Газопромыслового оборудования

Покрытия из полиэтилена. Для защиты от коррозии широкое распространение нашел способ нанесения на металлические поверхности покрытий из тонкого порошка полиэтилена. Нанесение порошка производится на предварительно нагретую поверхность способами газопламенного или вихревого напыления. Сущность способа газопламенного напыления полиэтилена состоит в том, что струю сжатого воздуха с взвешенными в пси частицами порошкообразного полиэтилена пропускают через воздушно-ацетиленовое пламя. Под действием нагрева отдельные частицы оплавляются до пластического состояния, в котором они способны при ударе о металлическую

Сущность способа газопламенного напыления порошкообразных каучуков не отличается от способа, описанного для порошкового полиэтилена. На тех же установках производится напыление порошкообразной смеси каучука, вулканизующих и других компонентов, необходимых для получения резиновых покрытий. При соприкосновении с нагретой металлической поверхностью смесь расплавляется и образует гомогенное непроницаемое покрытие. Наиболее пригодным для напыления является порошок, частицы которого имеют наибольший поперечный размер 0,1—0,25 мм. При напылении обычно наносят четыре или более слоев путем последовательного перемещения горелки в продольном и поперечном направлениях. Резиновые покрытия редко имеют толщину менее 1 мм, так как при более тонких слоях не реализуются специфические свойства резины (эластичность, износостойкость, прочность к ударам и вибрации и др.).

Стеклоэмали — это непрозрачные тонкие покрытия различных цветов, образующиеся вследствие нанесения на металл методами газопламенного напыления расплавов стекол специального состава. Они обладают идеальной поверхностью, твердостью, прочностью, атмосфере- и теплостойкостью и хорошими электроизоляционными свойствами. Недостатком является значительная хрупкость.

Вместе с тем газопламенная обработка из-за сравнительной простоты и мобильности процесса широко применяется в промышленности в процессах газовой резки, нагрева, пайки и газопламенного напыления.

- нанесением металлизадаонно-полимерных покрытий. Близкие к предыдущим по конструкции соединения получаются при получении комбинированных ме-таллизационно-полимерных покрытий методом газопламенного напыления, (заполнением ПТФЭ макротрещин, специально создаваемых в гальваническом

Для газопламенного напыления используются порошкообразные каучуковые материалы. Сущность метода заключается в том, что струя сжатого

Технология газопламенного напыления порошков полимеров и красок принципиально не отличается от описанной в разделе 2.1.4.

Одним из способов снижения пористости огнеупорных окислов служит введение добавок алюмофосфатного связующего [3]. С целью снижения пористости и увеличения термической стойкости корундовых покрытий, наносимых способом стержневого газопламенного напыления, в состав стержней вводилась алюмофос-фатная связка с соотношением А1(ОН)3 к Н3Р04, равным 1 : 3.5. Электроизоляционные свойства этого покрытия сравнительно со свойствами существующих покрытий были подробно изучены на кафедре токов высокого напряжения МЭИ. Измерение электро-

бавкой силиката натрия — в 4 раза (5 кв вместо 1.3). Покрытия из чистой А1а03 и с добавкой силиката натрия напылялись также способом стержневого газопламенного напыления (рис. 3).

Испытания образцов с покрытием, представляющим композицию алюмофосфатного цемента с корундовым наполнителем, наносимую способом пульверизации _^ или обмазки, показали, что пробивное напряжение этого покрытия при 700° С равно 60 в (табл. 3), что также в несколько десятков раз ниже, чем у керамического покрытия из А1203 с добавкой алюмофосфата, наносимого способом стержневого газопламенного напыления. Низкие электроизоляционные свойства цементного покрытия объясняются двумя причинами: повышенной пористостью покрытия (15—25%) и незначительной толщиной слоя покрытия, лежащей в пределах 40— 60 мк. Увеличение толщины цементного покрытия, также как и эмалевого, влечет за собой резкое

способом газопламенного напыления, из чистого А1а03 и с добавкой силиката натрия по термической стойкости в 2—6 раз (40— 60 вместо 7—31 теплосмен) и по пробивному напряжению в 3— 4 раза (5 кв вместо 1.3—1.6 кв). Кажущаяся пористость покрытия в 2 раза ниже пористости указанных покрытий (3—5% вместо 5-10%).

Одним иэ путей повышения долговечности и надёжности нейгге-газопромыслового оборудования является правильный выбор матери-ела для егвизготовления в сочетании с рациональным процессом его обработки.

1. Саакиян Л.С., Ефремов А.и. Защита не'йге газопромыслового оборудования от коррозии.- [Л.: Недра. I9U2.- 227 с.

Примером сероводородного растрескивания деталей газопромыслового оборудования является хрупкое разрушение пластин компенсатора насоса 9МГР на промстоках. Микроструктура металла пластин ферритная с небольшим количеством перлита, твердость составляет 140 НВ, коррозионные трещины развивались по границам зерен. Произошедшее после семи месяцев эксплуатации водородное растрескивание скалки насоса ХТР-1,6/200, который перекачивает ингибитор КИГИК, приготовленный на основе метанола, обусловлено наличием большого количества мартенситной составляющей в приповерхностном слое металла скалки, твердость которого достигает 53 ИКС.

Специалистами ВНИИГАЗа и ВНИИнефтемаша установлено, что основным повреждением скважинного оборудования АГКМ является негерметичность затрубного пространства и, как следствие, наличие в нем газовых шапок. Негерметичность затрубного пространства может быть вызвана негерметичностью лифтовой колонны, элементов подземного оборудования или уплотнений трубных и колонных головок. В свою очередь, негерметичность последних в значительной степени связана с применением уплотняющих элементов из эластомеров, которые в процессе эксплуатации теряют свои пластические свойства. Конструктивные особенности автоклавных уплотнений подвески насосно-компрессорных труб способствуют появлению перетоков через уплотнения. Наличие негерметичности вызывает попадание пластового газа в зоны технологического оборудования, где контакт металла с сероводородсодержащей средой не предусмотрен проектной схемой. Это приводит к значительному ужесточению условий эксплуатации элементов газопромыслового оборудования и, тем самым, к повышению риска его выхода из строя. Одним из последствий наличия негерметичности затрубного пространства и уплотнений колонных и трубных головок является неработоспособность проектной системы инги-биторной защиты металла от коррозии.

Степень минерализации пластовых вод существенно влияет на характер и скорость коррозии газопромыслового оборудования. Следует отметить, что это влияние неоднозначно. На завершающей стадии разработки газового месторождения пластовая вода попадает в скважины в постоянно возрастающем количестве. В ней растворены минеральные соли Ыа, К, С1, Вг и других металлов. С одной стороны, диссоциированные соли увеличивают электропроводность воды, что, естественно, облегчает процессы электрохимической коррозии. Соли Са и М§ (соли жесткости) могут осаждаться на стенках оборудования, разрыхляя пленку продуктов коррозии. Кроме того, соли, содержащие ионы С1, способствуют изменению характера общей коррозии от равномерной к местной, связанной с питтинго-образованием. С другой стороны, значительное увеличение минерализации приводит к уменьшению растворимости газов в воде и, соответственно, к общему снижению ее коррозионной активности [146].

Влияние температуры на коррозию газопромыслового оборудования чаще всего может быть описано зависимостью, имею-

Практика эксплуатации газопромыслового оборудования показывает, что применение ингибиторов позволяет обеспечивать его надежную защиту от коррозии. Другие методы и средства противокоррозионной защиты уступают ингибиторной либо по техническим показателям (применение различного рода покрытий), либо по экономическим (использование коррозион-ностойких материалов). Кроме того, ингибиторная защита оказалась наиболее гибким методом, легко адаптируемым к изменяющимся условиям эксплуатации оборудования.

Специалистами ВНИИГАЗа с целью обеспечения защиты газопромыслового оборудования от коррозии при 100%-ной влажности газа, а также при обводнении газовых скважин были разработаны пленкообразующие ингибиторы: Аминкор-2 (совместно с НПО ГИПХ); С-ЗА (совместно с Леннефтехимом); алкилпиридинийсульфат (АПС). Для синтеза ингибитора Аминкор-2 использовали побочные продукты производства ме-тилэтаноламина, представляющие собой сложную смесь амино-вых соединений и жирных кислот синтетического или природного происхождения. При создании ингибитора С-ЗА использовали полупродукты производства бутиловых спиртов и азотсодержащие органические соединения. Ингибитор АПС хорошо зарекомендовал себя в условиях сильно обводненных скважин и в системе сточных вод.

Высокая коррозионная стойкость алюминия и его сплавов в условиях агрессивных сред, характерных для нефтедобывающей промышленности, делает перспективным их использование в качестве конструкционного материала для изготовления буровых, насосно-компрессорных труб и деталей газопромыслового оборудования. Известно, что алюминий и его сплавы подвергаются коррозионному разрушению в результате общего растворения, питтинга, межкристаллит-ной коррозии, коррозии под напряжением, расслаивающейся коррозии. Вид коррозионного разрушения определяется составом алюминиевого сплава, зависит от состава коррозионной среды и условий эксплуатации. Так, при использовании бурильных труб из алюминиевых сплавов возможно развитие контактной коррозии за счет соединения их с остальными замками. В зазорах резьбовых соединений происходят процессы щелевой коррозии, а при нагружении таких соединений переменными нагрузками возникают процессы фреттинг-коррозии. Значительное влияние на характер коррозионного разрушения оказывает рН коррозионно-активной среды. Практика эксплуатации алюминиевых труб показывает, что с увеличением рН от 1 до 13 меняется характер коррозионного поражения: равномерная коррозия — в сильнощелочной, щелевая — в сильно кислой областях, питтинговая — при рН = 3—11.

Для защиты от коррозии газопромыслового оборудования в газожидкостных средах, содержащих сероводород, смесь сероводорода с углекислым газом при пщратном режиме добычи газа Для защиты от коррозии оборудования, контактирующего с нефтью, газом, сточными водами, содержащими сероводород

Для защиты оборудования и сооружений системы утилизации сточных вод, содержащих сероводород Для защиты нефтегазопромыслового оборудования в условиях превалирующего влияния сероводородной коррозии