мансуров. Студент гр. Эднбз185 Мансуров К. Проверил к т. н., доцент кафедры рэнгм
 Скачать 0.9 Mb.
|
1 2 Выполнил: Студент гр. ЭДНбз-18-5 Мансуров К. Проверил: к.т.н., доцент кафедры РЭНГМ Апасов Т.К. Тюмень, 2022 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Реферат по дисциплине «Скважинная добыча нефти» КОРРОЗИЯ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ" СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 3 1 КОРРОЗИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ .................. 4 1.1 Общие сведения о коррозии ................................................................................. 4 1.2 Борьба с коррозией и классификация коррозионных процессов ..................... 6 1.3 Особенности электрохимического процесса коррозии ................................... 11 2 ПРИЧИНЫ И АНАЛИЗ АВАРИЙ ИЗ-ЗА КОРРОЗИИ ОБОРУДОВАНИЯ И КОММУНИКАЦИЙ В ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ" .............................................. 15 3 МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ В ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ" ............................................................ 23 3.1 Стальные резервуары .......................................................................................... 23 3.2 Применение лакокрасочных покрытий ............................................................. 25 3.3 Применение ингибиторов коррозии .................................................................. 28 3.4 Применение электрохимической защиты ......................................................... 30 3.5 Оборудование системы ППД ............................................................................. 32 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................... 36 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ......................................................................................... 37 ВВЕДЕНИЕ На сегодняшний день проблема коррозии оборудования нефтепереработки весьма серьезна, так как она приводит к выходу из строя многочисленных изделий, машин и сооружений, наносит огромный ущерб экономике предприятия, ухудшает условия труда, загрязняет окружающую среду. Причиной загрязнения могут быть утечки нефтепродуктов, газов, химических веществ, следовательно, появляется вероятность возникновения аварийных ситуаций. Поэтому необходимо задуматься о преждевременном нахождении дефектов в оборудовании нефтепереработки и их предотвращении. Цель работы - изучить методы коррозионного мониторинга и способы борьбы с коррозией, которые распространены в настоящее время. Задачи:изучить научную литературу и произвести анализ данных источников: книг, учебников, журналов, научных публикаций, интернет статей, произвести анализ методов борьбы с коррозией ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ". 1 КОРРОЗИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ 1.1 Общие сведения о коррозии Коррозия металлов – самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой. Рисунок 1.1 – Пример коррозии нефтегазопромыслового оборудования При коррозии металла происходит не только потеря его массы, но и снижение механической прочности, пластичности и других свойств. Коррозия металла наносит значительный ущерб экономике. Потери от коррозии составляют в промышленно развитых странах около десятой части национального дохода. Потери стали, обусловленные коррозией, составляют 30 % ее ежегодного производства. Кроме того, действующие нефтепромысловые объекты из-за коррозии являются источником повышенной опасности для людей и окружающей среды . Для условий нефтегазодобывающих предприятий коррозия мталлического оборудования и коммуникаций при добыче нефти и газа характеризуется рядом особенностей. Во-первых, она затрагивает огромную по металлоемкости систему подземного и наземного оборудования скважин, установок по подготовке нефти и воды и протяженную сеть нефтепроводов, газопроводов и водоводов. Во-вторых, коррозионный процесс всего оборудования протекает, как правило, в гетерогенной системе, т.е. в системе двух несмешивающихся жидкостей: нефть – вода, газобензин – вода, сточная вода – следы нефти. Потери металла при коррозии подразделяются на прямые и косвенные. К прямым потерям относятся: стоимость замененного прокорродировавшего оборудования; затраты на защиту от коррозии, применение ингибиторов, использование лаков, красок, химизация и применение других средств защиты от коррозии, безвозвратные потери металла. Косвенные потери – это потери продукта в результате утечки и загрязнения продукта по причине коррозии, потери производительности, завышенный расход металла в результате увеличения толщины нефтегазопромыслового оборудования в расчете на коррозию. Кроме того, отсутствие доступных и эффективных методов противокоррозионной защиты металлов нередко сдерживает разработку и эксплуатацию некоторых месторождений нефти и газа. Так, добыча нефти и газа с высоким содержанием сероводорода или диоксида углерода возможна только с применением специально разработанного комплекса мер защиты всего нефтегазопромыслового оборудования и коммуникаций. 1.2 Борьба с коррозией и классификация коррозионных процессов Борьба с коррозией – это не только продление срока службы нефтегазопромыслового оборудования, снижение эксплуатационных затрат на его ремонт, улучшение технико-экономических показателей добычи и подготовки нефти на промыслах. В конечном счете – это охрана окружающей среды, водоемов и рек от загрязнения нефтью, газом и сопутствующими отходами при добыче нефти, например, сточной водой. Поэтому вопросам коррозии и разработке мер по ее предотвращению работники ОАО "Оренбургнефть" уделяют самое большое внимание. Коррозионные процессы классифицируются по видам коррозионных разрушений, типу коррозионного разрушения, характеру взаимодействия металла со средой, условиям протекания процесса. По виду разрушения: -сплошная (коррозия протекает по всей поверхности металла); -местная (коррозия локализуется на отдельных участках поверхности); -общая, которая в свою очередь делится на: равномерную (коррозия протекает с одинаковой скоростью по всей поверхности металла); -неравномерную (коррозия протекает на различных участках поверхности с неодинаковой скоростью); -избирательную (коррозия разрушает отдельные компоненты сплава). Рисунок 1.2 – Примеры коррозии по виду разрушения (сплошная и местная соответсвенно) По типу разрушения: -коррозия пятнами (диаметр поражений больше их глубины); - язвенная (глубокое поражение участка поверхности ограниченной площади); -точечная или питтинговая (малые поперечные размеры при значительной глубине); -сквозная (разрушение металлического изделия насквозь в виде свищей); нитевидная (разрушение металла под слоем неметаллических покрытий в виде нитей); -подповерхностная (начинается с поверхности, но преимущественно распространяется под поверхностью металла, вызывая его вспучивание и расслоение); -межкристаллитная (разрушение сосредоточено по границам зерен металла или сплава); -ножевая (протекает вдоль сварного соединения в сильно агрессивных средах); -коррозионное растрескивание (протекает при одновременном воздействии коррозионной среды и растягивающих остаточных или приложенных механических напряжениях). Рисунок 1.3 – Примеры коррозии по типу разрушения По характеру взаимодействия металла со средой: -химическая (разрушение при химическом взаимодействии с агрессивной средой, которой служат неэлектролиты – жидкости и сухие газы); -электрохимическая (разрушение под воздействием электролита при протекании двух самостоятельных, но взаимосвязанных процессов – анодного и катодного): анодная электрохимическая коррозия – это окислительный процесс, который происходит с растворением металла; катодная электрохимическая коррозия – это восстановительный процесс, обусловленный электрохимическим восстановлением компонентов среды. Рисунок 1.4 – Примеры коррозии по характеру взаимодействия со средой ( химическая и электрохимическая соответственно) По условиям протекания коррозионного процесса: -газовая (при повышенных температурах и полном отсутствии влаги на поверхности); -атмосферная (в воздухе; во влажной, в мокрой и сухой атмосфере); жидкостная (в жидкой среде; в электролитах, неэлектролитах); подземная (под действием растворов солей, содержащихся в почвах и грунтах); -биокоррозия (под действием микроорганизмов или продуктов их жизнедеятельности); - электрокоррозия (под действием внешнего источника тока или блуждающего тока); -щелевая (в узких щелях, зазорах, резьбовых и фланцевых соединениях металлического оборудования, эксплуатирующегося в электролитах, местах неплотного контакта металла с изоляционным материалом); -контактная (при контакте разнородных металлов в электролите); коррозия под напряжением (при совместном воздействии на металл -агрессивной среды и механических напряжений); -коррозионная кавитация (при одновременном коррозионном и ударном воздействии); -коррозионная эрозия (при одновременном воздействии агрессивной среды и механического износа); -фреттинг-коррозия (при воздействии агрессивной среды в условиях колебательного перемещения двух трущихся поверхностей относительно друг друга); -структурная (обусловлена структурной неоднородностью сплава); -термоконтактная (за счет температурного градиента, обусловленного неравномерным нагреванием поверхности металла). По коррозионной агрессивности выделяют четыре основные среды, охватывающие в той или иной мере все нефтепромысловые условия: -неаэрированная среда без сероводорода; среда в данных условиях никогда не контактировала с кислородом воздуха или он удален до концентрации менее 0,05 мг/л; -неаэрированная среда с сероводородом; нет контакта с кислородом воздуха, а содержание растворенного сероводорода составляет более 1 мг/л; -аэрированная среда без сероводорода; содержание растворенного кислорода в среде превышает 0,05 мг/л, а сероводорода – менее 1 мг/л; -аэрированная среда с сероводородом; содержание растворенного сероводорода составляет более 1 мг/л, и есть контакт с кислородом воздуха. Подавляющее большинство коррозионных разрушений нефтегазопромыслового оборудования вызвано электрохимической коррозией, которая протекает с наличием двух процессов – катодного и анодного. Выделяют три основные стадии коррозионного процесса: -анодный процесс – переход ионов металла в раствор и гидратация с образованием некомпенсированных электронов на анодных участках по реакции: Ме + nН 2 О → Ме z+ nН 2 О + ze; -процесс электропереноса – перетекание электронов по металлу от анодных участков к катодным и соответствующее перемещение катионов и анионов в растворе; катодный процесс – ассимиляция электронов каким-либо деполяризатором – ионами и молекулами, находящимися в растворе и способными восстанавливаться на катодных участках по реакции D + ze – → [Dze – ]. Если процесс деполяризации происходит за счет восстановления кислорода, то коррозионный процесс идет с кислородной деполяризацией: О 2 + 2Н 2 О + 4e – → 4ОН – Если деполяризатором служат ионы водорода, то процесс идет с водородной деполяризацией: Н + + e – → Н, Н + Н → Н 2 → Н 2 ↑. 1.3 Особенности электрохимического процесса коррозии Особенности электрохимического процесса коррозии следующие: -одновременное протекание катодного и анодного процессов; зависимость скорости коррозии, обусловленной механизмом электрохимических процессов, от электродного потенциала металла; -возможность локализации электродных процессов на различных участках поверхности корродируемого металла, где их протекание облегчено; - реализация материального эффекта коррозии (растворение металла) на анодных участках при локализации электродных процессов. На скорость протекания и распределение коррозии подземного и наземного оборудования оказывают влияние следующие группы факторов: 1) Технические и технологические факторы при добыче нефти (тип скважины; способ добычи нефти; производительность и режим движения в скважине газожидкостной смеси; давление на забое и устье скважины и распределение температуры по ее стволу; уровень жидкости и состав газовоздушной среды в затрубном пространстве скважины). 2) Физико-химические свойства и состав добываемой продукции скважин (состав и свойства добываемой нефти; состав и свойства извлекаемой вместе с нефтью пластовой воды; состав и свойства попутного нефтяного газа и содержание в нем коррозионно-активных примесей типа сероводорода и диоксида углерода; соотношение нефти и воды в добываемой продукции и характер распределения этих фаз друг в друге; наличие в продукции скважин органических и неорганических веществ типа парафина, смолы, сульфида железа, карбоната кальция, карбоната магния и карбоната железа, которые могут образовывать защитные пленки на металлической поверхности; наличие абразивных частиц в потоке жидкости типа песка, сульфида железа, кристаллов солей, глины; наличие и проявление жизнедеятельности бактерий; pH среды). 3) Внешние факторы (температура, скорость движения агрессивной среды, давление, концентрация кислорода; время контакта со средой; наличие химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи и подготовки нефти; поляризация внешним током и др.). 4) Внутренние факторы (природа металла; состав металла; кристаллическая структура металла; состояние поверхности металла; напряжения в металле; термодинамическая устойчивость металла и его место в периодической системе элементов; дефекты при сварке металла). Известные в настоящее время методы противокоррозионной защиты подразделяются на технологические и специальные. При решении вопросов выбора метода защиты от коррозии необходимо учитывать и наличие в добываемой продукции скважин химических реагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи пластов, ингибиторов соле- и парафиноотложений, агрессивность добываемой продукции, а также технико-экономическую целесообразность их применения. К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств среды. Технологические методы носят комплексный характер и приемлемы на всех объектах. Основными противокоррозионными мероприятиями этого метода являются: использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти; по возможности создание стабильных термодинамических условий; создание режима дисперсно-кольцевого течения потока; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует. К специальным методам защиты относят: применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок; оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой. Наиболее эффективным методом защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования является метод защиты с применением ингибиторов коррозии. Эта защита основана на свойстве ингибитора подавлять коррозионные процессы до уровня, при котором сохраняется высокая надежность эксплуатируемого оборудования. Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать индивидуальный ингибитор коррозии. 2 ПРИЧИНЫ И АНАЛИЗ АВАРИЙ ИЗ-ЗА КОРРОЗИИ ОБОРУДОВАНИЯ И КОММУНИКАЦИЙ В ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ" При рассмотрении нефтегазопромыслового оборудования коррозии, в первую очередь, подвергаются: обсадные колонны (обсадные трубы и муфтовые соединения); насосно-компрессорные трубы добывающих и нагнетательных скважин; глубинные насосы (в основном при эксплуатации скважин с помощью ШСНУ); насосные штанги при эксплуатации с помощью ШСНУ; система сбора и транспорта продукции скважин на промыслах (выкидные линии, нефте- и газопроводы); система подготовки нефти, газа и воды; оборудование системы ППД и водоводы; нефтепромысловые резервуары. Наибольшие проблемы, относящиеся к коррозии нефтегазопромыслового оборудования, связаны с системой сбора и транспорта продукции скважин. В ОАО "Оренбургнефть" в эксплуатации находится около 8 тыс. км трубопроводов различного назначения, в том числе: сборные нефтепроводы и выкидные линии – 4925 км; нефтепроводы для транспорта нефти – 653,210 км; газопроводы для транспорта газа – 844 км; водоводы сточных вод высокого давления – 668 км; водоводы сточных вод низкого давления – 1060 км. Основные трубопроводы, траспортирующие нефть и газ, имеют диаметры от 168 до 1020 мм и толщину стенок от 6 до 11 мм. Материалом труб является сталь марок Ст10 и Ст20, по ГОСТ 8731–74. Анализ данных табл. 2.1 показывает, что треть всех трубопроводов находится в эксплуатации свыше 15 лет и две трети трубопроводов – свыше 10 лет. Многолетний срок эксплуатации коренным образом влияет на надежность трубопроводов. В 1998 г. в ОАО "Оренбургнефть" произошло 2875 порывов трубопроводов, из общего числа аварий которых приходится: на водоводы 43,5 %; на выкидные линии 28,8 %; на газопроводы 1,2 %. Около 90 % аварий на водоводах и 7 % отказов выкидных линий произошло по причине внутренней коррозии труб. Сведения о порывах трубопроводов различного назначения и объемах закачки ингибитора коррозии в ОАО "Оренбургнефть" приведены в табл. 10.2. Аналогичные данные о динамике аварий на трубопроводах по ОАО "Оренбургнефть" приведены на рисунке 2.1. Таблица 2. 1 - Протяженность трубопроводов (в км) по продолжительности их эксплуатации Назначение трубопровода Продолжительность эксплуатации, годы Общая протяженност ь, км до 5 от 5 до 10 от 10 до 15 свыше 15 Водовод 356,25 399,15 815,32 158,11 1728,83 Газопровод 65,10 118,32 289,41 371,29 844,12 Нефтепровод 348,89 1711,80 994,97 1869,70 4925,26 В том числе выкидные линии 311,15 1418,33 619,86 425,11 2774,45 Всего 770,14 2229,27 2099,70 2399,10 7498,21 Рисунок 2.1 - Динамика аварий на трубопроводах по ОАО "Оренбургнефть". Количество аварий: 1 – общее количество; 2 – нефтепроводы; 3 – выкидные линии; 4 – водоводы; 5 –газопроводы Для сравнения аварийности на трубопроводах и эффективности борьбы с коррозией между НГДУ использовался показатель удельной частоты порывов в пересчете на 1 км трубопроводов различного назначения. Удельная частота порывов по НГДУ ОАО "Оренбургнефть" приведена на рисунке 2.1. Степень воздействия нефтепромысловых сред на стальное оборудование зависит не только от самого корродирующего металла, но в основном и от состава и физико-химических свойств продукции скважин. При добыче нефти из продуктивного пласта на поверхность извлекается газожидкостная смесь, состоящая из нефти, газа и воды. К основным коррозионно-активным агентам относятся сероводород, кислород, диоксид углерода, низкомолекулярные компоненты нефти. Нефть – неполярная жидкость, но некоторые ее компоненты придают ей свойства, близкие к слабополярным диэлектрикам, которые способствуют ее коррозионной активности: высокомолекулярные соединения нефти с молекулярной массой более 400, в состав которых входят кислород, сера, азот и тяжелые металлы; сернистые соединения нефти, представленные элементарной серой, сероводородом и группой сернистых соединений с невысокой молекулярной массой; кислородные соединения нефти. Среди них значительное место занимают нефтяные карбоновые и алифатические кислоты. Рисунок 2.2 - Удельная частота порывов трубопроводов по подразделениям ОАО "Оренбургнефть": 1 – НГДУ "Бузулукнефть"; 2 – в целом по ОАО "Оренбургнефть"; 3 – НГДУ "Сорочинскнефть"; 4 – НГДУ "Бугурусланнефть"; 5 – НГДУ ЮжОренбургнефть" Кроме того, повышенное содержание в нефти азотистых соединений снижает коррозионную активность нефти. Содержание агрессивных компонентов в нефти и в попутном нефтяном газе месторождений Оренбургской области, влияющих на коррозию нефтегазопромыслового оборудования. Видно, что нефти в основном являются высокосернистыми и содержат значительное количество сероводорода и диоксида углерода. Кроме состава и физико-химических свойств нефти на характер и степень коррозионного воздействия также влияют условия залегания нефти в залежи, системы и стадия разработки и способы эксплуатации скважин. Пластовые воды нефтяных месторождений представляют собой концентрированные растворы солей и, как правило, обладают нейтральным рН. Если в воде присутствует сероводород, диоксид углерода или кислород из различных источников, то коррозионная активность резко возрастает. В таблице 2.2 приведен физико-химический состав сточных вод основных месторождений ОАО "Оренбургнефть". Видно, что попутно добываемые воды нефтяных месторождений в большинстве своем характеризуются высокой минерализацией и наличием сероводорода. По степени агрессивности воздействия на коррозионный процесс наиболее сильное влияние оказывает сероводород. При адсорбции ионов Н + ослабляется связь между поверхностными атомами, что облегчает проникновение водорода в металл. В результате этого идет процесс наводораживания металла, приводящий к увеличению механических напряжений в металле, появлению трещин, пузырей, водородной хрупкости. Практика эксплуатации водоводов системы ППД показала, что при перекачке агрессивных сточных вод срок службы водоводов до полной замены не превышает 5–6 лет, т.е. ниже нормативных сроков в два-три раза. При этом средняя за последние пять лет удельная частота порывов водоводов в два раза превышает этот показатель для нефтепроводов. При наличии в ОАО "Оренбургнефть" более 1700 км водоводов сточных вод высокого давления, по которым ежегодно перекачивается более 21000 тыс. м 3 агрессивной жидкости, проблема борьбы с коррозией водоводов принимает актуальное значение. Таблица 2.2 - Физико-химический состав и свойства попутных вод основных месторождений ОАО "Оренбургнефть" НГДУ Месторождение Мине- рализация, г/л Плотность при 20 °С, кг/м 3 рН Сероводо- род, мг/л Ионный состав, г/л Средняя скорость коррозии оборудо- вания, мм/год Cl SO HCO Ca Mg К+Na Бузулук- Герасимовское 238 1,162 6,2 80 143,5 1,12 0,13 4,0 3,6 85,6 0,2488 нефть Бобровское 160 1,120 7,3 72 96,6 1,4 0,22 4,0 3,0 55,27 0,3489 Тананыкское 221 1,160 6,7 116 133,0 1,0 0,22 4,0 1,22 75,0 0,3173 Покровское 167 1,067 7,7 129 99,3 1,4 0,36 2,9 0,92 62,6 0,2445 Курманаевское 220 1,175 6,6 170 131,9 1,2 0,19 3,6 1,96 81,2 0,2884 Савельевское 252 1,172 6,4 88 151,0 1,18 0,26 5,5 1,80 92,5 0,4426 Сорочинскнефть СорочинскоНикольское 210 1,128 6,7 90 126,0 0,99 0,23 6,0 1,46 76,0 0,3656 Бугуруслан- Красноярское 103 1,077 7,0 136 59,4 1,93 0,40 3,5 0,61 37,4 1,1837 нефть Заглядинское 128 1,120 6,7 143 75,4 1,55 0,24 4,0 1,52 46,0 0,7154 Ибряевское 133 1,092 7,5 298 78,0 1,70 0,34 1,2 0,48 51,0 1,4672 Карповское 140 1,100 6,6 143 84,0 1,40 0,28 6,0 2,10 140,0 1,0926 Пономаревское 107 1,074 6,5 – 64,0 1,76 0,18 8,0 1,20 107,0 1,3574 ЮжОрен- бургнефть Зайкинское 98 1,032 6,6 – 30,1 0,33 0,22 2,5 1,22 49,7 1,075 В ОАО "Оренбургнефть" основным методом борьбы с коррозией является ингибиторная защита. Динамика объемов внедрения основных ингибиторов коррозии за последние пять лет по структурным подразделениям ОАО "Оренбургнефть" приведена на рисунке 2.3. Зависимость частоты порывов трубопроводов от количества закачанного ингибитора показана на рисунке 2.4. Рисунок 2.3 - Динамика потребления ингибиторов коррозии по подразделениям ОАО "Оренбургнефть": 1 – в целом по ОАО "Оренбургнефть"; 2 – НГДУ "Бузулукнефть"; 3 – НГДУ "Бугурусланнефть"; 4 – НГДУ "Сорочинскнефть Ежегодно разрабатывается комплексная "Программа ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от коррозии", которая включает в себя: проведение научноисследовательских работ по выбору способов борьбы с коррозией и поиску наиболее эффективных ингибиторов коррозии, применительно к условиям нефтяных месторождений Оренбургской области; проведение опытно- промысловых работ на скважинах; разработку нового оборудования высокоэффективных технологий. Результаты научно-исследовательских работ по данной тематике приведены ниже. Рисунок 2.4 -Зависимость частоты порывов от количества закачанного ингибитора в ОАО "Оренбургнефть": 1 – закачка ингибитора коррозии; 2 – количество порывов 1 2 |