CC BY
53А.И. Ходырев, д.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина
разработка и эффективное применение оборудования для ингибиторной защиты газопроводов от сероводородной коррозии
В составе добываемого газа многих нефтегазовых и ряда газо-конденсатных месторождений страны присутствуют сероводород и углекислый газ, которые вызывают внутреннюю коррозию и коррозионное растрескивание оборудования и трубопроводов. Для снижения негативного воздействия сероводорода и углекислого газа на оборудование и газопроводы необходимо применять эффективную ингибиторную защиту.
В последнее время наметилась тенденция к расширению применения для защиты газопроводов аэрозольных технологий, при которых тонкая пленка ингибитора формируется в результате постепенного осаждения на внутреннюю поверхность трубопровода мелких капель ингибиторного раствора, впрыскиваемого форсункой в газовый поток [ 1 ]. Аэрозольные технологии позволяют вести ингибирование в рабочих условиях без остановки газопровода и без необходимости сжигания серово-дородсодержащего газа, при минимуме материальных и трудозатрат. Причем могут быть защищены трубопроводы с резкими поворотами, переходами с одного диаметра на другой, перемычки, начальные и конечные участки газопроводов.
Однако широкое внедрение этих технологий в практику сдерживалось как отсутствием подходящего форсуночного и дозирующего оборудования, так и недостаточной изученностью процессов формирования защитной пленки на внутренней поверхности газопровода при распыливании ингибиторных растворов в газовую среду. При принятии решения о применении аэрозольного способа ингибиторной защиты газопроводов
встает вопрос и об обеспечении контроля эффективности ингибирования, поэтому необходимо иметь специальные технические средства, позволяющие определять толщину сформировавшейся ингибиторной пленки на различном удалении от точки впрыска и оценивать интенсивность коррозионных процессов.
В этой связи на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в тесном сотрудничестве со специалистами ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром добыча Оренбург» выполнен комплекс НИОКР по разработке научно обоснованных технических и технологических решений,направленных на создание и эффективное применение оборудования для ингибиторной защиты от сероводородной коррозии газопроводов неочищенного газа, что позволяет повысить безопасность и срок их эксплуатации.
Основная проблема, возникающая при реализации аэрозольного метода, заключается в необходимости иметь эффективную форсунку, создающую спектр капель со средним диаметром порядка 10 мкм, и в том, чтобы обеспе-
чить ее надежную работу в течение долгого времени.
В большинстве случаев проектирования форсунок в различных отраслях промышленности необходимо обеспечить требуемый расход жидкости (топлива, химреагента и т.п.) при заданном перепаде давления. В соответствии с этим и построены методики расчетов: заданы расход и перепад давления или корневой угол факела, расход и перепад давления, а находят диаметр сопла и другие геометрические размеры. Для форсунок, предназначенных для аэрозольного ингибирования газопроводов, задача расчета представляется иной: по известным геометрическим размерам, выбранным исходя из соображений возможности изготовления распылителя форсунки и обеспечения ее надежной работы при впрыске реальных ингибиторных растворов, установить зависимость расхода от перепада давления (и наоборот) и определить дисперсные характеристики, а при рассмотрении работы форсунки в стесненных условиях - еще и габариты факела. При этом все геометрические размеры можно подбирать исходя из диаметра входных каналов, который является наименьшим размером,диктующим требования к системе фильтрации
..... *■ ^ч
■ - - .ЛиДНЫЬЛ 1., д! Д
, т г
СОБСТВЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВО И ГАРАНТИРОВАННАЯ ПОСТАВКА КАЧЕСТВЕННЫХ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАСТИК "ТРАНСКОР" И "ТРАНС КОР-ГАЗ" ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ
www.DELAN.SU
143907, Московская обл., г. Балашиха, шоссе Энтузиастов, 30 т/ф:+7.495.521.80.23/+7.495.521.80.29/^7 ^9^.521.21.13/+7.495.521.69.74
жидкости и поэтому главным образом влияющим на надежность системы впрыска ингибитора. Требуемая производительность форсунки при этом обеспечивается выбором количества распылителей в форсунке и небольшой корректировкой перепада давления на форсунке. Причем устанавливать жесткие требования к расходу ингиби-торного раствора через форсунку нет необходимости, так как общий объем впрыскиваемой жидкости, необходимый для создания на поверхности газопровода пленки некоторой толщины, обеспечивается не только расходом, но и продолжительностью работы форсунки, которую легко варьировать. На основе критического анализа существующих методов предложены методики расчета центробежных и газожидкостных форсунок, включающих [ 2 ]:
• построение расходной характеристики одного распылителя и форсунки в целом;
• определение дисперсных характеристик факела;
• определение параметров формы факела распыла, а при необходимости - и траекторий движения отдельных капель (для центробежной форсунки). Расчеты и проведенные экспериментальные исследования показали, что в прифорсуночной зоне трубопровода может весьма интенсивно протекать инерционное осаждение капель впрыскиваемой жидкости, кардинально изменяющее параметры первоначального спектра в аэрозольном потоке. Это особенно характерно для трубопроводов условным диаметром менее 150 мм. Установлено, что интенсивность инерционного осаждения капель тем ниже, чем больше диаметр газопровода и давление газа в нем и чем тоньше распыл жидкости, достигаемый как за счет уменьшения геометрических размеров распылителя, так и за счет повышения перепада давления на форсунке. Разработанная математическая модель процесса формирования ингибиторной пленки на поверхности газопровода при аэрозольном ингибировании [ 3 ], базирующаяся на теориях распыливания реальной жидкости, равновесного испарения капель и осаждения аэрозольных частиц и учитывающая эффекты турбулентной и броуновской диффузии и турбулентной миграции капель, позво-
лила выявить основные закономерности формирования ингибиторной пленки по длине газопровода. В результате моделирования установлено в частности, что скорость образования пленки на удаленных участках газопровода возрастает с уменьшением геометрических размеров распылителей и повышением перепада давления на форсунке, а также при снижении скорости газового потока и повышении давления транспортируемого газа. На основе анализа исследования процессов распыливания жидкостей форсунками, проведения целого ряда стендовых и промышленных испытаний разных систем впрыска, сформулированы основные принципы проектирования оборудования для аэрозольного способа ингибирования, в частности:
• предпочтение должно быть отдано центробежной форсунке тонкого распыла, имеющей несколько распылителей, установленных в корпусе форсунки с возможностью их замены на заглушки (количество распылителей определяется требуемой производительностью форсунки);
• газожидкостную форсунку следует применять в газопроводах низкого давления, если необходимо использовать распыливающий газ и в качестве несущей фазы аэрозольного потока (например, в факельных линиях);
• в качестве базового распылителя форсунки тонкого распыла целесообразно принять конструкцию с соплом диаметром 0,4 мм, камерой закручивания диаметром 2,5...3 мм и с двумя входными каналами диаметром 0,3 мм;
• форсунка должна иметь небольшой встроенный съемный фильтр, предотвращающий засорение ее каналов частицами, которые могут попасть случайно в гидравлическую систему;
• форсуночное устройство должно обеспечивать размещение форсунки в газопроводе таким образом, чтобы распылители были удалены от поверхности трубы не менее, чем на 50...70 мм для предотвращения инерционного осаждения вылетающих из сопла капель;
• форсуночное устройство для газопроводов низкого давления должно содержать съемный механический привод перемещения форсунки, а форсуночное устройство, предназначенное для газопроводов высокого давления -
гидравлический привод перемещения форсунки;
• работающая центробежная форсунка может быть ориентирована в газопроводе любым случайным образом, поэтому в случае, когда форсунка вводится в газопровод только на время впрыска, нет необходимости в усложнении конструкции форсуночного устройства элементами, обеспечивающими ориентацию распылителей по потоку газа или противоположно ему;
• для дозирования ингибиторного раствора следует применять плунжерный насос с регулировкой подачи при работающем электродвигателе и обеспечивающий перепад давления на форсунке 6.12 МПа;
• обвязка насоса должна обеспечивать как минимум двухступенчатую фильтрацию ингибитора, подаваемого на форсунку;
• фильтр тонкой очистки следует устанавливать на нагнетательной линии насоса;
• обвязка насоса должна быть спроектирована таким образом, чтобы имелась возможность очищения фильтрующей поверхности противотоком перекачиваемой жидкости;
• во избежание быстрого засорения сетки, фильтрация должна быть не слишком тонкой, но лишь достаточной для предотвращения засорения каналов форсунки. Поэтому сетка фильтра тонкой очистки должна иметь размер ячейки на 0,1...0,15 мм меньше минимального размера каналов распылителя (каковым обычно является диаметр входных каналов в камеру закручивания);
• гаситель пульсаций следует считать обязательным элементом обвязки дозировочного насоса, подающего ингибитор на форсунку. Сформулированные требования к конструкции основных составных частей систем впрыска ингибиторных растворов в газопровод и предложенные методики расчета позволили разработать, изготовить и испытать следующее оборудование:
• форсунку ФХ-8С - для защиты шлей-фовых трубопроводов скважин;
• форсунки тонкого распыла типа ФХ-11[ 4 ] в составе различных форсуночных устройств, предназначенных для защиты газопроводов длиной до 25.30 км;
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 3 \\ март \ 2010
• форсуночное устройство ФУ-3 со съемным лебедочным приводом перемещения форсунки [ 5 ] для защиты газопроводов низкого и среднего давления (до 3,2 МПа); форсуночное устройство ФУ-100/160 с гидравлическим приводом перемещения форсунки для защиты газопроводов с рабочим давлением 1,6...8,0 МПа [ 6, 7 ];
• блок фильтров БФ-2 для ингибитор-ного раствора на рабочее давление 16 МПа;
• гаситель пульсаций с поплавковым разделителем сред на рабочее давление 16 МПа [ 8 ];
• гаситель пульсаций с пружинным демпфером ГПП-160 на рабочее давление 16 МПа [ 9 ];
• насосный блок НБ-3 для приготовления и подачи ингибиторного раствора на форсунку.
Схема наиболее яркого представителя форсуночных устройств - устройства ФУ-100/160 с гидравлическим приводом перемещения форсунки, область применения которого наиболее широка -показана на рис. 1. Устройство включает шлюзовую камеру, центробежную
форсунку, установленную на конце полого плунжера, охватывающий его корпус гидроцилиндра, через отверстие в днище которого пропущен шток. Устройство устанавливают на запорном органе, соединенном с газопроводом, а к корпусу гидроцилиндра подводят напорный трубопровод, подающий жидкость от насоса.
В рабочем процессе данного форсуночного устройства можно выделить три стадии [ 10 ]: ввод форсунки в газопровод (ход вниз), установившийся режим впрыска и вывод форсунки из газопровода (ход вверх). Ввод форсунки в газопровод производится автоматически после подачи насосом ингибиторного раствора в гидроцилиндр с одновременным истечением части жидкости через форсунку. На установившемся режиме впрыска форсунка находится в крайнем нижнем положении, определяемом касанием буртика в верхней части плунжера о шлюзовую камеру. После прекращения подачи ингибиторного раствора форсунка автоматически поднимается в крайнее верхнее положение. Плавный автоматический ввод форсунки в газопровод после
Рис. 1. Схема форсуночного устройства ФУ-100/160
ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
ООО «ЮКОРТ» ОКАЗЫВАЕТ СЛЕДУЮЩИЕ ВИДЫ УСЛУГ:
Нанесение внутреннего антикоррозионного покрытия на основе высоковязких материалов на трубы диаметром 114-720 мм; Нанесение наружного двух- и трёхслойного антикоррозионного покрытия на основе экструдированного полиэтилена на трубы диаметром 89-720 мм;
Изготовление отводов холодного гнутья диаметром от 114 до 530 мм с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием.
Изготовление гнутых отводов с нагревом ТВЧ диаметром от 89 до 426 мм.
Изготовление и антикоррозионная изоляция фасонных деталей трубопроводов, сварных узлов.
Ревизия, гидроиспьгтание, антикоррозионная изоляция запорной арматуры Ду 50-800 мм.
Прием трубы и отгрузка готовой продукции может осуществляться по железной дороге или автотранспортом. Продукция ООО «ЮКОРТ» сертифицирована в системе добровольной сертификации ГОСТ Р.
Система менеджмента качества ООО «ЮКОРТ» в 2009 г. сертифицирована в ЗАО «Бюро Веритас Сертификейшн Русь» на соответствие требованиям стандартов ISO 9001:2008 и ГОСТ РИСО 9001-2008.
ООО «ЮКОРТ». Почтовый адрес: 628309, РФ, ХМАО - Югра, г. Нефтеюганск, 6 мкр., д. 28 +7 (3463) 23-05-17 +7(3463)25-15-24 yucort@rnservice.ruHwww.yucort.ru
Рис. 2. Насосный блок НБ-3
пуска насоса и автоматический вывод ее после прекращения дозирования жидкости позволяют автоматизировать процесс аэрозольного ингибирования. Интересная особенность данного форсуночного устройства заключается в том, что во время всех операций (ввод форсунки в газопровод, впрыск жидкости и вывод форсунки из газопровода без перепуска жидкости) давление в гидроцилиндре всегда больше давления газа в газопроводе. Поэтому при ингибиторной защите газопроводов даже высокого давления полностью исключаются утечки газа через подвижные уплотнения. Это весьма важное
преимущество форсуночного устройства с гидравлическим приводом перемещения форсунки, которое особенно ценно при защите газопроводов высокого давления, транспортирующих газ со значительным содержанием высокотоксичного сероводорода. Для приготовления и дозированной подачи под давлением раствора ингибитора коррозии в метаноле или стабильном конденсате на форсуночное устройство, установленное на газопроводе, разработан насосный блок НБ-3 (см. рис. 2). Он состоит из закрытого утепленного обогреваемого бокса и емкости, смонтированных на общей сварной раме.
Бокс разделен перегородкой с окном на два отсека: насосный и операторный. В насосном отсеке размещаются дозировочный и циркуляционный насосы, фильтры, запорно-регулирующая арматура и некоторые приборы КИП и А. В операторном отсеке размещаются основные элементы системы управления насосным блоком. Гидравлическая схема насосного блока обеспечивает следующие режимы работы: заполнение емкости шестеренным насосом, перемешивание, дозирование, дозирование с одновременным перемешиванием, дозирование с одновременным заполнением емкости.
насосный блок нб-3 имеет следующие основные технические характеристики:
наибольшее давление нагнетания, МПа (кгс/см2) 16,0 (160,0)
подача, дм3/мин (дм3/ч) 0,67-2,67 (40-160)
наибольшая суммарная потребляемая мощность, не более, кВт 8,0
вместимость емкости (геометрическая), м3: 2,15
кинематическая вязкость ингибиторного раствора, мм2/с, не более 20
максимальный размер мехпримесей в ингибиторном растворе на выходе из насосного блока, мм 0,2
масса, кг, не более 4600
габаритные размеры, мм, не более: • длина • ширина • высота 6000 2500 2550
рабочая температура, °С от минус 30 до 40
Рис. 3. впрыск ингибитора коррозии с помощью насосного блока НБ-3 и форсуночного устройства ФУ-100/160
Его главной отличительной особенностью по сравнению с выпускаемыми технологическими блоками является гидравлическая схема, обеспечивающая двойную фильтрацию ингибитор-ного раствора и обратный ток жидкости через фильтры грубой и тонкой очистки при разрядке гасителей пульсаций, которая производится после окончания сеанса впрыска. Кроме того, предусмотрена промывка фильтров с помощью циркуляционного насоса. Насосный блок НБ-3 вместе с форсуночными устройствами ФУ-100/160 используется в настоящее время на Оренбургском ГКМ для ингибиторной защиты участков газопроводов от дожимной компрессорной станции до газоперерабатывающего завода (см. рис. 3). Выполненные исследования работы газожидкостных форсунок позволили усовершенствовать конструкцию узла впрыска для ингибиторной защиты факельных линий УКПГ. В разработанной конструкции - узле впрыска ГФ-1 -тонкое распыливание происходит в результате динамического взаимодействия тонкой пелены и относительно крупных капель ингибитора с высокоскоростным потоком газа в камере смешения и в прилежащей к ней области. На основании проведенных испытаний
узел впрыска ингибитора в факельный трубопровод ГФ-1 рекомендован приемочной комиссией для серийного производства, которое освоено ООО «Технология».
Для оценки эффективности применяемой ингибиторной защиты газопроводов, транспортирующих коррозионно-опасные газы, необходимо следить за скоростью коррозии по образцам-свидетелям, а также по содержанию ионов железа в пробах жидкости, отбираемой из газопровода.Это может быть обеспечено только с помощью специальных технических средств, обеспечивающих возможность вводить и извлекать образцы-свидетели и другие средства коррозионного контроля из газопровода, находящегося под рабочим давлением. Так как существующие отечественные и импортные технические средства позволяют выполнять операции только на открытых участках трубопровода, то разработан комплекс принципиально новых технических средств для коррозионного контроля и оценки качества ингибиторной защиты подземных газопроводов [ 11, 12 ]. К ним относятся:
• устройства для ввода образцов в газопровод типа УВ,
WWW.NEFTEGAS.INFO
Рис. 4. Схема работы устройства для ввода образцов в газопровод типа УВ 1 - шлюзовая камера; 2 - лебедка; 3 - набор штанг; 4 - пята; 5 - блок; 6 - штанга-центратор; 7 - клапан декомпрессии; 8 - стопор
• устройство для отбора проб жидкости из подземных газопроводов 0П-700,
• пробоотборник жидкости ПЖ-1400,
• устройство для отбора механических примесей ОМП-1. Разработанные устройства можно монтировать на отводах Ду 50 мм или большего диаметра, обычно имеющихся вблизи линейных кранов газопроводов неочищенного газа,и вводить образцы-свидетели, пробоотборный элемент или другие средства коррозионного контроля на глубину до 3,2 м. Рабочее давление большинства устройств составляет 6,4 МПа, а устройства УВ-160 - 16 МПа. Устройство для ввода образцов в газопровод УВ-160 является базовым для перечисленных изделий (см. рис. 4). Основными узлами данного устройства являются: шлюзовая камера, съемная лебедка, верхний блок, набор штанг и пята. Принципиально новым в нем является то, что через уплотнитель шлюзовой камеры пропускают не цельный длинный стержень, а колонну полированных штанг, которые ввинчиваются
одна в другую. При этом в верхней части каждой штанги выполнено отверстие, перпендикулярное ее оси для обеспечения возможности фиксации колонны штанг (вставляя стопор в это отверстие при совмещении его с соответствующим отверстием в верхней части шлюзовой камеры) и для приложения крутящего момента при свинчивании штанг. Перемещение кассеты с образцами внутрь газопровода производится усилием,создаваемым с помощью лебедки, верхнего блока и пяты на колонну штанг. Для вывода образцов используют силу давления газа в газопроводе, при этом с помощью лебедки лишь сдерживают выдвижение штанг.
Устройство УВ-160, на которое получено разрешение на применение Ро-стехнадзора, освоено производством на предприятии ООО «Технология». Использование таких устройств позволяет обоснованно назначать технологические режимы и периодичность проведения операций по ингибиторной защите газопроводов неочищенного газа.
Литература:
1. Ходырев А.И., Муленко В.В. Аэрозольное нанесение ингибиторной пленки в газопроводах малого диаметра // Газовая промышленность. - 1995.- № 11.
- С. 18-19.
2. Ходырев А.И. Методика расчета параметров центробежных форсунок нефте-газопромысловых объектов // Нефть, газ и бизнес. - 2005. - № 6. - С.57-60.
3. Ходырев А.И. Математическая модель формирования защитной пленки при впрыске ингибиторного раствора в газопровод// Изв. вузов. Нефть и газ.
- 2005. - № 4. - С. 52-58.
4. Ходырев А.И. Анализ конструкций форсунок, применяемых для ингибиторной защиты от коррозии газопромысловых объектов. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 39с.
5. А.И. Ходырев. Пат. 2203743 РФ, МПК 7 В 05 В 9/03. Форсуночное устройство для впрыска жидкости в действующий газопровод / - Опубл. 10.05.2003, Бюл. № 13.
6. А.И. Ходырев, Ю.В. Зайцев, В.В. Муленко. Пат. 2068304 РФ, МПК 6 В 05 В 9/03. Устройство для впрыска жидкости в сжатый газ / Опубл. 27.10.96, Бюл. № 30.
7. А.И. Ходырев, Н.А. Гафаров, Д.М. Нур-галиев, А.В. Пат. 2201809 РФ, МПК 7 В 05 В 9/03. Устройство для впрыска жидкости в действующий трубопровод/ Тен. Опубл. 10.04.2003, Бюл. № 10.
8. А.И. Ходырев. Пат. 2187035 РФ, МКИ 7 F 16 L 55/04. Устройство для гашения пульсаций жидкости при периодической работе гидросистемы / Опубл. 10.08.2002, Бюл. № 22.
9. А.И. Ходырев. Пат. 2176353 РФ, МКИ 7 F 16 L 55/04. Устройство для гашения пульсаций перекачиваемой среды высокого давления / Опубл. 27.11.2001, Бюл. № 33.
10. Ходырев А.И. Рабочий процесс форсуночного устройства с гидравлическим приводом // Изв. вузов. Нефть и газ. -2004. - № 6. - С.49-55.
11. А.И. Ходырев, И.А. Тычкин, Н.А. Гафаров, М.Г. Ткач, С.М. Хазанджиев, В.П. Коротков. Пат. 2098715 РФ, МПК 6 F17 D 3/00. Устройство для спуско-подъема контрольно-измерительных приборов и исследуемых образцов в действующий трубопровод / Опубл. 10.12.97, Бюл. № 34
12. Ходырев А.И., Хазанджиев С.М., Ткач М.Г. Устройства для определения скорости и характера внутренней коррозии и оценки качества ингибирования газопроводов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 1999. - № 10. - С.38-41.
о
кзит
КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ
Нанесение антикоррозионных покрытий (двух- и трехслойных) на основе экструдированного полиэтилена на наружную поверхность стальных труб диаметром от 219до 1420 мм для трубопроводов.
Нанесение антикоррозионных покрытий на основе полиуретановыхи эпоксидных композиций на наружную поверхность стальных труб диаметром от 219 до 1420мм для подземных и наземных трубопроводов.
Освидетельствование труб в собственной лаборатории путем проведения:
■ неразрушающего УЗК и рентгенографического контроля сварных соединений и проката;
■ спектрального анализа химического состава металла;
■ механических испытаний;
■ гидроиспытаний труб диаметром 720 и 1020 мм.
Восстановление труб:
■ очистка от наружной изоляции труб б/у диаметром от 530 до 1420 мм;
■ внутренняя очистка труб б/у диаметром от 273 до 1420 мм;
■ механическая торцовка концов труб диаметром от 530 до 1420 мм.
Изготовление гнутых отводов методом холодного гнутья из стальных труб (в том числе из предварительно заизолированных с двух-трехслойным покрытием) диаметром от 219 до 1420 мм с толщиной стенки до 28,00 мм.
ИЗОЛЯЦИЯ 1 »У 1
Изоляция труб диаметром от 219 по 1420 мм.
Покрытие, наносимое на заводе, соответствует требованиям:
1. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводные стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
2. ТУ 1394-001 -45657335-06 Трубы стальные с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов.
3. ТУ 1394-011-00154341-2004 Трубы стальные диаметром от 273 до 1420 мм с наружным трехслойным и двухслойным полиэтиленовым покрытием для строительства нефтепроводов.
Проведение работ по инструментальному контролю и приборному обследованию состояния б/у труб с последующей выдачей сертификата качества в соответствии с требованиями ТУ 14-ЗР-104-2008 Трубы бесшовные и сварные после эксплуатации для холодного и горячего водоснабжения.
Восстановление труб для повторного применения по ТУ 14-ЗР-104-2008 Трубы стальные бесшовные и сварные после эксплуатации для холодного и горячего водоснабжения.
Копейский завод изоляции труб изготавливаете^« попу 5264-001-45657335-2009 из трубы диаметром Ж-142р мм, для использования в строительстве жилыж и неШлых помещений, дорожных и портовых сооружений, а также вкачестве огтор для применения, как в грунте, так и в прибрежной зоне лБгр^жени-ем в воду. При этом сваи могут иметь столовок и пят^^^ В качестве антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхности свай завод использует различные лакокрасочные материалы в соответствии с проектом или требованиями заказчика. Для покрытия используются широкий ассортимент современных материалов на основе эпоксидных и полиуретановых, в том числе и цинконаполненных композиций.
Изготовление гнутых отводов из стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм.
Отводы производства ООО «Копейский завод изоляции труб» соответствуют требованиям:
1. ГОСТ 24950-81 Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов.
2. ТУ 1468-006-74238272-06 Отводы гнутые диаметром от 50 до 1200 мм для магистральных нефтепроводов на рабочее давление до 14 МПа (140 кгс/см2), изготавливаемые холодной гибкой стальных труб, в том числе с антикоррозионными покрытиями (по договору с ЗАО «СОТ» на изготовление и применение).
3. СТТ 22.040.40.КТН 098-06 на отводы холодной гибки из стальных электросварных труб диаметром 1067 и 1220 мм трубопроводная система « Восточная Сибирь-Тихий океан» (ВСТО).
