Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
Борьба с коррозией при разработке месторождений с высоким содержанием сероводорода-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтеID: 185142Дата закачки: 09 Ноября 2017 Продавец: lelya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Диплом и связанное с ним Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word Описание: Борьба с коррозией при разработке месторождений с высоким содержанием сероводорода-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи ВВЕДЕНИЕ Уже два десятилетия на юге России, под Астраханью, разрабатывается богатейшее в мире газоконденсатное месторождение. Оно уникально не только по размерам площади и величине запасов, но и по характеру сырья, в котором газ содержит до 26% сероводорода, а конденсат состоит из бензи-новых, дизтопливных и незначительного количества мазутных фракций. К открытию этой гигантской кладовой углеводородов Россия шла долгие годы. Наличие сероводорода, углекислого газа и некоторых органических кислот в газе и пластовых водах приводит к быстрому выходу труб из строя и сдерживает развитие бурения и добычи нефти и газа Первую разведочную скважину в районе Астрахани геологи пробури-ли в 1946 году. Но лишь через десятилетие удалось обнаружить в области признаки нефти - на Разночиновской, Тинакской, Кири-килинской иеще не-скольких площадях. Затем, спустя годы, была найдена Бешкульская про-мышленная нефтяная залежь. В 1976-м году поисковая скважина № 8, пробуренная на Астраханском своде в заволжской степи, дала приток газа с дебитом более одного миллио-на кубометров в сутки уже к 1987-му поднялся в полупустыне крупнейший в Европе газовый перерабатывающий комплекс. Астраханское месторождение эксплуатируется при строгом контроле за состоянием пластовой системы, что позволяет с достаточной достоверно-стью прогнозировать ход отбора запасов и изменения энергетической харак-теристики залежи. Внимательнейшим образом учитываются степень выра-ботки пласта, величины компонентоотдачи, качество извлекаемого сырья, "поведение" залежи, в частности, колебания ее термобарических параметров. На основании складывающейся картины геологической службе и производ-ственным подразделениям газопромыслового управления предлагаются кон-кретные меры по оптимизации режимов добычи. Регулярно изучаются дина-мика и состав флюида. На установке PVT были впервые определены пре-дельное влагосодержание пластовых смесей и темп истощения продуктивных коллекторов. Предмет особой защиты - борьба с коррозией промыслового и завод-ского оборудования, подвергающегося на АГКМ повышенной сероводород-ной и углекислотной агрессии. Здесь важно всегда давать объективную оцен-ку положения и безошибочно выявлять причины случившихся и назреваю-щих срывов. Так, определено, что факты отказа в некоторых звеньях техно-логических линий обуславливаются температурой абсорбента, скоростью потоков вещества, темпом эрозии металла, наличием в сосудах продуктов деградации аминов. Все элементы из армированных и неармированных полимерных мате-риалов и резины быстро теряют прочность в результате старения. Особенно интенсивно разрушаются металлические элементы нефтепромыслового обо-рудования. Причины коррозионного разрушения самые разнообразные. Ин-тенсивной атмосферной коррозии подвергается все промысловое оборудова-ние. Сильно корродируют все внутренние поверхности теплообменной аппа-ратуры, трубопроводов, насосов и труб скважин под действием пресной и пластовой вод, особенно в присутствии сероводорода и соляной кислоты. На промыслах приходится сталкиваться с внешней коррозией, которой подвергается оборудование всех скважин и внутренней коррозией, которая воздействует более интенсивно на скважины нефтяных месторождений. В скважинах в зависимости от местных условий, способа эксплуатации, свойств жидкостей и других причин встречаются различные виды коррозии. Причинами разрушения труб и оборудования могут быть: • электрохимическая коррозия вследствие действия агрессивных компонентов нефти, газа и конденсата; • химическая коррозия, вызванная агрессивными компонентами продукции скважин; • биокоррозия в результате деятельности микроорганизмов; • коррозия под напряжением; • водородная хрупкость металла; • кавитационная эрозия вследствие ударного действия пузырьков и вихрей, усиленная прямой эрозией, вызываемой песком. Наиболее интенсивную коррозию (при прочих равных условиях) вы-зывают высокое содержание минерализованной воды в продукции скважины, а также наличие сероводорода, углекислого газа и кислорода или комбина-ции из каких-либо газов. При наличии Н2S сталь подвергается повсеместной коррозии с образованием сернистого железа. Сернистое железо не образует защитной пленки, поэтому скорость коррозии со временем не снижается. Помимо повсеместной равномерной коррозии, в результате которой обору-дование со временем требует замены, в присутствии сероводорода наблюда-ется местная коррозия, выражающаяся в растрескивании металла. Таким образом, почти все оборудование предприятий нефтедобываю-щей промышленности подвергается интенсивной коррозии и требует специ-альных мер защиты. Борьба с коррозией сооружений и оборудования — важнейшая задача для нефтяного предприятия, которую необходимо решить в самые сжатые сроки. Это объясняется прежде всего большими прямым и косвенными поте-рями, вызываемыми коррозионными разрушениями и тем, что ремонтные работы являются дорогостоящим и малоэффективным средством продления срока службы сооружений. Своевременное применение противокоррозион-ной защиты на промыслах позволяет успешно решать проблему коррозии. Ряд методов защиты обладает высокой эффективностью и надежностью и требует незначительных затрат на осуществление (во много раз меньших стоимости ремонта поврежденного коррозией оборудования и косвенных потерь, связанных с дегерметизацией скважин простоем оборудования и др.). 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Состояние разработки месторождения Расположение добывающих скважин в центральной части залежи после 25 лет разработки не привело к образованию застойных зон на ее крыльевых участках. Ха¬рактер распределения пластового давления свидетельствует о довольно неплохой га¬зодинамической связи по площади и позволяет рас-сматривать процесс разработки залежи как единой газодинамической систе-мы. Давление в призабойных зонах большинства скважин выше давления начала кон¬денсации. В то же время в зонах депрессионных воронок УППГ-1 и УППГ-2 по ряду скважин забойные давления достигли давления начала конденсации 36,0-40,0 МПа, од¬нако конденсато-газовый фактор (КГФ) по насыщенному конденсату за время эксплуа¬тации не изменился и составил 350,0 г/м\'\\ потерь конденсата отмечено не было. По результатам газоконденсатных исследований установлена средняя концен¬трация основных компонентов пластового газа: сероводорода - 25-30%, углекислого газа - 13-18%, метана и этана - 53,68%, среднее потенци-альное содержание конден¬сата - 262,76 г/м3. Обводненность добываемой продукции установлена по результатам га-зогидро¬динамических исследований скважин. В 2008 году в 41 скважине установлено нали¬чие подошвенной воды в их продукции. Технологический режим работы скважин устанавливается ежеквар-тально по ре¬зультатам их исследований. Методика установления технологи-ческого режима включает ряд расчетных методов, основанных на замере устьевых параметров скважин. Результаты расчетов и исследований сводятся к графическому пред-ставлению -графику в координатах «устьевое давление - дебит газа сепара-ции», позволяющему определить область работы скважины, т.е. устанавли-ваются ограничения на пара¬метры технологического режима и выбирается оптимальный технологический ре¬жим конкретно для каждой скважины. Для условий АГКМ ограничения параметров технологического режи-ма следующие: забойное давление должно быть выше давления начала кон-денсации во избе¬жание выпадения конденсата в призабойной зоне пласта; - полный вынос жидкости с забоя скважин. Выполнение данного усло-вия определя¬ется величиной скорости потока флюида у башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) выше критической, при этом скорость потока определяется дебитом, давлением на забое и проходным сечением НКТ и должна быть выше критической скорости; -срыв пленки ингибитора на внутренней поверхности НКТ при превы-шении скорости восходящего потока свыше 10 м/с, который приводит к ухудшению защиты оборудования от воздействия агрессивных компонентов. Для скважин с наличием подошвенной воды в их продукции устанав-ливается минимально возможный дебит, обеспечивающий вынос выпавшей на забое жидко¬сти. Режимы работы скважин устанавливаются с учетом вы-шеперечисленных огра¬ничений и результатов их исследований на контроль-ном сепараторе. Режим работы залежи - газовый, контроль за данным режимом осу-ществляется путем наблюдения за изменением таких характеристик залежи как: положение газо¬водяного контакта (ГВК), обводненность продукции скважин, изменение состава до¬бываемой смеси, динамика пластового давле-ния. С использованием промысловых данных также строится и анализирует-ся зависимость приведенного пластового дав¬ления от накопленчой добычи пластовой смеси. Все вышеупомянутые параметры сопоставляются, анализи-руются, а затем выдается заключение о режиме работы за¬лежи на данном этапе ее разработки. Обводнение добываемой продукции АГКМ можно также объяснить геофлюидо-динамическими процессами на разрабатываемом участке, в ре-зультате которых вода из плотного низкопорового коллектора отжимается в продуктивную часть коллекто¬ра по мере снижения пластового давления. Анализ зависимостей приведенного пластового давления от накоплен-ной добы¬чи пластовой смеси, неизменное первоначальное положение ГВК, низк\'ое значение обводненности добываемой смеси подтверждает предполо-жение о существовании в залежи первоначального газового режима. Перспективы развития Астраханского газового комплекса связаны с увеличени¬ем добычи природного газа за счет ввода в эксплуатацию восточ-ных участков, рас¬положенных в 25-30 км от основной зоны. При этом пред-полагается, что основной объем выделенных на промысле кислых компонен-тов - сероводорода и углекислого газа - будет закачан в выработанные пла-сты на зоне действия УППГ-1 и УППГ-2, что позволит не создавать установ-ки по производству серы. Добытый нестабильный конденсат направляется на Астраханский газоперерабатывающий завод - для обес¬печения его загрузки после реконструкции. Таким образом, перспективы развития Астраханского газоконденсат-ного ком¬плекса напрямую зависят от утилизации кислых компонентов пла-стового газа, ути¬лизации попутных вод и ограничений по экологической нагрузке. Основной продуктивной тощей на Астраханском газоконденсатном ме-сторождении являются среднекаменноугольные карбонатные отложения башкирского яруса. Промышленная их газоносность установлена в скв. №1 Аксарайской, скв.5, 8, 25, 26, 32 Астраханских. Максимальные дебиты газа до 1023,8 тыс. м3/сут через 28 мм диафрагму были получены из интервала 3936-3915 м скв №8 Астраханской. ГВК отбивается на абсолютных отметках минус 4073 м. состав газа: углеводород - 60,4% , сероводород -20,7%, угле-кислый газ - 17,9%. Начальный конденсатный фактор составляет 240-560 см3/м3. Начальное пластовое давление в интервале 4100-3990 м скв №5 Астра-ханская равнялось 61,74 МПа, пластовая температура в скв. №3 Заволжская на глубине 4200 м составляла 1100С. Протоколом ГКЗ по запасам при Совете Министров СССР №9023 от 28 июня1982 г. утверждены балансовые запасы газа и компонентов Астра-ханского ГКМ по категориям С1 и С2 левобережной и по категории С2 в правобережной частях месторождения. Решено считать развернутым до ка-тегории С1 часть Астраханского месторождения подготовленной к опытно-промышленной разработке. В скв. №1 Аксарайской из кровли известняков башкирского яруса в инетрвале 3981-2994 м во время подъема инструмента был получен приток газа с дебитом ориентировано 500 тыс. м3/сут. Газ имел следующий состав: метан - 58,18%,этан - 7,38%, пропан - 1,10%, бутан - 0, 64%,азот - 4, 05%, углекислый газ - 13, 18%, сероводород - 15,47%. В скв. №5 Ширяевской, расположенной в 5 км восточнее скв №1 Акса-райской, при опробовании известняков башкирского яруса в интервале 4100-4070 м., получен промышленный приток газа с конденсатором. Дебит газа на 13, 7мм штуцере составил 339 тыс. /сут., а абсолютно свободный де-бит равен 838 тыс. /сут. Состав газа: метан -58, 86%, этан -1, 88%, пропан-0, 60%, азот-0, 91%, углекислый газ-11, 00%, сероводород-26, 6%. Относи-тельный удельный вес-0, 8552. Астраханское газоконденсатное месторождение приурочено к цен-тральной, наиболее приподнятой части Астраханского свода. Продуктивны здесь подсолевые карбонатные отложения башкирского яруса, залегающие на глубинах 3900-4100 м. Залежь массивного типа, для нее характерны АВПД (63 МПа). Дебиты газа достигают 720 тыс. м3/сут при 15-мм штуцере, содержание стабильного конденсата составляет от 240 до 570 см3/м3, плот-ность его 0,81 г/см3. Газ имеет уникальный состав (%): в нем присутствует 50-55 УВ (в том числе 46- 53 метана), 23 сероводорода, 20 углекислого газа, до 2 азота. При выявлении особенностей формирования месторождения анализи-ровались литолого-фациальные и геохимические условия разреза с целью выделения нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и проводились палеотекто-нические реконструкции, позволяющие проследить динамику процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления во времени и в пространстве. Через Астраханский свод и смежный с ним Сарпинский прогиб были постро-ены современный геологический профиль и палеопрофили к началу кунгур-ского и юрского времени. Проведенные по физическим константам расчеты палеотемператур этапов позволили исходя из современных представлений о стадийности процессов нефтегазогенерации с развитием главных фаз нефте- и газообразования определить время вхождения НГМТ в зоны максимального проявления этих процессов, длительность пребывания в этих зонах и время выхода из них. Месторождения сложного состава, освоение и эксплуатация которых возможны только на основе создания газохимических комплексов, содержат в своем составе помимо метана значительные количества более тяжелых уг-леводородов, включая конденсат, сероводород, углекислый газ, азот, мер-каптаны, гелий, а также целый ряд микрокомпонентов. Астраханское месторождение (АГКМ) — первое в нашей стране место-рождение, в котором объемное содержание метана около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасы-щенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации 38— 40 МПа. Среднее содержание конденсата 260 г/м3, пластовая температура 110 0С. Основные проблемы разработки Астраханского месторождения связа-ны с большой глубиной залегания (более 4000 м), аномально высоким пла-стовым давлением (около 63 МПа), неупрутим характером деформирования пласта- коллектора, сложным составом природного газа, содержащего зна-чительное количество неуглеводородных коррозионноактивных компонен-тов (до 25% H2S и 16% СО2), повышенным содержанием конденсата (260 г/м3). Отечественная газовая промышленность сталкивается впервые с таким типом высокосернистого месторождения, приуроченного к низкопроницае-мым коллекторам. Проблема переработки высокосернистого газа усложняется наличием в газе высокой концентрации СО2, сероорганических соединений (меркаптаны, COS, CS2, и т.д.), тяжелых углеводородов. Особого внимания требуют низкопроницаемые коллекторы АГКМ, для которых необходимо разрабатывать новые физико-химические методы воз-действия на призабойную зону и пласт в целом. Следует отметить, что на первом этапе карбонатный коллектор АГКМ достаточно хорошо реагирует на массированные спиртокислотные обработки, позволяющие снизить рабо-чие депрессии на пласт. Эксплуатация АГКМ проходит в осложненных условиях, обусловлен-ных низкой продуктивностью коллекторов, высокими депрессиями на пласт, повышенной коррозионной агрессивностью и токсичностью газа, гидрато-образованием, выпадением конденсата в пласте, возможным сероотложением в пласте и коммуникациях. Значительная часть месторождения приурочена к пойменной зоне и, по-видимому, не будет разбуриваться длительное время, Требует обоснования способ разработки АГКМ, так как при разработ-ке на истощение коэффициент газоотдачи оценивается в 0,5 — 0,6. В связи с этим могут возникнуть новые крупномасштабные задачи по поддержанию пластового давления в слабопроницаемых деформируемых коллекторах за счет обратной закачки сухого газа и СО2. При разработке месторождения на истощение после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации рабочие дебиты скважин могут резко снизиться из-за "запирающего" эффекта, связанного с выпадением кон-денсата в призабойной зоне. Кроме того, снижение давления может привести к уменьшению дебитов из-за необратимых деформаций пласта, и поэтому основной эффект от поддержания давления связан с экономией значительно-го числа скважин благодаря замедлению темпов снижения рабочих дебитов. Поддержанию рабочих дебитов, а также повышению газо- и конденса-тоотдачи могут способствовать и циклические закачки СО2 в призабойную зону скважин. Таким образом, специфика АГКМ потребовала новых систем размеще-ния скважин, совершенствования технологии бурения, добычи, промысловой подготовки, переработки газа и конденсата, новых решений по защите обо-рудования от коррозии и охране окружающей среды. Астраханское месторождение служит сырьевой базой газохимического комплекса с периодом стабильных поставок сырья не менее 25-30 лет. Газодинамическая модель АГКМ включает процесс двумерной филь-трации пластовой смеси в деформируемой пористой среде, уравнение состо-яния газа, зависимости изменения пористости, проницаемости и вязкости от давления. Первичная модель разработки АГКМ была принята в виде прямо-угольника. Границы уточненной модели показаны на рис. 2.1. Рис. 2.1. Расчетная геометрическая модель AГКM. Модель разделена на девять зон в соответствии с числом УППГ, вво-димых в эксплуатацию, Запасы газа приняты по объекту I (прикамский и се-веро-кельтменский горизонты); объект II (краснополянский горизонт) счи-тался непромышленным. Начальные термобарические условия залежи: тем-пература 106 0С, давление 62,4 МПа. Пористость принята постоянной и рав-ной 0,097. Карта проницаемости подготовлена по результатам обработки иссле-дований разведочных и добывающих скважин. Проницаемость призабойной зоны принималась с учетом СКО (увели-чение дебитов на 50%); для перехода к характеристике пласта проницаемость призабойной зоны уменьшалась в 1,5 раза. В процессе разработки месторождения вводилось дополнительное ограничение — при снижении текущего пластовоro давления ниже 46 МПа депрессия на пласт снижалась с 15 до 12 МПа с целью отодвинуть начало ре-троградной конденсации в пласте и сроки ввода ДКС. Начальный расчетный состав пластовой смеси был принят постоянным по площади и соответствовал данным геохимических исследований по разве-дочным скважинам. Начальное содержание конденсата 260 г/м3 газа сепара-ции. Давление начала конденсации 40 МПа. Расчет добычи конденсата про-водили по каждой скважине, так как определение его добычи по "средней" скважине неправомерно после того, как среднее давление начнет прибли-жаться к давлению начала конденсации. Проектные добывающие скважины размещались в левобережной части месторождения с учетом охранных зон. Режим работы залежи — газовый. Дебит скважин. Для условий АГКМ дебит — один из наиболее трудно прогнозируемых параметров. Это связано, во-первых, с недостаточной ин-формацией о продуктивности пласта по площади залежи на первом этапе проектирования, во-вторых, эксплуатация глубокозалегающих месторожде-ний природного газа на истощение сопровождается изменением во времени и по объему таких параметров, как пористость и проницаемость, вязкость и сверхсжимаемость газа, что необходимо учитывать при прогнозировании показателей раз- работки, причем вязкость и сверхсжимаемость существенно зависят от компонентного состава газа. Кроме этого, для метана характерно снижение дебита для любого рас-смотренного типа коллектора. В то же время для смеси характер изменения дебита существенно зависит от степени сжимаемости породы. В зависимости от степени деформируемости горных пород при сниже-нии пластового давления дебит скважин может изменяться в широких преде-лах. В условиях упругопластичных и пластичных деформаций дебит сква-жин резко снижается. В слабосжимаемых и несжимаемых коллекторах деби-ты скважин, дренирующих залежи со сложным составом газа, могут при по-стоянной депрессии на пласт даже возрастать в течение определенного вре-мени. Это объясняется изменением физических свойств природного газа – снижением вязкости и изменением коэффициента z. Глубокие депрессионные воронки, характерные для низкопроницае-мых коллекторов, могут резко понижать добывные возможности скважин из-за быстрого снижения пластового давления (особенно в первый период), вы-падения конденсата в пласте и возможного "запирающего" эффекта, упруго-пластичных деформаций коллектора, Поэтому один из главных принципов размещения скважин — максимальное и скорейшее использование зоны экс-плуатационного разбуривания с тем, чтобы добиться быстрого выявления участков с наиболее высокой продуктивностью, минимального снижения пластового давления по площади, использования площадных перетоков газа из охранных, пойменной и периферийных зон. Предложенная система размещения скважин учитывает также возмож-ность перехода к частичному поддержанию пластового давления. Для Астраханского месторождения с некоторой дифференциацией рас-пределения основных составляющих пластового сырья (сероводорода и тя-желых углеводородов) при размещении скважин должно учитываться и их содержание по площади, чтобы обеспечить газохимический комплекс сырьем заданного состава, При помощи площадной модели Астраханского место-рождения был рассмотрен вопрос о распространении зоны дренирования и влиянии площадных перетоков из пойменной и охранных зон. На рис. 2.2 и 2.3 приведены расчетная карта изобар на 4-й год разра-ботки и профили давления на различные даты. Комментарии: 5.2 Выводы и предложения Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия. В результате применения технологии по борьбе с коррозией произошло увеличение дебита скважины на 90 тыс. м3.Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи газа на 31184 тыс. м3. Увеличение объема добычи газа привело к экономии себестоимости 1000 м3 на 308,2 руб. Экономия затрат на добычу газа позволила получить условно – годовую экономию от применения технологии очистки газа от сероводорода в сумме 15,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 48,3 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 36,28 млн. руб. На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии по борьбе с коррозией ЗАКЛЮЧЕНИЕ Несмотря на очевидные достижения в области защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, проблема борьбы с коррозией полностью не решена. Это связано с рядом факторов, препятствующих успешному решению данной проблемы, в частности экономические. В ряде случаев они являются решающими и определяют отрицательное отношение к внедрению защиты. Опасные проявления коррозии связаны с возникновением значительных экономических потерь: прямых (затраты на ремонт и замену прокорродированного оборудования или его элементов) и косвенных (потери продукции при авариях и простое, ущерб, наносимый здоровью людей, и т. д.). Следует отметить, что в ряде случаев косвенные потери значительно превышают прямые. Внедрение правильно назначенных, рационально спроектированных и эксплуатируемых противокоррозионных мероприятий сводит на нет прямые, а вследствие этого и косвенные экономические потери. Основной прирост добычи нефти и газа достигается на месторождениях, открываемых в труднодоступных районах, на месторождениях со сложным строением и неблагоприятными свойствами углеводородами. При разработке нефтяных и газовых месторождений применяют все более высокие температуры и давления, скорости потока, все чаще металлические изделия эксплуатируются при одновременном воздействии агрессивных сред и больших механических нагрузок. соответственно возрастают и требования к коррозионной стойкости металлов, их износу и усталости. По-прежнему одним из самых актуальных является метод нанесения изоляции на поверхность металла. Защитные покрытия – один из наиболее распространенных и эффективных методов повышения качества и долговечности металлических конструкций в агрессивных условиях. Покрытия могут существенно увеличить сопротивление поверхности металла и сплавов износу, окислению при высоких температурах и т. д. Поэтому внедрение более современных качественных покрытий является в настоящее время одним из наиболее перспективных направлений. Самым перспективным методом защиты от коррозии является в настоящее время применение неметаллических труб (стеклопластиковых, полиэтиленовых, металлопластмассовых и др.). Преимуществом таких труб является защита от почвенной влаги, блуждающих токов, атмосферных осадков и солнечных лучей. Трубы имеют низкую теплопроводность, что сокращает теплопотери. При их применении сокращаются расходы на ингибиторную защиту, уменьшаются затраты на ликвидацию порывов. Одним из перспективных методов является применение ингибиторов коррозии. Правильный выбор и установление оптимальной концентрации, а также места ввода ингибитора является одной из главных задач по проектированию работ по защите оборудования от коррозии. Размер файла: 3,6 Мбайт Фаил: 
(.rar)
Скачано: 2 Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! |
||||
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Нефтяная промышленность / Борьба с коррозией при разработке месторождений с высоким содержанием сероводорода-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефте
Вход в аккаунт: