Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов

Наиболее широко распространенными являются ингибиторы на основе азотсодержащих соединений. Защитный эффект проявляют алифатические амины и их соли, аминоспирты, аминокислоты, азометины, анилины, гидразиды, имиды, акрилонитрилы, имины, азотсодержащие пятичленные (бензимидозолы, имидазолины, бензотриазолы и т.д.) и шестичленные (пиридины, хинолины, пиперидины и т.д.) гетероциклы.

Большой интерес представляют соединения, содержащие в молекуле атомы серы. К ним относятся тиолы, полисульфиды, тиосемикарбазиды, сульфиды, сульфоксиды, сульфонаты, тиобензамиды, тиокарбаматы, тиомочевины, тиосульфокислоты, тиофены, серосодержащие триазолы и тетразолы, тиоционаты, меркаптаны, серосодержащие альдегиды, кетосульфиды, тиоэфиры, дитиацикланы и т.д.

Из фосфорсодержащих соединений в качестве ингибиторов коррозии используются тиофосфаты, пирофосфаты, фосфорамиды, фосфоновые кислоты, фосфонаты, диалкил- и диарилфосфаты.

Кислород обладает наименьшими защитными свойствами в ряду гетероатомов: кислород, азот, сера, селен, но на основе кислородсодержащих соединений возможно создание высокоэффективных ингибиторных композиций.

Нашли применение пираны, пирины, диоксаны, фенолы, циклические и линейные эфиры, эфиры аллиловых спиртов, бензальдегиды и бензойные кислоты, димочевины, спирты, фураны, диоксоланы, ацетали, диоксоцикланы и др.

В последние годы при разработке ингибиторов коррозии наметилась тенденция к применению сырья, содержащего переходные металлы, комплексы на их основе и комплексообразующие соединения, которые взаимодействуют с переходными металлами, присутствующими в электролите или на защищаемой поверхности.

Доказано, что на основе таких соединений и комплексов , используя в качестве сырья отходы катализаторных производств и отработанные катализаторы, можно создать высокоэффективные экологически чистые ингибиторы коррозии углеродистых сталей в водных средах. К наиболее изученным относятся соединения и комплексы на основе органополимолибдатов, ароматических и алифатических аминов, гидразидов некоторых органических кислот, триазолов, включающих Zn,Ni, Al,Co и их соли. Хемосорбция комплексов на поверхности стали происходит в результате взаимодействия комплексного аниона, который образуется при диссоциации комплекса в водных средах, с электронами незавершенных d-орбиталей железа.

К сожалению, используемые реагенты не всегда обеспечивают достаточно высокий защитный эффект. Даже в условиях одного НГДУ или месторождения на разных участках этот показатель может существенно различаться. Это может быть связано с растворимостью (диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах, низкой степенью его совместимости с пластовыми водами, неправильным подбором реагента для конкретных условий. Обычно на практике эту проблему решают, увеличивая дозировку реагента, что тоже не всегда дает нужный эффект. Следовательно, необходимо создание новых ингибиторных композиций, которые могли бы обеспечивать высокий защитный эффект в широком диапазоне условий применения либо улучшение качества уже существующих составов.

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



Технологическая схема подачи ингибитора показана на рисунке 4.

Рис 4 Технологическая схема подачи ингибитора коррозии.

К блокам, предназначенным для дозированного ввода ингибитора, в бочках подвозят ингибитор коррозии. Откуда ингибитор по ингибиторной линии с помощью шестеренчатого насоса (Ш-5) перекачивают в технологическую емкость, предназначенную для подготовки и хранения ингибитора.

Блок разделяют на 2 отсека: технологический и щита контроля автоматики. В технологическом отсеке смонтированы: шестеренчатый насос, который по мимо указанной выше функции осуществляет периодическую циркуляцию ингибитора по схеме «емкость - насос - емкость», что в свою очередь предотвращает загустевание ингибитора. Емкость технологическая снабжена электронагревателем для подогрева ингибитора и указателем уровня.

Из технологической емкости ингибитор подается в дозировочный насос. Дозировочный насос - регулируемое оборудование для дозирования жидкостей. В дозировочном насосе предусмотрена система регулирования хода плунжера между нулем и максимальной величиной, согласно его функционально-конструктивным характеристикам. Регулирование осуществляется при помощи маховика, расположенного на редукторе. Отсчет урегулированной величины осуществляется на градуированной шкале в единицах хода (мм).

Затем ингибитор из дозировочного насоса подается в водовод..

Необходимая дозировка ингибитора рассчитывается в лабораторных условиях путем стендовых испытаний.

2.4 Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»

В условиях НГДУ «Лениногорскнефть» в настоящее время для защиты трубопроводов в системе ППД применяются следующие ингибиторы коррозии: Викор-1А, ТНПХ-21 «б», СНПХ-6301 «кз», Амфикор, Тинкор, СНПХ-6030 «б», Альпан, Напор-1007.

Характеристика приведенных ингибиторов коррозии приведена в таблице

Таблица 4. Характеристика ингибиторов коррозии, применяемых в НГДУ «Лениногорскнефть»

Название	Назначение	Растворимость	Рекомендуемые технологии и дозы г/м3
			Система ППД	нефтесбор
Викор-1А	Защита оборудования, металлов в водонефтяных средах в присутствии сероводорода и углекислого газа	Водоинспергируемый	50	50
ТНПХ-21 «б»	Защита от коррозии нефтепромыслого оборудования в кислород и сероводородсодержащих средах	Малорастворимый, водоинспергируемый	50	50
СНПХ-6301 «кз»	Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования	Водоинспергируемый	50	50
Амфикор	Защита оборудования в минерализованных сероводородсодержащих водах	Водорастворимый	25	50
Тинкор	Защита оборудования в минерализованных сероводородсодержащих водах	Малорастворимый, водоинспергируемый	100	150
СНПХ-6030 «б»	Защита от внутренней коррозии трубопроводов системы ППД и системы сбора обводнённой нефти. В высокоминерализованных средах, содержащих сероводород и углекислый газ.	Водоинспергируемый	50	50
Альпан	Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования в кислород и сероводородсодержащих средах	Водорастворимый	25	50
Напор-1007	Защита трубопроводов системы ППД, системы сбора обводнённой нефти. В нефтепромысловых средах, содержащих сероводород, углекислоту, СВБ, при наличии кислорода не более 1 мг/л	Водоинспергируемый	И.К.-30 Бакте-рицид 150	И.К.-50 Бактерицид 150

Наиболее широкое применение в НГДУ «Лениногорскнефть» нашел ингибитор коррозии СНПХ-6301 «кз», вследствие его относительной дешевизны и высокой технологической эффективности.

2.5 Контроль эффективности ингибиторной защиты трубопроводов

Контроль скорости коррозии трубопроводов, как фоновой, так и с ингибиторами коррозии, производится с помощью УКК, в которых могут использоваться три метода определения скорости коррозии:

- гравиметрический (образцы свидетели}:

- электрохимический (двух или трех электродный коррозиметр, измеряющий поляризационное сопротивление при линейной поляризации);

- резистометрический (коррозиметр, измеряющий электрическое сопротивление стального образца).

Гравиметрический и резистометрический методы используются в любых водных, безводных и смешанных коррозионных средах.

Электрохимический метод используют только в минерализованных водных средах, а также в прямых водонефтяных эмульсиях, в которых внешней фазой является вода. В последнем случае должна быть устранена возможность загрязнения датчиков нефтью.

Резистометрический метод может использоваться в любых средах, но в условиях преобладания локальной коррозии может давать существенные погрешности.

Гравиметрические УКК монтируют на всех точках контроля коррозии.

Электрохимические УКК монтируют рядом с гравиметрическими или самостоятельно на нефтепроводах с расслоенным режимом течения водонефтяной смеси и водоводах, на которых имеется необходимость оперативного мониторинга коррозии (например, особо ответственные трубопроводы; трубопроводы, где проходятся опытно промысловые испытания новых ингибиторов коррозии и реагентов комплексного действия).

Ввод образцов-свидетелей и электрохимических зондов УКК производится через лубрикаторные устройства с проходным сечением отсекающего крана или задвижки диаметра 50 или 100 мм. Зонды электрохимических коррозиметров могут быть размещены в трубопроводах непосредственно, путем врезки в трубопровод. Такие зонды обычно извлекают и в зависимости от скорости коррозии они, могут проработать несколько лет; их удобно устанавливать вне обслуживаемых площадок (в поле).

Лубрикаторные устройства устанавливают на прямых участках трубопроводов на расстоянии не менее 10 диаметров от поворотов и не менее 5 диаметров до поворотов.

Определение фоновой скорости коррозии и скорости коррозии с ингибиторами коррозии или реагентом комплексного действия производится на одном и том же УКК. При этом на период определения фоновой скорости коррозии подачу ингибитора коррозии или реагента комплексного действия прекращают.

УКК па трубопроводах, как правило, устанавливают :

- в конце каждого обрабатываемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действия нефтепровода на входе товарного парка или установки предварительного сброса воды;

- в конце защищаемого трубопровода перед врезкой в другой трубопровод в том случае, если, цель защиты трубопровода после врезки не ставится;

- в конце особо ответственного трубопровода перед врезкой в другой трубопровод;

- в промежуточных точках длинных трубопроводов, если удаление точки дозирования ингибитора коррозии превышает 10 км.;

- в конце защищаемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действия трубопровода, соединяемого на площадках ГЗНУ или ДНС с другим защищенным или незащищенным трубопроводом. Размещение УКК на месте дозирования ингибитора коррозии или реагента комплексного действия необязательно, так как это не дает однозначной информации о защищенности по всей длине трубопровода. На трубопроводах электроды электрохимической УКК размещают на минимальном расстоянии от нижней образующей. Размещение образцов-свидетелей в гравиметрических УКК производится с помощью стандартной кассеты, устанавливаемой вертикально в самой нижней части поперечного сечения трубопровода.

Чаще всего для оценки защитной эффективности ингибиторов используют гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов, дополняя его тестированием образцов, на которые тем или иным способом нанесен исследуемый ингибитор. Степень защиты ингибитора вычисляют путем сопоставления экспериментальных данных, полученных на неингибированных и ингибированных образцах.

Гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов можно применять в двух вариантах:

1 - определение скорости коррозии по увеличению массы образцов - свидетелей.

2 - определение скорости коррозии по потере массы образцов -свидетелей.

Скорость образцов в первом варианте вычисляют по формуле :

Vум = (12)

где Vум = скорость коррозии образца, определения по увеличению его массы, г/м2 ч;

m0 = 16,3025 г - масса необходимого образца;

m1 = 16,3206 г - масса образца с продуктами коррозии;

S = 0,00265 м2 - площадь поверхности образца;

t = 7 дней=168 часов - продолжительность испытаний;

n = 1,1 - коэффициент, зависящий от состава продуктов коррозии.

а) Vум =

-без ингибитора коррозии

б) m1 = 16,3061 г - масса образца с продуктами коррозии;

Vум =

- с ингибитором коррозии.

Формула (12) применима только в тех случаях, когда известен химический состав продуктов коррозии, который может быть установлен специальными методами. Это является существенным недостатком первого варианта гравиметрического метода, так как он может быть использован в основном для исследования газовой коррозии, при которой на поверхности металла образуется негидратированная опись, что обусловлено невозможностью образования слоя влаги при высокой температуре. Преимуществом первого варианта является возможность наблюдения за кинетикой процесса на одних и тех же образцах, поскольку прослеживается увеличение их массы.

В случае реализации второго варианта продукты коррозии удаляют различными составами, взаимодействующими не с основным металлом, а с продуктами коррозии. Для того, чтобы убедиться в отсутствии химического взаимодействия между металлом и очищающим составом или получить данные о растворимости в последнем основного металла, ставят так называемую «слепую» пробу, то есть обрабатывают неэкспонированные в коррозионной среде образцы.

Скорость коррозии во втором варианте вычисляют по формуле:

Vпм = (13)

где Vпм = скорость коррозии образца, определенная по потере его массы, г/м2 ч;

m2 = 16,2891 г - масса образца после удаления продуктов коррозии.

а) Vпм =

- без ингибитора коррозии

б) m2 = 16,2998 г - масса образца после удаления продуктов коррозии;

Vпм =

- с ингибитором коррозии.

По потере массы образцов можно оценивать коррозионную стойкость в баллах, предполагая, что металл разрушается равномерно.

Среднее значение скорости коррозии по глубине растворения металла Vгр вычисляют, используя данные о Vпм:

Vгр = (14)

где 8,76 - переводной коэффициент, зависящий от природы металла;

V=

- удельная масса образца.

а) Vгр =

- без ингибитора коррозии

б) Vгр =

- с ингибитором коррозии

Второй вариант гравиметрического метода определения скорости коррозии металла имеет ряд недостатков: практически весьма сложно удалить все продукты коррозии с поверхности, не воздействуя на основной металл; невозможно определить скорость коррозионных процессов, протекающих неравномерно.

2.6 Анализ порывности трубопроводов в системе ППД

Протяженность водоводов в системе ППД в НГДУ «Лениногорскнефть» по данным на июль 2004 года составляет 1248 км. Ингибиторная защита направлена на повышение надежности и увеличения срока службы трубопроводов, повышение экологической безопасности объектов, а также на снижение количества порывов, приводящих к увеличению расходов по обслуживанию трубопроводов (ликвидация порывов)

Как видно из графика в 1996 году было обработано 10,5 млн. м3 жидкости. Количество ингибиторов составило 697 тонн. В 1997-1998 гг. количество подаваемых ингибиторов снизилось до 505-551 т. соответственно. Снижение объемов закачки связано с уменьшением количества порывов. Так если в 1996 годы произошло 264 порыва водоводов, то в 1999 году количество порывов снизилось до 96, что на 64% меньше.

В 2000-2002 гг. идет резкое возрастание количества закаченного ингибитора, но из графика видно, что повышение количества закаченного ингибитора существенно не влияет на количество порывов (что связано с не вовремя проведенными стендовыми испытаниями, по выявлению наиболее технологически эффективного и экономически выгодного ингибитора коррозии). Поэтому после 2002 года идет снижение количества закачиваемого ингибитора.

Для определения наиболее выгодного ингибитора коррозии необходимо проводить стендовые испытания, которые были проведены отделом техники и технологии защиты от коррозии института "Тат-НИПИнефть". Работы проведены с использованием стендовой установки. Для каждого объекта, с которого сточная вода подается в систему ППД, определен свой, наиболее эффективный ингибитор коррозии.

Таблица 5. Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии очистных сооружений Лениногорского товарного парка НГДУ «Лениногорскнефть».

Марка ингибитора	Дозировка г/м3	Скорость коррозии, мм/год	Защитный эффект, %
		без ИК	с ИК
Напор-1007	30	0,150	0,134	10
СНПХ-6302Б	50	0,150	0,062	58
СНПХ-6301 КЗ	50	0,093	0,016	83
СНПХ-6030Б	50	0,093	0,070	25
Амфикор	50	0,083	0,052	37

Из представленных в таблице результатов видно, что наиболее высокую эффективность показал ингибитор коррозии СНПХ-6301КЗ (83 %). На очистных сооружениях Лениногорского товарного парка рекомендуется подавать ингибитор коррозии СНПХ-6301КЗ. Корректировку норм подачи ингибитора необходимо проводить по результатам измерения скоростей коррозии на узлах коррозионного контроля.

Как следует из представленных выше результатов стендовых испытаний на объектах системы ППД "НГДУ "Лениногорскнефть" высокий защитный эффект показали ингибиторы коррозии Напор-1007 и СНПХ-6301КЗ. Данные ингибиторы обладают высоким эффектом последействия и, соответственно, при подаче их по технологии периодического дозирования, согласно РД 153-39.0-250-02 "Инструкция по защите футерованных полиэтиленом водоводов путем периодической подачи ингибиторов коррозии", можно добиться значительного снижения расхода, по сравнению с непрерывной подачей.

2.7 Новые технологии ингибиторной защиты

В последнее время в ОАО "Татнефть" введен режим экономии материальных затрат. Немалых средств требует применение ингибиторов коррозии. В связи с этим актуальным становится широкое внедрение новых технологий ингибиторной защиты трубопроводов систем нефтесбора и ППД, разработанных в институте ТатНИПИнефть, которые позволяют экономить расход ингибиторов коррозии.

Одной из таких технологий является ингибиторная защита футерованных полиэтиленом водоводов сточных вод методом периодического дозирования. Вопрос необходимости разработки такой технологии появился еще в начале 90-х гг. в связи с массовым внедрением МПТ. Количество порывов водоводов системы ППД в результате этого резко уменьшилось, а объемы применения ингибиторов коррозии оставались практически на одном уровне. В отдельных НГДУ пытались уменьшить дозировки ингибиторов, но это привело лишь к снижению их защитной эффективности. Известно, что независимо от площади защищаемой поверхности, объемная концентрация ингибитора коррозии в агрессивной фазе должна быть не ниже защитной.

По данным исследований института и лабораторий коррозии НГДУ значительная часть ингибиторов коррозии в реальных условиях водоводов адсорбируется на твердых взвешенных частицах. Такие потери приводят к необходимости повышения дозировок ингибиторов выше защитной концентрации. Существовали определенные надежды на то, что поверхность полиэтилена может служить своеобразным аккумулятором, отдающим ингибитор после остановки его подачи. Однако эксперименты показали, что полиэтилен обладает низкой аккумулирующей способностью.

Значительно снизить расход ингибиторов без уменьшения защитной эффективности позволяет эффект последействия. Этот эффект заключается в том, что после прекращения подачи ингибитора его пленка сохраняется на защищаемой поверхности определенное время. Лабораторные исследования показывают, что водорастворимые ингибиторы обладают незначительным эффектом последействия, поэтому не допускают прекращения подачи. Для периодического дозирования необходимо использовать маслорастворимые вододиспергируемые ингибиторы.

Исследования показали, что в порядке возрастания времени последействия промышленно применяемые в ОАО "Татнефть" ингибиторы можно расположить в ряд: Рекод-608 - СНПХ-6301 КЗ - Нефтехим-1 - СНПХ-6030.

Эффект последействия и был заложен в основу технологии периодического дозирования ингибиторов коррозии. Технология прошла приемочные испытания в системе ППД Акташских очистных сооружений НГДУ "Заинскнефть".

Периодическое дозирование ингибитора коррозии проводилось при следующих технологических параметрах:

- время дозирования ингибитора коррозии в цикле - 8 часов;

- концентрация ингибитора во время подачи - 255 г/м ;

- частота обработки - 1 раз в двое суток.

Увеличение концентрации ингибитора коррозии при периодической подаче по сравнению с непрерывным дозированием вызвано необходимостью быстрого формирования устойчивой защитной пленки.

При указанных выше параметрах фактический средний расход ингибитора коррозии СНПХ-6301 КЗ составил 49 г/м3 сточной воды, что на 30% ниже по сравнению с технологией постоянного дозирования. При этом защитный эффект, определенный по образцам - свидетелям, установленным в 5 разных точках водоводов, в том числе на самых дальних КНС, сохранился на прежнем уровне. В настоящее время осуществление технологии продолжается и проводится дальнейшая оптимизация параметров.

2.8 Выводы и предложения

На борьбу с коррозией трубопроводов, приводящей к частым их порывам, в НГДУ «Лениногорскнефть» и в частности в ЦППД затрачивают огромные финансовые и материальные средства. Но к сожалению полностью предотвратить коррозию трубопроводов пока при существующих методах борьбы с ней невозможно.

Качественное улучшение в работе по борьбе с коррозией по моему мнению связано со следующими вопросами:

разработка эффективной и гибкой технической политики борьбы с коррозией трубопроводов;

научно-методическое обеспечение исследовательских работ;

материально-техническое обеспечение планируемых мероприятий;

Для борьбы с коррозией трубопроводов в ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть» применяются следующие методы:

Применение труб с защитными покрытиями.

Протекторная защита.

Ингибирование.

Для более результативной борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД я предлагаю использовать:

Комбинированные методы борьбы с коррозией, т.к. при этом эффективность защиты трубопроводов значительно возрастает, что влечет за собой увеличение срока службы трубопроводов и, соответственно, к снижению материальных и трудовых затрат на их обслуживание.

Ингибирование водоводов с периодической подачей ингибитора коррозии, что позволяет при равных защитных эффектах снизить капитальные вложения.

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарная защита на объектах ППД НГДУ «Лениногорскнефть»

При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности. Так, все рабочие, вновь поступающие на предприятие или переводимые из одного участка работы на другой, должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу.

Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них специальной одеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Так при закачке химреагентов работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты (костюм брезентовый или хлопчатобумажный с водоотталкивающей пропиткой, сапоги кирзовые, рукавицы комбинированные, зимой куртка и брюки на утепляющей подкладке, респиратор).

Рабочие места и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительными щитками. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, должен находиться в исправном состоянии.

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

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

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

При работе с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) рабочие должны быть обучены правилами обращения с растворами. Не допускается попадание раствора ПАВ на тело и в глаза, поэтому при проведении работ рабочие должны пользоваться защитными очками и резиновыми перчатками. Не допускается стирка спецодежды в растворах ПАВ. Не допускается разлив растворов ПАВ на территории нефтепромысла и попадание их в озера, реки и т. п. При обнаружении утечек растворов ПАВ в системе ППД закачка раствора незамедлительно должна прекращаться.

Меры безопасности при обслуживании электрооборудования. Работа кустовых насосных станций и погружных насосных установок связана с высокими напряжениями. Поэтому для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть заземлены и занулены. Для организации безопасного обслуживания электроустановок должны быть четко определены и оформлены распоряжением руководства предприятием границы обслуживания их электротехническим персоналом и назначены ответственные по электрохозяйству.

Электрооборудование состоит из электродвигателя и пускозащитного устройства. Обслуживающий насосную установку персонал должен иметь отчетливое представление об опасностях электрического тока, о правилах электробезопасности и уметь оказывать первую помощь при поражении электрическим током.

За исправное состояние электрооборудования несет ответственность служба главного энергетика предприятия.

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

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

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

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

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

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

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в НГДУ «Лениногорскнефть»

Наиболее актуальными для современного нефтегазодобывающего производства продолжают оставаться три группы взаимосвязанных проблем.

Истощение запасов нефти и газа, и пополнение их за счёт открытия новых месторождений.

Предотвращение загрязнения окружающей среды.

Обеспечение естественного экологического равновесия, сохранение ландшафтов.

Применительно к разработке нефтяных и газовых месторождений в рамках этих проблем можно выделить следующие природоохранительные задачи.

Значительное повышение нефтеотдачи пластов за счёт внедрения новых наиболее эффективных современных методов интенсификации добычи.

Предотвращение образования открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также потерь нефти и газа в процессе добычи, подготовки, транспортирования и переработки.

Исключение возможности неконтролируемого обводнения и других вредных влияний на месторождение.

Сохранение чистоты атмосферы, почвы, водоёмов, водоносных горизонтов, подрусловых потоков.

Очистка и утилизация сточных вод, использование, захоронение, уничтожение отходов.

Комплексное, рациональное использование природных, жидких и газообразных углеводородов, попутного нефтяного газа и других веществ, предотвращение потерь, утечек нефти и газа.

Исключительно важное природоохранительное значение имеет проблема оптимизации технологических процессов и операций по добыче, подготовке, транспортировки, и хранению нефти и газа.

Эффективная технология использования совершенного оборудования является одним из главных путей снижения экологической опасности производственных объектов нефтяной и газовой промышленности.

Рациональное использование нефти и газа, устранение потер и утечек диктуется как экономическими, так и экологическими соображениями и включает три направления:

максимальное извлечение нефти и других веществ;

рациональное размещение производственных объектов при минимальном использовании водных, земельных и лесных ресурсов;

предотвращение вредного воздействия этих процессов на окружающую среду.

Охрана природы как научная область раскрывает сущность экологических процессов, дает возможность предвидеть возможные последствия нарушения экологического равновесия и принимать правильные решения.

Технологические процессы, существующие в нефтяной и газовой промышленности, сопровождаются выбросами в почву, водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сброс загрязненных сточных вод, содержащих ядовитые органические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения, для сельского хозяйства, что приводит огромный ущерб народному хозяйству.

Большую опасность на суше представляют промысловые сточные воды в связи с их высокой токсичностью и агрессивностью. Во избежание действия их на окружающую среду следует применять полную утилизацию всех сточных вод - повторная закачка (после очистки) в продуктивные пласты. Внедрение этого мероприятия позволит за счет осуществления замкнутого цикла водопотребления избежать вредного последствия загрязнения водоемов и почвогрунтов при порывах трубопроводов.

Снижению загрязнения на промыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовых вод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти, газа и сточных вод; внедрение методов и средств защиты оборудования от коррозии, блочных установок по дозированию ПАВ и др. Следует широко использовать рациональные схемы рекультивации земель. Рекомендуемые способы снятия и восстановления плодородного слоя почвы позволяет снизить объем земляных работ и, главное, сохранить почвенный покров вокруг скважины.

В НГДУ «Лениногорскнефть» по охране и рациональному использованию водных ресурсов выполняются следующие мероприятия:

капитальный ремонт водоводов;

внедрение металлопластмассовых труб;

использование ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (Нефтехим, Викор, Амфикор, СНПХ);

метод внедрения алюминиевых и магниевых протекторов для защиты от коррозии и запорной арматуры на блоках гребенок;

исследование и цементирование за кондуктором, в том числе подъем цемента за кондуктором;

герметизация эксплуатационной колонны;

доподъем цемента за эксплуатационной колонной;

ликвидация нефтегазопроявлений;

восстановление плодородного слоя земли на месте аварий методом внесения фосфогипса.

5. Организационно-экономический раздел

5.1 Организация труда бригады ЦППД

5.1.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦППД

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.1.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦППД

Численно-квалификационный состав бригады ППД устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады и трудоёмкости обслуживания КНС по «Нормативам» численности и квалификационному составу рабочих, занятых в цехах и хозяйствах нефтегазодобывающих управлений, утверждённым объединением «Татнефть» и с учётом «Временных поправочных коэффициентов к действующим нормам труда».

Таблица 6. Состав бригады ЦППД

Должность	Разряд	Количество
Мастер	9	1
Оператор ППД	5	1
Слесарь ремонтник	2-4	2
Электросварщик	3	1

Бригаду по закачке рабочего агента в пласт возглавляет мастер, назначаемый и освобождаемый от занимаемой должности приказом начальника НГДУ по представлению начальника цеха. Мастер действует в соответствии с положением о мастере по закачке рабочего агента в пласт утвержденным начальником НГДУ.

Все распоряжение относящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим только через мастера, а в его отсутствии через оператора ППД. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и могут быть отменены руководством цеха только через него

В своей работе бригада руководствуется законами республики Татарстан, законодательством о труде, уставом АО «Татнефть», приказами акционерного общества, своего предприятия, цеха, настоящим положением, правилами устройства электроустановок, ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей, правилами пользования электроэнергией, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности, другими нормативными документами, регламентирующими деятельность бригады.

Бригада активно участвует в разработке и внедрении передовых и безопасных методов и приемов труда, автоматизации и механизации производственных процессов, внедрении мероприятий НОТ по расширению зон обслуживания, применения типовых проектов организации рабочих мест, повышению культуры производства, принимает участие в изобретательстве и рационализации производства, за счет чего добивается повышения производительности труда и сокращению численности.

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

Бригада принимает участие в конкурсе «Экология», «Повышение культуры производства».

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

В бригаде организуется плановая учеба по охране труда у, технике безопасности.

Численно-квалификационный состав подрядной бригады по закачке рабочего агента в пласт устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады и трудоемкости обслуживания объектов ППД по «Нормативам численности и квалификационному составу рабочих, занятых обслуживанием наземного оборудования нагнетательных скважин и другого оборудования, привязанного к скважинам», утвержденным объединением «Татнефть» Нормативный численный и квалификационный состав бригады по закачке рабочего агента в пласт утверждается начальником нефтегазодобывающего управления по согласованию с профсоюзным комитетом не позднее 20 числа третьего месяца отчетного квартала на следующий квартал.

5.1.3 Положение о заработной плате, премирование и КТУ

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

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

Расценка на один определяется по следующей формуле:

(15)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

за выполнение плана отбора проб - 3%,

за непревышение материальных затрат по бригаде - 2%

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

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

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

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

Премия за основные результаты работы начисляется на доплаты:

за совмещение профессий (должностей);

на период освоения новых норм трудовых затрат;

на надбавки:

за высокое профессиональное мастерство;

за высокие достижения в труде;

выполнение особо важной работы на срок её проведения.

Премирование мастера бригады по добыче нефти и газа производится по тем же показателям, что и руководимые им рабочие, в соответствии «Положения о премировании ИТР и служащих структурных подразделений НГДУ «Лениногорскнефть».

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

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

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

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

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

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

Премия выплачивается смежным бригадам с учетом полученных оценок.

Таблица 7. Размер снижения премии в зависимости от окончательной оценки.

Окончательная оценка	Размер снижения премии
4,0	Премия не снижается, выплачивается полностью.
От 3,7 до 4,0	Премия снижается на 10%
От 3,51 до 3,7	Премия снижается на 15%
От 3,0 до 3,5	Премия снижается на 25%

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

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

5.2 Технико-экономические показатели по ЦППД, их анализ

Таблица 8. Технико-экономические показатели ЦППД за 2003-2004 гг.

	2003 г.	2004 г.	% к 2003 г.
1. Показатели объема производства
Закачка воды в пласт, тыс. м3 в т.ч. в продуктивные пласты Из них сточных вод Среднедействующий фонд скв.	9840,8 8362,5 5707,1 740	10387,5 8894,0 6094,8 787	105,6 106,4 106,8 106,4
2. Показатели качественного уровня работ
Смета затрат, тыс.р Фонд оплаты труда	328286 6853	478434 9976	145,7 145,6
Численность работников Средняя заработная плата 1 рабочего Производительность труда	123 5688 80007	124 8230 83770	100,8 144,7 104,7

Проводя анализ влияния факторов на основные показатели, отмечаем:

Анализируя изменения производительности труда.

а) Влияние объема выполненных работ:

(16)

Чпл - плановая численность;

Q- объем выполненных работ;

Птр -производительность труда.

тыс.р.

б) Влияние изменения численности:

(17)

; (18)

тыс.р.

Основным фактором роста производительности является увеличение объема выполненных работ.

2) Проанализируем использование фонда оплаты труда (ФОТ):

а) Влияние численности:

(19)

руб.

б) Влияние средней зарплаты:

(20)

руб

руб.

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

3) Проанализируем изменение объема выпуска продукции.

а) по численности

; (21)

руб./чел.

б) по производительности труда

; (22)

руб./чел.

руб./чел.

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

5.3 Расчет сметы затрат

Таблица 9. Смета затрат за 2003-2004 гг.

Показатели	2003 г.	2004 г. план.	% к 2003 г.
	план.	ожид.
Вспомог. материалы - прочие материалы, тыс.р.	29926 12720	34017 12712	31279 12712	91,9 100
Газ от гор. газа	12	12	12	100
Топливо, тыс.р.	160	160	160	100
Энергия - всего эл. энергия, тыс.р. эл. энергия, тыс.кВтч уст. мощность тыс.р. всего эл. энергии пар, тыс.р.	41072 27258 76379 13289 40547 525	38353 26009 79264 11820 37829 524	48919 32994 77589 15401 48395 524	127,5126,9 97,9 130,3 127,9 100
Фонд опл. труда, тыс.р.	9990	9976	9677	97,0
Отчисления на соц. нужды, тыс.р.	3820	3816	3702	97,0
Амортизация в том числе, тыс.р.	57950 20100	57872 20096	57872 200,96	100 100
Текущий ремонт	630	628	628	100
Прочие ден. расходы, тыс.р. Транспорт, тыс.р. Обслуживание уст. мощн., тыс.р. Экология, тыс.р. Прочее, тыс.р.	90250 9158 31552 140 49400	90975 9995 31448 140 49392	55027 8495 31000 140 15392	60,5 85,0 98,6 100 31,2
Резерв на ремонт основные фонды, тыс.р.	247452	247452	247452	100
Резерв на отпуск тыс.р.	1800	1800	1800	100
Резерв по итогам года, тыс.р.	3152	3152	3152	100
Всего затрат тыс.р.	486214	488213	459680	94,2
Услуги на сторону тыс.р.	9878	9878	9000	100,0
Итого затрат, тыс.р.	476336	478335	450680	95,2
Закачка в пласт, тыс. м3	9495	10387,5	9918,0	95,5
Экспл. затр. на 1 м3	50,17	46,05	45,44	98,7
Закачка воды от УПТЖ	3290,6	4092,19	3860,0	94,3
Себестоимость воды от УПТЖ, руб	4,92	5,21	4,81	92,4
Удельный расход эл. энергии, кВтч/м3	7,99	7,44	7,65	102,8
Средняя себестоимость эл. энергии, руб/ кВтч	0,357	0,328	0,425	129,6
эл. энергия для расчета удельного расхода эл. энергии	75886	77278	75855	98,2

Анализируя затраты по ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть» за 2004 год в сравнении с предшествующим 2003 годом видно что затрата выросли с 373458 тыс.р. до 488213 тыс.руб. (130,7 %).

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

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

Фактические затраты по цеху за 2004 год - 478335 тыс. р., что на 150049 тыс.руб. больше, чем в 2003 году.

5.4 Расчет экономической эффективности ингибиторной защиты

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

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

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

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

Общую годовую потерю металлофонда определяют по формуле:

Пмi=Мi(1/Таi-/Таi) (23)

где, Пмi-потери металлофонда;

Мi металлозатраты;

Таi, Таi фактический и амортизационный сроки службы.

Приведем расчет годовой экономической эффективности от применения ингибитора сероводородной коррозии Реакор-6, принято применять упрощенную методику подобного расчета, в соответствии с которой учитывают затраты на ликвидацию порывов водоводов из-за коррозии, рекультивацию земли и ингибирование. Это связано с тем, что косвенные потери от коррозии в стоимостном выражении, как правило, значительно ниже.

Прямые затраты

СЗК=СЗК1*n (24)

СЗК =3500*50=175000 руб.

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

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

ЗИ=ЦИ*КИ*УИ*р (25)

ЗИ =6000*0,03*125000*1100=24750 руб.

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

УИ- годовой объем перекачки воды, м 3

Р - плотность воды, кг/м 3

Затраты на амортизацию дозировочных установок

АД - средняя балансовая стоимость одной установки, руб.

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

L - срок службы одной НДУ, лет

Заработная плата персонала дозировочных установок.

Ф=ФДУ*КД (26)

Ф =1200*3=3600 руб.

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

Годовые затраты и издержки, связанные с применением ингибитора.

И=ЗИ+АД+ФДУ (27)

И =24750+15000+1200=40950 руб.

ЗИ- затраты на ингибитор, руб.

Годовой ущерб от коррозии.

У1=СЗК+ПК (28)

У1=175000+0=175000 руб.

Годовой ущерб от коррозии при применении ингибитора.

У2=(СЗК+ПК=n1/n+И (29)

У2=(175000+0)12/50+40950=82950руб.

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

n- количество порывов 100км водовода, шт.

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

Годовой экономический эффект,

Э= У 1 - У2 (30)

Э =175000-82950=92050 руб

5.5 Выводы и предложения

Технико-экономические показатели ЦППД включает в себя закачка рабочего агента в пласт, ввод нагнетательных скважин, закачка ПАА ,закачка АХ, себестоимость закачки 1м3 рабочего агента, Среднедействующий фонд скважин, эксплуатационные затраты в том числе транспортные услуги, эксплуатационные затраты с учетом выполненных услуг на сторону, численность работников, фонд заработной платы, среднемесячная заработная плата, соблюдение нормативных остатков на складе.

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

Оплата труда в бригаде по поддержанию пластового давления производится по совместно-премиальной системе оплаты, учитываются объективные данные рабочего (разряд, условия труда) и его отношение к труду.

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

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