6.4 Защита трубопроводов от внутренней корро­зии

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы (см. рисунок 31, поз. 7), цинкосиликатные покрытия и ингибиторы.

Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бес­спорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, способ­ным создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Несмотря на то, что эффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение их технически и экономиче­ски оправдано как при углекислотной и сероводородной коррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разру­шения промыслового оборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать ингибиторы для кон­кретных условий эксплуатации оборудования на промысле. От это­го в значительной мере зависят эффективность и экономичность защиты.

Эффективность ингибитора зависит также и от способа его ввода в скважины и сборную систему.

В промысловых условиях скорость внутритрубной коррозии оп­ределяют обычно по образцам (свидетелям), вводимым в поток газонефтеводяной смеси, по следующей формуле

К = (m₁ – m₂)/(τ·s),

где К – скорость коррозии, г/см²·ч;

m₁ и m₂ – масса образца ста­ли до опыта и после него, г;

τ – продолжительность опыта, ч;

s – поверхность образца стали, см².

Эффективность действия ингибитора определяют по формуле

z = [(К₁ – К₂)/ К₁]·100

или коэффициентом торможения

α = К₁/К₂,

где К₁ и К₂ – скорость коррозии соответственно без ингибитора и с ингибитором.

В настоящее время синтезировано и внедрено много ингибито­ров для различных условий нефтяной и газовой промышленности; самые эффективные (до 92÷98%) из них – ингибиторы И-1-А, ИКБ-ЧВ и ИКАР-1, ИКСГ-1, эффективность их защитного дейст­вия в среднем составляет 80÷98 %.

Для защиты оборудования от коррозионного разрушения ин­гибиторы можно закачивать также в пласт. Его массовая доля не должна превышать 0,018 % от дебита скважины. Продолжи­тельность эффекта составляет около 20 дней.

7 Арматура трубопроводов

7.1 Запорная арматура

7.1.1 Задвижки – это запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемой среды.

Задвижки, применяемые в нефте- и газопроводах, подразделя­ются на клиновые, пробковые и шаровые.

Клиновые задвижки. В задвижках этого типа запорный элемент – плашки – в процессе открытия или закрытия задвиж­ки перемещается в направлении, перпендикулярном потоку жид­кости или газа. Клиновая задвижка (рисунок 33) состоит из штурва­ла 1, шпинделя 2, нажимной

втулки 3, сальниковой набивки 4, крышки 5, болтов 6, корпуса 7, клина или плашек 8 и посадочно­го седла 9.

Эта задвижка проста по конструкции, но имеет существенный недостаток – в процессе закрытия плашки скользят по металлу корпуса, трудно притираются к нему; если попадают песчинки, то они царапают поверхность этих плашек и задвижка теряет герме­тичность, т. е. может пропускать через себя транспортируемый флюид.

Задвижка (рисунок 34) относится к двухплашечным с невыдвигающимся шпинделем. Детали этой задвижки обозначены теми же цифрами, что и предыдущей. Конструкция запорного элемента этой задвижки совершеннее предыдущей, так как двойные плашки непосредственно в момент открытия или закрытия не скользят по поверхности посадочного седла, а движутся к нему под прямым углом.

Имеется много других задвижек, особенно для больших диамет­ров трубопроводов, различных по конструктивному оформлению.

Рисунок 33 – Клиновая задвижка:	Рисунок 34 – Двухплашечная задвиж­ка с невыдвигающимся шпинде­лем:
1 – штурвал; 2 – шпиндель; 3 – нажимная втулка; 4 – сальниковая набивка; 5 – крышка; 6 – болт; 7 – корпус; 8 – клин или плашка; 9 – посадочное седло

7.1.2 Кран – запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора (пробка) имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока, для перемещения которого вращается вокруг своей оси.

Запорный орган крана, применяемого на промысловых трубопроводах, выполняется в виде усеченного ко­нуса, при повороте которого на 90° полностью закрывается или от­крывается проходное сечение.

Рисунок 35 – Кран: 1 – винт; 2 – нажимная букса; 3 – обратный клапан; 4 – сальниковая набивка; 5 – отверстия для смазки

На рисунке 35 показан кран, в котором нажимная букса 2 может при помощи болтов уплотнять сальни­ковую набивку 4, создавая необходимую герметичность. В большинстве кранов поверхность контакта пробки и седла должна смазываться. Для этого предусматривается принудитель­ная подача смазки на трущиеся поверхности при подтягивании винта 1 и через специальные отверстия 5, показанные пунктиром. Обратный клапан 3 позволяет осуществить смазку в том случае, если кран находится под давлением.