Разработка системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях: На примере месторождений СРВ

Актуальность работы. В последнее время значительно увеличиваются объемы добычи нефти на шельфовых месторождениях. Так на шельфах СРВ совместное предприятие «Вьетсовпетро» разрабатывает два крупных месторождения «Белый Тигр» и «Дракон», на которых ежегодно добывается до 13 млн. т нефти. Эксплуатация всех систем на таких месторождениях требует особого подхода для обеспечения нормальных условий работы и предупреждения аварийных ситуаций. В частности, эксплуатация промысловых подводных трубопроводов сопряжена с серьезными осложнениями ввиду перекачки продукции скважин вблизи температур их застывания. Кроме того, в трубопроводах поддержания пластового давления, по которым проводится закачка морской воды, особенно интенсивно протекают коррозионные процессы. Накопленный опыт по диагностированию таких осложнений и методам борьбы с ними на магистральных и промысловых нефтепроводах на суше не может быть непосредственно перенесен на подводные трубопроводы шельфовых месторождений ввиду их конструктивных особенностей и специфических условий перекачки. Все это требует адаптации известных и разработки специальных методов контроля процессов в подводных трубопроводах, диагностирования возможных осложнений по доступной информации и организации технологических мероприятий по борьбе с ними. Эти проблемы могут быть решены путем создания мониторинга, включающего в себя систему постоянного контроля за эксплуатацией действующих подводных трубопроводов, позволяющую диагностировать возможные осложнения, и систему поддержания параметров трубопроводов в рабочем диапазоне.

Целью данной диссертационной работы является создание системы мониторинга морских подводных трубопроводов на основе оценки и регулирования фактического состояния внутренней поверхности труб и реальных характеристик перекачиваемых сред для поддержания пропускной способности действующих нефтепроводов.

Основные задачи исследования.

1. Определение основных видов и причин осложнений при эксплуатации подводных трубопроводов.

2. Разработка методов улучшения реологических характеристик нефтей и системы их контроля.

3. Разработка методов диагностирования степени запарафинивания и способов снижения интенсивности образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) для поддержания основных параметров эксплуатации трубопроводов в рабочем диапазоне.

4. Разработка способов контроля коррозионных процессов и методов защиты.

5. Создание системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений СРВ.

На защиту выносятся теоретические обобщения и практические рекомендации по разработке системы мониторинга морских подводных трубопроводов и, как составные части этой системы, метод улучшения реологических характеристик высокопарафинистой нефти с применением депрессато-ров и вибровоздействий, конструкция виброструйного электромагнитного перемешивателя, метод диагностирования асфальтосмолопарафиновых отложений и поддержания основных параметров эксплуатации в заданном диапазоне, методы борьбы с коррозией подводных трубопроводов.

Научная новизна результатов, полученных в работе.

1. На основе известных методов контроля реологических параметров в процессе перекачки нефти подобран комбинированный метод воздействия на нефть с целью улучшения ее реологических характеристик, заключающийся в применении депрессатора и виброобработки.

2. На основе постановки и решения обратной задачи введен диагностический параметр, который позволяет оценивать степень запарафинивания трубопровода по измерению перепада давления, температуры и производительности перекачки в начале и в конце трубопровода.

3. Разработана концепция системы контроля коррозионных процессов в подводных трубопроводах и выбора наиболее эффективного варианта защиты в зависимости от оперативной информации о параметрах коррозии.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Создана организационно-техническая система мониторинга подводных трубопроводов, позволяющая выбирать методы борьбы с осложнениями, наиболее эффективные для складывающейся на месторождении ситуации.

Па основе материалов диссертации разработаны технологические регламенты эксплуатации подводных нефтепроводов месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» .

Использование технологических регламентов защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, регламента химической обработки воды при закачке ее в систему поддержания пластового давления позволило получить экономический эффект в размере 4131,91 тыс. долларов США в 1998 году.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались:

— на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа, 26−27 марта 1997 г.);

— на научном семинаре «Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте» (г. Уфа, 9−10 сентября 1997 г.);

— на Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 21−24 апреля 1998 г.);

— на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа, 30 ноября — 1 декабря 1998 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 18 работ.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, четырех разделов, выводов и списка литературы, включающего 145 наименований. Она содержит 164 страницы машинописного текста, включая 25 рисунков, 30 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Введение

содержит обоснование актуальности, цель и основные задачи исследований, основные положения, выносимые на защиту, характеристики научной новизны, практической ценности и апробации научных результатов.

В первом разделе рассмотрены особенности эксплуатации подводных трубопроводов шельфовых месторождений на примере месторождений «Белый Тигр» и «Дракон», расположенных на континентальном шельфе СРВ. Специфичным для данных месторождений является то, что весь технологический цикл от добычи продукции скважин, ее сбора, подготовки и отгрузки товарной нефти потребителям осуществляется на морских стационарных платформах (МСП) и установках беспричального налива (УБН), расположенных на расстоянии 120−150 км от берега.

Объекты обустройства месторождений связаны между собой подводными трубопроводами, к конструктивным особенностям которых можно отнести следующее. Трубопроводы не имеют тепловой изоляции, уложены на морское дно без заглубления, не имеют камер пуска-приема очистных устройств и диагностических приборов, имеют малые радиусы отводов, соединяющих вертикальные и горизонтальные участки, построены из труб разного диаметра, что исключает использование указанных устройств и приборов в будущем. Трубопроводы имеют завышенные, по отношению к расчетным, диаметры, что является причиной низких (до 0,25 м/сек) скоростей движения нефти и создает возможность выделения воды в свободную фазу. На подводных участках не установлено измерительной аппаратуры и датчиков, позволяющих контролировать параметры перекачки продукции скважин.

С другой стороны, перекачиваемая по трубопроводам нефть и вода системы поддержания пластового давления также имеют свои особенности, которые, в сочетании с конструктивными особенностями трубопроводов, приводят к значительным осложнениям в процессе эксплуатации.

Отличительной особенностью добываемых нефтей является высокое содержание парафина (от 14,1 до 27,0%), что является причиной высокой температуры застывания (от 29 до 35°С). Температура насыщения нефти парафином изменяется от 55 до 61 °C. Возможность появления осложнений при перекачке нефтей по трубопроводам связана и с температурными условиями их эксплуатации. На тепловые и гидравлические параметры перекачки пара-финистой нефти по нетеплоизолированным подводным трубопроводам большое влияние оказывают температура воды, окружающей трубопровод, и скорость течения. Минимальная температура морской воды на ниже температуры застывания нефти. Вследствие интенсивного теплообмена температура на внутренней поверхности стенки трубопровода близка к температуре морской воды. У стенки происходит быстрое охлаждение потока до температуры ниже температуры насыщения нефти парафином, создаются условия для появления кристаллической фазы и формирования асфальтосмоло-парафиновых отложений, уменьшающих проходное сечение трубопровода. При температурах ниже 40 °C происходит массовая кристаллизация парафина с образованием прочной структуры, что грозит «замораживанием» трубопровода при остановке перекачки.

Для системы поддержания пластового давления (1111Д) на месторождении «Белый Тигр» используется морская вода, содержащая до 6,8 мг/л растворенного кислорода и сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) в количестве 10 кл/мл. Несмотря на предварительную химическую обработку закачиваемой в пласт морской воды, на месторождении развиваются процессы микробиологического заражения и сульфатредукции, что приводит к внутренней коррозии оборудования и трубопроводов.

Попадание СВБ в трубопроводы и технологическое оборудование происходит при проведении гидравлических испытаний, для которых используется морская вода, не прошедшая микробиологической подготовки. Закачка в пласт морской воды приводит к повышению обводненности добываемой нефти, что при выделении воды в свободную фазу вызывает внутреннюю коррозию трубопроводов.

Исследования по определению коррозионного разрушения оборудования и трубопроводов на месторождении показали, что средняя скорость внутренней коррозии трубопроводов достигает 0,7−1,0 мм/год, танков УБН -1,3−1,5 мм/год.

Таким образом, основными осложнениями при эксплуатации морских подводных трубопроводов являются внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования, сульфатредукция, высокие перепады давления и образование на внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений разного типа. Коррозионный износ и сульфатредукция приводят к кратному сокращению срока службы скважин, трубопроводов и технологического оборудования. Накопление АСПО приводит к уменьшению рабочего диаметра, снижению пропускной способности, а, в отдельных случаях, и к остановкам нефтепровода.

Приводятся известные методы борьбы с указанными осложнениями и показано, что ни один из отдельно взятых методов не может решить возникающие проблемы. На основе проведенного анализа обосновывается необходимость разработки системы мониторинга трубопроводов, которая должна содержать комплекс организационно-технических мероприятий, методических и программных средств, позволяющих выбирать наиболее приемлемые для складывающейся на месторождении ситуации из разработанных и научно обоснованных решений.

Приведенный в разделе анализ особенностей эксплуатации подводных трубопроводов шельфовых месторождений позволил сформулировать основные задачи исследования.

Во втором разделе приведены результаты лабораторных исследований реологических свойств парафинистых нефтей и методов улучшения гидродинамических условий эксплуатации трубопроводов. Реологические исследования выполнялись по известным методикам на компьютеризованной установке «Rotovisco» RY-20 с программным обеспечением Software Rotation Version 3.0. Зависимости начального напряжения сдвига от времени, позволяющие определить предельную прочность структуры нефти, получены на лабораторном трубопроводном стенде «Pipeline Restart Simulator Oilfield Production Analysts» с программным обеспечением «Windmill software Ltd.» .

Результаты проведенных исследований показывают, что в области ньютоновского поведения добываемые нефти имеют невысокую вязкость. При температуре 50 °C динамическая вязкость нефтей нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» составляет 6,8-И4,8 мПа-с, нижнего олигоцена -3,5-f4,6 мПа-с, фундамента — 3-^5 мПа-с. Нефти нижнего миоцена месторождения «Дракон» имеют вязкость от 13,3^-15,6 мПа-с до 61,6-^73,8 мПа-с, фундамента — 5,5-^9,2 мПа-с.

Показано, что в диапазоне рабочих температур трубопроводов реологические свойства нефтей изменяются. С уменьшением температуры резко увеличивается вязкости вплоть до появлении у нефтей неньютоновских свойств, что приводит к большим потерям давления при их перекачке. В состоянии покоя при температуре 22 °C в нефтях за одни сутки образуется структура с прочностью 350−690 Па. Это делает невозможным повторный пуск трубопровода после остановки, так как необходим пусковой градиент давления в несколько МПа/км.

Приведены результаты исследований влияния депрессаторов на реологические свойства нефтей. Показано, что снижение температуры застывания нефти, обработанной депрессатором, зависит от содержания и состава парафиновых углеводородов, смол и асфальтенов. Проведены испытания депрессаторов с целью получения нефти с реологическими параметрами, обеспечивающими пуск трубопровода, перекачку нефти, возобновление перекачки поеле временной остановки. Для подводных нетеплоизолированных трубопроводов выполнение требований по возобновлению перекачки нефти является наиболее трудным. При их выполнении непрерывная перекачка, как правило, проблем не вызывает. На основании проведенных исследований разработан технологический регламент перекачки нефти по трубопроводу КС-2^ЯР-1 —"ЦТП-2, связывающему месторождения «Белый Тигр» и «Дракон» .

С увеличением дозировки депрессатора реологические свойства нефтей улучшаются только до определенного предела, после которого наблюдается обратный эффект. Для дополнительного улучшения реологических свойств парафинистых нефтей использовано механическое воздействие. В лабораторных условиях проведены исследования вибрационного воздействия на структурированную нефть. Использован виброструйный электромагнитный перемешиватель (ВЭП), работающий в резонансном режиме с минимальными затратами электроэнергии. Частота колебаний 50 Гц, амплитуда ускорения 250−300 м/с2, время воздействия 60 с. Экспериментально определено влияние виброструйной обработки на температуру застывания, пластическую и эффективную вязкости, динамическое и начальное напряжения сдвига вы-сокопарафинистых нефтей и нефтей, обработанных депрессатором.

Результаты проведенных реологических исследований показывают наличие предела, после достижения которого реологические свойства нефти с помощью депрессаторов улучшить невозможно. Проведены исследования акустического воздействия в области ультразвуковых частот и вибрационного воздействия на структурированную нефть. Предложена конструкция виброструйного электромагнитного перемешивателя.

Снижение начального напряжения сдвига, обеспечивающее более длительное время безопасной остановки и полученное в результате действия депрессатора и виброобработки, не может быть достигнуто путем увеличения дозировки депрессатора.

В третьем разделе рассмотрены особенности эксплуатации морских подводных трубопроводов, транспортирующих парафинистые нефти в уеловиях образования АСПО, методы предотвращения и способы их удаления. Показано, что для применения любого метода необходима достоверная оценка фактического состояния трубопровода. Исходя из представлений о механизме образования отложений и на основании анализа проведенных исследований, предложена классификация основных типов парафиновых отложений в трубопроводах в зависимости от условий их формирования.

На месторождении «Белый Тигр» во всех случаях подъема на поверхность участков поврежденных подводных трубопроводов на внутренней поверхности обнаружены плотные АСПО. Толщина их составляет 4−25 мм, средняя скорость формирования — от 2,0 до 4,5 мм/год, что не создает больших проблем в системе сбора и транспорта нефти. При низкой скорости движения нефти (менее 0,2 м/с) в подводных трубопроводах образуются мягкие АСПО, скорость роста которых значительно выше. Эксплуатация нефтепровода RC-2->RP-l —"ЦТП-2 сопровождается интенсивным образованием таких отложений.

В нефтях содержатся парафины и асфальтосмолистые соединения в количестве, достаточном для образования отложений. Поэтому их образование возможно в любой точке системы сбора и транспорта нефти, где созданы соответствующие условия. На лабораторной установке «Coaxial Wax deposition Apparatus» по методу «холодного стержня» проведены экспериментальные исследования формирования на внутренней поверхности нефтепроводов ас-фальтосмолопарафиновых отложений разного типа. При минимальной температуре «холодного стержня», равной скорость образования плотных, твердых АСПО составляет 0,5−1,5 г/м сут, мягких отложений — достигает.

3 2 0 0.

10 г/м сут. С повышением температуры нефти от 35,5 С до 59,5 С скорость формирования мягких отложений снижается соответственно с 5912 до 1734 г/м сут. Столь высокая скорость формирования отложений объясняет быстрое запарафинивание трубопровода.

Образование АСПО приводит к изменению тепловых и гидравлических характеристик трубопровода. При невозможности определения параметров перекачки по участкам трубопровода достоверная оценка его проходного сечения не может быть получена по одному отдельно взятому параметру. Предложена методика диагностирования состояния внутренней поверхности нефтепровода по совокупности оценок гидравлических потерь и удельной теплопередачи, осредненных по длине трубопровода.

Предложенная модель может быть интерпретирована в виде зависимости удельной теплопередачи с погонного метра трубопровода от отношения диаметра проходного сечения к внутреннему диаметру трубы. По фактическим данным работы трубопровода, измеренным начальной и конечной температурам нефти из решения обратной задачи определяют диапазон изменения удельной теплопередачи. Совмещенная оценка, проведенная по тепловым и гидравлическим параметрам, повышает точность определения осред-ненного по длине трубопровода диаметра проходного сечения.

Приводятся результаты исследования методов снижения скорости образования АСПО. Поскольку без применения депрессаторов невозможно получить нефть с реологическими свойствами, обеспечивающими ее перекачку, то исследовано влияние как депрессаторов, так и совместное действие депрессаторов и ингибиторов парафиноотложений на скорость образования АСПО. Показано, что депрессаторы проявляют способность по ингибирова-нию парафиновых отложений. С повышением температуры ввода депресса-тора его ингибирующая способность увеличивается. Степень ингибирования отложений при использовании депрессаторов не превышает 40−55%, что недостаточно для обеспечения длительной, безаварийной эксплуатации трубопровода.

Установлено, что применение ингибиторов парафиноотложений значительно ухудшает реологические свойства нефтей. Следовательно, ингибиторы парафиноотложений наиболее эффективно могут применяться для снижения скорости формирования твердых АСПО в тех случаях, когда для перекачки нет необходимости дозировать депрессатор.

В результате лабораторных исследований с достоверностью вывода 95% установлено, что виброобработка структурированной нефти, обработанной различными депрессаторами, приводит к снижению скорости образования рыхлых парафиновых отложений до 20%.

Приводятся результаты исследования применения растворителей для удаления мягких АСПО. Показано, что для этого целесообразно применять керосин, при подаче которого происходит не только вынос части мягких АСПО из трубопровода, но и изменение структуры оставшихся в трубопроводе отложений. Проводимые исследования позволяют определить периодичность промывки трубопровода растворителем для обеспечения рабочего состояния трубопровода.

На месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» создана система наблюдения за рабочими параметрами всех трубопроводов, перекачивающих пара-финистую нефть (мониторинг). Мониторинг включает в себя непрерывный контроль параметров перекачки нефти по трубопроводу: производительности, давления и температур в начале и в конце трубопровода. По полученным диспетчерским данным оценивается режим течения нефти, состояние внутренней полости трубопровода, при необходимости производится корректировка подачи депрессатора, принимается решение о необходимости промывки трубопровода растворителем. Для осуществления этого мероприятия на транспортно-буксирном судне смонтировано специальное оборудование (емкость для растворителя и насосы для подачи растворителя на МСП или непосредственно в трубопровод). Система мониторинга позволяет поддерживать рабочее состояние подводных трубопроводов, перекачивающих парафини-стые нефти в сложных условиях образования отложений на внутренней поверхности труб.

В четвертом разделе применительно к конкретным условиям месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» предложена концепция разработки и внедрения системы коррозионного мониторинга (СКМ).

Показано, что основными причинами коррозии трубопроводов и оборудования системы поддержания пластового давления является наличие в морской воде растворенного кислорода и СВБ. На основании проведенных исследований разработана и внедрена технология подготовки морской воды для системы ППД. Она включает трехступенчатую фильтрацию воды для очистки ее от планктона и механических примесей, вакуумную деаэрацию для удаления растворенного кислорода, дозирование химреагентов: бактерицидов для предотвращения жизнедеятельности СВБ, ингибиторов коррозии для снижения скорости коррозии, ингибиторов отложения солей для предотвращения образования твердых осадков. Внедрение ее позволило обеспечить степень защиты оборудования и трубопроводов системы до 99,5%.

Определены причины коррозии в системе сбора подготовки и транспорта нефти: заражение трубопроводов и оборудования СВБ, создание условий для выделение воды в свободную фазу. Проведены измерения коррозионной активности продукции скважин. По образцам-свидетелям установлен неравномерный, питтинговый характер коррозии. При средней скорости равномерной коррозии 0,006−0,025 мм/год максимальные скорости проникновения (питтинговой коррозии) находятся в пределах от 0,31 до 0,46 мм/год. По классификации стандарта NACE RP-01−75 коррозионная активность продукции скважин умеренная. Величины средней и максимальной скоростей проникновения питтингов предложено использовать в качестве показателей для оценки эффективности применения защитных мероприятий, в том числе ингибиторов коррозии. В качестве меры борьбы с коррозией разработан технологический регламент защиты от коррозии оборудования обводненных газ-лифтных скважин, подводных трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей (ГЖС) и нефти. В результате лабораторных, стендовых и промысловых испытаний выбраны ингибиторы коррозии Tretolite CGO 0118G и л.

DYNO KI-3019, которые при удельной дозировке 48−50 г/м снижают скорость коррозии до 0,06−0,08 мм/год.

Проведен анализ технологических способов защиты от коррозии путем создания в трубопроводах режимов течения, предотвращающих выделение воды. Проведен анализ методик по оценке возможности выделения воды в отдельную фазу при транспорте газожидкостной смеси и сепарированной нефти по трубопроводам. С учетом опыта их практического применения рекомендованы методики, наиболее полно учитывающие специфику морских подводных трубопроводов. Осуществлена адаптация программ расчета определения коррозионно-опасных участков для условий месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» .

Проведенный комплекс прикладных исследований позволил создать на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» систему коррозионного мониторинга. Система коррозионного мониторинга представляет собой комплекс технических, методических, программных средств и организационных мероприятий, разработанных с целью информационного обеспечения работ по защите трубопроводов и оборудования от внутренней коррозии. Она дает возможность вести наблюдение за коррозионной активностью добываемых и транспортируемых флюидов, прогнозировать развитие коррозионной ситуации и своевременно принимать меры по предотвращению отказов и аварий по причине коррозии. Система коррозионного мониторинга позволяет решать проблемы не только тогда, когда они уже привели к осложнениям, а постоянно контролировать ситуацию и прогнозировать ее изменение. Она включает решение проблемы предотвращения коррозии уже на стадии проектирования обустройства месторождения. В частности, в морских условиях не должны допускаться отклонения от правил строительства подводных трубопроводов (необходимо изготавливать отводы с радиусом не менее 5Б, устанавливать камеры для пуска и приема очистных и диагностических устройств, теплоизолировать или заглублять трубопроводы и т. д.), требований по качеству подготовки воды для системы ППД, регламентов эксплуатации оборудования и трубопроводов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Показано, что основными осложнениями при эксплуатации морских подводных трубопроводов являются: внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования, сульфатредукция, высокие перепады давления при перекачке парафинистых нефтей и опасность «замораживания» трубопровода при остановке, образование на внутренней поверхности нефтепроводов асфальтосмо-лопарафиновых отложений разного типа. Установлено что причинами осложнений при эксплуатации подводных трубопроводов являются: особенности конструкции (отсутствие тепловой изоляции, малые радиусы отводов, соединяющих вертикальные и горизонтальные участки, использование труб разного диаметра) и прокладки (отсутствие заглубления), условия эксплуатации (недогрузка, возможность выделения воды в свободную фазу, низкая температура окружающей среды), высокая температура застывания нефти.

2. Экспериментально исследованы реологические свойства парафинистых нефтей в рабочем диапазоне температур и производительностей и методы воздействия на них. Для улучшения реологических свойств нефтей подобраны депрессаторы. Разработана технология перекачки нефти, обработанной депрессатором, и система контроля реологических свойств нефтей. С увеличением дозировки депрессатора реологические свойства нефтей улучшаются только до определенного предела, после которого наблюдается обратный эффект. Предложено использовать механическое воздействие (вибрационную обработку) для улучшения реологических свойств парафинистых нефтей. Использован виброструйный электромагнитный перемешиватель, работающий в резонансном режиме на промышленной частоте с минимальными затратами электроэнергии. Показано, что эффект от совместного (комбинированного) действия виброструйной обработки и депрессатора значительно превышает эффект отдельного действия как депрессатора, так и виброструйной обработки. Так пластическая вязкость снижается в 4−8 раз, динамическое напряжение сдвига — в 2 раза, начальное напряжение сдвига — в 2−3 раза.

3. На основе изучения состава и структуры отложений на действующем трубопроводе и экспериментальных исследований установлено наличие твердых и мягких асфальтосмолопарафиновых отложений. Темп роста твер

2 3 2 дых отложений составляет 0,5−1,5 г/м сут, мягких — 10' г/м сут. Разработана методика диагностирования состояния внутренней поверхности нефтепровода на основании оперативных данных его работы по совокупности оценок гидравлических потерь и удельной теплопередачи, осредненных по длине трубопровода. Она позволяет прогнозировать необходимость, периодичность проведения и оценку эффективности мероприятий по поддержанию основных параметров эксплуатации трубопровода в рабочем состоянии. Проведены экспериментальные исследования по применению депрессаторов, ингибиторов парафинооотложений и растворителей для снижения скорости образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с внутренней поверхности трубопроводов.

4. Защита от коррозии в специфических условиях эксплуатации месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» основана на применении ингибиторов коррозии и технологических способов предотвращения коррозии. Экспериментально проверена защитная способность ингибиторов коррозии, разработан и внедрен технологический регламент их применения, обеспечивающий защитную способность до 99,5%. Разработан программный комплекс по определению коррозионно-опасных участков трубопроводов, позволяющий осуществлять изменение режимов перекачки для предупреждения образования водных скоплений. Выбраны методы и технические средства контроля скорости коррозии внутренней поверхности подводных трубопроводов и оборудования.

5. Разработана система мониторинга морских подводных трубопроводов, представляющая собой комплекс методов контроля состояния трубопроводов и организационно-технических мероприятий борьбы с осложнениями при трубопроводном транспорте продукции морских скважин в виде научно-обоснованных и экспериментально проверенных технологических регламентов.