Atunci când calciul este modificat cu 0,008-0,011%, tensiunea la randament crește cu 48% în comparație cu oțelul 20 și are o rezistență mai mare la cracarea cu hidrogen sulfurat.
Baza intensificarea coroziunii conductelor de ștuțurile de rezistență pentru gaz condensat n n condensat de hidrocarburi care conține dioxid de carbon, este utilizarea de oțeluri cu conținut de crom. Proprietățile mecanice și metodele de sudură nu sunt decisive în acest caz.
Uleiul nu este un mediu corosiv. Cu toate acestea, prezența unor cantități chiar mici de apă (1-5%) în uleiul transportat crește considerabil efectele corosive acestuia. Prezența în apa însoțitoare a sărurilor și, mai presus de toate, a clorului, a dioxidului de carbon. oxigen, hidrogen sulfurat în secvența corespunzătoare îi sporește agresivitatea. Cel mai adesea, apa însoțitoare conține mai multe sau toate componentele enumerate. În plus, la cele mai comune debite de produse, trebuie să alocăm valori de viteză apropiate de 1 m / s. La astfel de viteze, regimul de curgere este observat în conductele de petrol. In partea de jos a conductei este faza apoasă, iar partea superioară - petrol și gaze, în prezența unui mod de transport în trei straturi, cu faza de gaz din partea superioară a conductei. Într-un astfel de mod de transport este, de obicei, în mod inevitabil, format pe un strat inferior care formează țeavă impurități mecanice și produse de coroziune. Prin urmare, rata maximă de coroziune se observă în tubul de generare inferior în conformitate cu metalul de bază (aproximativ 60% leziuni de coroziune) sub formă de caneluri longitudinale, cu lățime în funcție de conducta de diametru 10-60 mm și o lungime de 2-20 m cu adâncimea variabilă
Predictabile, deteriorarea coroziunii a conductelor de petrol este observată la zonele joase, în creștere și în zonele stagnante. Rata de penetrare a coroziunii, în funcție de condițiile specifice, poate varia de la 0,5 la 12 mm / an.
Cazul hidrogenului sulfurat coroziune cracare și ulei sunt rareori observate, probabil din cauza presiunii scăzute în conductă (în mod tipic 1-1,5 MPa) și utilizarea pentru fabricarea oțelurilor ductile redus de carbon.
Agresivitatea maximă corozivă este gazul natural brut care conține componente corozive. Agresivitatea sa corozivă depinde de prezența dioxidului de carbon, a hidrogenului sulfurat, a apei mineralizate, a presiunii de lucru și parțiale, a temperaturii și a altor elemente constitutive.
În plus, regimul fluxului de gaz-lichid poate avea un efect semnificativ asupra activității de coroziune a produselor de transport prin conducte de buclă. Dacă există un condensat de hidrocarburi în gaz, modul de transport al gazelor este cel mai de preferat. Agresivitatea produselor de transport este determinată de agresivitatea condensatului de hidrocarburi cu conținut de umiditate și este mai puțin periculoasă decât fazele apoase și de vapori de apă conținând componente acide. În consecință, conductele de condensare a hidrocarburilor sunt cele mai potrivite pentru a funcționa și în mod inelar.
Agresivitatea corosivă a produselor de transport ale conductelor de gaze de țiței este determinată în plus față de temperatură, presiunea de lucru a gazului și presiunile parțiale ale constituenților acide prin umiditate relativă. Dacă există abateri de la regimurile optime sau în timp, umiditatea din conductă poate depăși limitele admise, iar produsele de transport pot deveni în mare măsură agresive. Cu eliminarea absolută a creșterii umidității în conducte, gazul uscat care conține dioxid de carbon și hidrogen sulfurat are o agresivitate minimă corozivă.
Cele mai comune metode de protecție a conductelor de câmp petrolier includ protecția inhibitorilor. Inhibitorul este injectat prin injectare constantă sau periodică cu pompe dozatoare în formă pură sau într-o soluție de 10-20% în ulei. Inhibitorul este introdus la o viteză de 20-300 g / m3 de lichid în general sau o fază apoasă.
crește în mod semnificativ eficacitatea inhibitoare de protecție permite injectarea inhibitorului direct în faza apoasă cu debitului scăzut sau formarea de cluster zona Vod și imediat după curățarea mecanică a depunerilor de pe conductă.
Reactivii autohtoni, cum ar fi IKB, au fost cei mai răspândiți datorită eficacității ridicate a protecției. În particular, inhibitorul ICB-4I solubil în ulei și inhibitorul ICB-4B solubil în apă au un efect protector de aproximativ 70-90%. Dintre cele străine, inhibitorii tipului VIKO-904 sunt buni.
Reducerea semnificativă a numărului de daune corozive la conductele de petrol permite utilizarea rațională a metodelor tehnologice de transport a produselor petroliere. Una dintre ele este eliminarea posibilității de delaminare a emulsiilor instabile de apă-ulei pentru a menține viteze mari de transport în așa-numitul mod de emulsie. Cea de-a doua metodă tehnologică constă în transportul separat al uleiului anhidru și udat. Al treilea este testul hidraulic periodic al conductelor de petrol. Este posibil să se utilizeze și alte tehnici care sunt deosebit de eficiente atunci când sunt combinate cu măsuri de protecție și, în special, cu inhibare.
Recent, au fost folosite din ce în ce mai mult țevi cu acoperiri protectoare, în special căptușite cu polietilenă și galvanizate.
Căile indirecte de protejare a conductelor de petrol ar trebui să includă, de asemenea, lupta împotriva bacteriilor care reduc sulfatul și prevenirea bolnavilor.
Cu toate acestea, principala cale de a proteja împotriva coroziunii suprafeței interioare a conductelor de câmp este inhibarea.
conductele de inhibare a stub efectuat, de obicei, pentru a proteja echipamentul de producție a gazelor, dar dacă este necesar, se poate administra supli mentare inhibitor la conducta daisy începe. Cele mai optime de protecție a inhibitorie condițiile de funcționare prin conducte daisy într-un mod inel, adică. E. dizolvata in inhibitor de fază lichidă se spală uniform suprafața interioară a conductei.
Conductoarele de condens nu sunt supuse unei inhibări suplimentare. Pentru a le proteja, este suficient un inhibitor dizolvat în condensatul de hidrocarburi în etapele de inhibare a echipamentelor pentru producerea de gaze, conducte de gaze cu buclă și echipamente pentru instalațiile de preparare a gazului. Solvenții de hidrocarburi utilizați în aceste etape sunt solubili.
Pentru protecția conductelor de gaze naturale, acestea trebuie evacuate în unități de preparare a gazului. Cu toate acestea, având în vedere faptul că acest lucru nu este suficient pentru funcționarea fiabilă a conductelor de gaz, se folosește inhibarea periodică a soluției de inhibitor 2-4%.
Metoda de inhibare a conductelor de gaze naturale are două dezavantaje semnificative: 1) oprirea conductei de gaz pentru perioada de inhibare; 2) imposibilitatea de a inhiba secțiunile inițiale și finale ale conductei. Pentru a elimina cel de-al doilea dezavantaj. Institutul de Cercetare Științifică de Gaze Naturale a propus metoda de inhibare a aerosolului, bazată pe introducerea în fluxul de gaz a unui aerosol dispersat fin dintr-o soluție inhibitoare. Metoda a fost testată cu succes. Cu toate acestea, studiile teoretice și experimentale efectuate au arătat că, atunci când se creează un aerosol suficient de fin împărțit, inhibarea conductelor prin această metodă este posibilă până la 20 km.
Metode de protecție a conductelor de petrol și gaze comerciale împotriva coroziunii subterane. Protecția conductelor de petrol și gaze de câmp se realizează într-un mod complex: cu acoperiri izolatoare și polarizare catodică.
Pentru a determina numărul necesar de instalații de protecție catodică (CSA), sunt necesare următoarele date inițiale; rezistență electrică specifică la sol în domeniul curenților de protecție catodică; rezistența electrică la sol specifică de-a lungul rutei și la solul anodului; diametrul, grosimea conductei; tipul de strat izolator; disponibilitatea și amplasarea surselor de alimentare.
În funcție de curentul, tensiunea și puterea calculate, este selectat tipul de stație catodică. .. Este necesar să se ia în considerare redundanța tensiune și curent în perioada finală de funcționare a stației de catod, bazat fie pe o marjă de 30%, adică, valorile obținute ale curentului și tensiunii sunt multiplicate cu un coeficient de 1.3 Plains și putere - cu un factor Plains 1.7.
Parametrii principali ai celor mai răspândite stații de catoduri sunt prezentate în tabelul. 90 până la 91.
Împământarea anodică este una dintre principalele unități ale instalațiilor de protecție catodică. Deoarece electrozii pentru împământarea anodică, practica internă utilizează în principal oțel, siliciu de fier, grafit și grafit. Oțelul de siliciu și grafitul din oțel pot fi utilizate și în umplerea cocsului este posibilă și utilizarea oțelului în cocs.
În funcție de proiectare și de adâncimea anodului, împământarea poate fi împărțită în următoarele grupe:
solul anodic substrat, instalat în soluri cu o adâncime de imersiune de până la 10 m sub suprafața solului, cu aranjament orizontal, vertical și combinat de electrozi;
împământare anod adânc, instalat în mod special puțuri forate (de exemplu, la sol și pile anod utilizat ca împământarea anod de o carcasă bine într-un randament de adâncime la sol porțiune de lucru la suprafață, precum și randamentul piling pe o suprafață de capăt).
Termeni de bază (generați automat). hidrocarburi condensate de conducte de gaz brut, daune coroziune, conducte de petrol și gaze comerciale, protecție catodică, sisteme de protecție catodică, anod de împământare, protecția conductelor de petrol și gaze comerciale, producția de gaze naturale, transportul gazelor brute, de tratare a gazului, conductele de hidrocarburi de condens, modul de transmisie, gaz Setări mod cu trei straturi pregătirea gazului, gazul de condensat hidrocarbonat, împământarea anodică, rezistența electrică la sol, lanțul margaretă, cuva electrică specifică otivlenie.
Trimiteți-le prietenilor: