Наличие - агрессивный компонент
Cтраница 1
Наличие агрессивных компонентов в перерабатываемой нефти в сочетании с высокой степенью напряженности материала и нестационарностью нагружения интенсифицирует отказы вследствие механохимической повреждаемости, обусловленной особенностями кинетики химических реакций на поверхности напряженных конструктивных элементов оборудования для подготовки и переработки нефти. В результате обобщения литературных и полученных в работе данных по механической активации коррозионных процессов предложена математическая модель МХПМ, представленная через компоненты тензора деформаций. При упругих деформациях кинетика МХПМ, в основном, определяется шаровым тензором. В упруго-пластической стадии работы конструктивного элемента при стационарном нагружении процесс МХПМ ускоряется пластическими деформациями. В условиях нестационарного нагружения конструктивных элементов доминирующим фактором МХПМ является скорость роста интенсивности пластических деформаций. [1]
Наличие агрессивных компонентов и пластовой жидкости вызывает образование на внутренних поверхностях деталей коррозионных пленок, которые затем разрушаются в результате ударов твердых частиц и капельной жидкости. Абразивный и кавитационный виды изнашивания способствуют активизации коррозионных разрушений деталей оборудования с увеличением скорости последней. Кавитационное изнашивание является распространенным видом изнашивания деталей газопромыслового оборудования. [2]
Наличие агрессивных компонентов и пластовой жидкости способствует образованию на внутренних поверхностях деталей коррозионных пленок, которые затем разрушаются в результате ударов твердых частиц и капельной жидкости. [3]
Наличие агрессивных компонентов в перерабатываемой нефти в сочетании с высокой степенью напряженности материала и нестационарностью нагружения интенсифицирует отказы вследствие механохимической повреждаемости, обусловленной особенностями кинетики химических реакций на поверхности напряженных конструктивных элементов оборудования для подготовки и переработки нефти. В результате обобщения литературных и полученных в работе данных по механической активации коррозионных процессов предложена математическая модель МХПМ, представленная через компоненты тензора деформаций. При упругих деформациях кинетика МХПМ, в основном, определяется шаровым тензором. В упруго-пластической стадии работы конструктивного элемента при стационарном нагружении процесс МХПМ ускоряется пластическими деформациями. В условиях нестационарного нагружения конструктивных элементов доминирующим фактором МХПМ является скорость роста интенсивности пластических деформаций. [4]
В зависимости от наличия агрессивных компонентов в скважинной среде предусматриваются следующие исполнения комплексов: нормальные Kl, K2 и КЗ. [5]
 |
Схема компоновки комплекса подземного оборудования для газовых скважин типа КПГ. [6] |
В зависимости от температуры среды, необходимых технологических операций, наличия агрессивных компонентов в рабочей среде разработано восемь схем компоновки скважин-ного оборудования комплексов КУСА-89-350 и КУСА-89-350-Э и шесть схем комплексов КУСА-73-500 и КУСА-73-500-Э. [7]
Существующие методы практически неприемлемы в условиях образования гидратов, при наличии агрессивных компонентов, если для предотвращения коррозии оборудования применяют антикоррозионные ингибиторы, при длительной стабилизации давления и дебита, при больших депрессиях на пласт и др. Применяемые анти-гидратные ингибиторы ( метанол, хлористый кальций и гликоли) хорошо растворяются в воде и почти не влияют на процесс измерения газоконденсатного фактора. [8]
Приемлемость режима постоянной скорости потока должна быть оценена путем сравнения различных вариантов, осуществимых при наличии агрессивных компонентов в составе газа. Отметим, что в целом режим постоянной скорости потока на устье скважины наименее приемлем при разработке газовых месторождений, так как интенсивно увеличивает число скважин при заданном отборе из месторождения. [9]
Одним из основных факторов, обусловливающих тот или иной технологический режим работы газовых скважин, является наличие агрессивных компонентов в составе газа и пластовой воды. Агрессивные компоненты в природном газе ( углекислый газ, сероводород, ртуть и др.) при наличии влаги в продукции газовых скважин ( подошвенная, краевая, конденсационная вода) вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию сква-жинного и наземного оборудования. Интенсивность коррозии при этом зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов в составе газа, количества влаги в продукции скважины, характеристики металлов скважинного и наземного оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата, скорости потока и др. В целом процесс коррозии на газ о добывающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов, детальное изучение которых - весьма сложная задача. Учет всех перечисленных факторов при выборе технологического режима работы газовых скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты, не представляется возможным. Поэтому для выбора технологического режима работы таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию и приводящие к ограничению их производительности. [10]
Опасные и вредные производственные факторы при осуществлении технологических процессов проявляются в виде высоких давлений, температур рабочей среды и напряжений, наличия агрессивных компонентов ( сероводорода и кислот), пожаро-взрывоопасных и токсичных веществ, интенсификации производственных процессов, увеличения мощностей и скоростей машин и механизмов, монотонности некоторых производственных операций. При наличии таких факторов возникают несоответствия в системе человек - машина - среда, которые ведут к физическим и нервно-эмоциональным перегрузкам обслуживающего персонала. [11]
Срок безаварийной службы нефтепромысловых трубопроводов зависит от скорости потока перекачиваемой жидкости, содержания в ней пластовой воды, химического состава, наличия агрессивных компонентов, H2S и О2, ионов железа. В ряде случаев из-за катастрофически высоких скоростей коррозии срок службы трубопровода может составить всего 1 5 - 2 года. [12]
Отбираются пробы газа, конденсата и воды при различных режимах для определения их физико-химических свойств в зависимости от изменения давления и температуры, наличия агрессивных компонентов в их составах. [13]
Фирма Сандвик ( Швеция) выпускает нержавеющие стали марок Саникро 28 и SAF 2205, отличающиеся высокой коррозионной стойкостью при морской добыче нефти и газа и наличии агрессивных компонентов. Саникро 28 - высокопрочная аустенитная сталь, коррозионная стойкость ее превосходит в морской воде стойкость стали марки 2RK65 ( сплав 904 L), длительность эксплуатации которой в теплообменниках и в водозаборных трубах составила более 12 лет. Сталь марки SAF 2205 - двухфазная с высокой стойкостью к коррозии в морской воде. Она обладает исключительно высоким пределом текучести в отожженном состоянии, который приблизительно в 2 раза превосходит аналогичный показатель стандартных аустенитных сталей. [14]
Таким образом, комплекс проведенных исследований позволяет утверждать, что портландцемент, модифицируемый известково-кремнеземистым цементом ( данном случае известью и золой), позволяет получать высокоэффективный тампонажный материал для крепленая скважин при нормальных и умеренных температурах при наличии агрессивных компонентов в пластовом флюиде. [15]
Страницы: 1 2