Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108843

10.54859/kjogi108843

Research Article

Calculation of cathodic (electrochemical) protection stations to ensure corrosion protection and operational reliability of oil pipelines

Sarkulova

Zhadyrassyn S.

PhD, Associate Professorzhadi_0691@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0001-8539-1802Issengaliyeva

Gulya A.

Cand. Sc. (Pedagogics), Associate Professorisengul@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0001-8742-6378Shilmagambetova

Zhadra Zh.

Cand. Sc. (Pedagogics), Associate Professorzhadra_69@mail.ruhttps://orcid.org/0009-0008-8780-7160Orazbekova

Riza Zh.

Cand. Sc. (Engineering), Associate Professorriza_o@mail.ruhttps://orcid.org/0009-0007-3970-3706

The Pennsylvania State UniversityZhubanov University

24122025

743846

26032025

27112025

2025

Background: Corrosion is among the primary factors that diminish the reliability and service life of oil pipelines. Among the existing corrosion-mitigation techniques, cathodic (electrochemical) protection is widely regarded as the most effective method, enabling a substantial extension of pipeline longevity and a significant reduction in operational risks. Aim: The aim of this study is to calculate and analyze the key parameters of cathodic protection stations to ensure effective electrochemical protection of oil pipelines, enhance the reliability of their operation, and prevent corrosion-related degradation. Materials and methods: The study relied on the regulatory document RD 153-39.4-039-99 and methodological guidelines for the design of electrochemical protection systems. Calculations were performed using the established formulas proposed by Bykov et al. (2006), incorporating soil resistivity as well as the length and geometric parameters of the pipeline. Additionally, the analysis examined how potentials, currents, and resistances are distributed within the pipeline–soil system. Results: The study identified the optimal design parameters for cathodic protection stations, including current load, the required number of anodes, grounding resistance, and power supply capacity. The findings demonstrate that properly selecting these parameters helps maintain a stable protection potential and significantly enhances the operational lifetime of the pipeline. Conclusion: Implementing cathodic protection based on accurately calculated design parameters enhances the operational safety of oil pipelines, mitigates corrosion-related risks, and reduces the overall maintenance costs.

oil pipelinescathodic protectionelectrochemical protectioncurrent magnitudeprotection system

мұнай құбырларыкатодтық қорғауэлектрохимиялық қорғауток мөлшеріқорғау жүйесі

нефтепроводыкатодная защитаэлектрохимическая защитавеличина токасистема защиты

<h3>Кіріспе</h3> Магистральдық құбырларды катодтық қорғауды есептеу РД 153-39.4-039-99<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a> құжатына «Магистральдық құбырлар мен өндірістік нысандардың электрохимиялық қорғанысын жобалау жөніндегі нұсқаулық» және қолданыстағы жобалау нормаларына<a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a> сәйкес жүргізілді [1]. Өндірістік нысандарға мұнай айдау станциялары мен оларға тиесілі технологиялық алаңдар жатады. Есептеу әдістемесі Л.И. Быков, және б., еңбегіндегі «Газ-мұнай құбырларын салу және жөндеу кезіндегі типтік есептеулер» құралында ұсынылған тәсілдер негізінде орындалды. Бұл әдістің маңыздылығы РД 153-39.4-039-99 және РД 91.020.00-КТН-149-06<a href="#_ftn3" name="_ftnref3">[3]</a> нормативтік құжаттарымен анықталады. Магистральдық мұнай құбырлары – Қазақстан Республикасының энергетикалық инфрақұрылымының маңызды бөлігі болып табылады. Бұл зерттеуде Батыс Қазақстан аймағы арқылы өтетін диаметрі 820 мм, қабырғасының қалыңдығы 9 мм және жалпы ұзындығы шамамен 1000 км болатын магистральдық мұнай құбырының учаскелері қарастырылды. Зерттеудің басты мақсаты – әртүрлі меншікті электр кедергісі бар топырақ жағдайларында катодтық (электрохимиялық) қорғау станцияларының оңтайлы есептеу параметрлерін анықтау және құбырдың ұзақ мерзімді сенімділігін қамтамасыз ету болып табылады [1–3]. 1-кестеде магистральдық құбыр желісінің ұзындығының әртүрлі бөліктері өтетін топырақтардың меншікті электр кедергісі көрсетілген. Бұл деректер катодтық қорғау станцияларын есептеу кезінде негізгі бастапқы параметр ретінде алынды. 1-кесте. Құбыр ұзындығының үлесі мен меншікті электр кедергісінің мәндері Table 1. Proportion of pipeline length and specific electrical resistance values <table> <tbody> <tr> <td> № </td> <td> 1 </td> <td> 2 </td> <td> 3 </td> <td> 4 </td> <td> 5 </td> <td> 6 </td> </tr> <tr> <td> Құбыр ұзындығының үлесі, l/L </td> <td> 0,3 </td> <td> 0,2 </td> <td> 0,1 </td> <td> 0,2 </td> <td> 0,1 </td> <td> 0,1 </td> </tr> <tr> <td> Меншікті электр кедергісі, Ом·м </td> <td> 20 </td> <td> 30 </td> <td> 40 </td> <td> 50 </td> <td> 160 </td> <td> 180 </td> </tr> </tbody> </table> Дренаж желісі ретінде атмосфералық алюминий сымы бар ағаш тіректерге бекітілген темірбетон приставкалар қолданылады. «Құбыр – топырақ» жүйесінің бастапқы өтпелі кедергісі 9000 Ом·м² шамасында. Қорғаныс жабынының тозу қарқыны – жылына 0,125. Анодты жерге қосу тікелей топыраққа орнатылған, ұзындығы 1,4 м, диаметрі 0,03 м және салмағы 10 кг болатын электродтардан тұрады [2]. Құбыр жолы бойындағы топырақтың меншікті электр кедергісінің орташа мәні (1): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mrow><mi>т</mi><mo>.</mo><mi>о</mi><mi>р</mi><mi>т</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>20</mn><mo>⋅</mo><mn>0,3</mn><mo>+</mo><mn>30</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>0,</mn><mrow><mn>2</mn><mo>+</mo></mrow></msup><mn>40</mn><mo>⋅</mo><mn>0,1</mn><mo>+</mo><mn>50</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>0,</mn><mrow><mn>2</mn><mo>+</mo></mrow></msup><mn>160</mn><mo>⋅</mo><mn>0,1</mn><mo>+</mo><mn>180</mn><mo>⋅</mo><mn>0,1</mn><mo>=</mo><mn>60</mn><mo></mo></math>Ом·м (1) Құбырдың ұзындық бірлігінің бойлық кедергісі (2): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>R</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>0,245</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>6</mn></mrow></msup></mrow><mrow><mn>3,14</mn><mo>⋅</mo><mn>0,009</mn><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mn>0,82</mn><mo>−</mo><mn>0,009</mn></mrow></mfenced></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>10,67</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>6</mn></mrow></msup></math> Ом/м (2) Оқшаулау ұзындығының бірлігінің кедергісі катодтық қорғау станциясының (КҚС) нормативтік қызмет мерзімінің соңында (4): Rоқш(τоқш) =<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mfrac><mn>9000</mn><mrow><mn>3,14</mn><mo>⋅</mo><mn>0,82</mn></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><msup><mi>e</mi><mrow><mo>−</mo><mn>0,125</mn><mo>⋅</mo><mn>9,5</mn></mrow></msup><mo>=</mo><mn>10660</mn></math>Ом/м (3) Оқшаулау ұзындығының бірлігінің кедергісі КҚС нормативтік қызмет ету мерзімі үшін орташа есеппен (4): Rоқш.орт =<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mfrac><mn>9000</mn><mrow><mn>3,14</mn><mo>⋅</mo><mn>0,82</mn><mo>⋅</mo><mn>0,125</mn><mo>⋅</mo><mn>9,5</mn></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mn>1</mn><mo>−</mo><msup><mi>e</mi><mrow><mo>−</mo><mn>0,125</mn><mo>⋅</mo><mn>9,5</mn></mrow></msup></mrow></mfenced><mo>=</mo><mn>2045,8</mn><mo></mo></math>Ом (4) Құбырдың кіріс кедергісінің орташа мәні және катодты қондырғыларды пайдаланудың нормативтік мерзімі (5): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Z</mi><mrow><mi>о</mi><mi>р</mi><mi>т</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>0,5</mn><mo>⋅</mo><msqrt><mn>10,67</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>6</mn></mrow></msup><mo>⋅</mo><mn>2045,8</mn></msqrt><mo>=</mo><mn>73,8</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>3</mn></mrow></msup></math>Ом (5) Сол сияқты нормативтік пайдалану мерзімінің соңына қарай (6): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Z</mi><mi>с</mi></msub><mo>=</mo><mn>0,5</mn><mo>⋅</mo><msqrt><mn>10,67</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>6</mn></mrow></msup><mo>⋅</mo><mn>1066,0</mn></msqrt><mo>=</mo><mn>53,9</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>3</mn></mrow></msup></math> Ом (6) Катодты қондырғыларды пайдаланудың нормативтік мерзімінің соңына қарай құбыр бойымен токтар мен потенциалдарды бөлу тұрақты (7): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>α</mi><mo>=</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>10,67</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>6</mn></mrow></msup></mrow><mn>1066,0</mn></mfrac><mo>=</mo><mn>1</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>4</mn></mrow></msup></msqrt></math> 1/м (7) Құбырдан анодты жерге төсеу жоюды (удаление) орнатамыз y = 350 м және параметрді анықтаймыз (8): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mtext>Θ</mtext><mo>=</mo><mfrac><mn>60</mn><mrow><mn>2</mn><mo>⋅</mo><mn>3,14</mn><mo>⋅</mo><mn>53,9</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>3</mn></mrow></msup><mo>⋅</mo><mn>350</mn></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>0,512</mn></math>(8) КҚС өзара әсер ету коэффициенті (9): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>K</mi><mi>в</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mn>1</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>−</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mfrac><mn>0,3</mn><mn>0,55</mn></mfrac><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mn>1</mn><mo>+</mo><mn>0,512</mn></mrow></mfenced></msqrt></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>0,574</mn></math>(9) Пайдаланудың нормативтік мерзімінің соңына қарай бір КҚС құбырын қорғау аймағының ұзақтығы (10): ????КҚС=<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mfrac><mn>2</mn><mrow><mn>1</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>4</mn></mrow></msup></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mfrac><mn>0,55</mn><mrow><mn>0,574</mn><mo>⋅</mo><mn>0,3</mn><mfenced><mrow><mn>1</mn><mo>=</mo><mn>0,512</mn></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mfenced><mo>=</mo><mn>13255</mn><mo></mo><mi>м</mi></math> (10) Жүктеме тогының КҚС орташа мәні (11): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>I</mi><mrow><mi>д</mi><mi>р</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>0,55</mn><mrow><mn>73,9</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>3</mn></mrow></msup><mo>⋅</mo><mfenced open="[" close="]"><mrow><mn>1</mn><mo>+</mo><mn>2</mn><mi>exp</mi><mfenced><mrow><mn>1</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>−</mo><mn>4</mn></mrow></msup><mo>⋅</mo><mn>14957</mn></mrow></mfenced><mo>=</mo><mn>0,512</mn></mrow></mfenced></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>3,80</mn><mo></mo><mi>A</mi></math>(11) Анодты жерге тұйықтау электродтарының ортасын төсеу тереңдігі h 2,2 м, ал олардың арасындағы қашықтық 7 м құрайды. Содан кейін бір тік электродтан ағып кетуге төзімділік (12): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>R</mi><mrow><mn>1</mn><mi>в</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>0,16</mn><mo>⋅</mo><mn>60</mn></mrow><mn>1,4</mn></mfrac><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mi>ln</mi><mfrac><mrow><mn>2</mn><mo>⋅</mo><mn>1,4</mn></mrow><mn>0,03</mn></mfrac><mo>+</mo><mfrac><mn>1</mn><mn>2</mn></mfrac><mi>ln</mi><mfrac><mrow><mn>4</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>2,</mn><mrow><mn>2</mn><mo>+</mo></mrow></msup><mn>1,4</mn></mrow><mrow><mn>4</mn><mo>⋅</mo><mn>2,2</mn><mo>−</mo><mn>1,4</mn></mrow></mfrac></mrow></mfenced><mo>=</mo><mn>32,2</mn><mo></mo><mi>О</mi><mi>м</mi></math>(12) n = 5 анодты жерге қосу электрондарының санын қабылдаймыз және Aᵢ мен Bᵢ есептейді. Коэффициенттерді есептеу 1-кестеде келтірілген [4]. Орталық жерге тұйықтау электродынан ағып кетуге төзімділік (13): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>R</mi><mi>ц</mi></msub><mo>=</mo><mn>32,2</mn><mo>⋅</mo><mfrac><mn>60</mn><mrow><mn>3,14</mn><mo>⋅</mo><mn>1,4</mn></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mfenced open="{" close="}"><mrow><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfenced><mrow><mn>0,1</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mn>0,1</mn><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfenced><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>0,63</mn><mo>+</mo><mn>0,01</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,63</mn><mo>+</mo><mn>0,01</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow><mrow><mn>0,63</mn><mo>−</mo><mn>0,01</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,63</mn><mo>−</mo><mn>0,01</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfrac></msqrt></mrow></mfenced><mo>+</mo><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfenced><mrow><mn>0,05</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mn>0,05</mn><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfenced><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>0,31</mn><mo>+</mo><mn>0,05</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,31</mn><mo>+</mo><mn>0,05</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow><mrow><mn>0,31</mn><mo>−</mo><mn>0,05</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,31</mn><mo>−</mo><mn>0,05</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfrac></msqrt></mrow></mfenced></mrow></mfenced><mo>=</mo><mn>36</mn><mo></mo><mi>О</mi><mi>м</mi></math>(13) Анодты жерге тұйықтаудың экстремалды электродынан ағып кетуге төзімділік (14): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>R</mi><mi>ц</mi></msub><mo>=</mo><mn>32,2</mn><mo>⋅</mo><mfrac><mn>60</mn><mrow><mn>3,14</mn><mo>⋅</mo><mn>1,4</mn></mrow></mfrac><mo>⋅</mo></math> <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mo>⋅</mo><mfenced open="{" close="}"><mrow><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfenced><mrow><mn>0,1</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mn>0,01</mn><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfenced><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>0,61</mn><mo>+</mo><mn>0,1</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,63</mn><mo>+</mo><mn>0,1</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow><mrow><mn>0,63</mn><mo>−</mo><mn>0,1</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,63</mn><mo>−</mo><mn>0,1</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfrac></msqrt></mrow></mfenced><mo>+</mo><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfenced><mrow><mn>0,03</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mn>0,03</mn><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfenced><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>0,21</mn><mo>+</mo><mn>0,033</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,21</mn><mo>+</mo><mn>0,033</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow><mrow><mn>0,21</mn><mo>−</mo><mn>0,033</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,21</mn><mo>−</mo><mn>0,033</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfrac></msqrt></mrow></mfenced><mo>+</mo><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfenced><mrow><mn>0,025</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mn>0,025</mn><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfenced><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>0,16</mn><mo>+</mo><mn>0,025</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,16</mn><mo>+</mo><mn>0,025</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow><mrow><mn>0,16</mn><mo>−</mo><mn>0,025</mn><mo>+</mo><msqrt><mn>1</mn><mo>+</mo><msup><mrow><mo>(</mo><mn>0,16</mn><mo>−</mo><mn>0,025</mn><mo>)</mo></mrow><mn>2</mn></msup></msqrt></mrow></mfrac></msqrt></mrow></mfenced></mrow></mfenced><mo>=</mo><mn>34,9</mn><mo></mo><mi>О</mi><mi>м</mi></math>(14) Анодты жерге қосу электродтарының экрандық коэффициенті (15): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>η</mi><mi>э</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mo>⋅</mo><mn>32,2</mn></mrow><mrow><mn>36</mn><mo>+</mo><mn>34,9</mn></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>0,91</mn></math>(15) Анодты жерге қосу электродтарының оңтайлы саны (16): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msubsup><mi>η</mi><mi>э</mi><mo>/</mo></msubsup><mo>=</mo><mn>4,13</mn><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>8,76</mn><mo>⋅</mo><mn>32,2</mn><mo>⋅</mo><mn>0,02</mn></mrow><mrow><mn>20</mn><mo>⋅</mo><mn>0,95</mn><mo>⋅</mo><mn>0,7</mn><mo>⋅</mo><mn>0,91</mn><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mn>0,15</mn><mo>+</mo><mn>0,148</mn></mrow></mfenced></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>5,16</mn></msqrt></math>(16) яғни электродтардың қабылданған және есептелген саны сәйкес келеді. Анодты жерге тұйықталудан токтың таралуына төзімділік (17): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>R</mi><mi>α</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>32,2</mn><mrow><mn>5</mn><mo>⋅</mo><mn>0,91</mn></mrow></mfrac><mn>7,08</mn><mo></mo><mi>О</mi><mi>м</mi></math>(17) Дренаж сымының оңтайлы қимасы (18): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>S</mi><mrow><mi>п</mi><mi>р</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>2,95</mn><mo>⋅</mo><mn>3,8</mn><mo>⋅</mo><msqrt><mfrac><mrow><mn>0,029</mn><mo>⋅</mo><mn>0,02</mn></mrow><mrow><mn>0,01</mn><mo>⋅</mo><mn>0,7</mn><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mn>0,15</mn><mo>+</mo><mn>0,148</mn></mrow></mfenced></mrow></mfrac></msqrt><mo>=</mo><mn>5,91</mn><mo></mo><mi>м</mi><msup><mi>м</mi><mn>2</mn></msup></math>(18) Кесте – 2 бойынша сериялы түрде шығарылатын сымдардың үлкен қимасы таңдалды, ол (A-16 сымы). 2-кесте. Аᵢ және Вᵢ коэффициенттерін есептеу Table 2. Calculation of coefficients Aᵢ and Bᵢ <table> <tbody> <tr> <td> Көрсеткіш </td> <td> 1 </td> <td> 2 </td> <td> 3 </td> <td> 4 </td> </tr> <tr> <td> Aᵢ </td> <td> 0,61 </td> <td> 0,31 </td> <td> 0,21 </td> <td> 0,16 </td> </tr> <tr> <td> Bᵢ </td> <td> 0,01 </td> <td> 0,06 </td> <td> 0,033 </td> <td> 0,025 </td> </tr> </tbody> </table> Дренаж желісінің кедергісін анықтайық (19): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>R</mi><mrow><mi>п</mi><mi>р</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>0,029</mn><mo>⋅</mo><mfrac><mn>350</mn><mn>9,6</mn></mfrac><mo>=</mo><mn>1,05</mn><mo></mo><mi>О</mi><mi>м</mi></math>(19) Шығыс контактілеріндегі кернеудің орташа мәнін КҚС анықтаймыз (20): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>Δ</mi><msub><mi>E</mi><mrow><mi>с</mi><mi>р</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfenced><mrow><mn>0,55</mn><mo>−</mo><mn>0,3</mn></mrow></mfenced><mo>+</mo><mn>3,8</mn><mo>⋅</mo><mfenced><mrow><mn>1,06</mn><mo>+</mo><mn>7,08</mn></mrow></mfenced><mo>=</mo><mn>31,1</mn><mo></mo><mi>В</mi></math>(20) КҚС тұтынатын қуаттың орташа шамасы (21): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>P</mi><mrow><mi>С</mi><mi>К</mi><mi>З</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>3,8</mn><mo>⋅</mo><mn>31,2</mn><mo>=</mo><mn>118,5</mn><mo></mo><mi>В</mi><mi>т</mi></math>(21) және мәндеріне сүйене отырып, стандарты типтік комплектілі катодтық станцияны (КСК) таңдаңыз. Ең қолайлы – КСК – 500 (қуаты 0,5 кВт, кернеуі 10, 50 В, қуаты – 10 А). Бүкіл құбырды қорғау үшін қажетті КҚС санын анықтаймыз (22): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>N</mi><mrow><mi>с</mi><mi>к</mi><mi>з</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>1000</mn><mo>⋅</mo><msup><mn>10</mn><mn>3</mn></msup></mrow><mn>13255</mn></mfrac><mo>=</mo><mn>75,44</mn><mo>≈</mo><mn>75</mn><mo></mo><mi>д</mi><mi>а</mi><mi>н</mi><mi>а</mi></math>(22) Жерге орнатылған анодты жерге қосудың қызмет ету мерзімі (23): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>τ</mi><mi>а</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>10</mn><mo>⋅</mo><mn>0,91</mn><mo>⋅</mo><mn>5</mn></mrow><mrow><mn>3,80</mn><mo>⋅</mo><mn>0,2</mn></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>59,9</mn><mo></mo><mi>ж</mi><mi>ы</mi><mi>л</mi></math>(23) <h3>Нәтижелер</h3> Анодты жерге қосу жүйесінің қызмет ету мерзімі 10 жылдан асатын болғандықтан, құбырдың катодтық қорғанысы тұрақты түрде қамтамасыз етіледі. Егер бұл талап орындалмаса, анодтық жерге қосу электродтарының санын арттыру қажет болады. Жүргізілген есептеулер нәтижесінде: катодтық қорғау станциясы есептік параметрлерге сәйкес таңдалды – КСК-500 (қуаты 0,5 кВт, кернеуі 10–50 В, күші 10 А); құбырды тиімді қорғау үшін қажетті катодтық қорғау станцияларының саны 75 бірлікті құрады. Мұнай-газ өндіру объектілерін коррозиялық үдерістерге байланысты қауіпті нысандар қатарына жатқызуға болады. Қабат өнімдерінің физика-химиялық қасиеттері, яғни мұнай, газ және су олардың коррозиялық белсенділігіне тікелей әсер етеді, әсіресе судың құрамы мен қасиеттері маңызды рөл атқарады. Дегенмен, ұңғыма өнімдерінің агрессивтілігі бірқатар ішкі және сыртқы факторларға тәуелді. Бұл факторларға кен орнындағы мұнай, газ және судың қалыптасу шарттары, кен орнын игеру және пайдалану әдістері, сондай-ақ өндіру, өңдеу және тасымалдау технологиялары жатады. Мұнай кәсіпшілігінің жабдықтары – бұл мұнай-газ өнеркәсібінің үздіксіз жұмыс істеуін қамтамасыз ететін агрегаттар мен жүйелер кешені. Олар негізінен ұңғымаларды бұрғылау, игеру және жөндеуге арналған жабдықтардан, сондай-ақ шикізатты жинау, өңдеу, сақтау және тасымалдауға арналған құралдардан тұрады. Коррозиялық факторлардың әсеріне байланысты мұнай кәсіпшілігінің жабдықтарын келесі топтарға бөлуге болады: <ul> <li>бұрғылау жабдықтары – негізінен колонналық құбырлар, цементтеу құрылғылары, шығарындыларға қарсы жабдықтар, сорапты-компрессорлық құбырлар, бұрғылау станоктарының металл конструкциялары, автоматтандырылған басқару жүйелері, фонтан арматуралары, фланецтер, клапандар және басқа да элементтер;</li> <li>қабат қысымын ұстау жүйесі – бұған су алу учаскелері, су жеткізу магистральдары, қабатқа айдалатын суды дайындау және тазарту нысандары, жоғары қысымды бұталы сорғы станциялары, су айдау ұңғымаларына апаратын су тарату жүйелері кіреді.</li> <li>мұнай мен газды жинау және тасымалдау жүйелері – бұл кен орны аумағындағы қабат сұйықтықтарын жинауға және тасымалдауға арналған жабдықтар кешені.</li> <li>мұнай мен газды дайындау жабдықтары – бұл әртүрлі технологиялық қондырғылар, соның ішінде сепараторлар, тұзсыздандыру және сусыздандыру жүйелері, адсорберлер, жылытқыштар, пештер, жылу алмастырғыштар, газ компрессорлық станциялар, деэмульгаторлар және газсыздандырғыштар.</li> <li>мұнай мен газды сақтау жабдықтары – бұл мұнай өнімдері мен газды сақтау үшін қолданылатын резервуарлар мен контейнерлер. Мұнай, қара және ашық түсті мұнай өнімдері, майлар мен конденсатты сақтау үшін әртүрлі көлемдегі ыдыстар пайдаланылады.</li> </ul> Мұнай кәсіпшілігі жабдықтары көбінесе коррозиялық әсерлерге ұшырайды, себебі олардың жұмыс ортасында судың болуы коррозиялық процестердің қарқындылығын арттырады. Қазіргі уақытта кен орындарының көп бөлігі игерудің кеш сатысында, бұл мұнайды суланудың белгілі бір дәрежесімен сипаттайды. Сондықтан мұнай-газ жабдықтарының жұмыс ортасында әрдайым дерлік су болады, кез-келген агрегаттық жағдайда сенімділігі мен жұмыс кезеңі төмендейтін мұнай-газ жабдықтарына коррозиялық әсер етеді. Суспензия бөлшектері, балдырлардың органикалық қалдықтары және қабатта айдалатын суда болуы мүмкін темір қосылыстары көбінесе өнімді қабаттың кеуекті арналарын бітеп тастайды, айдау ұңғымаларының қабылдау қабілетін және мұнай шығынын азайтады. Әдетте, қабат жағдайындағы су мұнай мен газбен бірге болады. Орналасқан жеріне байланысты жер асты сулары ішкі және сыртқы контурлар бойынша кен орнын қолдайтын шеткі қабаттарға бөлінеді; су-мұнай жапсары (СМЖ) және газ-мұнай жапсары (ГМЖ) түзетін бүкіл аумақта кен орнын қолдайтын плантациялар; жоғарғы және төменгі сулар таза сулы қабаттармен шектеседі және мұнай қабатының үстінде немесе астында орналасады; тау жыныстарының минералды бөлшектерін қаптайтын қалдық немесе байланысқан сулар түрінде кездеседі. Қабат суларының химиялық құрамы әр түрлі (еріген минералды тұздардың концентрациясы, мұнай мен газдың әртүрлі компоненттері және т.б.), оған тау жыныстарының, мұнай мен газдың геологиялық жасы мен физика-химиялық құрамы сияқты факторлар әсер етеді. Сонымен қатар, кен орны дамыған сайын қабат суларының құрамы мен қасиеттері өзгереді (температура өзгереді, қабаттағы қысым төмендейді, фазалық байланыстардың ығысуы орын алады) [4, 5]. Қабат сулары басым анионға байланысты хлоридті, сульфатты және бикарбонатты, катионнан натрий, кальций және магнитті болып бөлінеді. Мұнай-газ кен орындарының суларының арасында көбінесе хлорид-кальций сулары мен натрий гидрокарбонаты кездеседі. Хлорид-кальций сулары Ca²⁺, Na⁺, Mg²⁺ және Cl⁻, және өте көп емес (CO₃)²⁻, (HCO₃)⁻, иондарының өте көп болуымен сипатталады жоғары минералдану және тығыздығы кең ауқымда өзгереді және 1,2 г/см³ жетуі мүмкін. Кейбір кен орындарында оларда темір иондарының көп мөлшері бар (300 мг/л дейін). Гидрокарбонат-натрий сулары Na⁺ және Cl⁻ иондарының құрамымен сипатталады және Ca²⁺ иондарының шамалы мөлшері, минералдануы біршама төмен және олардың тығыздығы сирек 1,07 г/см³-тен асады. Жер асты суларының химиялық құрамы туралы ақпарат мұнай-газ кен орындарын іздеу мен барлаудың гидрогеохимиялық әдістері үшін қажет. Жер асты суларында этан, бутан, пропанмен қаныққан бензол, нафтен қышқылдары, фенолдар мен газдардың болуы қабаттың мұнай-газының тікелей көрсеткіштері болып табылады. Қабаттың мұнай-газының жанама көрсеткіштеріне жоғары минералдану, йодтың, бордың, аммоний ионының, бромның жоғары мөлшері, СаСl немесе натрий гидрокарбонатының болуы; биохимиялық шыққан азотпен қанықтылықтың жоғарылауы; сульфат иондарының төмен мөлшері немесе оның толық болмауы; көмірқышқыл газы мен гелийдің жоғары мөлшері; сондай-ақ жоғары радиоактивтілік жатады. Органикалық көміртектің болуы қалпына келтіру жағдайларының дамуына әкеледі. Сульфаттарды қалпына келтіру процесіне мұнайда кездесетін сульфатты қалпына келтіретін бактериялар (СҚКБ) де ықпал етеді. Бактериялар салу үшін сульфат иондарын пайдаланады, ал көмірсутектер оларға тамақ көзі ретінде қызмет етеді [4, 5]. <h3>Нәтижелерді талдау</h3> Табиғи сулардың химиялық құрамын бес негізгі топқа бөлуге болады [6, 7]: <ol> <li>Негізгі иондар: табиғи суларда Na⁺, Ca²⁺, Mg²⁺ катиондары және HCO₃⁻, SO₄²⁻, Cl⁻ аниондары басым. Бұдан бөлек, құрамында аз мөлшерде (CO₃)²⁻, (HSiO₃)⁻, K⁺, Fe²⁺ иондары кездеседі. Кальций (Ca²⁺) мен магний (Mg²⁺) иондары гидрокарбонаттармен бірге әктас, карбонат, гипс, доломит және алюмосиликат жыныстарының еруі нәтижесінде суға түседі.</li> <li>Натрий (Na⁺), калий (K⁺) және хлорид (Cl⁻) иондары негізінен хлоридті тұздардың ерітіндіге айналуынан пайда болады. Сондай-ақ, жанартаулық атқылау кезінде хлорид иондары көптеп бөлініп, атмосфералық жауын-шашынмен бірге су қоймаларына түсуі мүмкін. Сульфат иондары (SO₄²⁻) гипс жыныстарының еруі, сульфидтер мен органикалық күкірт қосылыстарының тотығуы нәтижесінде түзіледі;</li> <li>Суда еріген газдар: табиғи суларда азот (N₂), оттегі (O₂), көмірқышқыл газы (CO₂), сутегі (H₂), күкіртсутек (H₂S), сондай-ақ инертті газдар – гелий (He), аргон (Ar) кездеседі. Көмірсутек газдары (метан, этан, пропан) көбінесе мұнай-газ кен орындарының маңында байқалады. Жер асты суларында бұл газдар көбінесе молекулалық ерітінділер түрінде болады. Газдардың қанығу деңгейі (см³/л) олардың концентрациясын көрсетеді. Мысалы, азот, оттегі және көмірқышқыл газы жер бетіне жақын аймақтарда көп кездессе, күкіртсутек пен көмірсутек газдары топырақтың терең қабаттарында жоғары концентрацияда болады;</li> <li>Биогендік заттар: тірі организмдердің өмірлік белсенділігіне қажетті және олардың метаболизм процестері барысында түзілетін қосылыстарға азот, фосфор, темір және кремнийдің органикалық және бейорганикалық қосылыстары жатады. Азот органикалық қосылыстары ақуыздар мен олардың ыдырау өнімдері түрінде кездеседі. Аммонификация үдерісі кезінде ақуыздардың ыдырауы нәтижесінде NH₄⁺ иондары түзіледі. Сондай-ақ, суда бейорганикалық аммоний иондары кездесуі мүмкін, олар гумустық заттар, көмірсутектер және күкіртті сутекпен әрекеттесу арқылы нитраттар мен нитриттердің тотықсыздануы барысында пайда болады. Өнеркәсіптік шығарындылардың әсерінен атмосфералық жауын-шашынмен бірге табиғи суларға сульфат иондарының айтарлықтай мөлшері түседі;</li> <li>Органикалық қосылыстар: табиғи суларда тірі организмдердің тіршілік әрекетінің нәтижесінде пайда болатын немесе әртүрлі органикалық қалдықтардың ыдырауынан түзілетін гуминдік қосылыстар кездеседі. Су құрамындағы гумустық заттарға лигнин-ақуыз кешендері, көмірсулар мен майлар жатады. Бұл заттар суда шынайы ерітінділер, коллоидтар немесе суспензиялар түрінде болады. Олардың концентрациясы әдетте төмен, бірақ кейбір жағдайларда 50 мг/л және одан да жоғары мәндерге жетуі мүмкін. Әсіресе, батпақты жерлердегі суларда, мұнай-газ кен орындарының қабаттық суларында және өндірістік ағынды суларда органикалық қосылыстардың концентрациясы жоғары болуы мүмкін;</li> <li>Микроэлементтер: табиғи суларда концентрациясы 1 мг/л-ден төмен болатын еріген заттар. Олар иондық, молекулалық, коллоидтық бөлшектер немесе суспензия түрінде кездесіп, органикалық және бейорганикалық кешендердің құрамына кіреді. Геологтар мен геофизиктер үшін табиғи сулардағы I⁻, Br⁻, F⁻, B, Li, Sr, Ba сияқты элементтердің, сондай-ақ радиоактивті және кен түзуші минералдардың болуы ерекше маңызға ие. Галоген иондарының (йод және бром) концентрациясы табиғи суларда жүзден он мг/л-ге дейін өзгеруі мүмкін, бірақ мұнай кен орындарының қабаттық суларында олардың мөлшері айтарлықтай жоғары болады.Әдеби дереккөздерді талдау нәтижесінде металл жабдықтардың бетінде дамитын мұнайды алу және дайындау процестеріндегі асқынулардың негізгі түрлері анықталды (3-кесте).</li> </ol> 3-кесте Мұнай мен газды алу және дайындау процестеріндегі асқынулардың таралуы Table 3. Distribution of complications in oil and gas extraction and processing processes <table> <thead> <tr> <td rowspan="2"> Жабдықтың түрі </td> <td colspan="5"> Асқынулардың түрлері </td> </tr> <tr> <td> коррозия </td> <td> тұз шөгінділері </td> <td> биозақымдану және биобақылау </td> <td> эмульсиятүзіліс </td> <td> электростатикалық зарядтың жинақталуы </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Мұнай өндіруге арналған жабдық </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> - </td> </tr> <tr> <td> Қабаттық қысымды ұстап тұру жүйелері </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> - </td> <td> - </td> </tr> <tr> <td> Мұнай жинау жүйелері </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> </tr> <tr> <td> Мұнай дайындауға арналған жабдық </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> - </td> </tr> <tr> <td> Мұнай сақтауға арналған жабдық </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> - </td> <td> + </td> </tr> <tr> <td> Мұнай-газ өңдеу және мұнай-газ химиясына арналған жабдық </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> + </td> <td> - </td> <td> - </td> </tr> </tbody> </table> 3-салыстырмалы кестеде мұнай кәсіпшіліктерінің әртүрлі кезеңдерінде және әртүрлі жабдықтарында биоинфекцияның көріну мүмкіндігі айқын көрсетілген. Осыған байланысты биологиялық коррозия процесін зерттеу тәсілін әзірлеу қажеттілігі туындайды. Бітіру біліктілік жұмысының негізгі бағыты мен мақсаты – биоинфекцияны анықтау және бақылау үшін қолданылатын технологияларды талдау. <h3>Қорытынды</h3> Мұнай құбырларының қауіпсіздігі мен сенімділігін қамтамасыз ету үшін катодтық қорғау (электрохимиялық қорғау) жүйесін дұрыс есептеу және тиімді қолдану аса маңызды. Зерттеу нәтижелері көрсеткендей, бұл әдісті қолдану құбырлардың қызмет ету мерзімін айтарлықтай ұзартуға, сондай-ақ жөндеу мен техникалық қызмет көрсету шығындарын азайтуға мүмкіндік береді. Катодтық қорғаныс жүйесінің тиімділігі оны дұрыс жобалау мен орнатуға, ток көздерін оңтайлы таңдауға, электродтық потенциалды дәл реттеуге және жүйенің тұрақты бақылауын қамтамасыз етуге тікелей байланысты. Сонымен қатар, жаңа технологияларды енгізу мен диагностика әдістерін жетілдіру мұнай құбырларының коррозиялық тозуын төмендетуге және олардың ұзақ мерзімді жұмысын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Осылайша, катодтық қорғау жүйесін дұрыс ұйымдастыру мұнай және газ тасымалдау инфрақұрылымының қауіпсіздігін арттырып, қоршаған ортаға кері әсерін азайтуға көмектеседі [7–11]. Бұл әдісті кешенді түрде қолдану мұнай құбырларының сенімділігі мен ұзақ мерзімділігін қамтамасыз етудің тиімді шешімі болып табылады <h3>ҚОСЫМША</h3> Қаржыландыру көзі. Зерттеу жұмысы жеке бастамамен, оқытушылардың өз қаражаты есебінен жүргізілді. Мүдделер қайшылығы. Авторлар осы мақаланы жариялауға байланысты айқын және ықтимал мүдделер қайшылығының жоқтығын жариялайды. Авторлардың қосқан үлесі. Барлық авторлар өздерінің авторлық үлесін ICMJE халықаралық критерийлеріне сәйкестігін растайды (барлық авторлар зерттеу тұжырымдамасын әзірлеуге, зерттеуді жүргізуге және мақаланы дайындауға елеулі үлес қосты, мақаланың соңғы нұсқасын оқып, жариялауға дейін мақұлдады). Негізгі үлес төмендегідей бөлінді: Сарқұлова Ж.С. – зерттеу тұжырымдамасын әзірлеу, катодтық қорғау жүйесінің есептеу әдістемесін қалыптастыру және алынған нәтижелерді ғылыми тұрғыда талдау; Исенғалиева Г.А. – әдеби шолу жүргізу, бастапқы мәліметтерді жинау және жүйелеу; Шилмағамбетова Ж.Ж. – есептеу және тәжірибелік нәтижелерді өңдеу, салыстырмалы талдау жүргізу; Оразбекова Р.Ж. – катодтық қорғау станцияларының есептеу жұмыстарына қатысу, бастапқы деректерді дайындау және аналитикалық материалдарды рәсімдеу. <h3>ADDITIONAL INFORMATION</h3> Funding source. This research was carried out independently by the authors, without external financial support. Competing interests. The authors declare that they have no competing interests. Authors’ contribution. All authors confirm that their authorship complies with the international ICMJE criteria (each author made a significant contribution to the study conception, research implementation, and manuscript preparation, read and approved the final version before publication). The main contributions are distributed as follows: Zhadyrаssyn S. Sarkulova – development of the research concept, formulation of the cathodic protection system calculation methodology, and scientific analysis of the obtained results; Gulya A. Issengaliyeva – conducting the literature review and collecting and systematizing the primary data; Zhadra Zh. Shilmagambetova – processing the computational and experimental results and performing comparative analysis; Riza Zh. Orazbekova – contributing to the calculation of cathodic protection stations, preparing the initial data, and formatting the analytical materials. <a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> РД 153-39.4-039-99 «Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН» <a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> <a href="https://online.zakon.kz/Document/?doc_id=37375725">ГОСТ 9.602-2016 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» (с поправкой)</a> <a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> <a href="https://katod-zashita.ru/spravochnik/118-rd-91-020-00-ktn-149-06-normy-proektirovaniya-elektrokhimicheskoj-zashchity-magistralnykh-truboprovodov-i-sooruzhenij-nps">РД 91.020.00-КТН-149-06 «Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС»</a>

Рудой В.М., Останин Н.И., Зайков Ю.П. Проектирование катодной защиты подземных трубопроводов: методические указания. Екатеринбург : УГТУ-УПИ, 2005. 112 с.

Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., и др. Типовые расчёты при строительстве и ремонте газонефтепроводов. Москва : Недра, 2005. 240 б.

Никулин С.А. Повышение эффективности предотвращения коррозии нефтегазопроводов на основе оптимального регулирования режимов работы станций катодной защиты: дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2015. 150 с. Режим доступа: dissercat.com/content/povyshenie-effektivnosti-predotvrashcheniya-korrozii-neftegazoprovodov-na-osnove-optimalnogo. Дата обращения: 12.12.2024.

Мухамеджанов Т.Ш., Абдрахманов М.М. Мұнай және газ тасымалдау жүйелерінің коррозиялық қорғанысы. Алматы : ҚазҰТЗУ баспасы, 2019. 204 б.

Тихомиров В.В., Лозовский В.А. Электрохимическая защита металлических сооружений от коррозии. Москва : Энергия, 2016. 176 с.

Назаров А.А., Кузнецов Ю.М. Электрохимическая коррозия и защита металлов. Москва : Наука, 2015. 320 с.

Peabody A.W. Peabody’s Control of Pipeline Corrosion. Houston : NACE International, 2018. 400 p.

Revie R.W., editor. Uhlig’s Corrosion Handbook. John Wiley & Sons, 2016. 728 p.

Koch G. Trends in Oil and Gas Corrosion Research and Technologies. Elsevier, 2017. 472 p.

10.

Сарқұлова Ж.С., Жубандыкова Ж.У., Шукирова С.С., Турысбекова А.Ж., Мұнай-газ өнеркәсібінде жабдықтар мен құбырларды коррозиядан қорғау әдістері // Мұнай және газ. 2023. №6 (138). Б. 171–180.