Проверяемый текст
Ушин Николай Васильевич. Оценка прочности промысловых и технологических трубопроводов морских нефтегазовых сооружений (Диссертация 2005)
[стр. 11]

11 коррозионному воздействию атмосферы и солей воды.
Высокая минерализация вод многочисленных лиманов (наличие анионов и катионов) приводит к повышенной коррозионной опасности грунтов плавневой зоны.
Таблица 1.1 Коэффициенты коррозионного износа Атмосфера Климатическая зона сухая умеренно-влажная влажная Сельская 1,0 1,0 1,0 Приморская 1,0...1,5 1,2...
1,7 1,5...2,3 Городская 1,5...2,0 1,7...2,2 2,3...3,0 Промышленная 2,0...3,0 2,2...3,5
о*•г о гп Морская: Азовское море 2,3...3,6 Южно-Китайское море 2,3...3,4 Достаточно высока атмосферная коррозия стали морских оснований, особенно в зоне, смачиваемой морской водой.
Особенностью продуктов коррозии стали в морской воде является их рыхлость, вследствие чего образовавшиеся продукты деградации не препятствуют дальнейшему окислению металла.
Так, при испытаниях образцов на шельфе Японского моря потеря их веса в атмосферной зоне морских оснований составила 750 г/м2 в год, а в зоне периодически смачиваемой морской водой увеличивается еще в 1,5 раза [8].
Необходимо отметить, что месторождения жидких и газообразных углеводородов в продуктивных пластах насыщены
флюидами, включающими электролиты и коррозионноактивные газы кислород, двуокись углерода, сероводород и др.
Вместе с добываемыми углеводородами электролиты и агрессивные газы поднимаются
па поверхность, транспортируются по трубопроводам, попадают в емкости, компрессоры, насосы и воздействуют на них, вызывая повреждения [10].
Степень агрессивности среды нефтяных и газовых месторождений зависит от влажности продукции скважин и концентрации солей и газов в ней.
При этом концентрация солей и газов изначально является природным фактором, а
[стр. 10]

значения коэффициентов износа, исходя из данных метеообстановки и уровня загрязнения воздуха сернистым газом и хлоридами.
При наличии в воздухе хлоридов, значение коэффициентов износа во времени не изменяется, тогда как в присутствии сернистого газа они со временем снижаются и уточняются путем последовательного приближения.
В табл.
1.1.
приведены коэффициенты коррозионного износа, рассчитанные исходя из зависимости скорости коррозии от климатических характеристик местности и уровня загрязнения воздуха [8].
Проблема коррозии усугубляется для морских месторождений.
Так, в Краснодарском крае в акватории Азовского моря на Бейсугском месторождении газа морские основания подвержены совместному коррозионному воздействию атмосферы и солей воды.
Высокая минерализация вод многочисленных лиманов (наличие анионов и катионов) приводит к повышенной коррозионной опасности грунтов плавневой зоны.
Таблица 1.1 Коэффициенты коррозионного износа Атмосфера Климатическая зона сухая умеренно-влажная влажная Сельская 1,0 1,0 1,0 Приморская 1,0...1,5 1,2...1,7 1,5...2,3 Г ородская 1,5...2,0 1,7...2,2 2,3...3,0 Промышленная 2,0...3,0 2,2...3,5
3,0...4,0 Морская: Азовское море Южно-Китайское море 2.3..
.3.6 2.3..
.3.4

[стр.,11]

Особенно высока атмосферная коррозия стали в зонах, периодически смачиваемых морской водой.
Особенностью продуктов коррозии стали в морской воде является их рыхлость, вследствие чего образовавшиеся продукты деградации не препятствуют дальнейшему окислению металла.
Так, при испытаниях образцов на шельфе Японского моря потеря их веса в атмосферной зоне морских оснований составила 750 г/м2 в год, а в зоне периодически смачиваемой морской водой увеличивается еще в 1,5 раза [8].
Необходимо отметить, что месторождения жидких и газообразных углеводородов в продуктивных пластах насыщены
химическими веществами, включающими электролиты и коррозионноактивные газы кислород, двуокись углерода, сероводород и др.
Вместе с добываемыми углеводородами электролиты и агрессивные газы поднимаются
на поверхность, транспортируются по трубопроводам, попадают в емкости, компрессоры, насосы и воздействуют на них, вызывая повреждения [10].
Степень агрессивности среды нефтяных и газовых месторождений зависит от влажности продукции скважин и концентрации солей и газов в ней.
При этом концентрация солей и газов изначально является природным фактором, а
влажность продукции в немалой степени зависит от технологии разработки месторождений, интенсивности отборов, методов искусственного воздействия на пласты и призабойную зону скважин [8, 11].
Так, кислотные обработки забоев скважин увеличивают интенсивность коррозионного износа насосно-компрессорных труб (НКТ) и нефтегазосборных коммуникаций.
При таких методах повышения нефтеотдачи пластов, как закачка углекислоты, внутрипластовое горение, парогазовое воздействие в несколько раз интенсифицирует процесс углекислотной коррозии.
Один из распространенных способов разработки месторождений внутриконтурное заводнение [12] зачастую вносит в пласт сульфатвосстанавливающие бактерии, которые в процессе своего биоценоза вырабатывают сероводород, вызывающий сероводородную коррозию трубопроводов и оборудования [13].
На рис.
1.1 показаны образцы И

[Back]