Cтраница 1
Содержание агрессивных компонентов в газе мало изменилось. [1]
Содержание агрессивных компонентов, например, по месторождениям Средней Азии следующее. [2]
При таком содержании агрессивных компонентов в среде влажного нефтяного газа и конденсата, образующегося при его сжатии и охлаждении, скорость коррозии углеродистых и низколегированных сталей превышает 0 5 мм / год. [3]
В табл. 25 приведено содержание агрессивных компонентов в основных продуктовых потоках установок гидроочистки моторных топлив. Как видно изданных таблицы, для всех видов сырья потоки в реакторном блоке характеризуются значительным содержанием водорода. Содержание сероводорода зависит от вида очищаемого сырья, а для одного и того же сырья - от кратности циркуляции водородсодержащего газа. Все потоки содержат в том или ином количестве влагу, которая поступает с сырьем и, кроме тогб, образуется при гидрировании. В состав продуктов могут также входить хлориды; как содержащиеся в исходной нефти, так и поступающие со свежим водородом с установки каталитического риформинга. [4]
Добываемая нефтяными скважинами продукция на практике по содержанию наиболее активных агрессивных компонентов подразделяется на три основных вида: кислородсодержащие, сероводородные и содержащие углекислоту. [5]
К непрерывным методам контроля коррозии относятся: анализ среды на содержание агрессивных компонентов; измерение электросопротивления; измерение поляризационного сопротивления. [6]
С появлением в продукции нефтяных скважин воды коррозионная активность транспортируемой по трубопроводам нефти определяется наличием в ней водной фазы, содержанием агрессивных компонентов: хлоридов натрия, магния, кальция, растворенных двуокиси углерода и сероводорода. [7]
Скорость коррозии и срок службы оборудования зависят от парциального давления сероводорода и двуокиси углерода, которое, в свою очередь, связано не только с содержанием агрессивных компонентов, но и с общим давлением газа. [8]
Кроме того, повышенное содержание в нефти азотистых соединений снижает коррозионную активность нефти. Содержание агрессивных компонентов в нефти и в попутном нефтяном газе месторождений Оренбургской области, влияющих на коррозию нефтегазопромыслового оборудования, приведено в табл. 10.3. Видно, что нефти в основном являются высокосернистыми и содержат значительное количество сероводорода и диоксида углерода. Кроме состава и физико-химических свойств нефти на характер и степень коррозионного воздействия также влияют условия залегания нефти в залежи, системы и стадия разработки и способы эксплуатации скважин. [9]
Кроме того, повышенное содержание в нефти азотистых соединений снижает коррозионную активность нефти. Содержание агрессивных компонентов в нефти и в попутном нефтяном газе месторождений Оренбургской области, влияющих на коррозию нефтегазопромыслового оборудования, приведено в табл. 10.3. Видно, что нефти в основном являются высокосернистыми и содержат значительное количество сероводорода и диоксида углерода. Кроме состава и физико-химических свойств нефти на характер и степень коррозионного воздействия также влияют условия залегания нефти в залежи, системы и стадия разработки и способы эксплуатации скважин. [10]
Разумеется, что содержание агрессивных компонентов в газе при этом осталось прежним. [11]
В табл. 8.1 приводится содержание агрессивных компонентов в газе некоторых газовых и газоконденсатных месторождений, где эксплуатируются или строятся эти установки. [12]
Одной из причин разрушения обсадных колонн и потери их герметичности является коррозионное разрушение. Скорость коррозии обсадной колонны зависит от содержания агрессивных компонентов H2S, CO2, О2, общей минерализации вод, рН среды, режима движения жидкостей, температуры, содержания коррозионно-опасных микроорганизмов и др. Обсадная колонна может корродировать также под действием близлежащих токов. [13]
Приведенные выше данные о коррозионной стойкости материалов в насыщенных кислыми газами и регенерированных гликоль-аминовых растворах, а также опыт эксплуатации действующих установок показали [38], что на этих установках оборудование может разрушаться как со стороны насыщенного, так и со стороны регенерированного растворов. Интенсивность коррозии в значительной степени зависит от содержания агрессивных компонентов в очищенном газе, а также от температуры регенерации поглотительного раствора. [14]
Испытания в автоклавных и стендовых условиях предусматривают определенное приближение к реальным промысловым условиям. Моделируются давление и темп - pa коррозионной среды, содержание агрессивных компонентов. В случае стендовых испытаний используется реальная коррозионная среда конкретного газового м-ния, на к-ром сооружен соответствующий стенд. [15]