При модифікуванні її кальцієм 0,008-0,011% підвищується межа плинності на 48% в порівнянні зі сталлю 20, при цьому вона має більш високу стійкість до сірководневого розтріскування.
В основі підвищення корозійної стійкості шлейфових труб н конденсатопроводів для газу н вуглеводневої конденсату, що містять двоокис вуглецю, лежить застосування хромсодержащих сталей. Механічні властивості н методи зварювання не є в даному випадку визначальними.
Нафта - НЕ корозійно-активне середовище. Однак наявність навіть невеликої кількості води (1-5%) в нафти, що транспортується значно підвищує її корозійну агресивність. Наявність в супутньої воді солей і перш за все іонів хлору, вуглекислого газу. кисню, сірководню у відповідній послідовності підсилює її агресивність. Найчастіше супутня вода містить кілька або всі з перерахованих компонентів. Крім того, до найбільш поширених швидкостям потоків продуктів треба відвести величини швидкостей, близькі до 1 м / с. При таких швидкостях в нафтопроводах спостерігається розшарування режим течії. У нижній частині нафтопроводу існує водна фаза, і верхньої - нафтова, а при наявності нафтового газу тришаровий режим транспортування з газовою фазою в самій верхній частині трубопроводу. При такому режимі транспортування зазвичай неминуче освіченіші на нижньої твірної труби шару механічних домішок і продуктів корозії. Відповідно, максимальна швидкість корозії спостерігається на нижній утворює труби по основному металу (близько 60% корозійних поразок) у вигляді поздовжніх канавок з шириною в залежності від діаметра трубопроводу 10-60 мм і довжиною 2-20 м зі змінною глибиною
Переважно корозійні руйнування нафтопроводів спостерігаються на знижених, висхідний ділянках н в застійних зонах. Швидкість проникнення корозії в залежності від конкретних умов може коливатися в межах від 0,5 до 12 мм / рік.
Випадок корозійного і сірководневого розтріскування нафтопроводів спостерігаються рідко, що, ймовірно, пов'язано з невисокими тисками в трубопроводах (зазвичай 1-1,5 МПа) і застосуванням для їх виготовлення низьковуглецевих пластичних сталей.
Максимальної корозійної агресивністю має сировинний природний газ, що містить корозійно-активні компоненти. Корозійна агресивність його залежить від наявності двоокису вуглецю, сірководню, мінералізованою води, робочого і парціального тиску, температури та інших складових.
Крім того, істотний вплив на корозійну активність продуктів транспортування по шлейфового трубах може надавати режим газорідинного потоку. При наявності в газі вуглеводневої конденсату найкращим є кільцевої режим транспорту газу. Агресивність продуктів транспорту визначається агресивністю влагосодержащих вуглеводневої конденсату, а вона менш небезпечна, ніж водна і водно-парова фази, що містять кислі компоненти. Відповідно, трубопроводи вуглеводневої конденсату найдоцільніше експлуатувати теж в кільцевому режимі.
Корозійна агресивність продуктів транспорту трубопроводів неочищеного газу визначається крім температури, робочого тиску газу н парціальних тисків кислих складових відносною вологістю. При відхиленнях від оптимальних режимів або з плином часу вологість в трубопроводі може перевищити допустимі обмеження і продукти транспорту можуть стати в значній мірі агресивними. При абсолютному виключенні підвищення вологості в трубопроводі осушене газ, що містить двоокис вуглецю і сірководень, має мінімальну корозійної агресивністю.
До найбільш поширених способів захисту нафтопромислових трубопроводів відноситься інгібіторна захист. Інгібітор вводять постійним або періодичним уприскуванням дозувальними насосами в чистому вигляді або в 10- 20% -ому розчині в нафти. Інгібітор вводять з розрахунку 20-300 г / м3 рідини взагалі або водної фази.
Значно підвищити ефективність ингибиторной захисту дозволяє вводити інгібітор безпосередньо в водну фазу з малою витратою або в зони скупчення пластової води, а також відразу після механічного чищення трубопроводу від відкладень.
Найбільшого поширення внаслідок високому захисної ефективності отримали вітчизняні інгібітори типу ІКБ. Зокрема, застосовуваний спільно нефтерастворімий інгібітор ІКБ-4И н водорозчинний інгібітор ІКБ-4В мають захисний ефект порядку 70-90%. Із зарубіжних хороший зарекомендували себе інгібітори типу ВІСКО-904.
Значно знизити число корозійних поразок нафтопроводів дозволяє раціональне застосування технологічних прийомів транспорту нафтопродуктів. Один з них-ліквідація можливості розшарування нестійкої нефтеводной емульсій по підтримкою високих швидкостей її транспортування в так званому емульсивному режимі. Другий технологічний прийом полягає в роздільної транспортуванні безводної і обводненной нафти. Третій етоперіодіческіе гідравлічні випробування нафтопроводів. Можливе застосування і інших технологічних прийомів, які особливо ефективні при спільному застосуванні з захисними заходами і, зокрема, з пригніченням.
Останнім часом знаходять все більш широке застосування труби із захисними покриттями і, зокрема, футеровані поліетиленом і оцинковані.
До непрямих методів захисти нафтопроводів слід також віднести боротьбу з сульфатвосстанавлівающімі бактеріями і профілактику противних.
Однак основний спосіб захисти від корозійних поразок внутрішньої поверхні промислових трубопроводів - це інгібування.
Інгібування шлейфових трубопроводів, як правило, здійснюють для захисти обладнання видобутку газу, але при необхідності можливий додаткового вальний введення інгібітора на початку шлейфового трубопроводу. Найбільш оптимальна інгібіторна захист шлейфового трубопроводу в умовах експлуатації його в кільцевому режимі, т. Е. Розчинений в рідкій фазі інгібітор рівномірно омиває внутрішню поверхню трубопроводу.
Конденсат проводи додатковому пригніченням НЕ піддаються. Для їх захисти досить інгібітору, розчиненого в вуглеводневому конденсаті на стадіях інгібування обладнання для видобутку газу, шлейфових газопроводів і обладнання установок з підготовки газу. Застосовувані на етіхстадіях інгібітори вуглеводень розчинні.
Для захисти трубопроводів неочищеного газу його необхідно осушувати на установках з підготовки газу. Однак з огляду на те, що цього недостатньо для надійної роботи газопроводів, застосовується періодичне інгібування їх 2-4% -ним інгібіторним розчином.
Метод інгібування трубопроводів неочищеного газу має два суттєвих недоліки: 1) зупинка газопроводу на період інгібування; 2) неможливість пригнічувати початковий і кінцевий ділянки газопроводу. Для усунення другого недоліку. Всесоюзним науково-дослідним інститутом природних газів запропонований метод аерозольного інгібування, основаннийна введенні в потік газу дрібнодисперсного аерозолі ингибиторного розчину. Метод пройшов успішне випробування. Однак проведені теоретичні та експериментальні дослідження показали, що при створенні досить дрібнодисперсного аерозолі інгібування трубопроводів цим методом можливо на протязі до 20 км.
Методи захисти промислових нафтогазопроводів від підземної корозії. Захист промислових нафтогазопроводів здійснюється комплексно: ізоляційними покриттями і катодного поляризацією.
Для визначення необхідного числа установок катодного захисти (УКЗ) необхідні такі вихідні дані; питомий електричний опір ґрунту в поле струмів катодного захисти; питомий електричний опір ґрунту по трасі і в місці анодного заземлення; діаметр, товщина трубопроводу; вид ізоляційного покриття; наявність і місце розташування істочніковсетевого електроживлення.
Відповідно до розрахованими силою струму, напругою і потужністю вибирають тип катодного станції. При цьому необхідно враховувати резервування напруги і сили струму на кінцевий період експлуатації катодних станції, виходячи ні 30% -ного запасу, т. Е. Знайдені значення сили струму і напруги множать на коефіцієнт, рівнин 1,3, а потужність - на коефіцієнт, рівнин 1,7.
Основні параметри найбільш широко застосовуваних катодних станцій наведені в табл. 90 н 91.
Анодное заземленіе- один з основних вузлів установок катодного захисти. Як електроди для анодного заземлення у вітчизняній практиці в основному використовують сталь, залізо кремній, графіт і графітопласт. Сталь залізо кремній і графіт можуть бити застосовані і в коксової засипці допускається застосування також стали в коксобетоне.
За конструктивним виконанням і глибині закладення анодні заземлення можна розділити на наступні групи:
підгрунтове анодне заземлення, яке встановлюється в грунтах з глибиною занурення до 10 м нижче поверхні землі з горизонтальним, вертикальним і комбінованим розташуванням електродів;
глибинне анодне заземлення, яке встановлюється в спеціально пробурені свердловини (наприклад, пальові анодні заземлення і використовуються в якості анодного заземлення обсадні колонії свердловини, глибинні заземлення з виходом робочої частини на поверхню землі, а також пальові з виходом торця на поверхню).
Основні терміни (генеруються автоматично). вуглеводневої конденсату, трубопроводів неочищеного газу, корозійних поразок, промислових нафтогазопроводів, катодного захисти, установок катодного захисти, анодного заземлення, Захист промислових нафтогазопроводів, видобутку газу, транспорту неочищеного газу, підготовці газу, трубопроводи вуглеводневої конденсату, режим транспорту газу, газу тришаровий режим, установок підготовки газу, газі вуглеводневої конденсату, анодні заземлення, електричний опір ґрунту, шлейфового трубопроводу, питомий електричний соп отівленіе.