Разработка марок стали для труб повышенной и высокой прочности, стойких к углекислотной коррозии, в хладостойком исполнении Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

УДК 621.674+669.1

П.В. Крылов1; А.Г. Ширяев2; С.Г. Чикалов2; И.Ю. Пышминцев3; С.Г. Четвериков4; С.А. Рекин5, e-mail: RekinSA@tmk-group.com

1 ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).

2 ПАО «ТМК» (Москва, Россия).

3 ОАО «Российский научно-исследовательский институт трубной промышленности» (РОСНИТИ) (Челябинск, Россия).

4 АО «Волжский трубный завод» (Волжский, Россия).

5 ООО «ТМК-Премиум Сервис» (Москва, Россия).

Разработка марок стали для труб повышенной и высокой прочности, стойких к углекислотной коррозии, в хладостойком исполнении

В статье представлен опыт освоения производства высокопрочных обсадных и насосно-компрессорных труб из коррозионно-стойких мартенситных сталей с содержанием Cr 13 масс. %. Работа проводилась в рамках договора между ПАО «Газпром» и ПАО «ТМК» на производство, поставку, техническое, сервисное и ремонтное обслуживание импортозамещающей продукции под гарантированные объемы поставок будущих лет.

В рамках проекта были разработаны составы и технологии производства нарезных труб нефтяного сортамента, обеспечивающие: высокую стойкость к углекислотной коррозии; хладостойкость продукции; широкий диапазон прочностных характеристик, в том числе для достижения минимальных пределов текучести 552-758 МПа в трубах в обычном и хладостойком исполнениях; абсолютную газовую герметичность резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб. При разработке технологий была учтена возможность массового производства в условиях трубных заводов, экономическая целесообразность, высокий экспортный потенциал. При производстве труб повышенной и высокой прочности (группы L80, С95, Р110) были использованы стойкие стали с 13 масс. % Cr, в которых доминирующей составляющей являются продукты отпуска мартенсита. Для достижения требуемых показателей ударной вязкости при температуре -60 °С часть продукции выпускается из сталей, дополнительно легированных никелем и молибденом.

В целях обеспечения герметичности соединений освоено производство перечня газогерметичных резьбовых соединений премиум, в том числе безмуфтовых, для различных горно-геологических условий строительства скважин. Стендовые и промысловые испытания труб и разработанных резьбовых соединений подтвердили соответствие продукции заявленным требованиям. По итогам испытаний продукция применяется на объектах Группы «Газпром».

Ключевые слова: обсадная труба, насосно-компрессорная труба, коррозионно-стойкая сталь, высокопрочная труба, хладостойкая труба, углекислотная коррозия, многолетнемерзлые породы, газогерметичное резьбовое соединение, им-портозамещение.

P.V. Krylov1; A.G. Shiryaev2; S.G. Chikalov2; I.Yu. Pyshmintsev3; S.G. Chetverikov4; S.A. Rekin5, e-mail: RekinSA@tmk-group.com

1 Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russia).

2 TMK PJSC (Moscow, Russia).

3 Russian Scientific Research Institute of the Pipe and Tube Industry OJSC (RosNITI) (Chelyabinsk, Russia).

4 Volzhsky Pipe Plant JSC (Volzhsky, Russia).

5 TMK-Premium Service LLC (Moscow, Russia).

Development of Steel Grades for Low-Temperature Pipes with Increased and High Strength, Resistant to the Carbon Dioxide Corrosion

The article presents the experience of high-strength casing and tubing production from corrosion-resistant martensitic steels with 13 wt. % of Cr. The work was carried out under the agreement between Gazprom PJSC and TMK PJSC about production, supply, engineering maintenance, and also support and repair services of import-substituting products for

48

№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PRODUCTION

guaranteed deferred deliveries. The chemical composition of steel and technology of the threaded oil pipes production were developed to achieve the goal of TMK PJSC. Main properties of the created production are as follows: high resistance to the carbon dioxide corrosion; cold resistance; a wide range of strength characteristics, including minimum yield strength 552-758 MPa in the standard and low-temperature pipes. There are also a possibility of mass production at the pipe plants, an economic expediency and a high export potential. Besides that, it was necessary to ensure an absolute gas tightness of threaded joints for casing and tubing. The usage of corrosion-resistant steel grades with increased and high strength (L80, C95, P110 groups), containing 13 wt. % of Cr, in the pipe production was a rational way of ensuring a compliance of pipe products to the requirements of the contract. These steels are mainly consist of the martensite tempering products. The part of the production is produced from steels, additionally alloyed with nickel and molybdenum to achieve the required index of impact toughness at 60 °C. The production of a range of gas-tight threaded premium joints, including streamline joints, for various mining and geological conditions of well construction was established to ensure the tightness of joints. Bench and field testing of pipes and developed threaded joints confirmed the compliance of products to the declared requirements. The products are used at the facilities of Gazprom Group according to the tests results.

Keywords: casing pipe, tubing, corrosion-resistant steel, high-strength pipe, low-temperature pipe, carbon dioxide corrosion, permafrost, gas-tight threaded joint, import substitution.

В рамках политики технологического развития и снижения зависимости от импорта по ключевым направлениям производственной деятельности ПАО «Газпром» организована и ведется планомерная работа по расширению использования импортозамещающей продукции, предлагаемой научно-производственными предприятиями субъектов РФ.

Потребность ПАО «Газпром» в высокотехнологичной продукции поставила перед отечественными поставщиками трубной продукции новые задачи. В число приоритетных направлений вошли освоение производства и разработка бесшовных насосно-компрессорных и обсадных труб различного назначения и типа в коррозионно-стойком и хладостойком исполнении для объектов Чаяндинского, Ковыктинского и Уренгойского месторождений, а также шель-фовых месторождений - Киринского и Южно-Киринского.

В ходе выполнения Программы им-портозамещения в 2015 г. между ПАО «Газпром» и ПАО «ТМК» заключен Договор на производство, поставку, техническое, сервисное и ремонтное обслуживание импортозамещающей продукции под гарантированные объемы поставок будущих лет (далее - Договор).

В рамках подписанного Договора ПАО «ТМК» предстояло освоить серийный выпуск обсадных и насосно-ком-прессорных труб в коррозионно-стойком исполнении из стали с 13 масс. % Cr повышенной и высокой прочности (группы L80, С95, Р110) и с газогерметичными резьбовыми соединениями премиум в хладостойком и коррозионно-стойком исполнениях. Данные трубы предназначены для работы в условиях коррозионных сред с содержанием СО2 до 6 % и являются функциональным аналогом импортных изделий производства Sumitomo Metal Industries Ltd. (Япония), JFE (Япония).

ОПТИМИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА СТАЛЕЙ С СОДЕРЖАНИЕМ ХРОМА ОКОЛО 13 МАСС. % ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОМПЛЕКСА МЕХАНИЧЕСКИХ,ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ Одна из значительных проблем, с которой приходится сталкиваться сегодня при строительстве скважин Бованен-ковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) и эксплуатации ачимовских залежей Уренгойского га-зоконденсатного месторождения, - это опасность коррозионных разрушений труб и оборудования из-за присутствия

в добываемой продукции скважин месторождений диоксида углерода. Угле-кислотная коррозия является достаточно распространенным для газовых месторождений явлением как в России (в частности, на месторождениях Краснодарского края), так и за рубежом (месторождения Средней Азии, Украины и пр.). Известен как отрицательный опыт, связанный с недоучетом опасности коррозионных проявлений и соответствующими негативными последствиями, так и положительный опыт борьбы с углекислотной коррозией. Особенность проблемы внутренней коррозии скважин, промыслового оборудования и газопроводов состоит в многофакторности и специфичности коррозионных процессов, а также в неповторимости каждого газового месторождения и, как следствие, в различиях условий работы и коррозионного разрушения труб и оборудования на различных месторождениях. Соответственно, как следует из опыта эксплуатации оборудования на месторождениях природного газа, характер и интенсивность коррозии на разных месторождениях могут существенно отличаться, и, зная содержание СО2 в газе, можно лишь ориентировочно оценить степень коррозионной опасности.

Ссылка для цитирования (for citation):

Крылов П.В., Ширяев А.Г., Чикалов С.Г., Пышминцев И.Ю., Четвериков С.Г., Рекин С.А. Разработка марок стали для труб повышенной и высокой прочности, стойких к углекислотной коррозии, в хладостойком исполнении // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 12. С. 48 - 53. Krylov P.V., Shiryaev A.G., Chikalov S.G., Pyshmintsev I.Yu., Chetverikov S.G., Rekin S.A. Development of Steel Grades for Low-Temperature Pipes with Increased and High Strength, Resistant to the Carbon Dioxide Corrosion (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 12, P. 48-53.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017

49

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

0% Сг

10

1 I

го ,

о <v

а. 2

2 ¡=

13% С г

17%Сг 25%Сг

50

100

150

Температура, °C Temperature, °C

200

250

Рис. 1. Скорость углекислотной коррозии сталей с различным содержанием хрома. Р = 3 МПа; водный раствор 5 % NaCI

Fig. 1. Rate of the carbon dioxide corrosion of steels with different chromium content. Р = 3 MPa; 5 % NaCI water solution

Опыт эксплуатации месторождений, в добываемой продукции которых содержится СО2, показывает, что игнорирование средств защиты от углекислот-ной коррозии приводит к несравнимо большим потерям, чем стоимость мер противокоррозионной защиты. Рациональным способом решения проблемы углекислотной коррозии является использование высокохромистых сталей. Для этого наилучшим образом подходят содержащие около 13 масс. % хрома коррозионно-стойкие стали с микроструктурой, в которой доминирующей составляющей являются продукты отпуска мартенсита [1]. Продукция, выпущенная из таких сталей, составляет не менее 70 % общего потребления труб из коррозионно-стойких марок стали. При этом объем производства такой продукции в мире неуклонно растет с 1980-х гг., что связано с неуклонным увеличением доли добычи в осложненных углекислотной коррозией условиях. Следует отметить, что стали с содержанием хрома около 13 масс. % обеспечивают достаточно высокую стойкость (рис. 1) в диапазоне повышенных температур, в случаях, когда проблемы коррозионной защиты не могут быть эффективно решены за счет полимерных покрытий. Более того, за последние 10-15 лет спрос на

трубы из коррозионно-стойких сталей и сплавов заметно увеличился, в результате чего были разработаны международные стандарты на сегмент насосно-компрессорных и обсадных труб из сложнолегированных мартен-ситных, супермартенситных, феррит-ных, суперферритных, двухфазных аустенито-ферритных, аустенитных сталей, а также сплавов на основе никеля (к примеру, [2]). Марки (группы) стали, включенные в стандартные спецификации API 5CT [3], получили самое широкое распространение - прежде всего, группа прочности L80 13Cr, максимально схожая по составу с массовой отечественной маркой 20Х13. Однако трубы из нее для нефтяной и газовой промышленности не выпускались ввиду отсутствия спроса (необходимости разработки таких запасов), а точечная потребность удовлетворялась за счет разовых поставок импортной продукции. В настоящее время ввиду начала разработки таких месторождений в РФ спрос сформирован. Однако специфика условий добычи, в первую очередь при экстремально низких температурах окружающей среды в зимнее время, не позволяет использовать простые композиции по причине очень ограниченной вязкости. В то же время применение труб

из супермартенситных марок стали, например, по ISO 13680:2010 [4] позволяет гарантировать высокие пластические свойства и очень высокий уровень ударной вязкости при -60 °С при пределе текучести 552-862 МПа, но приводит к очень резкому росту капитальных затрат ввиду высокого содержания молибдена (1,5-3,0 %), никеля (4,5-6,5 %) и ультранизкого содержания углерода (не более 0,03 %), что делает практически невозможными выплавку и разливку на оборудовании, предназначенном для производства продукции массового применения. Таким образом, актуальной стала задача разработки составов, технологии производства нарезных труб нефтяного сортамента из высокохромистых марок стали, обеспечивающих наряду с высокой стойкостью к углекислотной коррозии:

• выполнение требований по хладо-стойкости, необходимых в условиях сурового климата газовых и газоконден-сатных месторождений ПАО «Газпром»;

• широкий диапазон прочностных характеристик, в том числе и для гарантированного достижения минимальных пределов текучести от 552 до 758 МПа в трубах в обычном и хладостойком исполнениях;

• возможность массового производства в условиях трубных заводов, включая выплавку и непрерывную разливку стали;

• конкурентоспособный уровень себестоимости, экономическую целесообразность широкого применения, высокий экспортный потенциал. Таким образом, исследования были направлены на поиск целевых составов высокохромистой стали, соответствующих в состоянии после закалки и высокого продолжительного отпуска различным группам прочности и исполнения. В качестве основного направления изменения состава стали было выбрано снижение содержания углерода и повышение содержания никеля, что позволяло сохранять структурный класс стали и уменьшить температуру перехода к хрупкому разрушению. Области рационального применения разработанных марок стали приведены в таблице.

50

№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PRODUCTION

Марки стали на основе составов с 13 масс. % Cr и области их рационального применения

Steel grades based on the chemical compositions with 13 wt. % Cr and the spheres of their application

Марка стали Steel grade Условный коэффициент стоимости металлошихты Conditional cost factor of metal charge Группа прочности Strength group

L80 13Cr L80 13CrL R9513Cr R95 13CrL P110 13Cr P110 13CrL P110 13CrLL

Обычное исполнение Standard made Хладостойкое исполнение Cold- resistant made Обычное исполнение Standard made Хладостойкое исполнение Cold- resistant made Обычное исполнение Standard made Хладостойкое исполнение Cold- resistant made Повышенное хладостойкое исполнение Increased cold-resistant made

20Х13 20Kh13 1,0 + - - - - - -

15Х13Н2, 15Х13Н2Б 15Kh13N2, 15Kh13N2B 1,2 + + + + - - -

10Х13Н2МФ, 10Х13Н3МФБ 10Kh13N2MF, 10Kh13N3MFB 1,5 - - + + + + ±

04Х13Н5М2Б 04Kh13N5M2B 2,2 - - - - - + +

+ - производство целесообразно (production is economic).

— производство технически невозможно либо экономически нецелесообразно (production is technically impossible or economically impractical).

ЭКСПО-ВОЛГА

организатор выставок с 1986 г.

ул. Мичурина, 23а тел.: (846) 207-11-24

www.expo-volga.ru

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

0,10

-Q

H *Л

и

О

й- = s ->

Требования СТО ГАЗПРОМ

Requirements of Company Standard STO Gazprom

Содержание Cr, масс. % Content of Cr, wt. %

Рис. 2. Влияние состава стали на скорость коррозии хромистых трубных сталей по результатам испытаний в лаборатории ОАО «РосНИТИ»:

а) 5 % NaCI, 107 °C, РСОг = 0,1 МПа, скорость потока - 3,8 м/c;

б) 5 % NaCI + 0,5 % CH3COOH + CH3COONa, pH = 4,0, РСОг = 3 MPa, 90 °C

Fig. 2. Influence of the steel chemical composition on the corrosion rate of chromium pipe steels according to the tests results at the laboratory of RosNITI:

а) 5 % NaCI, 107 °C, РСОг = 0,1 МРа, flow rate - 3.8 m/s; б) 5 % NaCI + 0,5 % CH3COOH + CH3COONa, pH = 4.0, РСОг = 3 MPa, 90 °C

Электрохимические и автоклавные исследования в лабораториях ОАО «РосНИТИ» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» подтвердили соответствие предложенных материалов критериям коррозионной стойкости СТО Газпром 2-4.1-228-2008 в модельной среде со скоростью не выше 0,1 мм/год. Температурный интервал испытаний соответствовал диапазону, в котором стойкость обычных низколегированных и углеродистых сталей минимальна, что определяет необходимость применения высокохромистых композиций. При этом наблюдалась естественная закономерность повышения стойкости к коррозионному повреждению при снижении содержания углерода в разработанных марках (рис. 2). Скорость коррозии высокохромистой стали по удельному снижению массы в модельных средах практически на 1-2 порядка ниже, чем в низколегированных сталях, получивших наиболее широкое применение. Обеспечение требуемой хладостойко-сти и вязкости при низких температурах труб в высокопрочных состояниях потребовало особого контроля за формированием микроструктуры на стадии горячей деформации и термической обработки. Для этого были разработаны составы, микролегированные ниобием, что обеспечило дополнительный запас хладостойкости и прочности, увели-

чив его на 15-30 % без существенного влияния на себестоимость. Данный эффект наблюдается практически во всех сталях, включая стали и со структурой отпущенного мартенсита, который по-

лучается за счет измельчения размеров исходного аустенитного зерна, роста мартенсита во время горячей прокатки и последующей термической обработки дисперсными выделениями карбони-

о о

о о

ТО

m [о

О)

Se Е

aj <и

1MHJ IHM

mm -

I.™ -

lion -

UDO -

1000 -

'Ml] -

(KHI -

ТОО -60(1

A

ÎTTli

j.TiN*VN<r„l.

r*H№Cr0C,+aVCrN)

>.У|ШР .С<ДУС.Ч1 jrX TlH+O .OZIVON

a n+TiN+OjN+i^iX'.+ÄVt.'iN]

n + TiN+CrN+Çr.C.+A VONI

0.10

C, масс. % C, wt. %

e,u

Se E

1JOO 1.400 1,300

r-M^CNI

S*T-NWCN>-A!N уЬЧЫСХЬМК

.fr+-r-Nb<CN)»AIN-(,i.lC.

yj-WbiCNJ+AIN+CfuC;

tNbfQiHAIN+CrX

-KbtïVINI

IhJ+tr^C.+NbCrViN)

a+f.AINHr.C.^M-WIN»

1J

JS

4.5

Ni, wacc. % Ni, wt. %

а) a) б) b)

Рис. 3. Влияние содержания углерода (а) и никеля (б) на равновесный фазовый состав стали марки 10Х13Н3МФБ Fig. 3. Influence of the carbon (a) and nickel (b) content on the equilibrium phase composition of 10Kh13N3MFB steel

52

№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PRODUCTION

тридов ниобия,которые стабильны и при высоких температурах горячего прессования. Проведенные термодинамические исследования (рис. 3) позволили оптимизировать получаемые технологические свойства стали для производства труб группы прочности Р110 в хладостойком исполнении за счет управления фазовым составом при температурах прессования. На расчетных диаграммах фазового равновесия видно, что с увеличением содержания никеля и углерода температура начала образования дельта-феррита закономерно увеличивается. Однако с точки зрения обеспечения требуемых вязких характеристик при низких температурах легирование никелем, несомненно, является предпочтительным, но существенно повышает стоимость. Таким образом, для достижения необходимого комплекса механических, технологических и эксплуатационных свойств при приемлемой стоимости материала была успешно проведена оптимизация химического состава. Опыт освоения ПАО «ТМК» производства отечественных обсадных и насо-сно-компрессорных труб из сталей с 13 масс. % Сг стал первым для российских производителей трубной продукции. Производимый сортамент труб -

60-178 мм. Кроме того, на Волжском трубном заводе ПАО «ТМК» освоено серийное производство обсадных и насо-сно-компрессорных труб из сложноле-гированных сталей на основе известных составов с содержанием 13 масс. % Сг, дополнительно легированных никелем и молибденом для достижения требуемых высоких показателей ударной вязкости при температуре -60 °С [5]. Продукция успешно применяется на объектах ПАО «Газпром».

РАЗРАБОТКА РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ КЛАССА ПРЕМИУМ В ЦЕЛЯХ ОБЕСПЕЧЕНИЯ АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОВОЙ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СОЕДИНЕНИЙ ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ При строительстве и эксплуатации газовых скважин особое внимание уделяется абсолютной газовой герметичности резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб. До 50 % различных отказов с колоннами этих труб происходит по причине негерметичности их соединений. Поэтому особую актуальность приобретают вопросы, связанные с надежной эксплуатацией резьбовых соединений, которые должны обеспечивать герметичность

колонн во все периоды жизни скважины и в различных условиях эксплуатации. В рамках выполнения Программы научно-технического сотрудничества с ПАО «Газпром» ПАО «ТМК» освоено производство перечня газогерметичных резьбовых соединений класса преми-ум для различных горно-геологических условий строительства скважин (ТМК UP FMC, TMK UP GF, TMK UP PF,TMK UP TTL-01, TMK UP CS, ТМК UP FMT), в том числе безмуфтовых газогерметичных резьбовых соединений(TMK UP FJ, TMK UP SF).

Разработанные резьбовые соединения прошли стендовые испытания на подтверждение газовой герметичности, а также испытания в средах, содержащих коррозионно-активные вещества, такие как сероводород и углекислый газ. Исследование проводилось в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Промысловые испытания были реализованы в реальных производственных условиях на скважинах Краснодарского, Уренгойского, Оренбургского и Астраханского месторождений. В настоящее время трубы с газогерметичными резьбовыми соединениями производства предприятий ПАО «ТМК» применяются на объектах компаний Группы «Газпром».

References:

1. Hashizume S., Alnuaim T., Ono T. Performance of High Strength Low C - 13 % Cr Martensitic Stainless Steel. NACE Corrosion Conference & EXPO, 2007, No. 07089, 8 p.

2. ANSI/NACE MR0175/IS0 15156. Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing Environments in Oil and Gas Production. Part 3. Cracking-Resistant CRAs (Corrosion-Resistant Alloys) and Other Alloys. 2nd edition. Houston, NACE International, 2010, 80 p.

3. API Specification 5CT. 9th Edition, 2011 [Electronic source]. Access mode: www.api.org/~7media/fiLes/certification/monogram-apiqr/program-updates/5ct-9th-edition-purch-guidelines-r1-20120429.pdf (Access date: December 16, 2017).

4. ISO 13680:2010. Petroleum and Natural Gas Industries - Corrosion-Resistant Alloy Seamless Tubes for Use as Casing, Tubing and Coupling Stock - Technical Delivery Conditions [Electronic source]. Access mode: www.iso.org/standard/56098.html (Access date: December 16, 2017).

5. Company Standard STO Gazprom 2-4.1-228-2008. Technical Requirements to Tubing for the Fields of Gazprom OJSC [Electronic source]. Access mode: http://files.stroyinf.ru/Data1/58/58298/ (Access date: December 16, 2017). (In Russian)

Литература:

1. Hashizume S., Alnuaim T., Ono T. Performance of High Strength Low С - 13 % Cr Martensitic Stainless Steel. NACE Corrosion Conference & EXPO, 2007, No. 07089, 8 p.

2. ANSI/NACE MR0175/IS0 15156. Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing Environments in Oil and Gas Production. Part 3. Cracking-Resistant CRAs (Corrosion-Resistant Alloys) and Other Alloys. 2nd edition. Houston, NACE International, 2010, 80 p.

3. API Specification 5CT. 9th Edition. 2011 [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.api.org/~/media/files/certification/monogram-apiqr/program-updates/5ct-9th-edition-purch-guidelines-r1-20120429.pdf (дата обращения: 16.12.2017).

4. ISO 13680:2010. Petroleum and Natural Gas Industries - Corrosion-Resistant Alloy Seamless Tubes for Use as Casing, Tubing and Coupling Stock - Technical Delivery Conditions [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.iso.org/standard/56098.html (дата обращения: 16.12.2017).

5. СТО Газпром 2-4.1-228-2008. Технические требования к насосно-компрессорным трубам для месторождений ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Data1/58/58298/ (дата обращения: 16.12.2017).

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017

53