CC BY
114УДК 620.197.3
А.И. Ходырев, д.т.н., профессор РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, А.Н. Мокшаев, главный инженер - заместитель генерального директора
A.В. Маняченко, ведущий инженер, В.В. Митин, главный инженер ГПУ,
B.А. Ягодкин, главный механик УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург», И.Ю. Ребров, к.т.н., главный технолог ОАО «Газпром»
анализ технологий ингибиторной защиты газопроводов
сероводородсодержащего газа
Объекты Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) около 40 лет эксплуатируются в достаточно жестких условиях, вызванных наличием в составе продукции месторождения таких коррозионно-опасных компонентов, как сероводород,углекислый газ и минерализованная пластовая вода. Для обеспечения безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов необходимо применять эффективную технологию ингибиторной защиты.
Газ и углеводородный конденсат после разделения их на УКПГ транспортируются по газопроводам и конденсатопрово-дам на ГПЗ для очистки от сероводорода и доведения состава до параметров, отвечающих требованиям стандартов к газу и конденсату, транспортируемым по магистральным газопроводам и про-дуктопроводам.
В настоящее время подача газа осуществляется через три дожимные компрессорные станции (ДКС-1, ДКС-2 и ДКС-3), на которых давление газа повышается с 2,0 МПа до 6,0 МПа. Система газопроводов неочищенного газа (см. рис. 1), общая протяженность которых составляет около 800 км, является одним из самых крупных и потенциально опасных объектов. Можно выделить два типа ингибиторов, которые могут применяться для защиты газопроводов: летучие (или так называемые парофазные) и пленкообразующие. Для реализации защиты летучим ингибитором необходимо ввести его в жидком виде в защищаемый газопровод, и после испарения и перемешивания с транспортируемым потоком он будет действовать, достигая поверхности трубы на различном удалении от точки ввода [1].
Летучий ингибитор применяется на ОНГКМ для защиты от коррозии трубопроводов и оборудования ДКС, а именно: входных коллекторов, входных сепараторов V-100, фильтров-сепараторов У-110, пылеуловителей, компрессорных агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения и трубопроводных обвязок линий сероводородсодержащего газа. Подача летучего ингибитора А-1-3 производства ОАО НИИ «Ярсинтез», который обладает высоким последействием как в жидкой, так и в газовой фазах [2], на входе и в нескольких точках обвязки компрессорной станции является дополнительной защитой газопроводов, так как в трубопроводах, аппаратах и компрессорах ДКС расходуется и выводится из системы только часть введенного реагента, а некоторое его количество транспортируется газовым потоком вплоть до ГПЗ.
ПЛЕНКООБРАЗУЮЩИЕ
Пленкообразующие ингибиторы коррозии являются наиболее важным и распространенным типом реагентов, применяемых при защите трубопроводов и оборудования в нефтегазовой промышленности. На современном рынке предлагается несколько сотен различных
марок ингибиторов, многие из которых испытывались в стендовых условиях [3], но в настоящее время реально применяются для защиты газопроводов неочищенного газа ОНГКМ две марки ингибиторов: И-55-ДК и Инкоргаз-21. В зависимости от способа доставки пленкообразующего ингибитора к поверхности газопровода можно выделить три основных способа ингиби-рования:
• поршневой способ, при котором пленка наносится путем проталкивания по газопроводу жидкой пробки раствора ингибитора (либо заключенной между двух поршней, либо перемещаемой одним поршнем);
• гидродинамический способ, при котором ингибитор вводится непосредственно в газовый или газожидкостный поток и переносится по газопроводу в виде омывающей его поверхность пленки, пробки или отдельных капель жидкости, содержащей ингибитор;
• аэрозольный способ, при котором тонкая пленка ингибитора формируется в результате постепенного осаждения на внутреннюю поверхность трубопровода мелких капель ингибиторного раствора, впрыскиваемого форсункой в газовый поток.
Г П 3
Рис 1. Схема газопроводов неочищенного газа ООО «Газпром добыча Оренбург»
ПОРШНЕВОЙ СПОСОБ ИНГИБИР0ВАНИЯ
При этом способе по газопроводу пропускают жидкую пробку пленкообразующего ингибитора, растворенного в метаноле или в стабильном конденсате. Область применения этого способа ограничена линейными участками газопроводов, имеющими один диаметр и плавные повороты. Начальные и конечные участки газопроводов, где есть много поворотов, переходы с одного диаметра на другой, а также перемычки газопроводов, этим способом защитить невозможно.
Можно выделить две разновидности поршневого ингибирования: двухпорш-невое, при котором ингибиторная пробка заключается между двумя поршнями, и однопоршневое, при котором пробка ингибиторного раствора проталкивается одним поршнем.
ДВУХПОРШНЕВОЕ ИНГИБИРОВАНИЕ
Не имеет ограничений по минимальной скорости движения поршней и поэтому может применяться на трубопроводах с различным рельефом трассы при любых расходах газа.
Следует иметь в виду, что исследования эффективности поршневого способа ингибирования проводились более 30 лет назад, когда условия транспорта газа на ОГКМ были совсем другими - с более благоприятной коррозионной ситуацией, а в качестве поршней использовались полукустарные конструкции, изготовленные с применением покрышек от колес самолетов. Очевидно, что применение современных полимерных манжет качественно изменяет условия взаимодействия поршня с поверхностью трубы, создает на ней иную пленку. Первоначально применялась технология с использованием 25-30%-ного раствора ингибитора И-1-А в метаноле [4], который затем заменили на комбинацию, содержащую 4% ингибитора, 16% диэтаноламина и метанол. При этом защитное действие пленок ингибитора И-1-А, сформированных в этих растворах, было примерно одинаковым [5], а диэтаноламин использовался в качестве загустителя, что было необходимо для предотвращения перетечек раствора через зазоры между поршнями и трубой, а также для предотвращения быстрого стекания пленки с верхней
и боковых зон в нижнюю часть трубы. В дальнейшем от диэтаноламина отказались, а высокотоксичный и дорогой метанол был заменен на стабильный конденсат.
Периодичность поршневого ингибирования для газопроводов неочищенного газа ОНГКМ первоначально составляла 2 раза в год, а затем в связи с повышением влажности изменена на 1 раз в квартал. Следует отметить, что данных по стойкости в газопроводах ингиби-торной пленки, нанесенной поршневым способом, в литературе практически нет. Это обусловлено, главным образом, сложностью установки образцов, которые при испытаниях должны контактировать с поршнем, но не повреждаться им.
Норма расхода ингибитора, рассчитанная из условия создания на внутренней поверхности газопровода пленки толщиной 10 мкм, составляет 24 л/км для труб Ду 700 мм. Эта норма, предложенная в самом начале применения данной технологии [4], сохранена и до настоящего времени в действующем «Положении ...» [6]. Для 4%-ного раствора ингибитора в конденсате норма соответственно составляет 0,6 м3 на 1 км газопровода Ду 700 мм. Таким образом, для ингибирования газопровода протяженностью 25 км необходимо закачать 15 м3 ингибиторного раствора. При этом первоначальная длина ингибиторной
пробки составит около 41,3 метра, а для ингибирования участка максимальной протяженности - 66,28 км - длина составляет около 110 метров. Так как обвязка камер запуска поршней не позволяет вместить пробку жидкости такой большой длины, то имеются определенные проблемы реализации технологии двухпоршневого ингибирования. Это является одной из причин применения технологии двухпоршневого ингибирования «обратным ходом», при которой газопровод останавливают, создают ин-гибиторную пробку на узлах запуска поршней вблизи ГПЗ и проталкивают ее до узлов приема поршней на УКПГ. Очевидно, что эту технологию можно реализовать лишь в том случае, если имеется возможность во время ее проведения транспортировать добываемый газ от УКПГ по другому параллельному газопроводу, в противном случае применяют однопоршневое ингибирование (или так называемое «ингибирование прямым ходом одним поршнем»).
ОДНОПОРШНЕВОЕ ИНГИБИРОВАНИЕ
Предложено применять специалистами ООО «Газпром ВНИИгаз» при скорости движения пробки более 8 м/с, поскольку при меньшей скорости может происходить растекание жидкости на нисходящих участках, и жидкость не будет заполнять все сечение трубы [7]. Очевидно, что процесс растекания жид-
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ защита от коррозии \\ 33
костной пробки на нисходящем участке зависит не только от скорости газа, но и от угла наклона трассы, а также от длины пробки (объема ингибиторного раствора).
Следует иметь в виду, что нисходящие участки трассы являются менее потенциально опасными по сравнению с горизонтальными и восходящими. При этом нижний сегмент сечения трубы, на котором в первую очередь могут появляться коррозионные поражения, все же будет омыт ингибиторным раствором.
На восходящих участках, которые являются наиболее коррозионно-опасными, проталкивание жидкости одним поршнем не имеет такого недостатка, как растекание пробки: один поршень поднимает жидкость и наносит пленку ничуть не хуже, чем два. Здесь уместно отметить, что следует различать скорость газа в газопроводе при нормальном режиме его эксплуатации и скорость движения поршня, которая весьма непостоянна. Как известно, движение поршня по газопроводу при отсутствии или малом содержании в трубопроводе жидкости происходит скачками. Это происходит вследствие того, что сила трения покоя больше силы трения скольжения, поэтому страгива-ние поршня происходит при большем перепаде давления, чем нужно для его равномерного движения. Существенный недостаток ингибиро-вания одним поршнем заключается в том,что поверхность газопровода перед контактом ее с ингибиторной пробкой не очищается от осадков, продуктов коррозии и жидкости. Кроме того, при наличии в газопроводе значительного объема жидкости последняя будет перемешиваться с раствором ингибитора, снижая его концентрацию в растворе. Хотя поршневой способ нанесения пленки имеет ряд недостатков, таких как высокие трудозатраты, необходимость привлечения спецтехники для транспортировки поршней и больших объемов ингибиторного раствора, малое время контакта ингибиторной пробки с поверхностью трубы, необходимость сжигания 1.. .1,5 тыс. м3 сероводородсодержащего газа перед открытием камеры запуска поршня, он является основным в системе защиты от внутренней коррозии газопроводов большого диаметра.
Объясняется это тем, что данный способ не требует применения сложного оборудования, при этом производится удаление из газопровода жидкости и накопившихся отложений, что также благоприятно сказывается на снижении риска коррозионных поражений.
гидродинамический способ ингибирования
Впервые был применен на Лакском месторождении (Франция) для шлейфовых трубопроводов диаметром до 300 мм, работающих под давлением 8 МПа и транспортирующих сероводородсодер-жащую ГЖС при скорости потока 8-10 м/с. Достаточно высокий защитный эффект в этом случае достигался за счет кольцевой структуры потока, благодаря чему вводимый в начале трубопровода ингибитор достигал всей поверхности трубы и адсорбировался на ней. Однако для условий транспорта по газопроводам неочищенного газа ОНГКМ кольцевой режим практически недостижим вследствие большого диаметра трубы и низких скоростей газа. Вместе с тем гидродинамический способ применяется для ингибирования конечных участков ввиду сложности реализации другой технологии их защиты.
Аэрозольный способ ингибирования
Внимание многих специалистов, занимающихся как эксплуатацией газопроводов, транспортирующих сероводо-родсодержащий газ, так и разработкой газопромыслового оборудования, на протяжении более трех десятилетий привлекает аэрозольный способ инги-бирования газопроводов. Этот способ позволяет вести ингибиро-вание в рабочих условиях при минимуме материальных и трудозатрат без остановки газопровода и без необходимости сжигания сероводородсодержащего газа. Причем могут быть защищены трубопроводы с резкими поворотами, переходами с одного диаметра на другой, перемычки газопроводов. Аэрозольное ингибирование может быть реализовано в виде нескольких технологий:
• постоянный впрыск ингибитора в поток газа в газопроводе;
• периодический впрыск ингибитора в одной точке в начале газопровода;
• периодический впрыск ингибитора в нескольких точках газопровода с помощью передвижной установки;
• впрыск ингибитора в сепаратор с последующим выносом наиболее мелких капель в газопровод.
Данные технологии могут предусматривать применение либо чистых ингибиторов, либо ингибиторных растворов различной концентрации. Причем растворителем может являться как практически неиспаряющаяся жидкость (например, стабильный конденсат), так и довольно летучий метанол. В последнем случае размеры капель ингибиторного раствора, образовавшихся при работе форсунки, могут быстро уменьшиться на ближайшем расстоянии от точки впрыска в результате испарения метанола. Поэтому капли могут уноситься на более удаленные участки газопровода. На основании положительных результатов промышленных испытаний по аэрозольному ингибированию коррозии газопроводов с применением разработанных РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» форсуночных устройств [8] была реализована «Программа работ по внедрению технологии и оборудования аэрозольного ингибирования газопроводов неочищенного газа». В результате все 11 УКПГ ОГКМ оборудованы системой впрыска ингибитора в начальные участки, для которых аэрозольный способ является основным. Для обоснования периодичности обработок и для отработки технологий ингибирования коррозии газопроводов неочищенного газа в изменяющихся условиях, обусловленных завершающей стадией эксплуатации ОГКМ, в 20082009 гг. проведены промышленные испытания, при которых исследовались три способа ингибиторной защиты: поршневой,аэрозольный и гидродинамический. При этом использовались ингибиторы двух марок: И-55-ДК и ИНКОРГАЗ-21Т. Ингибитор И-55-ДК применялся в виде 4%-ного раствора в стабильном конденсате при поршневом и гидродинамическом способах, а также в виде 50%-ного раствора в метаноле при аэрозольном способе нанесения. Ингибитор коррозии ИНКОРГАЗ-21Т применялся в виде 50%-ного раствора в стабильном конденсате при аэрозольном способе нанесения.
Так как при поршневом ингибировании образцы можно установить только после прохождения ингибиторной пробки, то при испытаниях этого способа оценивалось влияние транспортируемого потока на изменение состояния поверхности чистых и обработанных ингибитором образцов, устанавливаемых в газопровод с помощью устройств УВ-160 уже после выполнения ингибиторной обработки. На кассете размещались 10 образцов-свидетелей, разделенных фторопластовыми втулками, причем пять верхних образцов ставились чистыми, а пять нижних - предварительно помещались в 4%-ный раствор ингибитора коррозии И-55-ДК в стабильном конденсате, где выдерживались в течение 1 минуты. После извлечения из раствора излишки ингибитора снимались с ребра образца-свидетеля фильтровальной бумагой, после чего образец помещался на кассете, которую через 15-20 минут размещали в газопроводе.
При исследованиях аэрозольного и гидродинамического способов ингибиторной защиты образцы устанавливались в точках контроля в течение
суток, предшествующих проведению ингибирования.
При испытаниях аэрозольного способа для защиты участков от УКПГ до ДКС применялась система впрыска в начальные участки, включающая форсуночное устройство ФУ-100/160, установленное на выходе газа с замерного узла, на которое подается ингибиторный раствор из технологической насосной УКПГ, а для защиты участков от ДКС до ОГПЗ, включая конечные участки, - система впрыска, включающая форсуночное устройство ФУ-100/160 и насосный блок НБ-3, установленный на выходе газа с ДКС. Описание данного оборудования приведено в работе [9]. Впрыск ингибиторных растворов при аэрозольном ингибировании осуществляли при следующих параметрах: перепад давления на форсунке - 6-8 МПа, подача насоса - 100 л/час. Продолжительность впрыска определялась исходя из протяженности участка и нормы расхода - 48 л/км 50%-ного раствора. Гидродинамический способ реализо-вывался путем закачки 1,5м3 ингиби-торного раствора (исходя из нормы 0,6 м3/км 4%-ного раствора) в газо-
провод с помощью агрегата «Азин-маш-30».
Результаты определения толщины пленки и последующего определения средней скорости общей коррозии приведены в таблице 1. Как следует из представленных данных, скорость общей коррозии образцов при всех испытаниях довольно низка: не превышает 0,0057 мм/год, при этом на всех без исключения образцах обнаружен ингибитор коррозии. Толщина ингибиторной пленки на образцах, установленных в точках контроля участков газопроводов от УКПГ до ДКС (испытания № 1...4, 9, 10) незначительна: в основном не превышает 1 микрона.
Весьма интересный результат заключается в том, что на образцах, помещенных в газопровод чистыми, через 3 месяца экспозиции обнаружена пленка примерно такой же толщины, как и на образцах, предварительно обработанных окунанием в раствор ингибитора с выдержкой в течение 1 минуты (см. табл. 1, испытание № 1). Скорость коррозии этих двух групп образцов также оказалась примерно одинаковой - 0,0022
ХИМСЕРВИС
промышленный холдинг
МЕНДЕЛЕЕВЕЦ
профессиональная защита от коррозии
Анодные заземлители ^ Электрометрическое оборудование Диагностика трубопроводов
ПРИГЛАШАЕМ ВАС ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД НА ВЫСТАВКЕ
НЕФТЕГАЗ - 2010
21-25 ИЮНЯ, МОСКВА
ЭКСПОЦЕНТР, СТЕНД № 23В01
Новомосковск тел.: +7 (48762) 2 1477, adm@ch-s.ru, www.ch-s.ru Москва тел.: +7 (495) 938 2221, mendeleev@ch-s.ru
Таблица 1. Толщина пленки и скорость коррозии образцов-свидетелей при испытаниях
№ ИСПЫ-ТАНИЯ ТОЧКА контроля МЕТОД ИНГИБИРОВАНИЯ РАССТОЯНИЕ ОТ ТОЧКИ ВВОДА ИНГИБИТОРА, КМ МАРКА ИНГИБИТОРА №№ ОБРАЗЦОВ ТОЛЩИНА ПЛЕНКИ, МКМ СКОРОСТЬ КОРРОЗИИ, ММ/ГОД ПРИМЕЧАНИЯ
НИЖНИЕ ВЕРХНИЕ НИЖНИЕ ВЕРХНИЕ НИЖНИЕ ВЕРХНИЕ
1 1 Г-2 поршневой 2,64 И-55 ДК (4%) 1-5 6-10 0,7 0,9 0,0025 0,0022 нижние предварительно обработаны ингибитором
2 1 ПГ1-6 I поршневой 6,33 И-55 ДК (4%) 11-15 16-20 0,1 0,5 0,0035 0,0019
3 1 Г-2 аэрозольный 3,09 И-55 ДК (50% в метаноле) 31-35 36-40 0,18 0,18 0,0037 0,0045
4 1 ПГ1-6 I аэрозольный 6,78 И-55 ДК (50% в метаноле) 21-25 26-30 3,5 0,8 0,0026 0,0019
5 1 9Г-6 аэрозольный 20,65 Инкоргаз-21 (50% в конденсате) 51-55 56-60 8,3 11,2 0,0046 0,0042
6 1 9Г-7 аэрозольный 22,92 Инкоргаз-21 (50% в конденсате) 41-45 46-50 3,8 3,1 0,0025 0,0035
7 1 9Г-6 поршневой 20,65 И-55 ДК (4%) 35-38 31-34 21,7 18,8 0,0056 0,0057 отложения на верхних и нижних образцах
8 1 9Г-7 гидродинамический 2,27 И-55 ДК (4%) 7, 16, 17, 77 19, 20, 39, 40 7,4 14,3 0,0035 0,0041 отложения на верхних образцах
9 15 Г-3 аэрозольный 11,4 И-55 ДК (50% в метаноле) 8-11 12-15 0,4 0,8 0,0005 0,0007
10 УКПГ-10 поршневой 48,9 И-55 ДК (4%) 4-6 1-3 0,6 0,7 0,0031 0,0031
и 0,0025 мм/год. Это свидетельствует о том, что при транспорте неочищенного газа после поршневого ингибирования происходит активный процесс переноса частиц ингибитора по газопроводу. Устойчивой является пленка толщиной около 1 мкм. Причем, если появление пленки на образцах в точке контроля на кране 1 Г-2 (испытание №1) можно объяснить возможным выносом ингибитора с расположенного недалеко УКПГ-1, тем более что ежемесячно там производится аэрозольное ингибирование начального участка, то появление аналогичной пленки на образцах, удаленных от промысла на 48,5 км (испытания № 10) свидетельствует именно о переносе ингибитора, нанесенного на поверхность трубы поршневым методом. Появление ингибитора коррозии на чистых образцах, установленных в ядре потока, косвенно свидетельствует о доставке ингибитора и на верхнюю зону трубы уже после прохождения поршня за счет турбулентного движения газа.
Толщина ингибиторной пленки на образцах, установленных в точках контроля участков газопроводов от ДКС до ГПЗ (испытания № 5-8) на порядок выше, чем на участках от УКПГ до ДКС. Она составляет величину от 3,8 до 21,7 мкм, но ингибитор при этом присутствует в составе отложений. Однако при этом при самой большой толщине ингибиторной пленки наблюдаются и самые высокие значения зарегистрированной скорости коррозии - 0,0056 и 0,0057 мм/год. Следует отметить, что точка контроля вблизи крана 1 Г9-6 размещена в районе узла приема поршня, причем за 50-100 м до нее газопровод пересекает глубокую ложбину, где вероятно происходит скопление конденсата с последующим выносом его из пониженного участка. Практически полное подавление коррозии (скорость коррозии 0,0005-0,0007 мм/год) достигнуто при аэрозольном ингибировании газопровода УКПГ-15 - ДКС-3 на образцах, установленных на расстоянии 11,4 км от точки впрыска.
Анализируя взаимосвязь скорости коррозии образцов и толщины ингибиторной пленки, определенной в момент извлечения образца из трубопровода, можно заключить следующее. Для обеспечения эффективного подавления коррозии достаточно создавать и поддерживать весьма тонкую пленку ингибитора (порядка 0,5-1 мкм). Вместе с тем, наличие на образцах достаточно большого количества ингибитора, но в составе отложений, осевших на стальной поверхности, не способствует снижению скорости коррозии. Таким образом, эффективность защитного действия ингибитора при эксплуатации газопроводов в первую очередь зависит от возможности его доступа к защищаемой поверхности, поэтому следует принимать меры для удаления загрязнений с поверхности трубы. Проведенные испытания с использованием ингибиторов И-55-ДКи Инкор-газ-21 не выявили каких-либо различий между ними ни по скорости коррозии,
ни по способности создавать ингиби-торную пленку на металлической поверхности, активно омываемой газом. Следует отметить, что полученные результаты о низкой скорости коррозии на образцах, размещенных в ядре потока, не могут свидетельствовать о благоприятной коррозионной обстановке в зоне нижней образующей трубы. К сожалению, установить образцы-свидетели на нижней образующей трубы в реальных условиях эксплуатации весьма проблематично. В настоящее время проработки этого вопроса ведутся в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Пока таких данных нет, следует внимательно следить за результатами внутритрубной диагностики этих зон в местах наиболее вероятного скопления жидкости. Следует больше опасаться язвенной коррозии нижней части трубы на пониженных местах трассы и на подъемах после них, чем коррозионных поражений верхней части нисходящих участков, хотя последние могут недостаточно полно омываться ингибиторной пробкой при однопоршневом ингибировании с невысокой скоростью движения поршня.
Литература:
1. Кузнецов Ю.И., Андреев Н.Н. Летучие ингибиторы для защиты стали от сероводородной и углекислой коррозии // Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии/ Материалы совещаний, конференций, семинаров. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. - с.44-60.
2. Каленкова А.Н., Мокшаев А.Н., Пастухов С.В., Ребров И.Ю. Некоторые аспекты разработки ингибиторов сероводородной коррозии// VIIмеждународная научно-техническая конференция «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред». - Оренбург. - 2008.
3. Гафаров Н.А., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е. и др. Ингибиторы коррозии: в 2-х томах. Том
2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования - М.: Химия, 2002. - с.367
4. Кемхадзе Т.В., Легезин Н.Е., Одишария Г.Э. и др. Ингибирование газопроводов большого диаметра при транспортировании неочищенного газа Оренбургского месторождения // Коррозия и зашита. - 1975. - № 12. - с.18-22.
5. Оболенцев Н.В. Технологические аспекты ингибиторной защиты трубопроводов большого диаметра, транспортирующих неочищенный сероводородсодержащий газ: Дис. канд. техн. наук. - М.: ВНИИГАЗ, 1980. - с. 191
6. Хазанджиев С.М., Легезин Н.Е., Ходырев А.И. и др. Положение по ингибиторной защите и коррозионному контролю промыслового оборудования и коммуникаций в системе «скважина - шлейф - УКПГДКС - соединительный нефте- газо- конденсатопровод» - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - с. 34
7. Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Славинский В.П. Ингибирование газопровода// Газовая промышленность. - 1975. - № 3. - с.35-38.
8. Ходырев А.И., Хазанджиев С.М., Гафаров Н.А., Ахметов В.Н. Промышленные исследования эффективности аэрозольного ингибирования газопровода УКПГ-10. - Оренбургский ГПЗ// Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1998. - № 3. - с.2-8.
9. Ходырев А.И. Разработка и эффективное применение оборудования для ингибиторной защиты газопроводов от сероводородной коррозии// Территория нефтегаз. - 2010. - №
3. - с.46-52.
Ключевые слова: газопровод, сероводородная коррозия, способ ингибирования, ингиби-
Ведущая российская научно-производственная компания предлагает к использованию протяженные гибкие заземлители из электроповодной резины - современные средства электрохимической защиты от подземной коррозии: газопроводов, нефтепроводов, теплотрасс, продуктопроводов, резервуаров долгосрочного хранения ГСМ, любых иных металлических сооружений любой формы и металлоемкости.
ш
ses
*Со»о04
Система менеджмента качества соответствует требованиям ГОСТ Р ИСО 9001-2001 (ИСО 9001:2000)
Свидетельства на товарные знаки "ЭР" и "ПАР", per. № 225481,№ 225482, № 345471, № 345472 Патент РФ № 2236483, Патент РФ № 2291226 на электроды анодного заземления Методика "Способы защиты подземных металлических сооружений от коррозии протяженными гибкими анодами (ПГА)"
ДЛЯ ВАС МЫ ГОТОВЫ ПРОВЕСТИ:
диагностику текущего состояния металлических конструкций;
" Яяи' TFfc.
подбор необходимых средств ЭХЗ;
расчет и проектирование системы ЭХЗ;
поставку электродов анодного заземления и шеф-монтаж;
консультации по всем вопросам производства и применения протяженных гибких анодов ПАР и ЭР.
I ¿if
ООО «МИНАДАГС» E-mail: info@minadags.ru www.minadags.ru Малая Пироговская ул., 1, МИТХТ, Москва, 119435, Т./ф.(499) 246 27 41 шоссе Энтузиастов, 5, ВНИИКП, оф. 1204, Москва, 111024, Т./ф. (495) 225 87 76
