Ввод ингибиторов коррозии в технологические системы

Ингибиторы мoгyт быть жидкими и твердыми, водорастворимыми и углеводородорастваримыми. В связи с этим метод ввода определяется их состоянием и оказывает существенное влияние на эффективность ингибирования.

В отечественной и зарубежной практике получили распространение следующие методы ввода ингибиторов в скважину:

1. Периодический или непрерывный ввод ингибитора в поток добываемого газа при помощи устройств желоночного типа, спускаемых на забой скважины через эксплуатационную колону.

2. Непрерывная или периодическая подача ингибитора через межтрубное пространство скважины установками стационарного типа (насосом-дозатором).

3. Централизованный ввод ингибитора коррозии и метанола в скважины и в технологические системы с насосной площадки УКПГ по метанолопроводу.

4. Ввод ингибитора в газоносный пласт.

Желоночная подача ингибитора в скважину применяется, в основном, в США. На рис. 16.5 представлено две разновидности устройств, спускаемых на забой скважины для периодического ввода ингибиторов в поток добываемого газа. Каждая камера имеет свою отличную от других толщину стенки, поэтому они разрушаются от коррозии в разное время и расходуют (отдают) ингибитор в рабочий поток по очереди.

Рис. 16.5. Устройство для периодического ввода жидкого или твердого

ингибитора в скважину за счет коррозийного разрушения его стенок:

трехкамерное (а); двухкамерное (б)

Оба устройства представляют из себя герметически закупоренные контейнеры, разделенные на несколько камер, заполняемых жидким или твердым ингибитором. Ингибитор из камер поступает через определенные промежутки времени по мере коррозионного разрушения этих камер.

Периодичность ввода ингибитора из камер определяется агрессивностью добываемой среды.

На рис. 16.6 изображено устройство для эжектирования в газовую скважину ингибитора в малых дозах, пропорциональных количеству газа, добываемого со скважины.

Корпус 1 устройства представляет собой глухую фасонную трубу, фиксируемую в скважине при помощи собачек головки 2 в замке основания насосно-компрессорных труб. Нижняя часть является резервуаром для ингибитора. В донышко резервуара вставлена трубка 3 из проницаемого для ингибитора материала. Нижний конец трубки3 соединен каналом 4 с сужающейся частью корпуса, имеющей форму трубки Вентури.

Выходное отверстие канала 4 перекрыто диском 5 из проницаемого для жидкости материала (металлокерамики на основе нержавеющей стали, меди и др.).

Рис. 16.6. Устройство для эжектирования ингибитора в поток

добываемого газа

Газ из продуктивного горизонта поступает в корпус 1 через боковые отверстия 6 и движется вверх по трубке Вентури. При ее прохождении скорость газа увеличивается, а давление его снижается, вызывая приток ингибитора из резервуара. благодаря проницаемому диску, тормозящему расход ингибитора, последний поступает в поток газа в небольших количествах.

Представленные устройства работают на принципе подачи ингибитора в добываемую среду за счет всевозможных механических и полуавтоматических приспособлений или за счет разъедания коррозией элементов устройств, работающих без участия оператора, на большой глубине.

Устройство, представленное на рис. 16.7, состоит из емкости 1 для ингибитора, внутри которой перемещается тяжелый поршень 2. В нижней части емкости перемещается плунжер 3, имеющий пружинные напрвляющие 4. При спуске устройства в скважину, направляюшие 4 удерживают плунжер 3 в верхнем положении, который перекрывает выпускные отверстия 5. При подъеме устройства вверх при помощи троса 6 плунжер 3 за счет собственного веса и усилия, возникающего на направляющих 4 при трении о колонну насосно-компрессорных труб, опускается вниз, и ингибитор под давлением поршня 2 подается через отверстия 5, а затем – через отверстия 8 – в скважину.

Рис. 16.7. Устройство для ввода ингибитора в скважину с помощью оператора с поверхности земли при использовании троса

Устройство, изображенное на рис. 16.8, предназначено для смазывания внутренних стенок труб скважины ингибитором повышенной вязкости.

Рис. 16.8. Устройство для смазывания внутренних стенок труб скважины

ингибитором повышенной вязкости

Ингибитор помещается в цилиндрический корпус 1 под поршнем 2. Червячный механизм 3, служащий для выдавливания ингибитора в скважину, путем действия на поступательный поршень 2, движущийся вниз, при опускании устройства в скважину включен. При движении устройства вверх механизм 3 с помощью системы передач 4 вращает ходовой винт 5. Поршень 2 посредством ходового винта 5 перемещается вниз, выдавливая ингибитор через отверстия 6 в скважину. Эластичный расширитель 7 равномерно смазывает внутренние стенки труб.

В России применяется централизованный ввод метанола и ингибиторов коррозии. Они подаются насосами-дозаторами в скважины через межтрубное пространство и далее в газопровод.

Вопросы для самопроверки

1. Пассивная защита газопроводов от коррозии. Какими материалами осуществляют защиту внешней поверхности?

2. Для каких целей применяют праймер? Какие Вы знаете составы битумно-полимерных мастик?

3. Что Вы знаете о физико-механических свойствах полимерных липких лент и их марках?

4. Что значит активная защита газопроводов от коррозии? Представьте схему электродренажной защиты.

5. Что Вы знаете о катодной защите? Дайте схему катодной защиты газопроводов.

6. Что Вы знаете о протекторной защите газопроводов? Дайте схему протекторной защиты от коррозии.

7. Какие лакокрасочные материалы применяются для защиты внутренней поверхности газопроводов от коррозии? Расскажите об их наполнителях и методах нанесения.

8. Какими средствами осуществляется контроль качества гидроизоляционных покрытий?

9. Какие составляющие газа вызывают коррозию внутренних поверхностей газопроводов? Что такое ингибиторы коррозии?

10. Напишите формулы электрохимического процесса, протекающего на анодных и катодных участках газопроводов.

11. Что Вы знаете об анодных и катодных ингибиторах?

12. Что Вы знаете об ингибиторах-нейтрализаторах? Поясните механизм их действия.

13. Какие Вы знаете марки ингибиторов коррозии, и каким образом они вводятся в газопроводные системы?