Cтраница 2
После проведения работ по очистке внутренняя поверхность газопровода должна быть осмотрена с помощью видеокамеры на предмет опенки степени очистки и возможности восстановления всего участка газопровода. [16]
Нормирование утечки газа с единицы внутренней поверхности газопровода имеет свои недостатки, так как при этом газопроводы большой пропускной способности представляют большую опасность, чем газопроводы меньших диаметров. [17]
Нанесение ингибитора указанным способом на внутреннюю поверхность газопровода требует большого расхода ингибитора и связана с остановкой газопровода на период ингибирования, потерями газа, невозможностью ингибирования начального и конечного участков газопровода, ступенчатых и разветвленных газопроводов. [18]
Агрессивные среды, действующие на внутреннюю поверхность газопровода ( газовая, водная, углеводородная), не вызывают в отдельности такой сильной коррозии труб, как двухфазный конденсат. Установлено [4], что коррозионная стойкость углеродистой стали, соприкасающейся с двумя жидкостями противоположной полярности, в присутствии сероводорода связана со сложными процессами, происходящими на границе контакта металл-углеводород-электролит, в частности, с избирательным смачиванием. [19]
Разработаны композиции лакокрасочных покрытий для защиты внутренних поверхностей газопровода, скрубберов и регенераторов мышьяково-содовой очистки газа. [20]
Появились сообщения [104, 108] об опыте защиты внутренней поверхности газопровода крупной газораспределительной системы на западном побережье Канады, по которому транспортируют попутный газ, содержащий 4 % сероводорода и углекислого газа. Для этого органический пленкообразующий ингибитор, растворенный в концентрации 20 5 % в вязком дизельном топливе, прокачивали с помощью разделительных пробок с резиновыми манжетами через 300-мм газопровод длиной 120 км. [21]
В результате совместного влияния указанных факторов на внутренней поверхности газопровода развивается общая коррозия металла. В газопроводах, транспортирующих под высокими давлениями ( 50 - 60 кгс / см2) газ с примесью влаги и сероводорода, водородная хрупкость стали проявляется обычно значительно раньше общей коррозии. [22]
Для защиты от коррозии и сульфидного растрескивания внутренней поверхности газопроводов, по которым транспортируется нефтяной газ, содержащий H2S, в настоящее время разработан и применяется способ ввода ингибитора и дополнительного его диспергирования по длине трубопровода при помощи конфузорных вставок. [23]
Один из наиболее эффективных способов борьбы с коррозией внутренней поверхности газопроводов, по которым транспортируют агрессивные нефтяные газы - использование ингибиторов коррозии. Считают [2, 116], что введение ингибиторов в нефтепромысловые газопроводы - простой и действенный метод борьбы с сероводородной коррозией в небольших газопроводах, где очистка газа от сероводорода неэкономична. [24]
Своеобразной проблемой в применении ингибиторов коррозии для защиты внутренней поверхности газопроводов является введение ингибитора в места наиболее интенсивного разрушения, где скапливается агрессивный газоконденсат. Эту проблему решают в зависимости от конкретных условий эксплуатации газопроводов. Одни исследователи [2, 37, 116] считают, что ингибитор можно вводить в отдельных местах трассы газопровода, где выпадающий из газа конденсат вызывает сильную коррозию стенок труб. Действительно, в практике эксплуатации газосборных сетей выявлено, что в газопроводах имеется сравнительно небольшое число мест, наиболее подверженных коррозии. Установив здесь небольшие дозировочные емкости, можно периодически вводить в газопровод рассчитанное количество ингибитора. [25]
Сероводород в присутствии влаги способствует развитию процессов коррозии внутренней поверхности газопроводов, газоперекачивающих агрегатов, арматуры и аппаратов, вызывает явления сульфидного растрескивания металлов и загрязняет атмосферу помещений токсическими продуктами, образующимися при его сжигании. [26]
Своеобразной проблемой в применении ингибиторов коррозии для защиты внутренней поверхности газопроводов от сероводородной коррозии является введение ингибитора в места наиболее интенсивного разрушения, где скапливается агрессивный газоконденсат. Эту проблему в настоящее время решают несколькими путями в зависимости от конкретных условий эксплуатации газопровода. [27]
Основными факторами, оказывающими влияние на скорость разрушения: внутренней поверхности газопроводов являются: концентрация в газе сероводорода, СО2 и кислорода, парциальное давление сероводорода и СО2 в газе, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость движения газа. Характер и распределение коррозии в газопроводе зависят также от рельефа местности, по которой он пролегает. [28]
МПа, если механический и химический состав металла с внутренней поверхности газопровода, механические свойства продольных образцов, взятых по длине и толщине стенки трубопровода не соответствуют требованиям конструкторской документации. [29]
Под влиянием жидкой и газовой среды наблюдается обитая коррозия внутренней поверхности газопровода, приводящая к электрохимическому растворению металла. [30]