На площадках групп скважин и одиночных скважин:

- фонтанная арматура, установленная на устье скважин;

На линейных нефте- и газопроводе:

- запорно-регулирующая арматура (ЗРА).

Источниками выбросов в процессе всего комплекса работ, связанных с эксплуатацией скважин, являются трубы котельных и факельные стояки, система сбора продукции скважин, резервуары групповых установок (ГУ), резервуары пунктов сбора, подготовки и хранения нефти. Загрязняющие вещества - предельные углеводороды С1-С5, предельные углеводороды С6-С10, ароматические углеводороды (бензол, ксилолы, толуол);

При проведении работ по капитальному ремонту скважин или зарезке вторых стволов воздействие объекта на атмосферный воздух проявится, главным образом, в выбросах выхлопных газов от двигателей спецавтотракторной техники (работы по подготовке площадок, выемке и перемещению грунта, завозу оборудования, труб, цемента и др материалов, бурения и крепления вторых стволов и т.п.).

Таблица 3 - Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

№№	Наименование ЗВ	Код	Класс оп.	ПДКм.р., мг/м3
1	Метан	410	4	50 (ОБУВ)
2	Пред. УВ С1С5	415	4	50 (ОБУВ)
3	Пред. УВ С6-С10	416	4	30 (ОБУВ)
4	Бензол	602	2	1,5
5	Ксилолы	616	3	0,2
6	Толуол	621	3	0,6

Комплекс водоохранных мероприятий направлен на обеспечение рационального использования водных ресурсов и минимизацию риска загрязнения поверхностных и подземных вод.

Загрязнение поверхностных и подземных вод возможно при нарушениях требований к охране окружающей среды в производстве работ по обслуживанию промысловых объектов, а также капитальному ремонту скважин, в результате чего может иметь место попадание, буровых растворов (БР), отработанных буровых растворов (ОБР), буровых сточных вод (БСВ), продуктов испытания скважин на рельеф.

Для предотвращения загрязнения водной среды отдельным проектом капитального ремонта скважин должно предусматриваться:

- предотвращение заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами;

- предотвращение аварийного фонтанирования;

- предотвращение образования грифонов;

- предотвращение смятия колонн и др.;

- надежная гидроизоляция технологической площадки для исключения попадания вредных веществ в поверхностные и подземные водоемы;

- планировка площадки буровой с созданием уклона к временному амбару (если проектом предусматривается его устройство) для стока раствора;

- гидроизоляция и обваловывание мест размещения емкостей для хранения ГСМ, бурового раствора, сточных вод и шлама;

- устройство двойных задвижек на емкостях, поддонов и т.п. для предотвращения разлива ГСМ;

- для сбора шлама, отработанных буровых растворов и сточных вод должны сооружаться амбары с обязательной гидроизоляцией от грунтовых вод;

- применение замкнутой циркуляционной системы водоснабжения для рационального использования воды и снижения объема сточных вод;

- запрет сброса неочищенных буровых сточных вод на рельеф, в поверхностные водотоки и подземные горизонты.

Водоохранные зоны. Водоохранной зоной является территория, прилегающая к акватории рек, озер, на которой устанавливается специальный режим в целях предотвращения загрязнения, засорения, истощения вод и заиления водных объектов.

Водоохранная зона создается как составная часть природоохранных мер, а также мероприятий по улучшению гидрологического режима и технического состояния, благоустройству рек и их прибрежных территорий.

Для озер, площадью 1-2 км2, и озер, площадью менее 1 км2, имеющих рыбохозяйственное значение для местного населения, минимальная ширина водоохранной зоны 300 м, для озер, площадью более 2 км2 - 500 м.

На территории водоохранных зон вдоль берегов по обеим сторонам русла выделяются прибрежные защитные полосы, основным назначением которых являются санитарно-защитные функции.

При соблюдении указанных рекомендаций в проекте строительства скважин загрязнение поверхностных и подземных вод при эксплуатации месторождения по настоящему проекту его доразработки не изменится по сравнению с существующим положением.

Растительность. На территории - травянисто-кустариковый растительный покров.

Животный мир представлен, в основном, разными видами домашнего скота и птицы. Из диких животных встречаются заяц, лиса. Из птиц - ворона, галка, грач, сова и др.

С целью охраны растительного и животного мира проведение работ по разработке месторождения должно сопровождаться минимальным нарушением травяного и кустарникового покрова вне пределов площадок промысловых объектов, прокладкой подъездов к площадкам с минимальным использованием земельных площадей.

Перемещение техники к площадкам следует производить по существующим дорогам, а также по вновь прокладываемым (по необходимости) насыпным гравийным дорогам, что должно быть предусмотрено проектом зарезки вторых стволов скважин.

Проведение работ не сопровождается изменением:

- гидрологического режима водных объектов;

- рельефа за пределам площадки отвода;

- параметров поверхностного стока;

- флористического разнообразия растительности;

- структуры растительного и почвенного покрова в зоне воздействия объекта;

- фаунистического состава животного мира и ихтиофауны.

Отходы производства. В процессе разработки и эксплуатации месторождения Зыбза-Глубокий Яр образуется несколько видов производственных нефтесодержащих отходов:

- отходы бурения;

- нефтешламы, образующиеся при зачистке резервуаров отстойников, трубопроводов и шламонакопителей;

- нефтесодержащий грунт (снег) с мест аварий и разливов нефти.

Нефтесодержащие отходы, образующиеся в процессе эксплуатации промысловых объектов и оборудования скважин, по токсичности в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 относятся, в основном, к III классу опасности; отходы бурения в зависимости от применяемых химреагентов относятся к II, III и IV классам опасности.

Нефтешламы. На технологических площадках при зачистке резервуаров, оборудования и трубопроводов образуются нефтесодержащие отходы, относящиеся к группе нефтешламов. Кроме того, к этой же группе отходов относятся грунты, загрязненные в результате аварийных разливов при добыче и транспорте нефти.

Твердые бытовые и нетоксичные промышленные отходы. К одной из важнейших проблем охраны окружающей среды относится сбор, удаление, утилизация и обезвреживание нетоксичных промышленных и твердых бытовых (ТБО) отходов.

Для сбора и временного накопления бытовых и промышленных отходов на территории скважин предусматриваются специальные площадки для раздельного сбора бытовых отходов и ветоши, для временного складирования металлолома. Для накопления ТБО и малогабаритных промышленных нетоксичных отходов площадки оборудуются металлическими контейнерами.

Минимизация образования отходов может достигаться по двум основным направлениям: сокращение количества отходов и уменьшение связанной с ними опасности. В рамках проекта доразработки месторождения путем зарезки вторых стволов с целью минимизации образования отходов изучаются следующие возможности:

- технологические приемы уменьшения количества отходов, путем применения различных устройств механической и химической очистки, фильтров и т.д.

- замена отдельных продуктов и процессов для уменьшения объема и токсичности образующихся отходов;

- полное использование всех промышленных химических продуктов и реагентов или возврат неиспользованных поставщику;

- снижение утечек жидких токсичных компонентов, предотвращающих накопление избыточных количеств отходов;

- контроль за соблюдением технологических регламентов производства работ.

Четкое соблюдение технических условий эксплуатации оборудования и механизмов, своевременные профилактические работы позволят устранить предпосылки сверхнормативного накопления производственных отходов.

Система управления отходами при добыче, подготовке и транспорте нефти и газа включает все виды деятельности, связанные со сбором, хранением, использованием, обезвреживанием, транспортированием, захоронением и уничтожением отходов на предприятии.

Сбор, накопление и временное хранение отходов месторождения являются неотъемлемой частью технологических процессов, в ходе которых они образуются. Все эти операции должны осуществляться с соблюдением экологических требований правил техники безопасности и пожарной безопасности с целью исключения аварийных ситуаций, причинения ущерба природной среде и здоровью людей.

Сбор продуктов испытания скважин осуществляется в герметичные металлические емкости. Площадка емкостей для продуктов испытания гидроизолируется с помощью цементно-глиняной смеси и обваловывается.

- металлолом, образующийся в процессе строительных работ, отделяется от прочих строительных отходов и хранится на площадке с твердым покрытием, обеспеченной удобными подъездными путями;

- строительные отходы должны храниться в одном определенном месте, обеспеченном подъездными путями и своевременно использоваться в нуждах предприятия (в качестве подсыпки оснований, дорожного полотна и т.д.);

- отработанные масла при работе автомашин и дорожной техники должны храниться в металлических или пластиковых бочках, установленных на металлических поддонах; либо в специальных автоцистернах установленных на площадке с водонепроницаемым покрытием, имеющим бортики, при этом обязательно раздельное хранение масел (моторных, трансмиссионных и др.) в рамках требований перерабатывающих предприятий к сдаваемому сырью;

- твердые бытовые отходы должны храниться в специальных металлических контейнерах, установленных на площадке с твердым покрытием, не допускается переполнение контейнеров;

- нефтешламы, образующиеся при зачистке дренажных емкостей, сепараторов на переработку или захоронение на полигон твердых бытовых и промышленных отходов;

- все сточные воды: дренажные, ливневые, загрязненные нефтепродуктами - собираются в герметичных емкостях, с объемом, учитывающим период их накопления, предварительно очищаются и закачиваются в систему ППД;

- промасленная ветошь накапливается в металлических ящиках на удалении от других горючих материалов и вывозится на обезвреживание на полигон твердых бытовых и промышленных отходов в соответствии с графиком.

Согласно «Правил охраны окружающей среды от отходов производства и потребления в Российской Федерации» контролю должны подвергаться все места временного хранения и захоронения отходов, образующихся в технологическом процессе, отходов потребления. Осуществление контроля за безопасным хранением отходов выполняется согласно «Плану-графику», разработанному на предприятии.

Охрана недр. Основным мероприятием по охране недр при разработке и доразработке месторождения является проведение исследований технического состояния скважин, на основании которых при необходимости выполняется проект капитального ремонта конкретных скважин и детализируется объём необходимых для этого работ и ресурсов.

В ходе доразработки и эксплуатации месторождения Зыбза-Глубокий Яр особое внимание следует уделять контролю качества изоляции и разобщения пластов, в частности, межпластовых перетоков и водонефтегазопроявлений по заколонному пространству. Что обеспечивается контролем качества изоляции пластов цементным кольцом. При исследованиях и в ходе ремонтных работ особое внимание следует уделить контролю технологии цементирования скважин, то есть качеству разобщения пластов.

3. Эксплуатация нефтепроводов и газопроводов

К началу 2000 года доля нефтепроводов с возрастом более 20 лет составила 73 процента, а более 30 лет -- 40,6 процента. Свой плановый ресурс уже выработало и более половины резервуарного парка.

По данным министерства энергетики России, до 70 процентов российских трубопроводов требует капитального ремонта. Основная причина отказов нефтегазовых сооружений -- в коррозионном факторе. В России 40-50 процентов машин и сооружений работают в агрессивных средах, 30 процентов -- в слабоагрессивных, и только около 10 процентов не требуют активной антикоррозийной защиты. На внутрипромысловых трубопроводах нефти, воды и газа 95 процентов отказов приходится на внутритрубную и наружную коррозию. (Рис.4) Ежегодно на внутрипромысловых трубопроводах происходит до 40 тысяч аварий. В 1998 году в топливно-энергетическом комплексе произошло почти 30 тысяч разрывов трубопроводов. По данным Совета Безопасности РФ, потери нефти в России в результате аварий ежегодно составляют 1,2 процента от ее добычи, т. е. не менее 3 миллионов тонн.

Рис.4 Схема нефтепровода АК «Транснефть»

На Российских нефтяных месторождениях зафиксировано около 200-400 крупных разрывов трубопроводов, более 20 тысяч кв. км. территории месторождения загрязнено нефтью. Итак, суммируя причины аварий на российском трубопроводном транспорте, специалисты выделяют четыре основные: коррозия труб (31 процент); брак оборудования по вине предприятия-изготовителя (29 процентов); повреждения при проведении строительных работ (21 процент) и повреждения, вызванные несанкционированными или непродуманными действиями третьей стороны вблизи местоположения трубопровода (19 процентов).

3.1 Электрохимическая защита нефтепроводов и газопроводов.

Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа Ј 0,6 МПа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00 и других нормативных документов по определению технического состояния, утвержденных в установленном порядке, за исключением газопроводов:

проложенных в грунтах II типа, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).

Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.

Остаточный срок службы газопроводов устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями инструкции организацией, проводившей диагностирование.

При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ 12-368-00. [14]

В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.

Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

Внеочередное диагностирование проводится в случаях:

перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;

аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;

воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если R < 500D, где D - наружный диаметр газопровода);

после землетрясения силой свыше 6 баллов.

Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются разделом 5 «Требования к электрохимической защите и методы контроля» ГОСТ 9.602, ПБ 12-368-00 и Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии.

Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню:

1. защищенности участка газопровода по протяженности;

2. защищенности участка газопровода по времени.

Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п. 5.1.1 ГОСТ 9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты.

Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствии необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95 %.

Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления.

Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры: тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки); адгезию, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р 51164-98; величину переходного сопротивления.

Величина переходного сопротивления R определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или с помощью мегомметра, например, типа М1101М или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.

При определении изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ.

При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.

Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.

По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой «катушки».

Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится.

Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в соответствии с установленными нормами.

3.2 Мониторинг эксплуатации нефтепроводов и газопроводов

Изучаемая территория сложена породами меловой системы, которая представлена чередованием песчаников, мергелей, известняков и алевролитов. Четвертичные отложения на площади не получили широкого распространения и представлены континентальными образованиями, преимущественно эллювиально-делювиальными отложениями и аллювиальными осадками реки Неберджай.

Оценка степени риска аварий, связанных с особенностями природной среды автором проведена на основе «Методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах (ОАО "Транснефть"от 30.12.1999г.). На основе данной методики предлагаемый анализ включал в себя оценку факторов влияния, связанных с природными воздействиями механического характера, а также расчёт площади загрязнения земель и водных объектов. [10]

В данной группе рассматривались факторы влияния, связанные с природными воздействиями механического характера:

- повреждения МН при деформациях грунта, происходящих в форме обвалов, оползней, селевых потоков, термокарста, солифлюкции;

- повреждения прямых и слабоизогнутых участков МН вследствие продольно - поперечного изгиба МН от действия сжимающих нагрузок с нарастанием прогибов в сечении нефтепровода;

- размывы траншеи на подводном переходе МН, связанные с переформированием русла реки, и повреждения МН от гидродинамического воздействия потока.

С точки зрения тяжести экологических последствий в общем случае можно выделить три типа условий взаимного расположения места аварии на нефтепроводах с природными объектами: 1) аварии на участках вдали от водных объектов; 2) аварии на подводных переходах нефтепровода; 3) аварии вблизи водоемов и водотоков. При авариях вблизи водоемов и водотоков соотношение объема нефти, загрязнившей сушу, и объема нефти, попавшей в водные объекты, существенно зависит от взаимного расположения нефтепровода и водных объектов, макрорельефа прилегающей территории, наличия защитных сооружений, а также массы вылившейся нефти. Согласно статистическим данным по основным видам аварий на нефтепроводах было установлено, что наиболее опасными с точки зрения медико-санитарной функции геологической среды являются аварии 2 и 3 типа. Была проведена приближенная оценка площади загрязненной водной поверхности Sp:

Sp = М / 0,003 (*), где М - масса разлившейся нефти, попавшей в водные объекты, куб. м, Sp - площадь загрязненной водной поверхности, кв. м, если площадь зеркала водоема Sв < Sp, то Sp = Sв.

При обработке информации по оценке площади загрязнения земель и водных объектов было установлено, то наибольшее количество загрязняющего вещества связано с дизельным топливом и нефтью. Льяльные воды также имеют высокую долю в общем количестве, однако характеризуются иной природой возникновения.



Рис. 3 Загрязнение вод нефтепродуктами.

Результаты, были сопоставлены с данными дистанционного зондирования по району Грушовая - Шесхарис, проведёнными ЗАО «Инжгео». В результате можно сделать вывод, что в виду сложности геологического строения вся трасса нефтепровода находится в опасной зоне риска, что требует детального изучения, прежде всего, тектонического строения района.

Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали характеризуется тремя показателями:

- удельным электрическим сопротивлением грунта, определяемым в полевых условиях;

- удельным электрическим сопротивлением грунта, определяемым в лабораторных условиях;

- средней плотностью катодного тока (jk), необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ отрицательнее стационарного потенциала (потенциала коррозии).

Если один из показателей свидетельствует о высокой агрессивности грунта (см. табл. 4), то грунт считается агрессивным, и определение остальных показателей не требуется.

Таблица 4 Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

Коррозионная агрессивность грунта	Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м	Средняя плотность катодного тока, А/м2
Низкая	Свыше 50	Менее 0,05
Средняя	От 20 до 50	От 0,05 до 0,20
Высокая	Менее 20	Свыше 0,20

Примечание:

Если удельное электрическое сопротивление грунта, измеренное в лабораторных условиях, равно или выше 130 Ом·м, оценка коррозионной агрессивности грунта по средней плотности катодного тока не требуется; коррозионная агрессивность грунта принимается низкой.

Опасным влиянием блуждающего постоянного тока на подземные стальные трубопроводы является наличие изменяющегося по знаку и по величине смещения потенциала трубопровода по отношению к его стационарному потенциалу (знакопеременная зона) или наличие только положительного смещения потенциала, как правило, изменяющегося по величине (анодная зона). Для проектируемых трубопроводов опасным считается наличие блуждающих токов в земле.

Опасное воздействие переменного тока на стальные трубопроводы характеризуется смещением среднего потенциала трубопровода в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу, либо наличием переменного тока плотностью более 1 мА/см2 (10 А/м2) на вспомогательном электроде.

Применение ЭХЗ обязательно:

- при прокладке трубопроводов в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью (защита от почвенной коррозии);

- при наличии опасного влияния постоянных блуждающих и переменных токов.

Заключение

В настоящее время в кругах специалистов и на всех уровнях власти осознана реальная угроза развитию нефтегазового комплекса, обусловленная недостаточной обеспеченностью его ресурсной базы. Геоэкологическая обстановка на месторождениях является одной из важных особенностей при эксплуатация нефтегазопроводов. С этой точки зрения Северо-Западный Кавказ является зоной активного строительства и освоения. Анализ надежности нефтепроводов показывает, что безопасность управляемых технологических комплексов обусловлена частотой и тяжестью повреждений линейной части. С другой стороны, значительное число нарушений трубопроводов, проложенных в горных частях, связано с физико-геологическими условиями региона.

Данная работа была посвящена Геолого геохимической защите нефтепроводов Южного Борта Западно-Кубанского прогиба (на примере месторождений Зыбза Глубокий Яр, Абино-Украинское).

В результате проведенных исследований изучены геоэкологические особенности месторождений Зыбза Глубокий Яр, Абино-Украинское показаны преимущества и недостатки метода электрохимическое защиты нефтепроводов от коррозии.

В процессе работы решены следующие задачи:

1) проведен сбор и анализ геолого-геофизической информации района исследования;

2) рассмотрен литолого-стратиграфический разрез территории; структурно-тектонические особенности изучаемого района;

3) выполнен анализ состояния геоэкологической обстановки среды на месторождениях Зыбза Глубокий Яр и Абино-Украинское;

4) выявлены геолого-структурные особенности территории и факторы геодинамического риска при эксплуатации нефтепроводов;

5) Проанализированы основные случаи аварий на нефтепроводе и предложены методы из защиты;

6) Обобщены имеющиеся опубликованные, фондовые и фактические материалы по перспективам развития методов защиты нефтепроводов от коррозии.

В данной работе проанализировано большое количество материала, что позволило раскрыть тему, которая безусловно актуальна и представляет собой большой интерес при строительстве и эксплуатации нефтепроводов и газороводов.

Список использованных источников

1.Величко А.В., Буряк В.Н., Федотова С.А. Детальное изучение геологического строения нефтяных и газовых месторождений Краснодарского края в связи с доразработкой. - КФ ВНИИ, Краснодар, 1967.

2. Винокурцев Г.Г. Совершенствование методологии в нормативно-технической документации противокоррозионной защиты МГ //Газовая промышленность. - 1992. - № 9.

3.Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Москва, «Недра», 1962 г.

4. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984.

5. Краснодарский край. Почвенно-экологический атлас. - Краснодар 1999,

6. Петрова Л.М. Научно-технический семинар «Определение эффективности катодной защиты подземных и подводных сооружений». Защита металлов. - М: Наука. Т. 26. -1990.-№1.

7. Первунин В.В., Винокурцев ГГ., Винокурцев А.Г., Крупин В.А. К вопросу о выборе оптимального преобразователя для катодной защиты трубопроводных систем. //Техносферная безопасность: Материалы 7-й Всерос, науч.-практ. конф. - Ростов н/Д: РГСУ, 2002.

8. Пивень А.Г. Анализ разработки миоценовых отложений Абино-Украинского месторождения, Краснодар, 1969 г., фонды ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (ВНИПИтермнефть).

9. Сборник нормативно-технических документов для газопровода Россия-Турция через акваторию Черного моря (проект «Голубой поток»). ВРД 39-1.10-017-2000. Т. 1, 2. - М.. 2002.

10. Фатрахманов Ф.К., Винокурцев ГГ. Некоторые вопросы определения переходного сопротивления протяженных подземных сооружений //Материалы краткосрочного семинара 11-12 октября. Защита подземных сооружений от коррозии. ¦- Л.: ДНТП общества «Знание», 1990.

11. Хаин В. Е. Основные этапы геотектонического развития Кавказа / В. Е. Хаин, Л. Н. Леонтьев // Бюлл. МОИП. Отд. геол. - Т. 121. Новая серия. - 1950. - Вып. 4.

12. Чернов Б.С., Гарбузова А.Г. и др. Изучение разработки месторождения Зыбза треста Черноморнефть. - КФ ВНИИ, Краснодар, 1949.

13. Чирсков В.Г. и др. Строительство магистральных трубопроводов: Справочник -М.:-Недра, 1991.

14. Шор Л.Д. Развитие и совершенствование строительства магистральных трубопроводов в СССР: Научно- технический обзор. Серия Проектирование и строительство трубопроводов и газоконденсатных сооружений. - М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1973.

15. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища: Учебник для вузов - М. Недра, 1991.

Размещено на Allbest.ru

...