Пласт

Химический состав, мг/л

Минерализация,

мг/л

Cl ^-

SO₄ ^2-

HCO₃^-

Ca ²⁺

Mg ²⁺

Na⁺+K⁺

АВ_1/2

12309,30

11,45

218,39

837,27

93,23

7210,60

20692,38

БВ₁

12390,24

7,98

390,70

899,97

66,54

7292,10

21072,24

АВ₈

13642,71

6,26

447,37

1439,86

159,16

7353,84

23056,70

АВ₃

12153,12

12,67

176,63

855,72

80,23

7081,60

19397,71

ЮВ₁

Наименование пласта

Газовый фактор, м³/м³

Плотность нефти, г/см³

Плотность воды, г/см³

Давление насыщения, МПа

Вязкость нефти, МПа сек.

Температура пласта, ⁰С

Содержание азота, %

Плотность газа, г/см³

АВ_1/2

40

0,860

1,013

8,4

2,47

64

2,6

0,628

АВ₃

40

0,860

1,013

8,4

2,47

64

2,6

0,628

АВ_8/2

43

0,844

1,014

8,0

2,90

71

2,4

0,677

БВ₁

33

0,863

1,013

7,6

2,07

73

2,6

0,692

ЮВ₁

78

0,833

1,019

9,9

1,75

90

3,4

0,819

Диаметр, мм

Затраты, руб.

Количество разлившейся

нефти, т / жидкости, м³

нефтепроводы

водоводы

нефтепроводы

водоводы

Ватьеганское месторождение

114

16315,10

7168,25

0,140

21,6

159

17708,10

^-

0,142

^-

168

38205,77

4379,70

0,142

18,56

219

71360,99

6137,46

0,381

18,35

273

15993,93

5602,52

0,110

106,00

325

113109,76

^-

0,220

^-

426

25840,26

8443,6

0,500

20,75

Южно-Ягунское месторождение

114

1159,00

^___

0,0886

^___

159

5632,12

^___

0,1950

^___

1

2

3

4

5

168

3129,68

6179,6

0,2630

515

219

7820,18

^-

1,1078

^-

273

7902,77

^-

2,2860

^-

325

5282,49

^-

0,1312

^-

426

11604,49

11932,81

0,1375

180

530

57124,08

5711,27

5,0200

1300

Ингибитор

Объем закачки по годам, т

Всего

1996

1997

1998

1999

2000

2001

СНПХ-6301

108

141

249

СНПХ-6014

347

388,08

59,58

794,66

ТХ-1153

3,12

29941,4

27054,8

56999,32

ХПК-002

29941,4

11132,52

41073,92

ХПК-002(М)Ф

329,3895

78,6543

408,0438

ХПК-002(В)

16,3975

7,1802

23,5777

ХПК-002(А)

87,5108

87,5108

ХПК-002 Ю.Я.

30,0000

30

Итого по годам

455

532,2

59942,38

38187,32

345,787

203,3453

99666,032

Протяженность трубопроводов (км) по диаметрам (мм)

89

108

Система нефтесбора

7,159

^-

14,109

4,274

1,020

69,828

26,214

24,887

Система ППД

30,475

3,292

222,387

^-

^-

3,338

47,351

0,376

Всего

37,634

3,292

236,496

4,274

1,020

73,166

73,565

25,263

Протяженность трубопроводов (км) по диаметрам (мм)

245

273

299

325

426

530

630

Система нефтесбора

^-

21,499

^-

4,700

2,900

^-

^-

^-

Система ППД

0,724

3,626

2,260

29,966

2,900

0,055

0,325

^-

Всего

0,724

25,125

2,260

29,966

2,900

0,055

0,325

^-

Плотность,

Последние десять лет на Вятской площади, как и на месторождениях Западной Сибири, наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 11). Хотя средняя обводненность продукции увеличилась на 5 %, что значительно меньше, чем на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях, ее среднегодовой уровень по Вятской площади почти на 20 % выше.

Рис. 11 - Обводненность добываемой продукции

Основные показатели разработки Вятской площади представлены на рис. 12.

Рис. 12 - Данные разработки Вятской площади Арланского месторождения

Q_н - добыча нефти, млн. т; Q_ж - отбор жидкости, млн. м³; Q_зак. - закачка воды, млн. м³

С 1995 по 2000 г.г. на Вятской площади произошло 1055 порывов трубопроводов, из них на водоводах v 201 (19,0 %), на выкидных линиях - 757 (71,8 %) и на нефтесборных трубопроводах - 97 (9,2 %). Доля отказов по причине коррозии составляет 98,4 %, из которых 74,4 % аварий произошло вследствие коррозии наружной поверхности труб, и 24,0 % - внутренней.

Анализ зависимости числа порывов на трубопроводах систем нефтесбора и ППД от объема закачиваемого ингибитора не выявил корреляционной связи между данными показателями (рис. 13).

Рис. 13 - Аварийность трубопроводов и объем закачки ингибиторов

Основная доля отказов по причине коррозии наружной поверхности труб приходится на выкидные линии системы нефтесбора и составляет 96,4 % от общего числа аварий (рис. 14).

Рис. 14 - Аварийность выкидных линий

Осмотр поврежденных участков трубопроводов и анализ характера коррозионных разрушений показал, что основным видом коррозии наружной поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней v общая (рис. 15).

Рис. 15 - Образцы труб, вырезанные с места порыва

В табл. 7 приведены химический состав и некоторые свойства коррозионных сред, перекачиваемых на Вятской площади.

В средах, перекачиваемых на Вятской площади, содержание сероводорода, как правило, не превышает 20 мг/л (табл. 7), в результате чего на поверхности металла должны образовываться нерастворимые полисульфиды железа, состоящие из троилита и пирита.

Таблица 7

Химический состав и свойства перекачиваемых сред

Это подтверждается результатами ревизии образцов-свидетелей, находившихся в водонефтяной эмульсии системы нефтесбора в течение 40 суток.

В ходе осмотра образцов-свидетелей коррозионных повреждений металла не выявлено (рис. 16). Образцы покрыты темной сплошной пленкой, характерной для троилита и пирита.

  1        2        3

Рис. 16 - Внешний вид образцов-свидетелей до (1) и после экспозиции в водонефтяной эмульсии (2) и в модельной среде NACE (3) в течение 40 суток

Низкое содержание сероводорода в средах Вятской площади можно связать с их высокой минерализацией (до 260 г/л, табл. 7), уменьшающей его растворимость.

Анализ химического состава коррозионных сред, проведенный на Вятской площади Арланского месторождения, показал значительное содержание в них ионов хлора (около 160 г/л), которые при такой концентрации могут ингибировать коррозию даже при образовании на поверхности металла рыхлой пленки полисульфидов железа (за счет блокирования активных участков поверхности).

На Вятской площади содержание кислорода в воде незначительно (от 0,07 до 0,1 мг/л), вследствие чего он не может вызвать активное усиление коррозии. Низкое содержание кислорода в воде можно связать с отсутствием подпитки последней пресными водами (за исключением канализационных стоков) и других его источников.

Коррозионная среда Вятской площади Арланского месторождения содержит большое количество растворенных солей, которые также влияют на скорость коррозии. В пластовых и сточных водах Вятской площади количество углекислоты незначительно, и оно не приводит к ускорению коррозии.

2. Установки магнитной обработки жидкости УМЖ для промысловых трубопроводных систем

Установка для магнитной обработки промысловой жидкости, перекачиваемой по промысловым трубопроводам представляет собой трубу требуемого диаметра (D_{установки}=D_{трубопровода}), на внутренней поверхности которой находятся постоянные магниты. Магниты располагаются вдоль трубы, образуя ряд контуров по диаметру. На распорных пластинах смонтирован магнитопровод, на котором также закреплены постоянные магниты. Внутренняя часть установки УМЖ покрыта антикоррозионной  композицией. 

Примером такой установки служит установка для магнитной обработки пластовой воды горизонта "Сеноман" Южно-Ягунского месторождения (БКНС-5) (рис. 17).

Рабочие параметры низконапорного водовода: наружный диаметр трубы 219х16 мм, длина 200 м, объем перекачиваемой воды 200 м³/час. Длина установки 0,9 м; магниты располагаются по длине установки одинаковыми полюсами (постоянное магнитное поле); на магнитопроводе магниты направлены противоположными полюсами. Таким образом, линии магнитного поля направлены перпендикулярно обрабатываемому потоку (рис. 18). Напряженность магнитного поля в центре зазора 27 кА/м (рис. 19).

Рис. 17 - Установка УМЖ-219 для магнитной обработки пластовой воды Южно-Ягунского месторождения

Рис. 18 - Схема расположения магнитов установки УМЖ-219

Рис. 19 - Схема магнитной установки УМЖ-219 (а); величина и форма изменения напряженности магнитного поля (б)

Для больших диаметров трубопроводов (273-325 мм) установки для магнитной обработки имеют другой вид, как, например, для обработки сточной воды Южно-Ягунского месторождения (БКНС-3) (рис. 20).

Низконапорный водовод имеет наружный диаметр 325х6 мм, длину 1600 м, объем перекачиваемой воды 240-300 м³/час. 

В этом случае для достижения требуемой напряженности и частоты магнитного поля постоянные магниты располагаются вдоль трубы так, как показано на рис. 21 (переменное магнитное поле).

Длина установки 0,75 м. Максимальная напряженность магнитного поля в центре зазора 45 кА/м (рис. 22).

Рис. 20 - Установка для магнитной обработки сточной воды Южно-Ягунского месторождения (БКНС-3)

Рис. 21 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-(273-325)

Рис. 22 - Вид магнитной установки УМЖ-325 (а); величина и форма изменения напряженности магнитного поля для установки (б)

Расчет и технологические особенности изготовления установок УМЖ.

Для конструирования магнитных установок на постоянных магнитах предложен следующий концептуальный подход: с использованием экспериментального стенда производится подбор оптимальных параметров магнитного поля (напряженность, амплитудно-частотная характеристика), при которых происходит максимальное снижение коррозионной активности  или изменение реологических свойств жидкостей; на основании данных параметров с использованием специальной программы на ПЭВМ производится расчет и конструирование установок на постоянных магнитах. Программа для расчета разработана совместно с В.И. Максимочкиным. При расчете учитываются параметры используемого трубопровода, режим течения жидкости, давление и температура в трубопроводе. В разрабатываемых установках на каждое поперечное сечение движущегося по трубопроводу потока жидкости происходит воздействие магнитного поля от последовательно расположенных постоянных магнитов в точности повторяющее характеристики, полученные на лабораторной установке и оптимальные для обрабатываемого продукта.

Магнитная обработка может осуществляться магнитным полем различной частоты. Установки УМЖ позволяют создавать магнитное поле частотой до 50 Гц, так как его можно создать постоянными магнитами: , где Q - расход перекачиваемой жидкости, м³/час; d - внутренний диаметр трубопровода, м; S - минимальное расстояние между центрами магнитов, м; d_м - диаметр магнита, м. При создании переменного магнитного поля частотой более 50 Гц возникают сложности, требуются высокие скорости потока либо снижение напряженности магнитного поля из-за необходимости применения магнитов малого размера. Если отдельно взятый объем жидкости перемещать вдоль расположенных определенным образом постоянных магнитов, то поток жидкости будет находиться под воздействием магнитного поля, параметры которого зависят от скорости движения потока, параметров магнитов, их формы и расположения в пространстве. При этом можно создать условия, когда поток будет обрабатываться постоянным или переменным магнитным полем с заданными параметрами.

С использованием экспериментального стенда производится подбор оптимальных параметров магнитного поля (напряженность, амплитудно-частотная характеристика), при которых происходит максимальное снижение коррозионной активности или изменение реологических свойств жидкостей, перекачиваемых по промысловым трубопроводам. На основании данных параметров с использованием специальной программы на ПЭВМ производится расчет и конструирование установок на постоянных магнитах. При расчете учитываются параметры используемого трубопровода, скорость движения жидкости, давление и температура в трубопроводе. В разрабатываемых установках на каждое поперечное сечение движущегося по трубопроводу потока жидкости происходит воздействие магнитного поля от последовательно расположенных постоянных магнитов повторяющее характеристики, полученные на лабораторной установке и оптимальные для обрабатываемой жидкости. На рис. 23 представлена блок-схема алгоритма работы специальной программы расчета установок на постоянных магнитах.

Для расчета использованы следующие данные: геометрические параметры трубопровода и внутреннего магнитопровода, скорость потока жидкости. Скорость V потока жидкости, расстояние между центрами последовательных постоянных магнитов и частота f  (в системе отсчета, связанной с движущейся жидкостью) получаемого магнитного поля связаны соотношением:

.                                                     (1)       

Расчеты проводились для установки, схема которой представлена на рис. 24.

Рис. 23 - Блок-схема алгоритма работы программы расчета установок на постоянных магнитах

Жидкость протекает в кольцевом зазоре между двумя концентрически расположенными трубами из ферромагнитного материала, на которых закреплены постоянные магниты. Полученные результаты справедливы для точек, расположенных на линии посередине между магнитами, параллельной оси трубы.

Рис. 24 - Схема расчета установки УМЖ

Размеры труб расчетной установки: r₁ = 0,1 м, r₂ = 0,108 м, R₁ = 0,546 м, R₂ = 0,562 м. При вычислениях использовались модели следующих конфигураций постоянных магнитов (рис. 25): 1 - с плоской омываемой поверхностью; 2 - с омываемой поверхностью в виде кругового цилиндра, 3 - с омываемой поверхностью в виде параболического цилиндра.

При положительной величине параметра R омываемая поверхность выпуклая, а при отрицательной - вогнутая. Значение индукции магнитов принималось 0,5 Тл, так как большинство промышленно выпускаемых постоянных магнитов имеет остаточную индукцию в пределах 0,2 - 1,0 Тл. Использование других форм магнитов требует дополнительных изменений в программе, поэтому в нашей работе они не рассматривались.

Задача расчета напряженности магнитного поля в установке для магнитной обработки разбивается на две части: 1) расчет поля системы постоянных магнитов; 2) расчет распределения намагниченности металла труб и магнитопровода и вычисление поля, создаваемого металлом.

Рис. 25 - Формы постоянных магнитов

(M - длина, T - ширина, H - высота , R - высота среза)

Величина поля, создаваемого постоянными магнитами, зависит не только от намагниченности магнита, но и от его формы. Проекцию (на исследуемую плоскость) напряженности H магнитного поля, создаваемого системой постоянных магнитов, можно найти, направив ось z декартовой системы координат вдоль этой плоскости и затем вычислив интеграл по объему ферромагнетика по следующей формуле:

_, (2)

где I_x, I_y, I_z - компоненты вектора  намагниченности, x, y, z - координаты элемента объема dV ферромагнетика, r_x, r_y, r_z - координаты точки, в которой производится измерение магнитного поля.

Данный интеграл вычисляется аналитически только для однородно намагниченных эллипсоидов и их предельных случаев (бесконечный стержень, бесконечная плоскость). Для вычисления магнитного поля тел любой другой формы нужно использовать численное интегрирование.

В данном случае распределение напряженности магнитного поля вокруг системы постоянных магнитов было рассчитано методом Монте-Карло [3].

Для расчета постоянные магниты считались идеально магнитотвердыми, то есть, в них под действием слабых магнитных полей меняется лишь магнитная индукция B, но не намагниченность I. Магниты можно считать идеально магнитотвердыми, если коэрцитивная сила по намагниченности _iH_C заметно превосходит напряженность H, создаваемую в них соседними магнитами. Для  данной схемы все современные материалы постоянных магнитов удовлетворяют этому требованию.

В то же время сталь, из которой изготавливаются трубы и магнитопроводы, нельзя считать магнитотвердым материалом. Поэтому для стали использовалась более сложная и длительная процедура расчета. Из [4] были взяты точки зависимости B от (H) для литой стали, а после пересчета и учета размагничивающего фактора была получена зависимость I(H), которая и использовалась в программе. Так как на любой элемент объема металла действует не только поле постоянного магнита, но и поле других элементов объема металла, то использовался модифицированный вариант метода релаксации вместе с методом Монте-Карло. Использование других сталей может дать конечную погрешность не более 10 %.

В результате проведенных расчетов было выяснено, что форма магнитов в значительной степени влияет на форму изменения напряженности  магнитного поля (градиент напряженности магнитного поля).

Использование магнитов с постоянной полярностью длиной M, расположенных друг от друга на расстоянии , приводит к получению при пульсирующего магнитного поля, при - к получению постоянного магнитного поля.

Материалы магнитов

Для изготовления установок магнитной обработки использованы высокоэнергетические магниты из сплава неодим-железо-бор (Nd-Fe-B). Эти магниты имеют относительную магнитную проницаемость, равную единице не только в первом и во втором, но и частично в третьем квадрантах петли магнитного гистерезиса. Гистерезисные свойства, выгодно отличающие высокоэнергетические магниты, являются следствием основных физических характеристик - высокого магнитного момента атомов в кристаллической решетке и чрезвычайно больших значений энергии константы кристаллографической анизотропии. Последнее свойство определяет повышенную устойчивость высокоэнергетических магнитов к размагничивающему воздействию внешних магнитных полей. В магнитном гистерезисе высокоэнергетических магнитов наблюдается практически полное совпадение линий возврата на характеристике В(Н) с предельной кривой размагничивания в полях, даже превышающих значение коэрцитивной силы по индукции. Основные характеристики редкоземельных магнитов типа Nd₂Fe₁₄B следующие:

- остаточная индукция B_r, мТл    - 1130-1250;

- коэрцитивная сила _мH_c, кА/м    - 720-1200;

- энергетическое произведение (BH)_max, кДж/м³  - 224-280.

- максимальная температура эксплуатации, ⁰С - 100-150;

 - температурные коэффициенты:

индукции B_r, %/⁰С      - 0,1-0,12;

коэрцитивной силы _мH_c, %/⁰С    - 0,6.

- температура Кюри, ⁰С     - 310;

- коэффициент теплового

 расширения (КТР)*, 10^-6/⁰С    - 5/-1;

- электросопротивление, Ом/(мм²×м)  - 1,4-1,6;

- плотность, г/см³        - 7,4-7,5.

- прочность:

 изгиб, МПа       - 270;

 сжатие, МПа      - 1000-1100;

- твердость по Виккерсу     - 570.

* - числитель - КТР вдоль текстуры, знаменатель - поперек структуры (в интервале температур 20-150 ⁰С).  

Антикоррозионное покрытие. Для защиты установок от коррозии, для закрепления магнитов на их поверхности применяют очищенную уретановую смолу "Текнотар 200", которая образует на обрабатываемой поверхности толстую химически стойкую пленку. Технические характеристики "Технотар 200": жизнеспособность при +23 ⁰С - 4 ч; толщина образуемой пленки: сухая пленка - 100-125 мкм, мокрая пленка - 167-208 мкм; теоретическая укрывистость зависит от метода нанесения, состояния поверхности и от потери при распылении мимо объекта и составляет 4,8-6,0 м²/л; высыхание: пыль не пристает при +23 ⁰С через 1 ч, сухая на ощупь через 6 ч; покрытие следующим слоем при +5 ⁰С через 3-10 суток, при +23 ⁰С - через 4 ч - 7 суток.

Также применяют грунтовки на основе эпоксидных смол, в частности ЭП-0010. Технические характеристики ЭП-0010: жизнеспособность при +20 ⁰С - 50-60 мин.; высыхание до полного отвержения - 36 ч; адгезия к сухой стальной поверхности - 2,5 МПа; эластичность при изгибе - 1 мм; прочность после сушки при +20 ⁰С: через 3 суток - 0,26 МПа, через 10 суток - 0,45 МПа.

Технология изготовления. На внутреннюю поверхность установки для магнитной обработки воды наносится специальный состав для защиты постоянных магнитов от коррозии. На подготовленную поверхность наносится первый грунтовочный слой. На еще не застывшее покрытие размещают постоянные магниты. Два следующих слоя наносят кистью или безвоздушным распылением. Установки УМЖ выпускаются Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" по ТУ39-80500-005-99.

Трубопроводные установки УМЖ используются для магнитной обработки жидкости на низконапорном водоводе ДНС-1-КНС-3 Мортымья-Тетеревского месторождения (диаметр труб 325 мм; стенка 16 мм; протяженность - 9,05 км). Эффективность магнитной обработки технологической жидкости без применения ингибитора составила 62,4 %.

В результате совместного воздействия ингибитора ХПК-002 В и магнитных установок скорость коррозии значительно снизилась, расстояние действия ингибитора коррозии ХПК-002 В, прошедшего магнитную обработку, увеличилось. Защитный эффект в среднем составил 80,8 %.

В ТПП "Когалымнефтегаз" установки УМЖ-325-005 (1 шт.), УМЖ-273-005 (1 шт.), УМЖ-219-005 (4 шт.) смонтированы низконапорных трубопроводах:

1. ЦПС-УПСВ-БКНС-1 (диаметр трубы - 273 мм, толщина стенки - 18 мм, объем перекачиваемой подтоварной воды - 500 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

2. ЦПС-БКНС-3 (диаметр трубы - 325 мм, толщина стенки - 6 мм, объем перекачиваемой воды - 300 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

3. Водозабор-БКНС-4 (диаметр трубы - 219 мм, толщина стенки - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 125 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

4. Водозабор-БКНС-5 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 200 м³/час) Южно-Ягунского месторождения.

5. Водозабор-БКНС-1 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 14 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 305 м³/час) Кустового месторождения.

6. водозабор-БКНС-2 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 18 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 62 м³/час) Дружного месторождения.

Эффективность защиты трубопроводов от коррозии методами магнитной обработки в среднем составила 32 %. Эффективность ингибитора коррозии ХПК-002 ЮЯ, в результате совместного применения с УМЖ, возросла с 50 до 68 %.

На трубопроводах Вятской площади Арланского месторождения, которые эксплуатирует АОА "Белкамнефть" смонтированы установки для магнитной обработки УМЖ (ТУ 39-80400-005-39). Места монтажа установок типа УМЖ показаны в табл. 8.

Таблица 8

 Места монтажа установок УМЖ на трубопроводах системы нефтесбора и ППД (Вятская площадь Арланского месторождения)

На низконапорном водоводе (диаметр труб 159 мм; стенка 8 мм; протяженность - 1,05 км) Волковского месторождения на начальном участке смонтирована установка УМП-159-006 для снижения коррозионной активности перекачиваемой жидкости. За счет применения установок магнитной обработки жидкости, удалось снизить коррозионную активность перекачиваемой жидкости (рис. 26).

5. Выбор ингибиторов коррозии и технологии их использования

Отечественные и зарубежные нефтехимические предприятия предлагают для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования большую номенклатуру ингибиторов коррозии. Для выбора и использования в конкретных условиях того или иного ингибитора у лица, принимающего решение, имеется информация по стоимости химреагента и результаты лабораторных, стендовых промысловых испытаний.

а                                     б                                              в

(а)- новый; (б) - в среде без магнитной обработки; (в)- в среде с магнитной обработкой

Рис. 26- Внешний вид образцов ( Сергеевское месторождение,НГДУ "Уфанефть")

Это определенные по ГОСТ 9.506-87 [5] показатели защитной способности ингибитора - скорость коррозии и степень защиты. Рассмотрим применение вероятно- статистических методов теории принятия решений для выбора ингибиторов коррозии.

На Вятской площади Арланского месторождения прошли испытания, следующие ингибиторы коррозии:

a₂- Рекорд - 608; a₂- ХПК-002В; a₃- Сонкор-9801; a₄- Азимут 14 Б.

Были рекомендованы различные технологии использования ингибиторов (табл. 9):

- b₁- постоянная дозировка в системе нефтесбора и ППД;

- b₂- периодическая дозировка через каждые две недели в течении двух суток;

- b₃- периодическая дозировка, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой жидкости с помощью аппаратов УМЖ;

- b₄- постоянная дозировка только в системе нефтесбора;

- b₅- постоянная дозировка, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой жидкости.

Таблица 9

Сравнительная эффективность предлагаемых технологий

использования ингибиторов коррозии

За базу сравнения принят широко используемый ингибитор коррозии - Рекорд - 608 Н. На основании лабораторных исследований лучшие результаты достигнуты используя ингибитор ХПК-002В совместно с магнитной обработкой жидкости (защитный эффект составил - 85,4%). Стабильно высокие результаты показывает ингибитор Азимут 14 Б.

На основании таблицы 9 построим матрицу вероятности благоприятных решений (табл. 10). Примем, что защитная эффективность ингибиторов коррозии равна вероятности благоприятного решения. По строкам представлена вероятность благоприятного решения (защитный эффект) ингибиторов коррозии a_ij ,а в столбцах технологические варианты использования ингибиторов b_ij .

Таблица 10

Матрица вероятности благоприятного решения

На первом этапе выберем предпочтительную стратегию использования ингибиторов. Вероятность закупки того или иного ингибитора примем обратно пропорционально их стоимости, то есть наиболее вероятно приобретение более дешевого химреагента:

Р_a1 =0,40; Р_a2 =0,18; Р_a3 =0,21; Р_a4 =0,21

Рассчитаем математическое ожидание благоприятного решения для каждого ингибитора:

m_b1 = 0,4х0,1+0,18х0,62+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

m_b2= 0,4х0,1+0,18х0,68+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

m_b3=0,4х0,67+0,18х0,85+0,21х0,72+0,21х0,79=0,77

m_b4=0,4х0,1+0,18х0,62+0,21х0,66+0,21х0,71=0,46

m_b5=0,4х0,67+0,18х0,85+0,21х0,72+0,21х0,79=0,61

Как видно из расчетов, при принятой вероятности закупки, можно рекомендовать вариант периодической закачки ингибиторов с магнитной обработкой жидкости (m_b3 =0,77), и вариант постоянной дозировки с магнитной обработкой (m_b5=0,61).

Список литературы

1. Инюшин Н.В., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов Ватьеганского месторождения НГДУ "Повхнефть" // Нефтегазовое дело www: ogbus.net (authors). shai 3.pdf, 2002. - 8 с.

2. Инюшин Н.В., Хайдаров Р.Ф., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов НГДУ "Когалымнефть" // Нефтегазовое дело www: ogbus.net (authors). shai 3.pdf, 2002. - 11 с.

3. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло. - М.: Наука, 1973.

4. Кей Дж., Лэби Т. Таблицы физических и химических постоянных. - 2-ое изд. - М.: Государственное издательство физико-математической литературы, 1962.

5. ГОСТ 9.506-87 (СТ СЭВ 5733-86). Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности.