Ингибиторная защита

Следует отметить большую эффективность предложенной и разработанной И. Л. Розенфельдом, Л. И. Антроповым и А. Т. Петренко комбинированной катодно-ингибиторной защиты, сочетающей применение замедлителей катионного типа с защитной катодной поляризацией и превышающей частные защитные эффекты от катодной поляризации и от введения ингибитора коррозии. [c.349]

Область 1 соответствует проектным условиям эксплуатации трубопровода область 2 — допустимому состоянию эксплуатации трубопровода, имеющего допустимые подконтрольные дефекты, с подконтрольной эксплуатацией, обеспечивающей эффективную электрохимическую и ингибиторную защиты, которые исключают коррозионное воздействие окружающей среды область 3 — участку трубопровода, имеющему предельные дефекты и подлежащему ремонту в плановом порядке область 4 — участку трубопровода, имеющему критические дефекты и подлежащему ремонту в кратчайшие сроки (внеплановый ремонт). [c.145]

При анализе условий эксплуатации конструкции уточняют сроки и режим функционирования объекта состав, давление, температуру, влажность рабочих сред и скорость их движения технологию ингибиторной защиты и режим электрохимической защиты (ЭХЗ) методы и результаты контроля коррозионного [c.157]

По результатам анализа технической документации составляют перечень проанализированной документации и базу данных технических параметров объекта, а также план оперативной диагностики конструкции. Целью оперативной диагностики является получение сведений о техническом состоянии объекта, его технологических параметрах и напряженно-деформированном состоянии, об условиях взаимодействия металла с окружающей средой в процессе эксплуатации. Определяют фактические значения давления в сосуде или трубопроводе, а также температуру, влажность и состав рабочей среды. Оценивают эффективность ингибиторной защиты и ЭХЗ, осуществляют контроль скорости коррозии. [c.161]

Для Оренбургского месторождения изменение скорости коррозии в технологической цепочке также характерно. Скорость коррозии на забое скважин при давлении 17 МПа и температуре 28°С достигала 1 мм/год. Однако в теплообменниках она не превыщала 0,2 мм/год, что связано с изменением параметров давления (7 МПа) и температуры (8°С) по мере движения газа. Содержание агрессивных компонентов в газе при этом осталось прежним. Далее по технологической цепочке по мере увеличения влажности и температуры газа скорость коррозии увеличивалась до 0,5 мм/год, а на установках регенерации гликоля (Т = 130°С) превысила 1 мм/год. Следует иметь в виду, что приведенные данные получены в случае отсутствия эффективной ингибиторной защиты оборудования. При использовании ингибиторной защиты снижается только величина скорости коррозии, общие же закономерности изменения последней в технологической цепочке сохраняются. [c.218]

Практика эксплуатации газопромыслового оборудования показывает, что применение ингибиторов позволяет обеспечивать его надежную защиту от коррозии. Другие методы и средства противокоррозионной защиты уступают ингибиторной либо по техническим показателям (применение различного рода покрытий), либо по экономическим (использование коррозионностойких материалов). Кроме того, ингибиторная защита оказалась наиболее гибким методом, легко адаптируемым к изменяющимся условиям эксплуатации оборудования. [c.220]

В [146] отмечается, что темпы роста объемов ингибиторов коррозии, использовавшихся в газовой промышленности, были чрезвычайно высоки в 1964 г. ингибирование проводили всего на одной скважине в 1966 г. — на 51 в 1967 г. — на 145 в 1972 г. — уже на 251. Далее внедрение ингибиторов зависело от темпов роста добычи газа, содержащего коррозионноактивные компоненты. Систему ингибиторной защиты стали предусматривать в проектах разработки и обустройства новых [c.220]

Ингибиторная защита предусматривает обеспечение надежной работы всех элементов оборудования скважин, шлейфовых газопроводов, сепараторов, теплообменников и газопроводов большого диаметра. Применение ингибиторов должно приводить к снижению скорости общей коррозии металла до величин, не представляющих какой-либо опасности для технологического оборудования, а в случае сероводородной коррозии — к резкому уменьшению наводороживания металла и к потере им пластических свойств, то есть, в конечном итоге, к снижению опасности сероводородного растрескивания. [c.221]

Ингибиторная защита объектов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения [c.230]

Особенности технологии ингибиторной защиты труб и оборудования [c.260]

Опыт эксплуатации месторождения показал, что технология ингибиторной защиты весьма эффективна для системы сбора. Вместе с тем применяемая технология ингибирования имеет низкую эффективность в случае насосно-компрессорных труб. [c.265]

Опыт ЗАРУБЕЖНЫХ ФИРМ в ОБЛАСТИ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ [c.307]

В случае использования ингибиторной защиты на промыслах с высоким содержанием в продукции сероводорода и углекислого газа фирмы, как правило, применяют ингибиторы типов А , В и С . [c.308]

Контроль коррозии и эффективности ингибиторной защиты [c.337]

Для предотвращения негативных моментов в области ингибиторной защиты нефтегазового оборудования представляется целесообразной организация тщательного входного контроля защитных и технологических свойств ингибиторов силами независимой специализированной группы контроля качества непосредственно на объекте-потребителе. [c.350]

Выбор способа ингибиторной защиты и устройства для его осуществления определяется конструктивными особенностями защищаемых объектов, технологическими характеристиками ингибитора, составом и свойствами коррозионной среды, экономической целесообразностью. [c.176]

Выкидные линии нефтяных скважин обрабатываются ингибированной жидкостью, поступающей из добывающих скважин, а ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляется за счет ингибитора, применяемого для защиты оборудования для добычи газа. Для увеличения степени защиты выкидных линий и шлейфовых трубопроводов их дополнительно защищают периодическим или непрерывным вводом раствора ингибитора в начальные участки. Лучшая ингибиторная защита шлейфовых трубопроводов достигается при условии эксплуатации их в кольцевом режиме движения среды, когда растворенный в жидкой фазе ингибитор равномерно смачивает внутреннюю поверхность трубопроводов. [c.179]

Н. П. Жук, Г. Г. Пенов и А. П. Ботнева, комбинированная катодно-ингибиторная защита (У = 0,55 В, 5 г/л катапина А) позволяет достигнуть полной защиты железа от коррозии в соляной кислоте при наличии значительной (до 26%) доли растворения железа по химическому механизму. [c.366]

Во втором томе (том 1. Основы теории и практики применения вышел в 1997 г. под ред. Д. Л. Рахманкулова) приведен ретроспективный анализ коррозионного состояния и технологий ингибиторной защиты оборудования и трубопроводов Оренбургского и Астраханского нефтегазоконденсатных месторождений. Рассмотрены методы диагностики, прогнозирования дефектности и оценки остаточного ресурса металлоконструкций, эксплуатиЬующихся в условиях воздействия сероводородсодержащих сред. Особое внимание уделено методологии разработки ингибиторов коррозии под напряжением, анализу позитивных и негативных моментов в применении ингибиторов отечественными и зарубежными фирмами. [c.2]

Во втором томе монографии Ингибиторы коррозии авторы постарались обобшить многолетний опыт диагностики коррозионного состояния и ингибиторной защиты оборудования и трубопроводов крупнейших нефтегазовых объектов России и, в первую очередь. Оренбургского и Астраханского газоконденсатных месторождений. [c.5]

В [48, 49] проведен анализ эффективности ингибиторной защиты данного трубопровода. Отмечено, в частности, что применяемые типы и концентрации ингибиторов оптимальны для принятых факторов при защите стальных трубопроводов. Это нащло подтверждение и в ходе анализа данных внутри-трубной дефектоскопии, проведенной в 1991-1993 гг. Однако повторные прогоны, осуществленные в 1995 г., показали увеличение числа дефектов внутренней поверхности трубопровода, что, по-видимому, связано с изменившимися условиями эксплуатации и ингибирования. [c.115]

Специалистами ВНИИГАЗа и ВНИИнефтемаша установлено, что основным повреждением скважинного оборудования АГКМ является негерметичность затрубного пространства и, как следствие, наличие в нем газовых шапок. Негерметичность затрубного пространства может быть вызвана негерметичностью лифтовой колонны, элементов подземного оборудования или уплотнений трубных и колонных головок. В свою очередь, негерметичность последних в значительной степени связана с применением уплотняющих элементов из эластомеров, которые в процессе эксплуатации теряют свои пластические свойства. Конструктивные особенности автоклавных уплотнений подвески насосно-компрессорных труб способствуют появлению перетоков через уплотнения. Наличие негерметичности вызывает попадание пластового газа в зоны технологического оборудования, где контакт металла с сероводородсодержащей средой не предусмотрен проектной схемой. Это приводит к значительному ужесточению условий эксплуатации элементов газопромыслового оборудования и, тем самым, к повышению риска его выхода из строя. Одним из последствий наличия негерметичности затрубного пространства и уплотнений колонных и трубных головок является неработоспособность проектной системы ингибиторной защиты металла от коррозии. [c.173]

Система ингибиторной защиты основана на заполнении реагентом пространства между эксплуатационной и лифтовой колоннами и постоянной подаче ингибирующего состава (5 или [c.173]

Отмеченные закономерности были учтены при выборе объекта для первого промышленного применения аэрозольного метода ингибирования коррозии газопроводов неочищенного сероводородсодержащего природного газа. Им стал газопровод Зеварды-Мубарекский газоперерабатывающий завод (протяженность — около 100 км диаметр — 1020 мм давление газа — 5,6 МПа скорость газового потока — около 1 м/с), в транспортируемом по нему газе содержится более 1% H2S и около 4% СО2. На газопроводе был произведен монтаж стационарной аэрозольной установки с форсункой, предложенной фирмой Se a (Франция). Установка работала в непрерывном режиме около года. Контроль эффективности ингибиторной защиты осуществляли периодически в течение 238 суток. Ингибирование проводили неразбавленным (100%-ная концентрация) ингибитором СЕКАНГАЗ с расходом 15 л/сут. Образцы-свидетели устанавливали на различных участках газопровода. Результаты длительных испытаний ингибитора свидетельствуют [146] не только о его высокой эффективности, но и об эффективности аэрозольного метода в целом. Толщина ингибиторной пленки в различное время и на разных участках газопровода составляла от 0,5 до 3,2 мкм. Скорость общей коррозии металла была очень низкой и изменялась от 0,0001 до 0,006 мм/год. Содержание водорода в металле находилось на уровне металлургического и не превышало 3 см /100 г. За время испытаний изменение пластических свойств металла зафиксировано не было. [c.227]

Ингибиторной защитой на ОНГКМ охвачены все объекты добычи, подготовки и транспорта газа, а также системы очистки сточных вод и подземные емкости хранения конденсата. Ингибирование подземного оборудования скважин производят периодически через насосно-компрессорные трубы и постоянной или периодической (в зависимости от концентрации скважин) подачей ингибитора через затрубное пространство. Во все скважины постоянно подают комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (0,15-6,3%-й раствор в метаноле) в количестве 40-60 л/ч по метанолопроводу из насосной УКПГ, Периодическое ингибирование скважин производят один раз в год высококонцентрированным ингибиторным раствором, а ингибирование аппаратов УКПГ — согласно графику (один раз в три месяца). Защиту шлейфов скважин и блоков входных ниток осуществляют ингибитором, который находится в выносимом из скважин газоконденсатном потоке [147]. Отсутствие изменений коррозионно-механических свойств металла катушек, периодически вырезаемых из этих трубопроводов, свидетельствует об их эффективной ингибиторной защите. [c.230]

Один из весьма удачных системных подходов к ингибиторной защите трубопроводов влажного кислого газа разработан специалистами фирмы Borogrove Enterprises Ltd. Систематизация ингибиторной защиты выполнена на основе учета таких характеристических параметров текущей газо-жидкостной смеси (ГЖС), как скорость газа, доля жидкости от объема транспортируемого при рабочих условиях газа, соотношение вода газ и т. д. [c.327]

Разберем на примерах подход к оптимизации ингибиторной защиты трубопроводов, применяемый специалистами фирмы Boгogгove. [c.333]

Вопросами контроля коррозии и эффективности ингибиторной защиты на промыслах Западной Канады наиболее плодотворно занимаются специалисты фирмы Саргоко. Они не только непосредственно выполняют работы по контролю коррозии и дают необходимые консультации по различным его аспектам, но также занимаются разработкой и производством средств контроля. [c.337]

Некоторые проблемы, возникающие на объектах нефтяной и газовой промышленности вследствие использования методов и средств ингибиторной защиты, описаны в [181]. Обсуждаются, например, вопросы использования за рубежом ингибиторов в глубоких газоконденсатных скважинах с агрессивной Н28-и С02-содержащей продукцией и указывается, что обеспечение эффективной ингибиторной защиты в этих условиях является сложной и отнюдь не всегда осуществимой научно-технической задачей. Предполагается, что последнее в значительной степени связано с растворимостью (диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах. Отмечается также, что иногда ингибитор, обеспечивая высокую защиту металла от коррозии в продукции одного пласта, является совершенно неэффективным в продукции другого. Такое поведение ингибиторов обусловлено степенью их совместимости с пластовыми водами ингибитор может хорошо растворяться (диспергироваться) [c.339]

Одним из основных компонентов примесей, вызывающих окисление веществ в системах газа и продуктов его сжижения, является кислород воздуха. Механизмы окисления соединений молекулярным киелр.родом хорошо известны. Однако в большинстве случаев количество продуктов окисления в системах либо не определяют, либо их наличие вообще игнорируют. Тем не менее продукты окисления могут существенно препятствовать проведению противокоррозионных мероприятий (в том числе осуществлению ингибиторной защиты). [c.343]

Исходные данные, обосновывающие материалы и технологии ингибиторной защиты внутрипромысловых трубопроводов Отчет о НИР / ЮЖНИИГИПРОГАЗ.- Донецк, 1991.- 38 с. [c.354]

Цхай В. А., Ляшенко А. В., Набутовский 3. А. Особенности технологии ингибиторной защиты труб и оборудования, применяемой на АГКМ, выбор ингибиторов коррозии //О коррозионном состоянии труб и оборудования объектов добычи и переработки газа АГКМ Материалы НТС РАО Газпром , Астрахань, 1998.— С. 110-116. [c.361]

Входные линии установок по подготовке нефти и газа обычно подвергаются защите ингибиторами, применяемыми для защиты оборудования добычи нефти и газа, и дополнительный ввод ингибиторов здесь предусматривается только при выявлении активизации коррозионных процессов. Для защиты от коррозии технологических линий деэмульсацион-ных установок раствор ингибитора подается дозировочным насосом в трубопровод ввода сероводородсодержащей водонефтяной эмульсии с промысла. Как правило, раствор ингибитора постоянно вводится в технологические линии установок по подготовке газа после сепараторов первой ступени и периодически (при необходимости) - в выходные линии. Кроме того, на установках по подготовке газа практикуется применение других специфических методов ингибиторной защиты. Это периодическая (1—2 раза в полугодие) закачка концентрированного ингибиторного раствора в аппараты и емкости после их отключения и снижения давления, выдержка раствора в них в течение 1 ч для создания устойчивой защитной пленки, В. местах >силенной коррозш . ь ных зонах, возможно применение обработки в период планово-предупре дительных ремонтов концентрированными растворами ингибиторов с пониженными технологическими (низкой растворимостью в водно- [c.179]

На практике в нефтяной промышленности при транспорте нефтяного газа наиболее вероятен пробковый режим течения, который может обеспечить надежное смачивание внутренних стенок трубопровода ингибитором при наличии необходимой его концентрапли в жидкой фазе. При содержании жидкости, недостаточном для осуществления поршневого или кольцевого режимов течения газожидкостного потока, ингибиторная защита газопровода может осуществляться принудительным смачиванием его внутренней поверхности ингибированной жидкостью, заключенной между двумя поршнями, перемещение которых осуществляется за счет перепада давления по газопроводу. [c.180]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...