Каталог

Помощь

Корзина

Разработка и проектирование мероприятий по повышению безаварийной эксплуатации трубопроводов пластового давления Чутырского нефтяного месторождения

Оригинальный документ?

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит 120 с., 20 рис., 22 табл., 13 источников.

ИНГИБИТОР, СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ТРУБОПРОВОДЫ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Объектом дипломного проектирования являются трубопроводы системы поддержания пластового давления (ППД) Чутырского нефтяного месторождения

Цель дипломного проектирования – разработка и проектирование мероприятий по повышению безаварийной эксплуатации трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД) Чутырского нефтяного месторождения

В результате проведенного анализа причин коррозии трубопроводов системы ППД предложены мероприятия по внедрению проекта системы ингибиторной защиты от коррозионных процессов, технология и технические средства необходимые для его реализации.

Внедрение разработанных мероприятий позволяет:

- сократить простой нагнетательных скважин, связанный с отказами трубопроводов в результате коррозии;

- обеспечить необходимые объемы закачки воды для поддержания пластового давления на объектах разработки Чутырского месторождения;

- сократить эксплуатационные затраты, связанные с ликвидацией порывов и ремонтом водоводов ППД на сумму свыше 453 тыс. руб. в год.

Степень внедрения – имеет практическое внедрение на производстве. Экономический эффект от внедрения составил 0,4 млн.руб/год.

 

СОДЕРЖАНИЕ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ5

ВВЕДЕНИЕ8

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ10

1.1 Общие сведения о разработке нефтяных месторождений с применением систем поддержания пластового давления10

1.2 Общие сведения о Чутырском месторождении12

1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов17

1.5 Свойства и состав нефти, газа и воды20

2 СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ26

2.1 Система поддержания пластового давления Чутырского месторождения26

2.2 Оборудование для закачки воды в продуктивные пласты27

3 СИТЕМА ТРУБОПРОВОДОВ38

3.1  Система  трубопроводов  для поддержания  пластового давления   на  Чутырском нефтяном месторождении38

3.2 Классификация трубопроводов41

3.3 Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов45

3.3.1 Уход за трассой трубопроводов45

3.3.2 Наружный осмотр трубопроводов46

3.3.3 Ревизия трубопроводов47

3.3.4 Нормы отбраковки трубопроводов48

3.3.5 Периодические испытания трубопроводов50

3.3.6 Ремонтные работы на трубопроводах50

3.3.7 Консервация трубопроводов51

3.3.8 Демонтаж трубопроводов52

3.3.9 Расследование и ликвидация отказов и повреждений трубопроводов54

4 ВЛИЯНИЕ КОРРОЗИИ НА ТРУБОПРОВОДЫ СИСТЕМЫ ППД55

4.1 Коррозия и коррозионная среда55

4.2 Виды коррозии56

4.3  Методы защиты трубопроводов от коррозии66

4.3.1  Защита трубопроводов от наружной коррозии66

4.3.2 Защита трубопроводов от внутренней коррозии69

4.4 Разработка и проектирование мероприятий по повышению безаварийной эксплуатации трубопроводов  ППД  на Чутырском нефтяном месторождении72

4.4.1 Основные направления программы противокоррозионной защиты72

трубопроводов ППД на Чутырском нефтяном месторождении72

4.4.2 Коррозионный мониторинг77

4.4.3 Применение дозирующих установок типа БР-2,5 для подачи ингибитора коррозии СНПХ-1004Р в трубопроводы системы ППД80

4.4.4 Расчет технологических показателей проекта ингибиторной защиты трубопроводов ППД от коррозии на Чутырском нефтяном месторождении83

4.5 Текущее состояние системы противокоррозионной защиты оборудования и промысловых трубопроводов на Чутырском месторождении нефти85

4.7 Выводы по технологическому разделу проекта89

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА91

5.1 Требования по безопасному ведению работ91

5.1.1 Общие положения91

5.1.2 Техника безопасности при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов системы ППД92

5.1.3 Пожарная безопасность на объектах нефтедобывающего производства95

5.2. Охрана недр и окружающей среды98

5.2.1 Анализ нормативных актов в области охраны окружающей среды98

5.2.2 Учет экологических и санитарно – гигиенических ограничений100

5.2.3 Организационные и технико-технологические мероприятия в области охраны окружающей среды101

6 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛОЖЕННОГО КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ104

6.1 Общие сведения о предприятии104

6.2 Организационная структура предприятия105

6.2.1 Нефтегазодобывающее предприятие (ОАО)105

6.2.2 Нефтегазодобывающее управление (НГДУ)108

Рисунок 6.2  Организационная структура НГДУ «Игра»109

6.3 Технико-экономические показатели деятельности НГДУ «Игра»109

6.4 Анализ экономической эффективности применения методов борьбы с коррозией в трубопроводов системы ППД на Чутырском месторождении112

6.4.1  Затраты на реализацию мероприятий по противокоррозионной защите трубопроводов системы ППД на Чутырском месторождении112

6.4.2  Экономическая эффективность мероприятий по защите трубопроводов системы ППД от коррозии на Чутырском нефтяном месторождении113

ЗАКЛЮЧЕНИЕ116

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ119

 

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

Сокращения:

СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии

УДЭ - установка дозаторная электронасосная

ТРС - текущий ремонт скважин

ГНО - глубинно-насосное оборудование

МРП – межремонтный период

ПАВ – поверхностно-активные вещества

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка

ВЛ – выкидная линия;

ШСНУ – штанговая скважинная насосная установка

УЭЦН – установка электроцентробежного погружного насоса

СК – станок-качалка

ДНС – дожимная насосная станция

УПН – установка подготовки нефти

УПСВ – установка предварительного сброса воды

КНС – кустовая насосная станция

БГ – блок гребенки

БР – блок реагента

ППН – подготовка перекачка нефти

ЦНП – центральный нефтесборный пункт

ГСС – газосборная сеть

УБС – установка блочная сепарационная

ППД – поддержание пластового давления

РВС – резервуар вертикальный стальной

КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика

ОАО – открытое акционерное общество

НГДУ – нефтегазодобывающее управление

ЦДНГ – цех добычи нефти и газа

ЦППД – цех поддержания пластового давления

ЦПН – цех подготовки нефти

ЦНПИ – цех нефтепромысловых исследований

 

Обозначения:

Р – давление, МПа

Т – температура, °С

t – продолжительность ремонта, сут.;

Qн - добыча нефти, т.;

С – стоимость, руб.;

З – затраты, руб.;

Н – налоги, руб.;

П – прибыль, руб.;

Э – экономическая эффективность, руб;

n – количеств ремонтов, шт.

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1 – Толщины продуктивных пластов18

Таблица 1.2 – Состав газовой шапки верейской залежи20

Таблица 1.3 – Состав газовой шапки башкирской залежи21

Таблица 1.4 – Характеристика пластовых флюидов24

Таблица 2.1 – Состав блоков кустовых насосных станций30

Таблица 2.2 – Количество блоков в составе БКНС30

Таблица 2.3 – Технические характеристики БКНС32

Таблица 2.4 – Основные показатели насосов типа ЦНС33

Таблица 2.5 – Техническая характеристика арматуры нагнетательной АНК-136

Таблица 2.6 – Характеристика насосно-компрессорных труб37

Таблица 3.1 – Категории трубопроводов ППД Чутырского месторождения42

Таблица 4.1 –  Основные характеристики ингибитора коррозии СНПХ-1004Р74

Таблица 4.2 – Технические характеристики установок БР82

Таблица 4.3 –  Нормы дозировки химических реагентов для обработки водоводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения84

Таблица 4.4 – Охват трубопроводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения противокоррозийным ингибированием в 2007-10 гг86

Таблица 4.5 – Объемы применения реагентов для защиты трубопроводов системы ППД Чутырского нефтяного от коррозии86

Таблица 4.6 – Динамика аварийности трубопроводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения по причине внутренней коррозии88

Таблица 6.1 – Технико-экономические показатели НГДУ «Игра» за 2010 год112

Таблица 6.2 – Технико-экономические показатели НГДУ «Игра» за 2007-10 гг112

Таблица 6.3 – Затраты на реализацию проекта противокоррозионной защиты113

Таблица 6.4 – Калькуляция себестоимости 1 часа работ по ликвидации порыва трубопровода аварийным звеном ООО «НТС»114

Таблица 6.5 – Экономическая эффективность мероприятий по противокоррозионной защите трубопроводов системы ППД на Чутырском месторождения115

 

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1.1 – Схема размещения месторождений Удмуртской Республики13

Рисунок 2.1 – Технологическая схема водоснабжения системы ППД26

Рисунок 2.2 – Насосный агрегат ЦНС-180 с двигателем серии СТД33

Рисунок 2.3 – Водораспределительный пункт (ВРП)35

Рисунок 2.4 – Арматура нагнетательная АНК-136

Рисунок 2.5 – Типовые схемы устьевых арматур нагнетательных скважин37

Рисунок 3.1 – Технологическая схема трубопроводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения40

Рисунок 4.1 – Классификация коррозионных процессов58

Рисунок 4.2 – Виды местной коррозии64

Рисунок 4.3 – Разрушения трубопроводов в результате коррозии64

Рисунок 4.4 – Ликвидация порыва трубопровода65

Рисунок 4.5 – Способы защиты  трубопроводов от наружной коррозии68

Рисунок 4.6 – Способы защиты  трубопроводов от внутренней коррозии69

Рисунок 4.7 – Схема ингибиторной защиты от коррозии трубопроводов системы ППД Чутырского месторождения 76

Рисунок 4.8 – Блок дозирования реагента БР-2,581

Рисунок 4.9 – Объемы дозировки ингибитора коррозии для обработки водоводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения84

Рисунок 4.10 - Динамика аварийности трубопроводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения по причине внутренней коррозии89

Рисунок 6.1 -  Организационная структура ОАО «Удмуртнефть»107

Рисунок 6.2 -  Организационная структура НГДУ «Игра»110

Рисунок 6.3 -  Показатели экономической эффективности защиты трубопроводов системы ППД от коррозии на Чутырском месторождении116


ВВЕДЕНИЕ

Основные запасы нефти в Удмуртии сосредоточены в многопластовых, крайне неоднородных карбонатных коллекторах, нефть повышенной и высокой вязкости со значительным содержанием асфальтосмолопарафиновых соединений и агрессивных химических компонентов.

Продолжительная эксплуатация месторождений привела к интенсивному обводнению скважин, что способствует ускоренному процессу коррозии оборудования, трубопроводов, которому подвержены все участки нефтяного промысла на всех этапах добычи, в результате коррозионных разрушений оборудования происходит не только снижение объемов добываемой нефти и выход из строя оборудования, но и наносится невосполнимый ущерб окружающей среде.

На нефтяных промыслах Поволжья, в том числе и Удмуртии, проблема коррозии стоит особо остро, так как месторождения региона в основном находятся на третьей и четвертой стадиях разработки, когда промысловые коммуникации в основном характеризуются повышенным износом и нуждаются в тотальной реконструкции.

Наибольшему коррозионному разрушению подвергаются трубопроводы различного назначения и скважинное оборудование добывающих скважин (НКТ, насосное оборудование, скважинная арматура). Высокая коррозионная агрессивность нефтепромысловых сред данных месторождений обусловлена, в первую очередь, интенсивными процессами сульфатредукции, инициируемыми закачкой в продуктивные пласты пресных вод в целях ППД.

В этих условиях приоритетным становится комплексный под­ход к разработке новых и совершенствованию существующих технических средств и технологий для предотвращения осложне­ний в нефтепромысловом оборудовании и нефтепроводах, аппаратах и резервуарном парке систем нефтесбора, подго­товки, ППД.

Основной целью данной работы является анализ текущего состояния, разработка и проектирование мероприятий по повышению безаварийной эксплуатации трубопроводов системы ППД Чутырского нефтяного месторождения.

 

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Общие сведения о разработке нефтяных месторождений с применением систем поддержания пластового давления

Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессом движения жидкости и газа в пласте к скважинам путем надлежащего их размещения, установления режимов эксплуатации скважин при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии. Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэффициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из залежей- искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды в продуктивные пласты.

В зависимости от геологических условий залегания нефти, газа и воды в пласте, пластового давления и размеров нефтегазоводяных частей всей гидродинамической системы всегда превалирует энергия того вида, под действием которой нефть перемещается к забоям скважины. В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой, различают следующие режимы работы нефтяных залежей: вытеснения (водонапорный, газонапорный), истощения пластовой энергии (растворенный газ, гравитационный).

Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный и упруговодонапорной режимы.

На Чутырском нефтяном месторождении применяется упруговодонапорный режим разработки нефтяной залежи. Для этого режима характерна обширная по сравнению с нефтяной водоносная часть пласта, которая простирается на очень большие расстояния от контура нефтеносности.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин, в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения пластов:

-   законтурное заводнение, которое применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. При этом скважины располагаются в законтурной водоносной части пласта. Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться.

-   приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности.

-   площадное заводнение применяют при разработке пластов с низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным четырех-пяти-семи-девятиточечным схемам. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин, так, в четырехточечной системе соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе 1:1, при семиточечной 1:2, при девятиточечной 1:3. Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются семи и девятиточечные системы.

-   внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях, внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

-   блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.

На Чутырском месторождении применяется внутриконтурное заводнение при помощи блоковой трехрядной системы с расстоянием между скважинами 500 м и уплотнением нагнетательных рядов вдвое. Предусмотрено так же усиление системы за счет очаговых нагнетательных скважин внутри блоков.

                   1.2 Общие сведения о Чутырском месторождении

Чутырско-Киенгопское месторождение открыто в 1962 году. Промышленно-нефтеносными являются отложения верейского горизонта, башкирского яруса, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса, основной объект разработки - залежь нефти башкирского яруса (пласт А4), содержащая 87 % извлекаемых запасов. Месторождение разделено на две площади: Чутырскую и Киенгопскую.

Чутырско-Киенгопское месторождение расположено в центральной части Удмуртской Республики на территории Якшур-Бодьинского и Игринского районов в 50-60 км к северу от г. Ижевска, рис. (1.1)

Схема размещения месторождений Удмуртской Республики

Рисунок 1.1 – Схема размещения месторождений Удмуртской Республики

 

1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта

Цель дипломного проектирования – разработка и проектирование мероприятий по повышению безаварийной эксплуатации трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД) Чутырского нефтяного месторождения

Задачи дипломного проектирования:

- внедрение  системы ингибиторной защиты от коррозионных процессов

 - сократить простой нагнетательных скважин, связанный с отказами трубопроводов в результате коррозии;

- обеспечить необходимые объемы закачки воды для поддержания пластового давления на объектах разработки Чутырского месторождения;

- сократить эксплуатационные затраты, связанные с ликвидацией порывов и ремонтом водоводов ППД на сумму свыше 453 тыс. руб. в год.


2 СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

2.1 Система поддержания пластового давления Чутырского месторождения

Схема водоснабжения системы ППД (рис. 2.1) состоит обычно из нескольких звеньев, к которым относятся водозаборные сооружения, кустовые насосные станции, закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.

 

1 - водозабор; 2 - насосная станция 1-го под­ема; 3 - буферные емкости для исходной воды;

 1 - водозабор; 2 - насосная станция 1-го под­ема; 3 - буферные емкости для исходной воды; 4 - водоочистная станция; 5 - буферные емкости 2-го подъема; 6 – кустовая насосная станция; 7 - магистральный водовод высокого давления; 8 – водораспределительные пункты; 9 – разводящие водоводы; 10 - нагнетательные скважины 

Рисунок 2.1 – Технологическая схема водоснабжения системы ППД

 

На Чутырской площади принята традиционная технологическая схема поддержания пластового давления с использованием блочных кустовых насосных станций для закачки в пласт как пресной, так и подтоварной воды.

Источник пресного водоснабжения – река Лоза (водозабор «Лоза»).

Источник водоснабжения подтоварной водой – УПН «Чутырь».

Средства закачки воды в пласт:

- блочные кустовые насосные станции (БКНС) - 2 шт.

Средства распределение закачиваемой воды:

- магистральный водовод высокого давления 600х12

- межкристаллитная – распространяется по границам кристаллов и приводит к потере прочности и пластичности;

- структурно-избирательная – при этом происходит коррозионное разрушение какого-либо элемента сплава;

- коррозионное растрескивание – происходит разрушение в результате коррозионного и механического воздействия на металл (при фреттинг-коррозии, стресс-коррозии, коррозионной эрозии и коррозионной кавитации).

Очевидно, что местная коррозия может являться причиной возникновения концентраторов напряжения, поэтому она более опасна, чем сплошная.

Язвенная и точечная коррозия особенно опасны для трубопроводов и резервуаров, так как они быстро могут привести к сквозному проржавлению стенок сооружений и затем к аварии, поскольку около каверн и питтингов происходит концентрация местных напряжений.

Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание особенно опасны для трубопроводов и котлов высокого давления, тросов, валов машин и тонкостенных профилей, несущих силовую нагрузку. 

Виды местной коррозии

 Рисунок 4.2 – Виды местной коррозии

Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии

Рисунок 4.6 – Способы защиты  трубопроводов от внутренней коррозии

 

Основными направлениями борьбы с внутренней коррозией поверхности трубопроводов является применение:

- различных технологических мероприятий (использование ЭХЗ, повышение скорости потока перекачиваемой среды, предварительная подготовка и очистка продукции скважин от примесей, снижение цикличности перекачке, своевременная очистка полости трубопроводов и т.д.);

- высокоэффективных и экономичных защитных покрытий (полимерных, силикатных, металлических, комбинированных);

- труб из коррозионностойких и неметаллических материалов;

- ингибиторов коррозии (их защитное действие обусловлено воздействием на кинетику электрохимических реакций, лежащих в основе коррозионного процесса и адсорбцией ингибиторов коррозии на границе «металл-среда», т.е. с образованием на поверхности металлов защитных пленок).

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Требования по безопасному ведению работ

5.1.1 Общие положения

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи, сбора, транспорта и подготовки добытой продукции допускаются только при условии обеспечения безопасности жизни и здоровья работников этих предприятий и населения в зоне проводимых работ.

Пользователи недр обязаны обеспечить выполнение требований законов стандартов, норм, правил и других нормативно-правовых актов по безопасному ведению работ.

Основными требованиями по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с использованием недр, являются:

- допуск к работе лиц, имеющих специальную подготовку и квалификацию, а к руководству горными работами — лиц, имеющих соответствующее специальное образование;

- обеспечение лиц, занятых на горных и буровых работах, специальной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- применение машин, оборудования и материалов, соответствующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;

- проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ;

- систематический контроль за состоянием атмосферы в районах ведения работ;

- запрещение ведения работ, если содержание вредных и опасных веществ не соответствует требованиям правил безопасности, санитарных норм;

- осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и предупреждению аварийных ситуаций, охрану работников предприятий и населения в зоне ведения работ от их вредного воздействия.

               СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Уточненная технологическая схема разработки Чутырского месторождения нефти и газа.  ЗАО «ИННЦ». Ижевск 2005 г.

Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. – М.: Недра, 1986.

Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисатдинов. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М.: Недра, 1983.

Муравьев В.М., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Тюмень. Тюменский государственный университет нефти и газа, 2004.

Артюшкин В.Н. Физико-химические основы коррозионных процессов и  защитные покрытия трубопроводов и  резервуаров. Конспект лекций. Самарский государственный технический университет. 2005.

Муравьев В.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений М.: Недра, 1975.

Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986.

Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М.: Недра, 1986.

Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Кн. издательство, 1998.

Маркин А.Н., Низамов Р.Э. Коррозия нефтепромыслового оборудования, М: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003.

Л.С. Саакиян, А.П. Ефремов, И.А. Соболева. Повышение коррозионной стойкости нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1988.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03. Санкт-Петербург: ООО БиС, 2003.

Макаров С.С. Методические указания к дипломному проектированию. – Ижевск: НОУ ВПО КИГИТ, 2010 – 40 с.