ВУЗ:
Составители:
Рубрика:
259
Рис. 6.18. Принципиальная схема протекторной защиты от внутренней
коррозии: а — одиночными протекторами; б — групповыми сосредоточенными
протекторами; в - групповыми рассредоточенными протекторами; 1 - резервуар; 2 -
протекторы; 3 -дренажный провод; 4 - коррозионно-измерительные колонки
Для коррозионного контроля с 1998 года впервые в странах
СНГ используются современные коррозиметры, датчики которых с
помощью шлюзовых устройств помещаются в действующее
оборудование.
Коррозиметры работают в автоматическом режиме, дают
точные данные по скоростям коррозии, что позволяет своевременно
воздействовать на факторы, определяющие коррозию, и
поддерживать их значения в требуемых пределах. Коррозиметры
позволили также оптимизировать дозировку дорогостоящих
реагентов ингибиторной защиты, разработать порядок перекачки
сырой нефти.
Другим важным инструментом коррозионного контроля явля-
ются поточные рН-метры, установленные на линиях дренажной
воды. При ухудшении коррозионной ситуации наряду с
повышением скорости коррозии снижается значение рН дренажной
воды и увеличивается содержание в ней растворимого железа.
Поточные рН-метры, показывая снижение рН ниже нормы, дают
первый сигнал о неполадке необходимости её устранения. В
результате внедрения всех защитных мероприятий удаётся снизить
скорость в 10-60 раз.
6.5. Образования гидратных пробок в газопроводах
Нефтяной газ - смесь газо- и парообразных УВ и НУВ
компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при её
разгазировании. По мере эксплуатации, происходит увеличении
концентрации воды в добываемой нефти и повышение влажности
добываемого газа. Относительная влажность нефтяного газа
колеблется от 20 до 100 %. По фракционному составу попутные и
природные газы различных месторождений отличаются друг от
друга, но, как правило, объёмное соотношение компонентов
изменяется в диапазонах, %:
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 258
- 259
- 260
- 261
- 262
- …
- следующая ›
- последняя »
