ВУЗ:
Составители:
Рубрика:
251
Часть присутствующих в водной фазе механических
примесей: карбонатов, сульфидов железа, песка, глины попадает во
вращающиеся капли воды и участвует в постоянном
гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в
нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы
происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной
пленки.
Рис. 6.12. Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз
«нефть–вода»
Таким образом, обеспечивается постоянное
функционирование гальванической макропары «металл–труба»,
покрытая осадком солей.
Аномально-высокие скорости коррозии (5–8 мм/год)
объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по
площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в
десятки раз, превышающий по площади анодный электрод.
Методы предотвращения этого вида локальной коррозии
также должны быть нетрадиционными и решения их должны
исходить из рассмотренного механизма.
Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно,
поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно
удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной
коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико-
экономическим соображениям, поскольку протяженность сети
нефтепроводов в Западной Сибири огромна.
Задача предупреждения коррозии по нижней образующей
трубы может быть решена только при учёте гидравлических
особенностей течения трехфазных потоков.
Прежде всего, уже на стадии проектирования обустройства
таких месторождений (или в процессе их эксплуатации) необходимо
заложить расчетно-уменьшенные диаметры нефтепроводных труб, в
которых скорость движения нефтеводогазового потока
поддерживалась бы на оптимальном уровне, то есть, чтобы из
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 250
- 251
- 252
- 253
- 254
- …
- следующая ›
- последняя »
