Реферат на тему Внутренняя коррозия газопроводов под действием агрессивных попутных газов.

Содержание:

Введение 3
1. Общие сведения 4
2. Материалы и методы 7
2.1. Описание трубопровода 7
2.2. Лабораторные исследования корродированных участков труб 9
3. Результаты 12
3.1. Макроскопическое наблюдение корродированных участков труб 12
3.2. Анализ продуктов коррозии 12
3.3. Результаты испытаний имитации коррозии 16
3.3.1. Режим отказов и продукты коррозии 16
3.3.2. Скорость коррозии 18
4. Анализ результатов 24
Заключение 29
Литература 30

Введение:

Коррозия стала причиной нескольких утечек из газопровода; таким образом, выяснение механизмов отказа является предварительным условием предотвращения таких аварий. На основе анализа отказов корродированных участков труб были проведены лабораторные испытания на воздействие путем моделирования трех возможных коррозионных сред внутри газопровода. Скорость коррозии, обозначенная изменением глубины, была принята в этом исследовании. Сканирующая электронная микроскопия и дифракция рентгеновских лучей были использованы для анализа продуктов коррозии. Результаты показали, что образцы, полностью погруженные в конденсатную воду, обычно подвергались коррозии, а образцы, подвергшиеся воздействию газа, подвергались

Заключение:

(1) Продукты коррозии в основном состоят из FeO (OH) и FeCO3 , а коррозия стальных труб контролируется коррозией поглощения кислорода и коррозии CO2. Расходы трансмиссионной среды влияют на структуру коррозии, а дефекты в масштабе способствуют возникновению проникновения среды и локальной коррозии.
(2) Образцы, погруженные в конденсат, обычно подвергаются коррозии, а образцы, подвергшиеся воздействию газовой среды, подвергаются локальной коррозии. Область 1 мм ниже ватерлинии имеет самую высокую скорость коррозии, которая примерно в два раза выше, чем у полностью погруженной области вдали от ватерлинии. Конденсат с глубиной менее 5 мм может вызвать сильную коррозию.
(3) Локальная скорость коррозии в газовой среде немного ниже, чем равномерная скорость коррозии в зоне полного погружения. Следовательно, при образовании коррозионной ямы не происходит автокатализа закупоренной коррозионной ячейки, и в месте осаждения конденсированной воды по существу имеет место равномерная коррозия.
(4) Наличие воды является необходимым условием коррозии с поглощением кислорода и коррозии с выделением водорода. Предполагается, что обезвоживающая обработка транспортирующего газа является основной мерой контроля коррозионного разрушения трубопровода попутного газа. 

Фрагмент текста работы:

 1. Общие сведения о влиянии
2. Описание и анализ проведенных испытаний, связанных с данной проблемой в газопроводах.
3. Общие сведения
Попутный газ – это газ, получаемый при добыче сырой нефти; Основными ингредиентами такого попутного газа являются метан, этан и углеводороды [1]. В отсутствие рынка газа традиционными средствами управления попутным газом являются закачивание, сжигание и сброс [2]. Сжигание или удаление попутного газа не только приводит к энергетическим потерям, но также отрицательно влияет на окружающую среду. Напротив, реинъекция — это метод лечения, полезный для устойчивого развития [3, 4, 5]. На некоторых нефтяных месторождениях попутный газ используется в качестве подъемного газа для повышения нефтеотдачи [6]. Подъем газа — это процесс нагнетания сжатого природного газа (называемого подъемным газом) в эксплуатационную колонну нефтяной скважины, и подъемный газ увеличивает градиент давления между пластом и жидкостью скважины, которая выталкивает жидкость на поверхность [7]. Обычно сжатый газ из промысловой установки направляется в трубопровод для сбора нефти и в устье скважины по трубопроводам.
Попутный газ во многих случаях не подвергался строгой обезвоживающей обработке, которую можно отнести к влажному газу. Влажный газ содержит жидкие углеводороды и воду, кислые газы (такие как CO2 и H2S) и растворенные ионы (такие как Cl- и Ca2+) [8, 9]. При совместном воздействии температуры, давления и напряжения во внутренней стенке стальных труб возникает серьезная коррозия [8, 10, 11]. Внутренняя коррозия является основным фактором, влияющим на безопасность трубопроводов природного газа [12, 13, 14]. Это может уменьшить толщину толстых стенок, снизить прочность трубопроводов и привести к авариям с утечками. Утечка газотранспортного трубопровода приводит не только к значительным экономическим потерям, но и к загрязнению окружающей среды. Поэтому при изучении механизма коррозионного разрушения газотранспортных трубопроводов необходимо предложить меры контроля.

ификации правовых актов управления, но в работе приведены достаточно распространенные классификации.