ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы О проблемах коррозии и защиты от коррозии газопроводов большого диаметра в условиях, близких к условиям эксплуатации газопроводов УКПГ — ГПЗ на Оренбургском ГКМ из "Обзор проблем коррозии и ингибиторной защиты трубопроводов с сероводородсодержащей продукцией" Таким образом, удовлетворительная противокоррозионная защита газосборной системы на Уртабулакском ГКМ и магистрального газопровода Уртабулак — Мубарек достигалась сочетанием подготовки газа к транспорту (гликолевая осушка газа до низкой относительной влажности) с рациональным применением ингибиторов коррозии. Использование гликоля для осушки газа не приводило в данном случае к возникновению дополнительных коррозионных проблем (либо о них просто не упоминалось). [c.37] В различных публикациях [12, 30, 31] освещаются коррозионные проблемы в трубопроводах кислого нефтяного газа. [c.37] В нефтяной помышленности предварительная осушка попутного газа до низкого влагосодержания на стадии подготовки к транспорту не практикуется. На устье скважин газ обычно лишь сепарируется и далее транспортируется во влажном состоянии. [c.37] Трубопроводы для транспорта нефтяного газа во многих случаях не обрабатываются ингибиторами и повреждаются коррозией на пониженных участках трассы — в местах скопления кислого конденсата. Известны многочисленные случаи таких повреждений в газопроводах различного диаметра (300...700 мм) на объектах в Башкирии, Узбекистане, Куйбышевской, Оренбургской и Волгоградской областях. [c.37] Коррозия трубопроводов кислого нефтяного газа в основном носит язвенный характер и лишь в некоторых случаях, как, например, в спиральношовных трубопроводах — характер растрескивания. [c.37] В работе [19] описаны случаи повреждения от водородно-индуцированного растрескивания газопроводов диаметрами 406 и 610 мм, по которым транспортировался кислый газ с содержанием 1%(об.) Н2 и 15%(об.) СО2, имевшие место в США в 1951-1952 гг. Первые разрушения возникли спустя 4 мес после начала эксплуатации — трубы расслоились в плоскости прокатки, а в итоге возникло ступенчатое растрескивание. Анализ причин разрушений показал, что сталь содержала большое количество неметаллических включений и пор, способствовавших образованию водородных пузырей. Источником водорода являлся кислый газ, вызывающий общую коррозию стали. [c.38] Подобные повреждения в США отмечались также в 1963 г. на трубопроводе диаметром 40 мм, по которому транспортировался газ с 0,95%(об.) N28 и 8,7%(об.) СО2. Трубопровод был сооору-жен из прямошовных труб. Через несколько месяцев эксплуатации под давлением 4,5 МПа трубы подверглись интенсивному повреждению с образованием пузырей и ступенчатого растрескивания, направленного к внутренней трубной поверхности. Бесшовные трубы при аналогичных условиях эксплуатации не подверглись коррозионному растрескиванию в течение 10 лет [19]. [c.38] В 1974 г. на Аравийском п-ве было зарегистрировано три случая разрушения трубопровода сухого кислого газа диаметром 610 мм после 4...6 недель с начала эксплуатации. В материале трубопровода обнаружили большое количество пузырей и трещин на длине более 10 км из общей длины 90 км. Повреждению подверглись только донные и боковые поверхности труб. Все повреждения находились вблизи сварных швов, но трещины не были связаны с дефектами сварки [19]. [c.38] Во всех трех приведенных случаях возникновение повреждений связывали с включением в сталь сульфидов марганца вытянутой формы. [c.38] Во всех упомянутых случаях коррозионные повреждения трубопроводов большого диаметра в первую очередь, по—видимому, были обусловлены невысоким качеством материала, содержащего неметаллические включения и имевшего дефекты структуры, а также недостаточно эффективной подготовкой (сепарацией и очисткой) газа к транспорту, способствовавшей протеканию в трубопроводах сероводородной коррозии. Ингибиторная защита трубопроводов в данных случаях, вероятно, не осуществлялась, поскольку она не практикуется при транспорте осушенного газа и о ней в рассмотренных публикациях не имеется никаких упоминаний. Повреждения, подобные вышеописанным, сопровождавшиеся авариями, неоднократно отмечались на магистральном газопроводе диаметром 1020 мм Средняя Азия — Центр (САЦ), по которому, согласно регламенту, под давлением порядка 5,5...6,0 МПа транспортировался осушенный и очищенный от N28 газ. Однако и в этом случае предположительно недостаточная степень подготовки газа к транспорту неоднократно приводила к проскоку некондиционного газа в трубопровод и разрушению последнего. Данный газопровод тоже не защищался ингибитором коррозии. Проведенные на нем испытания ингибиторной защиты, согласно данным коррозионного контроля, обеспечивали некоторое снижение потерь исходной пластичности металла по сравнению с эксплуатацией его в неингибиро-ванной среде [33]. Не исключено поэтому, что применение эффективного ингибирования могло бы до некоторой степени обезопасить эксплуатацию данного газопровода. Однако достаточной уверенности в целесообразности и необходимости применения ингибиторной защиты при эксплуатации магистральных газопроводов нет, так как признано, что в данном случае она экономически невыгодна, а ингибиторы (даже самые высокоэффективные) никогда не гарантируют полной защиты от общей сероводородной коррозии и, следовательно, от обусловленных ею различных видов растрескивания металла (если последний подвержен растрескиванию). [c.39] Программа ингибирования трубопровода, совмещенная с предварительной очисткой его скребком, была начата после аварии. Ингибирование велось путем совмещения периодической и непрерывной обработки. Периодическая обработка осуществлялась путем пропускания через трубопровод пробки пленкообразующего (не растворимого ни в воде, ни в углеводородах) ингибитора, заключенной между двумя резиновыми шарами. Нанесенная на трубную поверхность путем поршневого ингибирования пленка поддерживалась за счет непрерывной дозировки в транспортируемый поток эффективного водорастворимого или вододиспергируемого ингибитора. Такая обработка обеспечила достаточно надежную защиту трубопровода и способствовала предотвращению серьезных аварий. [c.40] Таким образом, в данном случае проблему коррозии в жидкой фазе трубопровода большого диаметра успешно решали, совмещая очистку и игибирование. На протяжении какого периода описанная ингибиторная обработка была эффективной, в работе [34] не указано. [c.40] Вернуться к основной статье