Содержание к диссертации
Введение
1. Аналитический обзор исследуемой проблемы 9
1.1 Внутренняя коррозия нефтепромысловых трубопроводов 10
1.2. Характеристика коррозионной активности сред 13
1.3 Анализ отказов нефтепромыслового оборудования по причине внутренней коррозии 18
1.4. Мероприятия по предупреждению канавочной коррозии нефтепромысловых трубопроводов 31
Выводы по главе 1 33
2. Особенности проявления канавочной коррозии 35
2.1. Изучение канавочной коррозии в трассовых условиях 35
2.2. Анализ отказов нефтесборных трубопроводов 38
Выводы по главе 2 43
3. Исследование электрохимических и физико-механических свойств металла труб отказавших нефтесборных трубопроводов 44
3.1. Микроструктурные исследования металла отказавших труб 44
3.2. Коррозионные и механические характеристики металла, отобранного из очаговых зон 47
3.3. Изучения коррозионных свойств макрогальванопар, образующихся при развитии канавочной коррозии 53
Выводы по главе 3 61
4. Изучение циклических воздействий на остаточный ресурс нефтесборных трубопроводов 62
4.1. Определение параметров циклической трещиностойкости 65
4.2. Расчет остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов 73
Выводы по главе 4 78
5. Разработка методов и средств предотвращения канавочного разрушения нефтесборных трубопроводов 79
Выводы по главе 5 .т 84
Заключение 86
Литература 88
Методики и технические условия 100
Приложения 119
- Анализ отказов нефтепромыслового оборудования по причине внутренней коррозии
- Анализ отказов нефтесборных трубопроводов
- Коррозионные и механические характеристики металла, отобранного из очаговых зон
- Расчет остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов
Введение к работе
Трубопроводные системы сбора нефти и попутного газа по условиям их эксплуатации согласно Федеральному закону от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной эксплуатации производственных объектов» отнесены к категории опасных промышленных объектов. Их безопасная эксплуатация может быть обеспечена, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов системы сбора нефти и попутного газа, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и агрессивных компонентов, присутствующих в добываемых продуктах, и разработкой на этой основе мероприятий по замедлению процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения нефтепромыслового оборудования.
Опыт эксплуатации трубопроводов и резервуаров сбора нефти показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются канавочное коррозионно-механическое разрушение и коррозионная усталость. Защита нефтепромысловых трубопроводов от канавочной (ручейковой) коррозии, вызванной взаимодействием металла трубы и перекачиваехмой коррозионно-активной среды, является актуальной в настоящее время во многих регионах России, особенно на месторождениях Западной Сибири. С увеличением срока эксплуатации месторождений возрастает объем добываемой минерализованной воды, закачанной в пласт для поддержания пластового давления. При этом возрастает опасность внутренней коррозии трубопроводов, резервуаров и другого оборудования. Причем разрушение ряда трубопроводных систем происходит в срок менее одного года после ввода трубопровода в эксплуатацию. Кроме того, указанные металлоконструкции эксплуатируются под воздействием механических напряжений, включая циклические, интенсифирующих коррозионное и коррозионно-механическое разрушение металла.
В диссертации на основании анализа результатов исследований отечественных и зарубежных ученых по проблеме канавочной коррозии и работ автора в области защиты промысловых трубопроводов исследованы условия возник новения и развития канавочного разрушения в трассовых условиях, взаимодействие металла и коррозионной среды, влияние циклических напряжений на остаточный ресурс металлоконструкций.
Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безопасной эксплуатации трубопроводов системы сбора сырой нефти, некоторые вопросы все же остаются неизученными. Среди них можно выделить следующие:
» требует дальнейшего исследования влияние профиля трассы на частоту порывов трубопроводов;
• необходимо более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб й коррозионной среды в условиях канавочной коррозии;
• необходимо оценить остаточный ресурс трубопроводов, подвергающихся воздействию циклических напряжений;
• требуется разработка новых методов и средств борьбы с канавочным разрушением.
В связи с вышеизложенным целью работы является разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов, подверженных канавочной коррозии.
Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:
1. Изучение условий возникновения и развития канавочного разрушения трубопроводов системы сбора нефти, включая нахождение корреляции между профилем трассы и количеством порывов труб, и выявление закона распределения отказов.
2. Углубленное изучение механизма разрушения трубопроводов сбора нефти в лабораторных условиях.
3. Определение остаточного ресурса трубопроводов в условиях циклического воздействия.
4. Разработка мероприятий по снижению риска порывов нефтесборных
трубопроводов. Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на 7
Научная новизна
• Исследование влияния профиля трассы, определяющего режим течения нефтёгазоводяной смеси, не выявило корреляции между характерными особенностями рельефа (спуски, подъемы, горизонтальные участки) и частотой отказов нефтепроводов;
• показано, что отказы нефтесборных трубопроводов подчиняются экспоненциальному закону распределения с выявленным в диссертации его параметром;
• на основе теории макрогальванопар, с использованием представлений механохимии металлов, определены скорости локальной канавочной коррозии, соответствующие реально наблюдаемым;
» на основании ранее проведенных исследований и результатов изучения циклической трещиностойкости стали, проведенного в работе, определены параметры процесса, необходимые для расчета остаточного ресурса металлоконструкций. Апробация работы
Результаты работы докладывались на следующих республиканских и международных научно-технической конференциях: «Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2001); «Машиноведение, конструкционные материалы и технологии» (Уфа, 2002); «Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс» (Уфа, 2002); «Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2003); «Новосе-ловские чтения» (Уфа, 2004). Публикации
По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в числе которых 2 патента России, 8 статей и тезисов докладов.
Диссертационные исследования проводились в соответствии с ГНТП АН РБ по теме «Структурно-энергетическое состояние металлов и долговечность напряженно-деформированных металлоконструкций в условиях механохимиче ской коррозии» за 2001-2004 гг.
Практическая значимость и реализация результатов работы
• Разработанный герметик внедрен в практику эксплуатации ООО «Тю-меньтрансгаз»;
• разработанное диспергирующее устройство, повышающее безопасность эксплуатации трубопроводов, используется в разработках РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;
• разработанная «Методика расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохимичесхих воздействий», предназначенная для расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, используется в ОАО «Магнитогорскмежрайгаз» и ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК»);
• результаты работы используются в УГНТУ при подготовке и переподготовке специалистов нефтегазового профиля.
На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области повышения безопасной эксплуатации трубопроводов системы сбора нефти.
Анализ отказов нефтепромыслового оборудования по причине внутренней коррозии
Наибольшее число коррозионных порывов наблюдается в системе ППД, в которой реализуются все добываемые на месторождениях минерализованные (пластовые) и пресные (речные и озерные) воды. Для выяснения причин ускоренного коррозионного разрушения водоводов были проанализированы имеющиеся случаи их порывов, рассмотрена взаимосвязь аварийности, особенностей обводнения и технологических условий эксплуатации водоводов.
Анализ работы незащищенных водоводов на ряде месторождений показал, что частота порывов находится в определенной зависимости от типа перекачиваемых вод. Наименьшая частота порывов (0,07 - 0.44 пор./км). как и следовало ожидать, зафиксирована на водоводах пресных вод; для других типов вод, а также смесей пресной и сточной вод она увеличивается в 2 - 8 раз. Так, более 50% от общего числа порывов с удельной частотой 5,6 пор./км приходится на водоводы сеноманских вод; 15% с удельной частотой 1,09 пор./км - на водоводы сточных вод и 18,5% с удельной частотой 0,7 пор./км - на водоводы смешанных вод.
Анализ влияния на коррозию условий транспортирования различных типов вод позволил установить, что для высоконапорных водоводов в общем отмечается незначительное увеличение числа коррозионных отказов в интервале роста скоростей движения от 0,5 до 2,5 м/с. Для сборных водоводов получена обратная зависимость. Это объясняется тем, что в зависимости от режима транспорта воды в трубопроводе образуется либо однородный поток, уменьшающий вероятность выпадения осадка.
Первопричиной локализации очагов коррозии в водоводах является работа микрогальванических пар, возникающих из-за гетерогенности поверхности трубы, особенно на участках скопления осадков. Под осадками при наличии СВБ создаются анаэробные условия и возникают анодные участки, а свободная от осадков поверхность трубопровода, большая по площади, становится мощным катодом. Возникающий ток макрогальванопары способствует быстрому разрушению трубы на анодных участках. Коррозия усугубляется присутствием в перекачиваемых водах растворенных агрессивных агентов: кислорода, серо водорода, углекислого газа.
Источниками поступления кислорода в пластовые воды являются про-мливневые и канализационные воды, а большей частью пресные воды, добавляемые на кустовых насосных станциях из-за нехватки пластовой воды. Смешение минерализованных и пресных вод, как показано выше, вызывает сильную коррозию водоводов и насосов. Удельная частота порывов этих водоводов в 5 раз больше, чем водоводов с пресной водой.
Кроме того, на определенной стадии разработки месторождения в продукции нефтяных скважин может появиться сероводород, который является продуктом жизнедеятельности СВБ, заносимых в продуктивные пласты при закачке пресных вод озер и рек. Там, где до закачки в пласт пресных вод была произведена оторочка пласта сеноманскими водами, сероводород в продукции нефтяных скважин до настоящего времени отсутствует. Поэтому при разработке нефтяных месторождений, в нефтях которых отсутствует сероводород, необходимо применение такой технологии, при которой в нефтяные пласты не будут поступать с закачиваемыми водами сульфатвосстанавливающие бактерии. Возможными путями решения данной проблемы является оторочка продуктивных пластов сеноманскими водами и обязательная обработка вод перед закачкой в пласт химическими и физическими методами, подавляющими СВБ.
Характер локализации коррозии во многом зависит от условий транспорта воды. Для напорных водоводов характерно образование свищей преимущественно в сварных швах и околошовных зонах.
Анализ состояния водоводов системы ПДД показал взаимосвязь частоты порывов с типом перекачиваемой воды. Уменьшить опасность коррозии, особенно местной, можно путем специальной подготовки вод до поступления их в систему ППД, а именно, удалением из нее механических примесей, агрессивных газов, нефтепродуктов и стерилизацией воды от СВБ. Возникновение и развитие локальной коррозии можно уменьшить увеличением скорости транспорта вод, исключающим расслоение потока и выпадение осадков, системати ческой очисткой полости трубопроводов от осадков механическими или химическими способами; применением ингибиторов коррозии и бактерицидов (при наличии активных форм СВБ).
В системе сбора и транспорта нефти коррозионным разрушениям подвергаются нефтепроводы, по которым транспортируются расслаивающиеся эмульсии. Такие условия наблюдаются на ряде месторождений Западной Сибири. Наибольшее число порывов произошло на нефтепроводах диаметром 114 мм на участках от скважин до замерных установок. Остальные порывы приходятся на нефтепроводы диаметром 159 - 325 мм. Обводненность нефти колебалась от 50 до 85% 15/.
Коррозионные поражения нефтепроводов развиваются преимущественно в виде канавок и язв. Первопричиной возникновения и протекания коррозионных процессов в нефтепроводах является отделившаяся от нефти в процессе транспорта минерализованная вода.
Особенно быстро прогрессирует коррозия в нефтесборных коллекторах больших диаметров, по которым продукция скважин транспортируется с низкими скоростями потока. Большинство отказов из-за коррозии (75%) имело место на нефтепроводах диаметрами 530 -820 мм, где наблюдался расслоенный режим течения жидкости, а скорость потока не превышала 0,8 м/с.
Анализ отказов нефтесборных трубопроводов
При различных давлениях расслоение эмульсии может происходить не только на восходящих участках трубопровода, но и нисходящих и горизонтальных участках. В частности, распределение отказов межпромыслового напорного нефтепровода длиной 8 км «ТНК Нягань», проложенного в пересеченной местности, приведено на рис.2.7. На этом же рисунке схематически приводится рельеф местности. Вершины приведенного профиля соответствуют горизонтальным участкам трассы на ее возвышенных местах, впадины - горизонтальным участкам в низинах. Как видно из приведенных данных, порывы трубопровода практически равновероятно происходят по всей длине трассы независимо от топографии местности. То есть, расслоение жидкости, приводящее к образованию канавочной коррозии, необязательно приурочивается, как это считалось до настоящего времени, к восходящим участкам трассы /1/.
Последнее можно объяснить пульсирующим характером транспорта добы ваемой продукции. При изменении условий добычи нефти, связанном со снижением дебита скважин, возрастает коррозионная активность водонефтяной эмульсии, в том числе за счет редуцирования серы сульфатвосстанавливающи-ми бактериями. При этом может резко возрасти скорость канавочной коррозии с соответствующим увеличением количества порывов нефтепроводов.
На рис. 2.8 приведено распределение отказов межпромыслового напорного нефтепровода за период 2000 - начало 2001 гг. Как видно из приведенного графика, количество порывов существенно увеличилось в 2001 г.. что может быть объяснено вышеизложенным. Следует отметить, что срок эксплуатации ряда Tpvo составил менее года.
Проведенный статистический анализ отказов показал, что среднее значение выборки составляет 6,17 мес, дисперсия 81,8 мес", стандартное отклонение - 9.0 мес, величина эксцентриситета - 4,3 мес , а эксцесса - 6,2 мес .
Тестирование выборки с помощью критерия согласия Колмогорова Смирнова (20 законов распределения) показало, что с вероятностью более 90% она может принадлежать только двум распределениям: нормальному со средним, равным 6,17 мес и стандартным отклонением 9,0 мес" и экспоненциальному с параметром л = 6,18 мес" . Результаты тестов для этих распределений приведены в табл. 2.1.
Графики плотностей вероятности распределений приведены на рис. 2.9 и 2.10. Как видно из приведенных графиков, более предпочтительным является экспоненциальное распределение. Более того, величины эксцесса и эксцентриситета находятся вне области -2...2, присущей нормальному распределению. Поэтому в соответствии с методом моментов распределение выборки не может быть отнесено к нормальному.
Экспоненци&аьное распределение отказов характерно для многих технических систем 12/, в том числе для трубопроводных, связанных с транспортом нефти. Последние, как правило, относятся к не резервированным системам, в которых отказ каждого элемента (трубы) происходит независимо и приводит к отказу всей системы. Установленный экспоненциальный закон распределения порывов открывает возможность прогнозирования отказов таких трубопроводных систем.
По мере увеличения времени разработки месторождения нефти добываемая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность особенно на участках, примыкающих к нижней образующей внутренней поверхности трубы. Это связано с гравитационным расслоением транспортируемой эмульсии по схеме «вода - нефть - газ». Последнее в сочетании с действующими на трубопровод механическими напряжениями может вызвать ускоренное локализованное коррозионно-механическое разрушение в виде канавки. Сказанное, в определенной степени, объясняет возрастающую частоту порывов нефтепроводов за анализируемый период.
Для увеличения времени их безопасной эксплуатации проведены углубленные исследования механизма канавочной коррозии и разработаны методы и средства по его предотвращению и снижению последствий разрушения трубопроводов. Результаты этих исследований приводятся ниже.
Коррозионные и механические характеристики металла, отобранного из очаговых зон
Ниже приведены результаты исследований электрохимических и физико-механических свойств металла труб отказавших трубопроводов «ТНК Нягань». При измерении стационарных электродных потенциалов металла установлено, что электродный потенциал оголенного металла вблизи «канавки» чаще всего является более электроотрицательным по отношению к потенциалам других участков. Поэтому на внутренней поверхности трубы возникает макрогальванопара «окалина-металл трубы», причем анодом этой пары в этом случае служит оголенный металл трубы, а катодом - слой металлургической окалины и технологических отложений. Разность потенциалов в условиях эксплуатации при контакте высокоминерализованной пластовой воды с поверхностью металла в начальный момент может вызвать электрохимическую коррозию металла с высокой скоростью проникновения.
Микротвердость определяли с помощью стандартных методик с использованием микротвердомера ПМТ-3 с последующим расчетом значений на ЭВМ.
Электродные потенциалы и поляризационные кривые снимались с помо шью прижимной трехэлектродной ячейки, разработанной на кафедре МЗК УГНТУ. При измерении электродных потенциалов вспомогательный платиновый электрод не использовался.
Распределение микротвердости (Н) и электродных потенциалов (ф) по сечению образцов, отобранных из отказавших трубопроводов системы сбора нефти «ТНК Нягань», представлено на рис. 3.7 - 3.9. Приведенные данные свидетельствуют о гетерогенности распределения микротвердости и электродных потенци&тов вблизи канавки. Возникающие при этом макрогальванопары усиливают коррозию стенки трубы. При этом наибольшая скорость коррозии отмечается по берегам канавки, что подтверждается проведенными в работе непосредственными измерениями скорости коррозии с помощью снятия поляризационных кривых. На рис. 3.7 видно, что данный эффект проявляется наиболее ярко при наличии вблизи канавки сварного шва. Это приводит к локализации макрогальванопары с большой ЭДС. В такой гальванопаре, как видно из рис. 3.7, металл канавки с примыкающим к нему сварным швом является анодом с малой площадью. Из рис. 3.8 видно, что макрогальванопара, образованная металлом дна канавки без примыкающего к ней сварного шва и основным металлом, имеет большую площадь. Последнее объясняет более интенсивное развитие коррозионно-механического разрушения при наличии сварного шва вблизи канавки.
В связи с изложенным следует избегать попадания продольного шва на опорную поверхность трубы.
Для дальнейшего изучения закономерностей развития канавочного разрушения в западносибирском регионе были проведены исследования разрушения нефтесборных труб, отобранных из право- и левобережных месторождений р. Оби. При этом был обнаружен ряд не отмечаемых ранее эффектов. В частности, это в первую очередь относится к распределению микротвердости, указывающей на локальное упрочнение или разупрочнение (пластифицирование) стали в области канавки. Указанные виды проявления данного эффекта приведены на рис. ЗЛО. При этом распределения микротвердости в окрестностях канавки были получены на металле, отобранном из различных нефтесборных коллекторов Западной Сибири.
Видно, что последний претерпевает или упрочнение (1) или пластифицирование (2). С позиции классических представлений механохимии металлов любое коррозионное воздействие сопровождается пластифицированием металла. Однако параллельно с этим процессом протекает упрочнение металла, обусловленное абразивным воздействием механических примесей, охрупчиваю-щим действием водорода и т. д. Превалирование упрочнения или разупрочнения металла в первую очередь обусловлено составом перекачиваемой среды и режимом ее транспорта.
Аналитически распределение микротвердости вдоль канавки может быть описано с помощью функций переходных процессов. В частности, для кривой
Поляризационные кривые снимались на потенциостате PS-4 фирмы MLW с помощью трехэлектроднои электрохимической ячейки, описанной выше. Скорость развертки составляла 1 мВ/с. В качестве электрода сравнения использовался насыщенный каломельный электрод фирмы MLW, вспомогательного электрода - платину.
Для определения скорости коррозии были сняты поляризационные потен-циодинамические кривые внутри канавки и на поверхности металла, не подверженного коррозии (рис. 3.13). Основные коррозионные характеристики (та фелевские константы Аа, Ва анодного и Ак, Вк катодного процесса, величина стационарного потенциала фст, балл коррозионной стойкости и скорость коррозии) приведены в табл. 3.1. Эксперименты проводились в 3% - ном растворе NaCl в связи с тем, что, как это показано в первой главе, наиболее сильной коррозионной активностью в случае канавочного разрушения обладают хлориды. Кроме того, известно, что максимальная скорость коррозии наблюдается в 3-х -5-ти процентном растворе NaCl. Полностью результаты экспериментов приведены в приложении 2.
Расчет остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов
Результаты проведенных исследований легли в основу «Методики расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохими-ческих воздействий», приведенной ниже. 1. Установлено, что циклическое воздействие существенно влияет на долговечность нефтесборных трубопроводов; 2. Определены параметры циклической трещиностойкости трубной стали в условиях, моделирующих добычу нефти; 3. Рассчитан остаточный ресурс нефтепровода, эксплуатирующегося в условиях добычи нефти: 4. Результаты проведенных исследований легли в основу «Методики расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в УСЛОВИЯХ механохимических воздействий».
Как было показано выше, мероприятия, используемые на практике, не в состоянии полностью снять проблему канавочной коррозии, значительно снижающей безопасную эксплуатацию трубопроводов. Это связано, в первую очередь, с малой эффективностью используемых в настоящее время мероприятий в условиях расслоенного режима течения добываемой жидкости. Исходя из анализа имеющихся данных, можно утверждать, что радикальный метод борьбы с рассматриваемым явлением - переход от расслоенного режима течения к турбулентному.
Это связано, в первую очередь, с малой эффективностью используемых в настоящее время мероприятий в условиях расслоенного режима течения добываемой жидкости. Исходя из анализа имеющихся данных радикальным методом борьбы с рассматриваемым явлением является переход от расслоенного режима течения к турбулентному. Однако, исходя из анализа промысловых данных, приведенных во второй главе, отказы равновероятны на спусках подъемах и горизонтальных участках трубопроводов. Поэтому, технологическими методами не удается предотвратить разрушения нефтесборных трубопроводов. Для решения этой задачи в диссертации предлагается использования устройство для защиты от коррозии в виде диспергатора, установленного в нефтесборный трубопровод. На данное техническое решение получен патент России. Известен способ защиты от коррозии трубопроводов, включающий преобразователь потока в эмульсию путем изменения гидродинамических характеристик потока. Однако, как показано в первой главе, устройство подобного типа не в состоянии обеспечить путем создания стабильной эмульсии. В работе предлагается использовать установленные вдоль нефтепровода датчики контроля поляризационного сопротивления и установленные последовательно на нефтепроводе на входе участка, подверженного коррозии, средство расслоения рабочей среды на нефть и воду и соосный нефтепроводу диспергатор с проходным сечением, управляемым поляризационным сопротивлением с помощью предлагаемого устройства подстройки необходимой защиты. Диспергатор образован соосно установленным в нефтепроводе конфузором и двумя симметрично встроенными в конфузор цилиндрическими камерами, оси которых перпендикулярны оси конфузора. причем цилиндрические камеры разделяют конфузор на входной канал диспергатора и начальный участок выходного канала, продолжением которого является диффузор, а во входном канале диспергатора соосно встроен вершиной по потоку с возможностью перемещения по оси конический рассекатель, имеющий равные с конфузором углы конусности, причем цилиндрические камеры дополнительно сообщены с источниками подачи газа. Технический результат состоит в увеличении интенсивности акустических колебаний, в увеличении мощности излучения и в увеличении эффективности защиты от коррозии.
Устройство содержит нефтепровод 1, вдоль которого установлены датчики 2 контроля поляризационного сопротивления. Диспергатор 3 образован соосно установленным в нефтепроводе конфузором 4 и двумя симметрично встроенными в конфузор 4 цилиндрическими камерами 5, оси которых перпендикулярны оси конфузора 4. Цилиндрические камеры 5,разделяют конфузор 4 на входной канал 4 и начальный участок 4 выходного канала. Продолжением конфу-зорного участка 411 выходного канала служит диффузор 6. Во входной канал 41 диспергатора 3 соосно встроен с возможностью перемещения по оси конический рассекатель 7. Цилиндрические камеры 5 дополнительно сообщены с источником подачей газа 8.
На входе участка нефтепровода, подверженного коррозии, установлено средство расслоения 9 рабочей среды на нефть и воду. Устройство работает следующим образом.
По показаниям датчиков 2 контроля поляризационного сопротивления, которые установлены вдоль нефтепровода 1, определяют участки нефтепровода, подверженные локальной коррозии, на входе которых на нефтепроводе устанавливают диспергатор 3.
В зависимости от значения поляризационного сопротивления, контролируемого датчиками 2, конический рассекатель 7 , установленный во входном канале 41 конфузора 4 диспергатора 3 вершиной по потоку, принудительно перемещают и устанавливают в соответствующее положение. При этом плавно
Проведенными лабораторными исследованиями показано, что эффект гомогенизации водонефтяной эмульсии сохраняется в течение 15-20 минут. Это при известных режимах транспорта сырья позволяет оценить частоту установки диспергаторов по длине трубопроводов на опасных участках. Указанное устройство может быть включено в действующий нефтепровод.
Как было отмечено выше, по мере увеличения времени разработки месторождения нефти добываемая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность. Сказанное, в определенной степени, объясняет возрастающую частоту порывов нефтепроводов за анализируемый период и, как следствие, загрязнение почвы и водоемов сырой нефтью. Для снижения времени ликвидации последствия нарушения герметичности трубопроводов в работе предлагается новая патентно чистая уплотни-тельная композиция, позволяющая существенно повысить надежность запор ной арматуры и, соответственно, снизить количество разливаемой вследствие канавочной коррозии нефти, существенным образом влияющей на пожарную и экологическую безопасность нефтепромысла в целом.
