авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Совершенствование методов и технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии

-- [ Страница 2 ] --

Большой интерес представляло исследование влияния магниевого протектора на растворение сталей в пластовой воде, при этом протектор находился в электролите и не был соединен проводниками 1 рода с образцами. Полученные значения потенциалов образцов и магниевого протектора приведены на рисунке 3.

  Изменение стационарных потенциалов сталей НКТ, ОК и Ш в рабочей среде по-3

Рисунок 3 Изменение стационарных потенциалов сталей НКТ, ОК и Ш в рабочей среде по отношению к магниевому протектору

Исследования влияния наличия и отсутствия протектора на ход поляризационных кривых проводились в пластовой воде в присутствии протектора (магния) на расстоянии 0,03 м с выдержкой 20 часов и без протектора (магния) также с выдержкой 20 часов в пластовой воде. Результаты поляризационных потенциодинамических исследований для образцов М, НКТ, ОК, Ш приведены на рисунках 4–7 (по оси ОХ – потенциал, мВ; по оси ОУ плотность тока, А/см2).

  Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в-4

Рисунок 4 Поляризационные потенциодинамические кривые
после выдержки 20 ч в пластовой воде образца М
без магния и в присутствии магния

  Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в-5

Рисунок 5 Поляризационные потенциодинамические кривые
после выдержки 20 ч в пластовой воде образца НКТ
без магния и в присутствии магния

  Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в-6

Рисунок 6 Поляризационные потенциодинамические кривые
после выдержки 20 ч в пластовой воде образца ОК
без магния и в присутствии магния

  Поляризационные потенциодинамические кривые после выдержки 20 ч в-7

Рисунок 7 Поляризационные потенциодинамические кривые
после выдержки 20 ч в пластовой воде образца Ш
без магния и в присутствии магния

Как видно из рисунков 47, во всех экспериментах при выдержке образца стали с магнием в пластовой воде в течение 20 ч происходит сдвиг потенциала начала активного анодного растворения в область более положительных значений. Это явление приводит к замедлению процессов растворения сталей, и чем больше выдержка в пластовой воде образца стали с магнием, тем меньше скорость их анодного растворения.

Данное поведение, по-видимому, определяется тем, что магний в растворе с сильной минерализацией интенсивно растворяется за счет ионов пластовой воды, приводя тем самым к градиенту концентрации ионов у магния (протектора). Это предположение подтверждается смещением кривых на графиках в анодную область и замедлением скорости растворения стали.

Проведенные эксперименты показали, что растворение магния приводит к появлению малорастворимых солей магния, которые, осаждаясь на поверхности образцов, в свою очередь дополнительно замедляют процесс их анодного растворения.

Полученные результаты показали, что как при контакте, так и в присутствии протектора, магний является анодом, на котором протекает электрохимическая реакция растворения, а сталь выступает в качестве катода, где проходят процессы восстановления компонентов электролита. Скорость коррозии стали в данном случае будет определяться в большей мере химической агрессивностью среды, а не электрохимической неоднородностью поверхности.

В четвертой главе в соответствии с результатами лабораторных исследований разработано автономное протекторное устройство (рисунок 8), предназначенное для снижения скорости коррозии и усталостно-коррозионного износа промысловых трубопроводов и манифольдов добывающих скважин осложнённого фонда.

 1  корпус; 2  электрод МА-5; 3  центратор; 4  шайба; 5, 6  болты -8

1 корпус; 2 электрод МА-5; 3 центратор; 4 шайба; 5, 6 болты

Рисунок 8 Антикоррозионный модуль

Определение работоспособности антикоррозионного модуля и оценка уровня его функционального назначения проводились в стендовых условиях на минерализованной воде 10 г/л.

В процессе испытаний были определены эффективность применения протектора и зона его антикоррозионного действия.

Испытания проводились на стенде (рисунок 9), выполненном в виде замкнутой петли общей длиной 28 м и включающем центробежный насос, буферную ёмкость, контрольный участок трубопровода, отсечённый изолирующими фланцевыми соединениями (ИФС), дренажные вентили и комплект измерительной аппаратуры (измерительный блок «Моникор-2» и два датчика коррозии).

1 – задвижка; 2 вентиль; 3 – манометр; 4 антикоррозионный модуль;
5 контрольный участок; 6, 7 термометры; 8 насос; 9 слив;
10 буферная ёмкость 2 м3; 11 датчики «Моникор-2»; 12 пульт
«Моникор-2»

Рисунок 9 Схема стенда

На рисунке 10 изображён измерительный стенд, смонтированный на производственном участке филиала «Уфа-газ».

  Стенд для изучения скорости коррозии участка трубопровода За время-10

Рисунок 10 – Стенд для изучения скорости коррозии участка
трубопровода

За время измерений 2 раза проводились отборы проб воды на химический анализ.

Процесс испытания на стенде заключался в заполнении системы подготовленной жидкостью и проведении измерения скорости коррозии в течение трех суток в соответствии с утверждённой технологической схемой.

При оценке эффективности работы антикоррозионного протектора сравнивались скорости коррозии испытываемого и контрольного участков трубопровода.

По окончании стендовых испытаний в процессе лабораторных исследований на внутренней поверхности защищаемой конструкции отмечено образование черной плёнки, образовавшейся в результате действия протекторной защиты. При отсутствии протекторной защиты (контрольный участок) цвет поверхности образца трубы меняется за счет красной ржавчины (гематита), которая указывает на активный процесс коррозии. Собранные образцы коррозионных отложений с поверхности трубы были подвергнуты рентгеноскопическому анализу. Как оказалось, основным компонентом пленки, образующейся под действием катодной защиты, является магнетит (Fe3O4). Анализ бело-серых известковых отложений на поверхности оборудования выявил наличие солей натрия, магния и кальция, особенно карбонатов и сульфатов. Образование пленок магнетита ведёт к блокировке дефектов поверхности и означает, что нет доступа электролита к поверхности, следовательно, нет условий для развития коррозии.

Как показали проведённые лабораторные исследования, электролитическое воздействие приводит к появлению устойчивых к схлопыванию газовых пузырьков малого радиуса на поверхности защищаемого металла. Благодаря таким свойствам пузырьки, образовываясь на поверхности трубопровода, захватывают частицы твёрдых отложений и, внедряясь в отложения, разрушают их. К тому же возможность образования хорошо проводящего гладкого покрытия достаточной толщины снижает силы притяжения настолько, что сдвиговые напряжения срывают частицы солей, парафинов, гидратов и продуктов коррозионного износа.

Одновременно на очищенной стальной поверхности образуется защитная пленка с малой шероховатостью, что ведёт к устранению дефектных зон вдоль трубопровода.

Учитывая, что электрическое сопротивление оксидной плёнки значительно больше электрического сопротивления чистого металла, большая часть тока, шунтируя защищённые оксидной плёнкой участки поверхности, потечёт к новым участкам стальной поверхности, тем самым обеспечивая защиту более удалённых от места расположения защитного модуля участков. Очищающий и защитный эффекты проявляются на внутренних поверхностях трубопровода, имеющего достаточный электрический потенциал, и зависят от многих параметров среды: её плотности, температуры, вязкости, рН, содержания газа, наличия механических включений, давления и других факторов.

Результаты исследований отложений внутри трубы диаметром 100 мм и длиной 250 мм показали, что они расположены неравномерно по площади. На всех участках наблюдались отложения в виде ровного слоя темно-коричневого цвета с выступающими блестящими кристаллами гипса. Форма кристаллов гипса свидетельствует о том, что их рост произошёл в воздушной среде. Часть отложений механически удалена с поверхности трубы до металла пластмассовым шпателем. Поверхность металла под отложениями не нарушена и покрыта гладкой плёнкой черного цвета.

На контрольном участке трубопровода, ограниченном установкой изоляторов ИФС, отмечено образование рыхлых соединений бурого цвета.

На рисунке 11 показано изменение скорости коррозии внутренней поверхности участка трубопровода относительно контрольного на 12…15 %.

  Изменение скорости коррозии внутренней поверхности участка-11

Рисунок 11 Изменение скорости коррозии внутренней поверхности участка трубопровода относительно контрольного

Недостатком применяемых устройств катодной защиты является небольшая эффективность в условиях высокого электрического сопротивления грунтов и, как следствие, сниженных значений плотности тока.

Для повышения эффективности и комплексности воздействия на внутреннюю поверхность трубопровода разработана схема катодной защиты, включающая источник постоянного тока и вспомогательный электрод (анод), располагаемый внутри трубопровода в максимально низкой его части.

Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве обеспечивается, во-первых, повышенной плотностью тока и использованием в качестве электролита самой перекачиваемой жидкости (воды, эмульгированной в нефти), и, во-вторых, эффектом «катодной пассивности», так как внутренняя и наружная поверхности трубопровода покрываются прочной плёнкой Fe3O4 (магнетитом), дополнительно обеспечивая защиту от коррозии и устранение дефектных зон вдоль трубопровода.

На рисунке 12 изображен трубопровод 1 с предварительно размещённым электродом 3, изолированным от защищаемого трубопровода, уплотнительным устройством 2, изоляторами 4 и станцией катодной защиты 5 (Положительное решение по заявке № 2009146806/22).

1 – трубопровод; 2 – уплотнительное устройство; 3 – жертвенный
электрод; 4 – изоляторы; 5 станция катодной защиты

Рисунок 12 Катодный вариант защиты трубопровода от внутренней коррозии

Известно, что влияние блуждающих токов, также ответственных за коррозионное разрушение трубопровода, можно предупредить или совсем устранить за счет использования схем дренажной защиты. Основной принцип электродренажной защиты состоит в устранении анодных зон на защищаемом оборудовании. При этом катодные зоны, образовавшиеся на наружной поверхности трубопровода, сохраняются. Это может быть отводом (дренажом) блуждающих токов с участков анодных зон трубопровода на «землю».

Также для ограничения области действия катодной защиты применяют изолирующие вставки, устанавливаемые в начале и конце трубопровода или в конце ответвлений, ведущих к потребителям. Они могут представлять собой приваренные фланцы с прокладками из изолятора (изолирующие фланцы) или готовые изолирующие фланцевые соединения, монтируемые при укладке трубопровода. ИФС в грунте заливают битумом или забивают пластичной шпаклевкой и обматывают бандажами для защиты от коррозии. Дальнейшим совершенствованием конструкции служит изолирующее соединение, показанное на рисунке 13, шунтированное диодной сборкой, размещённой во взрывозащищённом корпусе.

1 незащищённый участок трубопровода; 2 – защищённый участок трубопровода методом дренажа; 3 диодная сборка

Рисунок 13 Изолирующее соединение с диодной сборкой,
размещённой во взрывозащищённом корпусе

Предложенная конструкция позволяет исключить влияние токов промышленной частоты с одновременной катодной поляризацией защищаемого оборудования.

Основные выводы

1. Определен механизм разрушения внутренней поверхности промысловых трубопроводов; выявлено влияние формы и размеров механических включений на безопасность и несущую способность промысловых трубопроводов.

2. Разработан метод протекторной защиты для промысловых трубопроводов, исключающий гальваническую (металлическую) связь расходуемого электрода с защищаемым оборудованием, что позволяет оптимизировать плотность тока по более значительной площади защищаемой поверхности и стимулировать в результате протекающих электрохимических реакций образование пассивирующих покрытий на поверхности металла труб непосредственно в процессе эксплуатации.

3. Разработана конструкция антикоррозионного модуля трубопровода Ду = 100 мм для снижения скорости внутренней коррозии, выявлены закономерности коррозионного износа с целью повышения безопасности при эксплуатации промысловых трубопроводов.

4. Разработана конструкция катодной защиты внутренних поверхностей промысловых трубопроводов от внутренней коррозии и усовершенствована конструкция дренажной защиты от коррозии.

5. Выявлено, что нейтрализатором коррозионного износа является процесс образования твёрдой гладкой пассивирующей плёнки магнетита в процессе катодной (протекторной) защиты.

Основные положения диссертационной работы опубликованы
в следующих научных трудах:

1. Бекбаулиева А.А., Багаутдинов Н.Я., Подъяпольский А.И., Мугатабарова А.А. Совершенствование защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии // Нефтегазовое дело: Электронный научный журнал. 24.02.2010. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Bekbaulieva/Bekbaulieva_1.pdf (дата обращения 15.04.2010).

2. Хайбуллин Р.М., Эпштейн А.Р., Карамышев В.Г., Бекбаулиева А.А., Хасаншин Л.Р. Предотвращение пескопроявлений из скважин осложнённого фонда // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2009. – Вып. 4 (78). С. 58-61.

3. Болотов В.В., Тогашева А.Р., Бекбаулиева А.А. Выбор вариантов перекачки парафинистой нефти при проектировании нового нефтепровода //
НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2007. – Вып. 1 (67). С. 12-16.

4. Бекбаулиева А.А., Карамышев В.Г., Чернов В.Н. Технология подготовки нефти // НТЖ «Интервал. Передовые нефтегазовые технологии». 2008. № 2. С. 56-57.

5. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Тогашева А.Р., Бекбаулиева А.А. Подготовка нефти в процессах обезвоживания и обессоливания // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа, 2006. № 66. С. 7-12.

6. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ямлихин Р.Р., Бекбаулиева А.А., Хазипов Р.Х. Предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий в насосах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа, 2006. № 66. С. 13-19.

7. Карамышев В.Г., Бекбаулиева А.А. Методы реологических исследований дисперсных систем // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа, 2006. № 66. С. 58-61.

8. Патент на полезную модель РФ № 65250. Гидростатический регулятор уровня концевой ступени сепарации / А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, А.Р. Тогашева, А.А. Бекбаулиева, В.В. Болотов (РФ). 2007106212; Заявлено 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007. Бюл. 21.

9. Положительное решение по заявке № 2009146806/22 от 12.03.2010 г. Устройство защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепроводов / А.А. Бекбаулиева, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов (РФ). – Заявлено 16.12.2009.

10. Бекбаулиева А.А., Багаутдинов Н.Я., Подъяпольский А.И. Устройства для повышения коррозионной стойкости технических систем // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках XVIII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии 2010». – Уфа, 2010. – С. 264-265.

Фонд содействия развитию научных исследований

Подписано к печати 11.05.2010 г. Бумага писчая.

Заказ № 203. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.



Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.