9526-1 (602946), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Материалы магнитов
Для изготовления установок магнитной обработки использованы высокоэнергетические магниты из сплава неодим-железо-бор (Nd-Fe-B). Эти магниты имеют относительную магнитную проницаемость, равную единице не только в первом и во втором, но и частично в третьем квадрантах петли магнитного гистерезиса. Гистерезисные свойства, выгодно отличающие высокоэнергетические магниты, являются следствием основных физических характеристик - высокого магнитного момента атомов в кристаллической решетке и чрезвычайно больших значений энергии константы кристаллографической анизотропии. Последнее свойство определяет повышенную устойчивость высокоэнергетических магнитов к размагничивающему воздействию внешних магнитных полей. В магнитном гистерезисе высокоэнергетических магнитов наблюдается практически полное совпадение линий возврата на характеристике В(Н) с предельной кривой размагничивания в полях, даже превышающих значение коэрцитивной силы по индукции. Основные характеристики редкоземельных магнитов типа Nd2Fe14B следующие:
- остаточная индукция Br, мТл - 1130-1250;
- коэрцитивная сила мHc, кА/м - 720-1200;
- энергетическое произведение (BH)max, кДж/м3 - 224-280.
- максимальная температура эксплуатации, 0С - 100-150;
- температурные коэффициенты:
индукции Br, %/0С - 0,1-0,12;
коэрцитивной силы мHc, %/0С - 0,6.
- температура Кюри, 0С - 310;
- коэффициент теплового
расширения (КТР)*, 10-6/0С - 5/-1;
- электросопротивление, Ом/(мм2×м) - 1,4-1,6;
- плотность, г/см3 - 7,4-7,5.
- прочность:
изгиб, МПа - 270;
сжатие, МПа - 1000-1100;
- твердость по Виккерсу - 570.
* - числитель - КТР вдоль текстуры, знаменатель - поперек структуры (в интервале температур 20-150 0С).
Антикоррозионное покрытие. Для защиты установок от коррозии, для закрепления магнитов на их поверхности применяют очищенную уретановую смолу "Текнотар 200", которая образует на обрабатываемой поверхности толстую химически стойкую пленку. Технические характеристики "Технотар 200": жизнеспособность при +23 0С - 4 ч; толщина образуемой пленки: сухая пленка - 100-125 мкм, мокрая пленка - 167-208 мкм; теоретическая укрывистость зависит от метода нанесения, состояния поверхности и от потери при распылении мимо объекта и составляет 4,8-6,0 м2/л; высыхание: пыль не пристает при +23 0С через 1 ч, сухая на ощупь через 6 ч; покрытие следующим слоем при +5 0С через 3-10 суток, при +23 0С - через 4 ч - 7 суток.
Также применяют грунтовки на основе эпоксидных смол, в частности ЭП-0010. Технические характеристики ЭП-0010: жизнеспособность при +20 0С - 50-60 мин.; высыхание до полного отвержения - 36 ч; адгезия к сухой стальной поверхности - 2,5 МПа; эластичность при изгибе - 1 мм; прочность после сушки при +20 0С: через 3 суток - 0,26 МПа, через 10 суток - 0,45 МПа.
Технология изготовления. На внутреннюю поверхность установки для магнитной обработки воды наносится специальный состав для защиты постоянных магнитов от коррозии. На подготовленную поверхность наносится первый грунтовочный слой. На еще не застывшее покрытие размещают постоянные магниты. Два следующих слоя наносят кистью или безвоздушным распылением. Установки УМЖ выпускаются Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" по ТУ39-80500-005-99.
Трубопроводные установки УМЖ используются для магнитной обработки жидкости на низконапорном водоводе ДНС-1-КНС-3 Мортымья-Тетеревского месторождения (диаметр труб 325 мм; стенка 16 мм; протяженность - 9,05 км). Эффективность магнитной обработки технологической жидкости без применения ингибитора составила 62,4 %.
В результате совместного воздействия ингибитора ХПК-002 В и магнитных установок скорость коррозии значительно снизилась, расстояние действия ингибитора коррозии ХПК-002 В, прошедшего магнитную обработку, увеличилось. Защитный эффект в среднем составил 80,8 %.
В ТПП "Когалымнефтегаз" установки УМЖ-325-005 (1 шт.), УМЖ-273-005 (1 шт.), УМЖ-219-005 (4 шт.) смонтированы низконапорных трубопроводах:
1. ЦПС-УПСВ-БКНС-1 (диаметр трубы - 273 мм, толщина стенки - 18 мм, объем перекачиваемой подтоварной воды - 500 м3/час) Южно-Ягунского месторождения.
2. ЦПС-БКНС-3 (диаметр трубы - 325 мм, толщина стенки - 6 мм, объем перекачиваемой воды - 300 м3/час) Южно-Ягунского месторождения.
3. Водозабор-БКНС-4 (диаметр трубы - 219 мм, толщина стенки - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 125 м3/час) Южно-Ягунского месторождения.
4. Водозабор-БКНС-5 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 16 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 200 м3/час) Южно-Ягунского месторождения.
5. Водозабор-БКНС-1 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 14 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 305 м3/час) Кустового месторождения.
6. водозабор-БКНС-2 (диаметр трубы 219 мм, толщина стенки - 18 мм, объем перекачиваемой сеноманской воды - 62 м3/час) Дружного месторождения.
Эффективность защиты трубопроводов от коррозии методами магнитной обработки в среднем составила 32 %. Эффективность ингибитора коррозии ХПК-002 ЮЯ, в результате совместного применения с УМЖ, возросла с 50 до 68 %.
На трубопроводах Вятской площади Арланского месторождения, которые эксплуатирует АОА "Белкамнефть" смонтированы установки для магнитной обработки УМЖ (ТУ 39-80400-005-39). Места монтажа установок типа УМЖ показаны в табл. 8.
Таблица 8
Места монтажа установок УМЖ на трубопроводах системы нефтесбора и ППД (Вятская площадь Арланского месторождения)
| Наименование объекта | Место монтажа | Диаметр и толщина стенки трубопровода, мм |
| Система ППД | ||
| Приемный водовод БКНС-3 | 300-600 м от ППН | 325х8 |
| Приемный водовод ЭЦН-137 | 0-100 м от места врезки | 114х9 |
| Водовод от БКНС-3 на БГ-54 | 0-50 м от БГ-54 | 168х11 |
| Водовод от БКНС-5 на БГ-37 | 0-200 м от БКНС-5 | 159х10 |
| Система нефтесбора | ||
| От точки врезки нефтепровода АГЗУ-40 до ППН | 0-500 м от точки врезки | 273х8 |
| От АГЗУ-144 до точки врезки АГЗУ-118 | 0-1500 м от АГЗУ-144 | 159х6 |
На низконапорном водоводе (диаметр труб 159 мм; стенка 8 мм; протяженность - 1,05 км) Волковского месторождения на начальном участке смонтирована установка УМП-159-006 для снижения коррозионной активности перекачиваемой жидкости. За счет применения установок магнитной обработки жидкости, удалось снизить коррозионную активность перекачиваемой жидкости (рис. 26).
5. Выбор ингибиторов коррозии и технологии их использования
Отечественные и зарубежные нефтехимические предприятия предлагают для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования большую номенклатуру ингибиторов коррозии. Для выбора и использования в конкретных условиях того или иного ингибитора у лица, принимающего решение, имеется информация по стоимости химреагента и результаты лабораторных, стендовых промысловых испытаний.
а б в
(а)- новый; (б) - в среде без магнитной обработки; (в)- в среде с магнитной обработкой
Рис. 26- Внешний вид образцов ( Сергеевское месторождение,НГДУ "Уфанефть")
Это определенные по ГОСТ 9.506-87 [5] показатели защитной способности ингибитора - скорость коррозии и степень защиты. Рассмотрим применение вероятно- статистических методов теории принятия решений для выбора ингибиторов коррозии.
На Вятской площади Арланского месторождения прошли испытания, следующие ингибиторы коррозии:
a2- Рекорд - 608; a2- ХПК-002В; a3- Сонкор-9801; a4- Азимут 14 Б.
Были рекомендованы различные технологии использования ингибиторов (табл. 9):
- b1- постоянная дозировка в системе нефтесбора и ППД;
- b2- периодическая дозировка через каждые две недели в течении двух суток;
- b3- периодическая дозировка, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой жидкости с помощью аппаратов УМЖ;
- b4- постоянная дозировка только в системе нефтесбора;
- b5- постоянная дозировка, совмещенная с магнитной обработкой перекачиваемой жидкости.
Таблица 9
Сравнительная эффективность предлагаемых технологий
использования ингибиторов коррозии
| Предлагаемое мероприятие | Экономический эффект от мероприятия, млн.руб. Защитный эффект,% | |||||||||
| Рекорд-608 | ХПК-002В* | Сонкор-9801 | Азимут 14 Б | |||||||
| Постоянная дозировка | 0 10,1 | -2,957 61,8 | -1,670 66,3 | -1,584 70,8 | ||||||
| Периодическая дозировка | 18,298 10,1 | 17,909 61,8 | 18,078 66,3 | 18,089 70,8 | ||||||
| Периодическая дозировка + магнитная обработка | 15,498 67,4 | 15,109 85,4 | 15,278 71,9 | 15,289 78,7 | ||||||
| Постоянная дозиров-ка в системе нефтесбора | 10,595 10,1 | 8,542 61,8 | 9,213 66,3 | 9,257 70,8 | ||||||
| Постоянная дозировка только в системе нефтесбора + магнитная обработка | 7,795 67,4 | 5,742 85,4 | 6,413 71,9 | 6,457 78,7 | ||||||
За базу сравнения принят широко используемый ингибитор коррозии - Рекорд - 608 Н. На основании лабораторных исследований лучшие результаты достигнуты используя ингибитор ХПК-002В совместно с магнитной обработкой жидкости (защитный эффект составил - 85,4%). Стабильно высокие результаты показывает ингибитор Азимут 14 Б.
На основании таблицы 9 построим матрицу вероятности благоприятных решений (табл. 10). Примем, что защитная эффективность ингибиторов коррозии равна вероятности благоприятного решения. По строкам представлена вероятность благоприятного решения (защитный эффект) ингибиторов коррозии aij ,а в столбцах технологические варианты использования ингибиторов bij .
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
