подготовительные мероприятия;локализацию и сбор перекачиваемого продукта;земляные работы ;герметизацию внутренней полости;сварочно-монтажные работы;контроль сварных соединений;изоляцию трубопровода;ликвидацию последствий аварий;другие работы.
Защита колонны буровых и обсадных труб от коррозии. Защита бурильных труб от коррозии
Защита колонны буровых и обсадных труб от коррозии — Студопедия.Нет
Буровая жидкость может создать условия, способствующие коррозии стальных трубных систем, используемых в подземных работах. Этот эффект может быть минимизирован путем соответствующей химической обработки раствора или путем создания защитной пленки (химическим или физическим способом) на поверхности стальных элементов оборудования. Отдельные виды буровых жидкостей
(которые в основном состоят из нефтепродуктов) не обладают коррозионной способностью, а в ряде случаев буровой раствор фактически защищает трубные системы от действия коррозионных материалов, находящихся в скважине.
Свойства буровых растворов
Сотрудники компании Baroid, осуществляющие промысловое обслуживание в процессе эксплуатации, регистрируют свойства буровых растворов в стандартных ежедневных отчетах. Ежедневный контроль и интерпретация изменений характеристик бурового раствора необходимы для выявления многих проблем, связанных с повседневными буровыми работами. Свойства буровой жидкости, определенные в ходе проведения стандартных полевых тестов, могут использоваться в виде количественных и качественных ориентиров для контролирования эксплуатационных характеристик раствора.
Стандартные анализы в полевой лаборатории включают:
· Определение плотности бурового раствора.
· Определение реологических свойств раствора.
· Определение условной вязкости раствора.
· Определение пластической вязкости раствора.
· Определение предела текучести раствора.
· Определение прочности геля.
· Определение pH и щёлочности (Pm) бурового раствора.
· Оценка фильтрации.
· Тест АНИ (температура окружающего воздуха, низкое давление).
· Тест АНИ (высокая температура, высокое давление).
· Анализ фильтрата.
· Определение щелочности (Pf/Pm).
· Определение солености.
· Определение жесткости.
· Анализ содержания твердых примесей.
· Анализ содержания песка.
· Определение общего содержания твердой фазы.
· Определение общего содержания жидкой фазы.
· Определение содержания нефтепродуктов.
· Определение содержания воды.
· Определение катионообменной ёмкости (CEC) в том числе метиленовой синькой (MBT).
Определение удельного веса (плотности) бурового раствора
Давление пластов уравновешивается гидростатическим давлением буровой жидкости, которое является функцией глубины и плотности
(удельного веса) раствора. Удельные вес бурового раствора определяется при помощи специальных рычажных весов, имеющих чашку для раствора с крышкой, укрепленную на конце градуированного коромысла (см. рис. 1). Призматическая опора коромысла опирается на основание весов. Передвижная гирька может перемещаться по коромыслу по направлению к призматической опоре или от нее, пока не уравновесит чашку, наполненную буровым раствором, затем напрямую считывается значение удельного веса
раствора по цифрам на коромысле – фунт/галлон, г/см3, фунт/кв. дюйм (1000 футов) и фунт/куб. фут.
 |
Весы Фэнна (Fann) для определения плотности бурового раствора
Реологические свойства
· Условная вязкость
· Пластическая вязкость (PV).
· Предел текучести (YP).
· Прочность геля.
Результаты измерений реологических свойств бурового раствора используются для:
· Расчета падения давления за счет трения.
· Определения способности бурового раствора поднимать на поверхность обломки выбуренной или отвалившейся от стенок породы.
· Анализа загрязнения раствора твердыми примесями, химическими веществами и влияния температуры.
· Определения изменений давления в стволе скважины во время спуска/подъема бурильного инструмента.
Определяющие реологические свойства бурильного раствора – это его вязкость и прочность геля. Простейшие измерения вязкости проводятся с использованием воронки Марша, при помощи которой измеряется по времени скорость истечения. При этом показатель вязкости определяется количеством секунд, которое потребуется для того, чтобы кварта (1,14 л) бурового раствора вылилась через трубку диаметром 3/16 дюйма (4,76 мм), прикрепленную к
основанию 12-дюймовой воронки. Полученное значение является количественным показателем вязкости раствора.
Более точное измерение реологических характеристик бурового раствора проводится с помощью ротационного вискозиметра с концентрическим цилиндром, который позволяет непосредственно считывать показания. Стандартным полевым прибором является вискозиметр Фэнн VG или усовершенствованный вискозиметр Фэнна (см. рис.2). Этот вискозиметр дает два показания, которые легко преобразовать в такие реологические характеристики, как
пластическая вязкость и предел текучести. Пластическая вязкость измеряется в сантипуазах и представляет ту часть гидравлического сопротивления в буровой жидкости, которая определяется главным образом трением между взвешенными частицами и вязкостью жидкой фазы. Величина пластической вязкости зависит от концентрации, размера и формы твердых частиц, находящихся в буровом растворе. Предел текучести измеряется в фунтах на 100 кв. футов и представляет ту часть гидравлического сопротивления, которая определяется действием сил притяжения между частицами.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 15; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ
studopedia.net
Цены и новости на рынке нефтепродуктов
Новости и события
составляют импорт ЖД перевозки. Доля транзитных перевозок в июле 2018 года составила 0.309 %. Импортные и транзитные перевозки совокупно занимают не более 1% от суммарного объема грузоперевозок. Это может служить явным индикатором крайне...
составляют импорт отправки. Около 0.745 % перевозок составляют транзит отправки. Импортные и транзитные перевозки совокупно занимают не более 1% от суммарного объема грузоперевозок. При этом транзитные перевозки имеют устойчивую долю, Это...
тонн (803896.12 тонн в мае 2018 г.). Доля погрузки топлива реактивного составляет 15.62% от общей погрузки светлых нефтепродуктов. Дизельного топлива погружено 2053284 тонн, что на 19321.58 меньше, чем в мае 2018 г.. От...
Египет намерен до конца 2018 года полностью отказаться от импорта газа. Об этом заявил министр нефти и минеральных ресурсов страны Тарик аль-Мулла, передало в воскресенье издание Masrawy. "В четвертом квартале...
Монголия 22 июня начала строительство своего первого нефтеперерабатывающего завода(НПЗ) в попытке снизить зависимость от российского топлива, сообщает Reuters. В церемонии закладки первого камня завода приняли участие...
Эти проекты подразумевают постепенное снижение с 30 до 0% от цены нефти ставки вывозной таможенной пошлины на нефть в течение шести лет с 1 января 2019 года. Одновременно будут увеличены суммы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
Информация
Погрузка светлых нефтепродуктов на сети РЖД в июле увеличилась на 3.26%.Погрузка светлых нефтепродуктов на сети РЖД в январе уменьшился на 2.14%.Погрузка светлых нефтепродуктов на сети РЖД в июне увеличилась на 5.52%.
Погрузка светлых нефтепродуктов на сети РЖД в июле увеличилась на 3.26%.Погрузка светлых нефтепродуктов на сети РЖД в январе уменьшился на 2.14%.Погрузка светлых нефтепродуктов на сети РЖД в июне увеличилась на 5.52%.
Каталог организаций и предприятий
Основной деятельностью торгово-производственной компании ООО «АП-Групп» является изготовление и сервис бурильного инструмента: - Ремонт бурильных труб (восстановление диаметров и перенарезка резьб замковых соединений) - Наплавка...
мм; - трубы бурильные размерами от 42 до 63.5 мм; - трубы нкт размерами от 33 до 114 мм; - муфты к трубам обсадным, нкт трубам, трубам бурильным; - трубы электросварные прямошовные ГОСТ 10704-91 размерами от 10 до 70 мм; - трубы водогазопроводные...
"Группа Спектр" представляет на оренбургском рынке новейшие российские технологии и уникальные материалы в области защиты металла от коррозии и износа. Технология и материалы для холодного цинкования стали.
защиты от коррозии труб, емкостей и иных конструкций, эксплуатируемых в агрессивной среде. Материалы компании АКЗ Мерлан позволяют решать задачи восстановления подвергшегося коррозии и изношенного производственного оборудования. Продукция компании АКЗ Мерлан...
от 273 до 426 Трубы для машиностроения размеры от 273 до 550 Трубы насосно-компрессорные ГОСТ 633-80 Трубы обсадные ГОСТ 632-80 резьба ОТТМ Трубы бурильные гладкие с замками Трубы насосно-компрессорные технологические замки ПНИТИ...
Бурильные, обсадные , насосно-компрессорные трубы из наличия и под заказ, муфты НКТ, ОТТМ, БТС, НКМ, замки для бурильных труб, защитные колпачки на трубы...
Предложения на покупку и продажу продукции
Предлагаем поставки нефти по трубопроводу Ст. прокачки/ отгрузки ( Код ст.Сургут 797303 ). Стоимость нефти по ст Сургут ( по факту "слива " в трубу) - 19500+500р(агентские) за тонну нефти. Объем - Тра...
1. Горячедеформированные трубы ГОСТ 8732- 78, ТУ 14-3-1430-87; 2. Трубы газлифтные ТУ 14-3-1128-82; 3. Холоднодеформированные трубы ГОСТ 8734- 75, ТУ 14-159-273-98; 4. Трубы насосно-компрессорные ГОСТ...
1. Горячедеформированные трубы ГОСТ 8732- 78, ТУ 14-3-1430-87; 2. Трубы газлифтные ТУ 14-3-1128-82; 3. Холоднодеформированные трубы ГОСТ 8734- 75, ТУ 14-159-273-98; 4. Трубы насосно-компрессорные ГОСТ...
Номинальное напряжение 24 В~ 50/60 Гц, 24 В= Диапазон напряжения питания 19, 2…28, 8 В ~/= Расчетная мощность 2, 0 ВА Потребляемая мощность - во время вращения 1, 0 Вт - в состоянии покоя 0, 4 Вт Соедине...
Лугатерм – котлы нового уровня проверенные временем и людьми. У вас есть возможность полностью или частично исключить использование природного газа при сохранении комфорта. Более 300 000 м² отапливает...
Предлагаем поставки сырой нефти . По России По трубопроводу При поставках по трубе цена на ст.Сургут - 19000руб/мт До 50000мт. в месяц [email protected]...
ГОСТы, ТУ, стандарты
Аннотация (область применения) - Настоящий стандарт распространяется на пластичную смазку МС-70, применяемую в качестве антифрикционной и для защиты от коррозии узлов трения металлических поверхностей приборов и механизмов, соприкасающихся с...
Аннотация (область применения) - Настоящий стандарт распространяется на консервационное масло К-17 (смазку К-17), применяемое для долговременной защиты от атмосферной коррозии изделий и механизмов, хранящихся под укрытием.
Сущность метода заключается в оценке степени коррозии стального стержня, погруженного в смесь испытуемого масла и дистиллированной воды или испытуемого масла и раствора неорганических солей в условиях испытания.
Аннотация (область применения) - Настоящий стандарт распространяется на пушечную смазку, предназначенную для защиты от коррозии поверхностей металлических изделий при температурах от минус 50 до плюс 50 град.
Сущность метода заключается в испытании опытного образца масла на двигателе ЯАЗ-204 в течение 125 ч с последующей оценкой коррозии шатунных вкладышей. Вид стандарта - Стандарты на методы контроля.
Аннотация (область применения) - Настоящий стандарт устанавливает классификацию группы R (временная защита от коррозии) для продуктов класса L (смазочные материалы, индустриальные масла и родственные продукты).Настоящая классификация применяется к...
www.benzol.ru
Характеристика коррозионной агрессивности буровых растворов
из "Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии"
В случае применения ЛБТ из алюминиевых сплавов возможно развитие контактной коррозии за счет соединения их со стальными замками. В зазорах резьбовых соединений происходят процессы щелевой коррозии. При нагружении таких соединений переменными нагрузками возникают процессы фреттинг-коррозии. При проведении спуско-подъемных работ наблюдается периодическое смачивание при чередовании атмосферной коррозии и коррозии погружением в электролит, что стимулирует увеличение скорости коррозионного разрушения. [c.107] Степень разрушения бурового оборудования определяется типом бурового раствора, его фазовым и химическим составом и примесями, попадающими в него в процессе эксплуатации и обработки. [c.107] В отечественной и зарубежной литературе приводится множество классификаций буровых растворов. Определяющие признаки по принятой классификации состав дисперсной среды и дисперсной фазы, химический состав, определяющий степень минерализации бурового раствора, величина pH, химическая обработка и способ приготовления. Наиболее агрессивные составляющие буровых растворов — это вода с растворенными в ней газами (кислородом, углекислым газом, сероводородом), а также минеральными солями, кислотами. [c.107] Коррозионная активность буровых растворов на водной основе определяется pH раствора и его жесткостью. В зависимости от химического состава компонентов, входящих в буровые растворы, их pH меняется в широких пределах слабощелочные 7,0 рН 8,5 среднещелочные (рН = 8,5—1 ,5), сильнощелочные (рН=11,5). [c.107] По отношению к стали щелочные растворы менее агрессивны, чем нейтральные и кислые. Однако для сильнощелочных растворов при значениях pH выше необходимого для полной пассивации. может проявляться питтингообразование, хотя общая коррозия снижается. [c.107] Для алюминиевых бурильных труб с увеличением pH от 1 до 13 меняется характер коррозионного поражения слоевая коррозия — в сильнокислой области, точечная — при рН=3—11, равномерная — в сильнощелочной среде. Алюминиевые бурильные трубы целесообразно применять при использовании буровых растворов с pH от 4 до 10,5, так как сдвиг потенциала в отрицательную область приводит к увеличению тока контактной коррозии. Существенное влияние pH раствора оказывает на коррозионно-усталостную выносливость как алюминиевых сплавов, так и стали. [c.107] Среднеминерализованные глинистые растворы, содержащие до 10% Na l, обработанные химическими реагентами, используют при разбуривании глин, известняков, ангидридов. Высокоминерализованные глинистые растворы применяют при бурении слоев, сложенных галитом, а также глин, известняков, доломитов. В процессе эксплуатации изменяются свойства, состав и коррозионная активность буровых растворов. [c.108] Присутствие активирующих солей ускоряет коррозию стали за счет увеличения проводимости и затруднения образования защитных пленок. Степень агрессивности буровых растворов в присутствии активирующих ионов ( 1 , Вг , J-) зависит от их концентрации. В слабощелочном растворе 1 н. Na l наблюдается увеличение в 10—15 раз скорости коррозии алюминиевых сплавов, чем в таком же растворе без ионов хлора. При этом возрастают склонность сплавов к точечной коррозии, развитие усталостных трещин, межкристаллитной коррозии. По отношению к стали как в статических условиях, так и в условиях циклического нагружения наибольшей активностью обладают буровые растворы, содержащие 3% Na l. [c.108] Дальнейшее насыщение бурового раствора от 3% до предела насыщения приводит к существенному снижению скорости коррозии, что связывают с пониже-ние.м растворимости кислорода, особенно в интервале концентраций Na l от О до 10%. То же происходит при повышенных давлениях с концентрацией до 20%. Данные по концентрации растворенного кислорода в зависимости от избыточного давления воздуха и солесодержания от О до предела растворимости (26,4% при Т = 20 °С) приведены на рис. 50. [c.108] С увеличением давления скорость коррозии стали возрастает особенно интенсивно при давлении от 2 до 3 МПа (рис. 51). При концентрации хлористых солей более 20% и до предела растворимости при повышенных давлениях наблюдается рост скорости коррозии. При повышенных давлениях кислород выступает активным деполяризатором, увеличивая скорость коррозии. Присутствие катионов, обладающих высокими деполяризующими свойствами (например, Са), значительно л-величивает скорость коррозии. Этим объясняется низкая коррозионная стойкость сталей в аэрированных высокоминерализованных буровых растворах, содержащих соль СаСЬ, добавляемую для регулирования реологических свойств промывочной жидкости, В связи с этим не рекомендуется увеличивать минерализацию буровых растворов выше 20%, особенно при наличии добавок СаСЬ. [c.108] Для вскрытия продз ктивных пластов любой проницаемости с низким пластовым давлением, проводки скважины в осложненных геологических условиях, бурения скважин при высоких температурах применяют буровые растворы на нефтяной основе (РНО), гидронефтяные эмульсии и инвертные эмульсии (известково-битумные). Эти растворы оказывают смазывающее действие, увеличивают срок службы бурового оборудования. Условный предел коррозионно-усталостной прочности при базе испытания 10 млн. циклов для стали группы прочности Д составил на воздухе 260 МПа, в буровом растворе на водной основе 90 МПа, в эмульсии дизельного топлива с минерализованной водой в соотношении 1 1 160 МПа. Введенные поверхностно-активные вещества (2% окисленного парафина) увеличили предел коррозионно-усталостной прочности образцов стали марки Д до 240 МПа. [c.109] С увеличением концентрации кислорода наблюдается снижение усталостной выносливости (рис. 52). [c.110] Влияние температуры на усталостно-коррозионное разрушение материалов прежде всего связано с процессом подвода деполяризатора, природой и свойствами пленок, образующихся на поверхности металла, их способностью раскрывать и залечивать коррозионные поражения. Результаты коррозионно-усталостных испытаний при повышенных температурах, проведенных применительно к бурильным трубам в аэрированном буровом растворе, приведены на рис. 53. С ростом температуры до 60 °С увеличивается растворимость кислорода в буровом растворе, условный предел коррозионной усталости на базе 10 млн. циклов снижается, а при температуре 90 °С в связи с уменьшением растворимости кислорода скорость коррозии снижается. Условный предел коррозионной усталости при 90 °С растет более чем в 1,5 раза по сравнению с испытаниями при 60 С. [c.110]Вернуться к основной статье
chem21.info
Коррозия и защита бурового оборудования
Наш институт в течение многих лет занимается вопросами защиты от коррозии. Ниже рассмотрены основные проблемы, связанные с коррозией оборудования и парафино-смолистыми отложениями в процессах добычи и-переработки нефти, и способы их решения с использованием ингибиторов. Приведены результаты исследований по разработке эффективных смазочных добавок к буровым растворам, поглотителей сероводорода, пеногасителей, а также ингибиторов для консервации оборудования энергоблоков ТЭЦ и нефтеперекачивающих станций. [c.12] КОРРОЗИЯ и ЗАЩИТА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ [c.103]СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ И УСЛОВИЯ их ПРИМЕНЕНИЯ [c.111]
Для защиты бурового оборудования от коррозии выпускается широкий диапазон материалов для покрытий на основе полиуретанов и эпоксидных смол. [c.441]
Ингибитор коррозии черных металлов в кислотах [672]. Эффективен при высоких температурах. Рекомендуется для защиты бурового оборудования. [c.63]
Ингибиторы кислотной коррозии также применяют для защиты аппаратуры при буровых нефтяных работах, при транспортировке соляной кислоты в металлической таре, для защиты химического оборудования при производстве кислот, для очистки котлов и теплообменников от накипи, стальных труб — от ржавчины и т. д. [c.179]
Процесс бурения скважин на нефть и газ проводится с применением промывочных жидкостей. Как правило, это глинистый раствор, который приготавливается на буровой и облегчает процесс бурения, выполняя многочисленные функции. К главным из них относятся вынос частиц выбуренной породы и очистка забоя, укрепление стенок скважины глиной, охлаждение инструментов и оборудования (долота, турбобура, электробура и колонны), передача энергии турбобуру, защита оборудования от коррозии и др. [c.155]
В коррозионных средах с хорошей ионной электрической проводимостью. Катодная поляризация (защита) используется для защиты от коррозии подземных трубопроводов, кабелей. Катодную защиту применяют также к шлюзовым воротам, подводным лодкам, водным резервуарам, буровым платформам, морским трубопроводам и оборудованию химических заводов. [c.333]
Ингибиторы коррозии черных металлов в нефти и буровых водах [729], Применяются в концентрации 0,0005—0,05% для защиты оборудования скважин. Предотвращают образование эмульсий и водных пробок. [c.163]
Значительное облегчение механического разрушения минерала 6 присутствии растворов кислот (химически активных сред) позволяет рекомендовать практическое использование хемомеханического эффекта в различных технологических процессах, связанных с измельчением и разрушением минералов при помоле в шаровых мельницах, бурении горных пород (в частности, карбонатных) и т. п. При этом следует учитывать возможность коррозии (растворения) металлов и минералов кислотами — понизителями прочности. Для защиты технологического оборудования и инструмента от коррозии необходимо добавлять в растворы кислот ингибиторы кислотной коррозии металлов на основе непредельных органических соединений ароматического ряда. Эти ингибиторы сильно хемосорбируются на переходных металлах (железо) за счет донорно-акцептор- ного взаимодействия Электронов непредельных связей органической молекулы j сЗнезавершенными электронными уровнями металла и лишены этой способности относительно минералов, взаимодействуя с ними по механизму физической адсорбции. Как показали исследования, добавка ингибитора КПИ-3 даже при повышенной его концентрации (0,3 г/л) существенно не отразилась на величине эффекта (кривая S). Испытание этого раствора на буровом стенде показало снижение величины усилия при резании мрамора в два раза. [c.132]
Водонефтерастворимые амины — промышленные продукты, содержащие алкиламинопропиламиновые соединения, предложено применять в буровой жидкости при разных соотношениях нефть вода. Проведенные исследования показали, что наибольшей агрессивностью при добыче обладает не водная, а нефтяная фракция и поэтому растворение ингибитора в нефтяной фазе является полезньш, а переход его в водную фазу — вредным. Если эти исследования справедливы, то тогда наибольшую эффективность защиты оборудования промыслов и другого оборудования, соприкасающегося с нефтью и водой, долн ны иметь не водорастворимые, а маслорастворимые ингибиторы коррозии. А. М. Кулиев и др. [36 ] предложили маслорастворимый ингибитор коррозии для систем нефтепродукт — вода, представляющий собой продукт конденсации алкилфенолов с монохлоруксусной кислотой. Ингибитор можно вводить и нефть или нефтепродукт в количестве 50 мг л и употреблять для защиты подземного оборудования промыслов. [c.59]
Незначительные шсштабы производства и узкий ассортимент флотореагентов, химикатов для буровых работ, ингибиторов коррозии, изоляционных материалов дая трубопроводов и других химических цродуктов не позволяют в должной ме )8 интенси цировать процессы бурения, добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, увеличить степень их извлечения из недр, повысить эффективность добычи и транспортировки угля, обеспечить надежную защиту оборудования от коррозии. [c.187]
chem21.info
Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти
Изобретение относится к нефтепереработке и может быть использовано для защиты от коррозии оборудования первичной переработки нефти. Для защиты оборудования в дистиллат вводят водный раствор полигексаметиленгуанидин-гидрата формулы 
n = 10 - 100. Введенный в количестве 5 - 20 г на 1 т выделяемого дистиллата обеспечивает защиту на уровне 95 - 98%. 1 з.п.ф-лы.
Изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано для защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования, трубопроводов и емкостей дистиллата установок первичной переработки нефти.
При перегонке сырой нефти, даже подвергнутой обессоливанию и электрообезвоживанию, в верхней части ректификационных установок при конденсации паров дистилата одновременно происходит конденсация оставшейся воды, в которой растворяются продукты кислотного характера (HCl, h3S, C2O и др.), образующиеся при воздействии высоких температур в кубовой части ректификационных колонн за счет процессов гидролиза и термораспада. В местах конденсации и далее по пути следования длистиллата создаются благоприятные условия для протекания хлористоводородно-сероводородной коррозии [1]. Для борьбы с коррозией в нефтеперерабатывающей промышленности помимо обессоливания используют подачу в соответствующие агрегаты каустической соды или аммиачной воды [1 и 2]. Однако применение щелочей вызывает увеличение хрупкости и растрескивание стали, а применение аммиачной воды не защищает от коррозии под действием сероводорода и приводит к образованию отложений хлорида аммония [2]. Поэтому наиболее эффективна защита от коррозии нефтеперерабатывающего оборудования осуществляется путем введения в дистиллат ингибиторов [1-4] . В качестве ингибиторов используют органические соединения, содержащие азотистые функциональные группы, а также серо и кислородсодержащие группировки. Однако используемые ингибиторы не являются универсальными и обладают рядом недостатков [1]: 1. Большинство из них растворимы в нефтепродуктах и, следовательно, вместе с ними могут попасть на установки вторичной переработки (каткрекинг, риформинг и др.), где будут вызывать отравление катализаторов и другие нежелательные эффекты. 2. Многие из них обладают неприятным запахом и относятся к высокотоксичным веществам. 3. Некоторые из применяемых ингибиторов относится к биогенным соединениям и способствуют протеканию микробиологической коррозии. 4. Некоторые ингибиторы выступают только в роли пленкообразователей и применимы обязательно совместно с нейтрализаторами, например аммиачной водой. 5. Ряд ингибиторов требуют для повышения эффективности дополнительного применения ПАВ или веществ, способствующих образованию защитных пленок на металлах. 6. Большинство ингибиторов являются сложными органическими веществами, их получение включает несколько стадий, базируется на дефицитных реагентах, поэтому они являются достаточно дорогими продуктами. Наиболее близким к предлагаемому способу техническим решением является способ защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования, трубопроводов и емкостей дистиллата установок первичной переработки нефти с использованием ингибитора 1-(2-окси-этил)-2-алкилимидазолина, где алкил содержит 21 атом углерода и выше [1, 5] . Этот ингибитор вводится в количестве 0.001-0,0005% (10-5 г на 1 т или 10-5 мг на 1 кг дистиллата и дает высокий защитный эффект (95-98%) (прототип). Тем не менее, способ-прототип обладает следующими недостатками: являясь нефтерастворимым, данный ингибитор увеличивает содержание азота в бензине [1, c. 119]; для применения этого ингибитора требуется подача аммиака; поскольку часть дистиллата возвращается в виде орошения в колонну, ингибитор, содержащийся в нем, в конце-концов окажется в кубе, где будет подвергнут действию высоких температур; применяемый ингибитор является сложным, труднодоступным и дорогим продуктом. Цель изобретения - разработка способа защиты от коррозии установок первичной переработки нефти, обеспечивающего высокую эффективность защиты и лишенного указанных выше недостатков. Цель достигается путем введения в дистиллат водного раствора полигексаметиленгуанидин-гидрата, отвечающего формуле
Полигексаметиленгуанидин-гидрат (ПГМГ h3О) получается при действии оснований на водные растворы промышленных солей полигексаметиленгуанидина - хлорида (метацида) или фосфата (фогуцида). В щелочной среде в присутствии анионов Cl- или PO34- растворимость ПГМГ h3O ограничена, вследствие чего последний всплывает из водного раствора в виде нерастворимого геля, который отделяется, отжимается от маточника и промывается. При отмывке геля ПГМГ h3O от остаточных ионов происходит его полное растворение в воде. Концентрация водного раствора ПГМГh3O составляла 20 - 25 мас.%, pH 12,0. Количество полимера в растворе можно определить по обычной для полигексаметиленгуанидинов методике [5] . При действии соляной или фосфорной кислот на ПГМГ h3O образуются соответствующие исходные соли, что указывает на протекание обычных процессов нейтрализации. Для осуществления защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования, трубопроводов и емкостей дистиллата установок первичной переработки нефти в дистиллат перед конденсацией и охлаждением в теплообменниках распыляется водный раствор ингибитора при оптимальном соотношении 5 - 20 г ингибитора (ПГМГh3O) на 1 т выделяемого дистиллата. Добавка раствора ингибитора, содержащего меньше 5 г полимера (ПГМГh3О) на 1 т дистиллата дает меньший антикоррозионный эффект, в увеличение его количества больше 20 г/т дает незначительное увеличение защитного эффекта и приводит к неоправданному расходу реагента. Достоинства предлагаемого способа защиты оборудования установок первичной переработки нефти от коррозии: 1. Используемый ингибитор не растворим в бензинах н.к.-110, н.к.-180 и других прямогонных нефтепродуктах. 2. При использовании ПГМГh3О не требуется введения аммиака, поскольку он является сильным органическим основанием. 3. ПГМГh3О является не только нейтрализатором, но и одновременно выступает в качестве пленкообразователя. 4. Предлагаемый ингибитор является веществом нетоксичным [6] и не обладает запахом. 5. Способ защиты базируется на применении ингибитора, который доступен на отечественном рынке и легко получается из водных растворов метацида и фогуцида. 6. ПГМГ препятствует развитию микроорганизмов [7], поэтому не способен провоцировать микробиологическую коррозию. Возможность осуществления способа защиты оборудования установок первичной переработки нефти проверена в лабораторных условиях с использованием двух методик. Пример 1. Испытания проводили в герметичном автоклаве (объемом 200 см3) при 60 - 80oC на образцах из Ст-20 (диски диаметром 30 мм и толщиной 1 мм), отшлифованных и обезжиренных с помощью толуола и этанола. Продолжительность каждого испытания 70 ч. В качестве коррозионной среды использован 3 %-ный раствор хлорида натрия с содержанием h3S 5 г/дм3 и начальным pH 3-4. pH раствора устанавливался добавкой необходимого количества раствора соляной кислоты. Температуры испытаний поддерживалась автоматически на уровне 60 - 80oC. Результаты экспериментов без ингибитора и в присутствии полигексаметиленгуанидина представлены в табл. 1. Пример. 2 Испытания с использованием образцов, аналогичных примеру 1, проводились в автоклаве с мешалкой емкостью 3 л. В качестве рабочей среды использована смесь бензина н.к.-180oC и дренажной воды из емкости прямогонного бензина установки АВТ-6 в соотношении 1:10 (по массе). Состав дренажной воды: Cl- = 45 мг/дм3, h3S = мг/дм3, pH 4,5. Температура испытаний 85oC. Результаты испытаний представлены в табл. 2. Как видно из данных табл. 1 и 2, полигексаметиленгуанидин обеспечивает эффективную защиту в количестве 5-20 мг на 1 кг коррозионной среды (или 5 - 20 г на 1 т). Эффективность предлагаемого способа защиты от коррозии подтверждена электрохимическими исследованиями. Электрохимические испытания проводились с использованием потенциостата ПИ-50-1М, программатора ПР-8, двухкоординатного самописца ЛКД-004, электрохимической ячейки ЯЭС-1, хлорсеребряного электрода сравнения и рабочего электрода из Ст - 20 площадью 1 см2. В качестве коррозионной среды использовался 3 %-ный раствор NaCl, насыщенный сероводородом, с pH от 2 до 6, установленной с помощью HCl. Скорость развертки потенциала составляла 0,2 мВ/с, поляризация +300 мВ. Результаты анализа потенциодинамических кривых показывают, что ПГМГ h3O классифицируется как ингибитор смешанного анодно-катодного типа, поскольку способствует росту поляризации анодного и катодного процессов. Введение ПГМГ h3O в количестве выше 5 мг/кг рабочей среды способствует примерно двух- трехкратному увеличению поляризационного сопротивления (Rп) в течение 1 ч экспозиции, что связано также с нейтрализующим действием реагента. В дальнейшем Rп возрастает в течение 24 ч. и имеет полулогарифмическую зависимость от времени экспозиции. По величине Rп рассчитывали ток коррозии по методу, смежному с методом Штерна-Джири, согласно [8 и 9]. В табл. 3 приведены данные по величине тока коррозии для различных pH среды и времени экспозиции. После экспозиции образцов на поверхности стали визуально наблюдаются цвета побежалости (от красного до фиолетового), что связано с формированием защитной пленки с гидрофобными свойствами. Величина тока коррозии при электрохимическом исследовании защитного действия ПГМГh3O. Использованные источники 1. Коррозия и защита химической аппаратуры. Справочное руководство, т. 9/Под ред. А.М.Сухотина и др. Л.: Химия, 1974. 2. Козловский Я. Б. и др. Состояние и перспективы защиты от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти и систем оборотного водоснабжения нефтеперерабатывающих заводов. Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1986, с. 55. 3. Робинсон Д.С. Ингибиторы коррозии. М.: Металлургия, 1983, с. 97. 4. Долинкин В. Н. и др. Современное состояние и перспективы производства и потребления ингибиторов коррозии в нефтегазовой и нефтеперерабатывающей промышленности в СССР и за рубежом. Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979, с. 79. 5. Малышева Л. Ф. и др. Фотометрическое определение в воде некоторых фунгицидных веществ с гуанидиновой функцией. Заводская лаборатория, 1985, N 5, с. 3. 6. Химическая энциклопедия, т. 3. М.: Изд-во Большая Российская энциклопедия, 1992, с. 1239. 7. Авторское свидетельство СССР N 1773876. Кузнецов О. Ю. и др. способ биоцидной обработки воды оборотных систем. 8. Харламов Ю. А. Анализ поляризационных кривых при коррозионных исследованиях. Защита металлов, 1979, т.15, N 6, с. 678. 9. Балеевский В. С. и др. Расчет тока коррозии и констант Тафеля по двум-трем значениям тока поляризации одного знака вблизи потенциала. Защита металлов, 1989, т. 25, N 6, с. 588.Формула изобретения
1. Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти, при котором в дистиллат вводят раствор азотсодержащего ингибитора, отличающийся тем, что в качестве ингибитора используют водный раствор полигексаметиленгуанидин-гидрата. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ингибитор вводится в количестве 5 - 20 г на 1 т выделяемого дистиллата.РИСУНКИ
Рисунок 1www.findpatent.ru
31 Защита нефтепроводов от подземной коррозии
Коррозия подземных трубопроводов является одной из основных причин их разгерметизации вследствие образования каверн, трещин и разрывов. Коррозия металлов, т.е. их окисление – это переход атомов металла из свободного состояния в химически связанное, ионное. При этом атомы металла теряют свои электроны, а окислители их принимают.
Методы защиты подземных металлических трубопроводов от коррозии подразделяются на пассивные и активные.
Пассивный метод защиты от коррозии предполагает создание непроницаемого барьера между металлом трубопровода и окружающим его грунтом. Это достигается нанесением на трубу специальных защитных покрытий (битум, каменноугольный пек, полимерные ленты, эпоксидные смолы и пр).
Активный метод защиты от коррозии осуществляется путем катодной поляризации и основан на снижении скорости растворения металла по мере смещения его потенциала коррозии в область более отрицательных значений, чем естественный потенциал.
Катодную защиту трубопроводов можно осуществить двумя методами:
В основу гальванического метода положен тот факт, что различные металлы в электролите имеют различные электродные потенциалы. Если образовать гальванопару из двух металлов и поместить их в электролит, то металл с более отрицательным потенциалом станет анодом и будет разрушаться, защищая, тем самым, металл с менее отрицательным потенциалом (рис.2.4а).
В качестве источников постоянного тока, как правило, используются преобразователи различной конструкции, питающиеся от сети переменного тока. Преобразователи позволяют регулировать защитный ток в широких пределах, обеспечивая защиту трубопровода в любых условиях.
Защитный ток, накладываемый на трубопровод от преобразователя и создающий разность потенциалов "труба-земля", распределяется неравномерно по длине трубопровода. Поэтому максимальное по абсолютной величине значение этой разности находится в точке подключения источника тока (точке дренажа). По мере удаления от этой точки разность потенциалов "труба-земля" уменьшается. Чрезмерное завышение разности потенциалов отрицательно влияет на адгезию покрытия и может вызвать наводораживание металла трубы, что может стать причиной водородного растрескивания. Снижение разности потенциалов не обеспечивает защиту от коррозии и, в определенном диапазоне, может способствовать коррозионному растрескиванию под напряжением.
Анодная защита является одним из методов борьбы с коррозией металлов в агрессивных химических средах. Она основана на переводе металла из активного состояния в пассивное и поддержании этого состояния при помощи внешнего анодного тока. Катодная защита высоколегированных сталей в сильных кислотах невозможна.
В противоположность катодной защите при анодной защите имеются только узко ограниченные области защитных потенциалов, в которых возможна защита от коррозии.
32 Ремонтные работы на объектах трубопроводов: аварийно-восстановительные работы на магистральных трубопроводах
Авария на линейной части МНПП – это событие, связанное с возникновением неконтролируемой утечки транспортируемого нефтепродукта в результате разрушения (разгерметизации) трубопровода, запорной арматуры, оборудования для запуска или приема внутритрубных средств очистки и дефектоскопии.
Аварии с потерей герметичности трубопровода проявляются в виде свищей, трещин, разрывов тела трубы, аварий запорной арматуры и фланцевых соединений с выходом нефтепродукта.
Повреждение магистрального трубопровода – это нарушение его исправного состояния при сохранении работоспособности.
К повреждениям трубопроводов относятся различные по происхождению гофры, вмятины, каверны, царапины, забоины, непровары, поры, неоднородность металла, отклонения выше нормы геометрического сечения труб, провисы и отдельные неплотности в конструкции трубопровода (сальники, прокладки и др.).
Ликвидация аварий на линейной части магистральных трубопроводов должна выполняться силами аварийно-восстановительных служб с привлечением сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы управления, штабы по делам ГО и ЧС, МВД, в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов.
Аварийно-восстановительные работы включают:
Аварийно-восстановительные работы необходимо обеспечить выполнением подготовительных мероприятий:уточнение места аварии и задержание продукта;доставка ремонтных средств и персонала к месту аварии;подготовка ремонтной площадки;организация водоотлива и водоотвода;обеспечение безопасности соседних коммуникаций и объектов народного хозяйства.
Все мероприятия выполняются в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, требованиями техники безопасности, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств и настоящей «Инструкцией».
studfiles.net
