингибитора.

У2=(СЗК+ПК=n1/n+И (31)

У2=(175000+0)12/50+40950=82950руб.

n1- количество порывов 100км водовода при применении ингибитора, шт.

n- количество порывов 100км водовода, шт.

И-годовые затраты и издержки, связанные с применением ингибитора, руб.

Годовой экономический эффект,

Э= У 1 - У2 (32)

Э =175000-82950=92050 руб

Заключение

В данном дипломном проекте описаны виды коррозии и причины повреждения, а также методы борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД.

Сущность технологического процесса ППД заключается в закачке воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины.

Анализируя метод борьбы с коррозией, в ППД наиболее широкое применение из активной защиты получила ингибиторная защита, из-за простоты схемы, а также отпадает необходимость в сооружении катодных станций и источников тока. А из пассивной защиты в НГДУ нашло применение изоляционные покрытия на основе битумов, из-за дешевизны.

Произведен расчет необходимого количества ингибитора коррозии и экономия.

Годовой экономический эффект от ингибиторной защиты составил по нашим расчетам 92050 руб.

Сформулированы основные требования безопасности при эксплуатации блока дозирования реагента, пожарной безопасности и окружающей среды.

К сожалению, используемые реагенты не всегда обеспечивают достаточно высокий защитный эффект. Даже в условиях одного НГДУ или месторождения на разных участках.

Следовательно, необходимо создание новых ингибиторных композиций, которые могли бы обеспечивать высокий защитный эффект в широком диапазоне условий применения либо улучшение качества уже существующих составов.

Таким образом, для решения сложных задач, связанных с коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов, необходимо создание новых ингибиторных композиций или применение физических методов воздействия на коррозионные среды, или же совместное использование химических и физических методов.

Литература

1. Галеев Р. Г., Тахаутдинов Ш. Ф. Основные направления и результаты работ по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования. - Нефтяное хозяйство, - 2010, №7, с.43-45

2. Гарифуллин Ф. С. Исследование причин высоких скоростей коррозии трубопроводов. - Нефтяное хозяйство, 2011, №3. - с.64-65.

3. Гутман Э. М. Механохимия металлов и защита от коррозии. - М.: Металлургия, 2009. - 232 с.

4. Гутман Э. М., Абдуллин И. Г., Бугай Д. Е. Механизм малоцикловой коррозионной усталости стали 17 ГС при эксплуатации магистральных трубопроводов. - Нефтяное хозяйство, №5, 2009. - с.18 - 22.

5. Гутман Э. М., Амосов Б. В., Худяков М. А. Малоцикловая коррозионная усталость трубной стали при эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Строительство трубопроводов, 2009, №4, с. 27-29.

6. Гутман Э. М., Амосов Б.В., Худяков М. А. Влияние коррозионной усталости материала нефтепроводов на их надежность. - Нефтяное хозяйство, 2010, №8, с. 59-62.

7. Д. В. Булыгин, М. Ш. Вайсман, С. Н. Головко и др. Влияние применения реагента СНПХ на динамику обводнения добывающих скважин / // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №8. - С. 47-49.

8. Кузнецов П. Б. Оценка влияния технологических факторов на процесс парафинизации. - Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. РНТС/ ВНИИОЭНГ, М., 2011, №2.

9. Лифшиц Б. Г., Крапошин В. С., Липецкий Я. Л. Физические свойства металлов и сплавов. - М.: Металлургия, 2012. - 319 с.

10. Похмурский В. И., || Коррозионная усталость металлов. - К.: Наук. Думка, 2012.

11. Саматов Р.М., Арсланов Ф. Г. Технология подавления сульфат-восстана-вливающих бактерий бактерицидом СОНЦИД - 8101. - Нефтяное хозяйство, 2011, №1, - с. 66-67.

12. Сароян А. Е., Субботин М. А. Эксплуатация колонн насосно - компрессорных труб. - М.: ,Недра, 2009. - 216 с.

13. Тараевский С. И., Копей Б. В. Повышение стойкости насосных штанг, работающих в среде сероводорода. Нефтепромысловое дело, №5, 2012.- с. 25- 27.

14. Юрчук О. М., Истомин А. З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 2010.-271 с.

15. Ярема Я. С. Стадийность усталостного разрушения и ее следствия. - ФХММ, 2011.

Поиск по сайту: