Коллекторские свойства пластов
Факторы, влияющие на скорость коррозии
Методы борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
Применение металлопластмассовых труб
Расчет протекторной защиты водоводов
Рассчитываем КПД протектора (значения коэффициентов для МП-3 находим из таблицы 4: а=0,45, b=0,37, c=6,3)
Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
Анализ порывности трубопроводов в системе ППД
Выводы и предложения
Охрана недр и окружающей среды
Численно-квалификационный состав бригады ЦППД
Расчет сметы затрат
Расчет экономической эффективности ингибиторной защиты
Навигация
Применение металлопластмассовых труб
Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов
102665
знаков
9
таблиц
4
изображения
2.3.2 Применение металлопластмассовых труб
Плодом благотворительного союза науки и производства в ОАО "Татнефтъ" явилось решение проблемы защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. В конце 70-х годов в практике защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозии назревала критическая обстановка. Сроки службы трубопроводов не превышали 5-6 лет, требовались огромные средства для поддержания их в работоспособном состоянии, был дефицит труб, лакокрасочных материалов, ингибиторов коррозии, средств электрохимической защиты. Решением Руководства объединения "Татнефть" по документации, разработанной учеными института "ТатНИПИнефть", было создано мощное современное производство металлопластмассовых труб МПТ). Ими заменено более 90 % разводящих и подводящих трубопроводов сточных вод в системе ППД или около 10 тыс. км, что позволило почти в 400 раз снизить удельную аварийность. Трудно представить, что было бы, если бы не были приняты своевременные меры. В текущем году на 10 тыс. км водоводов в 2 дня происходит в среднем один порыв, в то время как в 1985 году - 100 порывов ежедневно. В этом году принято решение о значительном инвестировании средств в трубопроводное строительство. За год запланировано построить 3920 км, в основном, футерованных трубопроводов. Ежедневно на трассах трубопроводов работают около 250 строительно-монтажных звеньев. Основной объем работ предполагается произвести в летнее время. Для выполнения запланированного объема были произведены большие подготовительные работы, особенно по увеличению выпуска нефтепроводных труб. Так, произведена реконструкция цеха №3 ЦБПО-РНО под выпуск МПТ для нефтесбора. Увеличение производительности цеха более, чем на 30% достигнуто благодаря внедрению технологии механического соединения цехового стыка. Большая работа была произведена на БМЗ по выходу на проектную мощность с применением отечественных антикоррозийных порошковых покрытий. Ритмичное функционирование производства достигнуто благодаря ритмичному и своевременному финансированию закупки соответствующих труб и расходных материалов, добросовестному исполнению должностных обязанностей широкого круга специалистов, ученых, инженеров и рабочих. Для сокращения сроков окончания замены нефтепроводов принято решение об увеличении выпуска футерованных труб на БМЗ, для чего заключен контракт на поставку импортного оборудования для выпуска около 1500 км соответствующих труб. В настоящее время идет большая подготовительная работа к началу производства строительно-монтажных работ, которые необходимо закончить к концу следующего года. Предполагается в течение 4-5 лет свести аварийность на нефтепроводах до минимальной величины. В настоящее время в институте "ТатНИПИнефть" и НПУ "ЗНОК и ППД", занимающихся в ОАО "Татнефть" решением проблем коррозии, имеются разработки мировой значимости, начиная от организации производства металлопластмассовых теплоизоляционных труб различного диаметра, кончая производством технологических материалов. В числе последних - адгезионныи клей-расплав для нанесения полиэтиленовой изоляции на стальные трубы (до 1000 т/год); двухслойная термоусадочная лента для изоляции сварных стыков труб в полевых и базовых условиях; полиэтиленовая пленка для изоляции амбаров и гидроизоляции общего назначения и другая продукция Экономический эффект от внедрения металлопластмассовых труб составляет около 16 млрд. рублей. Это от экономии только эксплуатационных затрат. Трудно оценить, во что это могло бы вылиться, если бы не было принято своевременно соответствующих мер.
2.3.3 Применение протекторной защиты
Протекторная защита по принципу действия - это вариант катодной защиты. Отличие по существу заключается в ином источнике катодной поляризации защищаемого металла. Протектор соединённый накоротко с защищаемой конструкцией, создаёт короткозамкнутый гальванический элемент, который и является источником постоянного тока. Защищаемый металл становится катодом, а металл протектора растворимым анодом.
Протектор изготавливают чаще всего из сплавов цинка, магния, алюминия, т.е. из металлов недорогих и обладающих по сравнению с остальными техническими металлами заметно более электроотрицательным равновесным потенциалом. В условиях подземной коррозии коэффициент полезного использования магниевого протектора может достигать 60%, алюминиевого - порядка 50% и цинкового - ориентировочного до 80%; в условиях морской коррозии степень использования протекторов выше за исключением магниевого, а срок службы ниже. Равномерность анодного растворения протектора в системе защиты от подземной коррозии обеспечивается погружением его в слой наполнителя (активатор). Наполнитель представляет собой смесь гипса, глины, сульфата натрия и других солей, и обладает повышенной по сравнению с окружающим грунтом проводимостью. Заметим, что наполнитель, применяют в системах катодной защиты. Радиус действия протектора зависит от электропроводности коррозионной среды. Например, радиус действия цинкового протектора в дистиллированной воде составляет 0,1 см, в 0,03%-ном растворе хлорида натрия - 15см и в морской воде - 400 см. Обычно соотношение поверхностей протектора и защищаемого металла находятся в пределах от 1:200 до 1:1000.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ
С учетом неоднородности и сложной структуры подземных трубопроводов на территории нефтяных промыслов (наличие большого количества соединений с трубопроводами с низким качеством изоляции, сближений и пересечений с трубопроводами другого назначения и т.п.) из всех методов ЭХЗ наиболее приемлема протекторная защита магниевыми протекторами.
Соединение защищаемого трубопровода с другим незащищенным трубопроводом с некачественной наружной изоляцией и, особенно, с технологической установкой, где сходятся десятки плохо изолированных трубопроводов может значительно снизить защитные потенциалы на трубопроводе и сократить срок службы протекторов за счет рассеивания защитных токов по незащищенным подземным сооружениям. Устранение этого фактора достигается установкой изолирующего фланца (ИФ) на защищаемом трубопроводе перед соединением с другим трубопроводом или с системой трубопроводов
Подземные трубопроводы, могут быть эффективно защищены по двум схемам протекторной защиты:
- схема с распределенными протекторами (РП);
- схема с групповыми протекторами (ГП).
Рис. 1 Технологическая схема протекторной защиты трубопровода с распределенными протекторами (РП): 1 – трубопровод; 2 - протектор; 3 - изолирующие фланцы; 4 -технологическая установка (ТП, УКПН, ГЗУ, ГЗНУ, КНС)-со сходящимися трубопроводами; 5- контрольно-измерительная колонка (КИК); 6 – траншея; 7 - незащищенные трубопроводы; 8 - место соединения с незащищенным трубопроводом (или обсадной колонной)
Рис. 2. варианты технологической схемы протекторной защиты трубопровода с групповыми протекторами (ГП): а - гираллельное размещение ГП; б - перпендикулярное размещение ГП. 1 - трубопровод; 2 – траншея; 3 - протектор; 4 -дренажный КИК; 5-дренажный провод; 6 – КИК
По схеме с РП протекторы размещают горизонтально в одной траншее с защищаемым трубопроводом с шагом, кратным длине плети труб. Большинство протекторов электрически соединяют с трубопроводом напрямую на дне траншеи, а контрольные протекторы - через контрольно-измерительные колонки (КИК)
По схеме с ГП протекторы, электрически соединенные между собой в группу, горизонтально размещают в отдельной траншее глубиной не менее 1.8 м и шириной не менее 0.15 м (при применении стержневых неупакованных в активатор протекторов диаметром до 80 (мм) и 0.25 м (при применении упакованных протекторов), вырытой параллельно защищаемому трубопроводу на расстоянии 3-5 м от него. Длина траншей и расстояние между ними определяются расчетом. Посередине траншею для протектора соединяют с траншеей для трубопровода траншеей шириной не менее 1м. Все групповые протекторы электрически соединяют с трубопроводом через КИК Применение ИФ аналогично схеме с РП
В современной практике признано наиболее целесообразным комбинировать протекторную (так же как и катодную) защиту с защитными покрытиями. Защитный эффект комбинированной защиты необычайно высок.
Если непокрытый стальной трубопровод, уложенный в грунт, требует установления магниевых протекторов через каждые 30 м, от изолированный трубопровод защищается одним таким же протектором на протяжении 8 км.
Преимущества протекторной защиты заключаются в необычайной простоте, достаточной эффективности, высоком уровне рентабельности. Недостатками протекторной защиты являются некоторая стабильность защитного тока в процессе эксплуатации (за счет частичной пассивации протектора), относительно малый срок службы протекторов, а также меньшая по сравнению с катодной эффективность защиты.
Похожие работы
... также наблюдались синергетические эффекты, что указывает на возможность совместного применения фосфорсодержащих соединений и полиэлектролитов в температурном интервале от 20 до 80 0С. Обосновываясь на собственные исследования и литературные данные можно полагать, что при выдержке образцов стали в растворе двухкомпонентных ингибиторов на поверхности формируются два слоя - тонкий слой оксида ...
... меньшего количества ингибитора не достигается высокого значения степени защиты, введение ингибитора в большем количестве не ведет к увеличению степени защиты (таблица 1.2). Таблица 1.2 – Эффективность применения борат метилфосфита в качестве ингибитора коррозии в нейтральных средах. Количество ингибитора, мг/л Скорость коррозии Защитный эффект, % мм/год г/(м2·час) прототип – – 93 ...
... ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой. 4.3 Механические методы повышения производительности скважин Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП. Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной ...
... реагента от плотности пластовой воды Марка реагента лотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 СНПХ – 9633 В1 1015-1060 СНПХ – 9633 В2 1050-1130 СНПХ – 9633 А 1130-1185 3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть» 3.5.1 Требования к выбору объектов применения При выборе объектов для обработки композицией ...
0 комментариев