автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.14, диссертация на тему:Оптимизация ингибиторной защиты газохимического комплекса по добыче и переработке высокосернистого газа

3 13 О ч 3 Й

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ)

На правах рукописи

1ДАЙ ВИКТОР АЛЕКСЕЕВИЧ

УДК 620.197.3

ОПТИМИЗАЦИЯ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ ГА30ХШИЧЕСК0Г0 КОМПЛЕКСА ПО ДОБЫЧЕ И ПЕРЕРАБОТКЕ ВЫСОКОСЕРНИСТОГО

ГАЗА

Специальность 05.17,14 - Химическое сопротивление

материалов и защита от коррозии

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

. - '"У Москва - 1992

... ..... ■. . - '

Работа выполнена в Государственном Предприятии "Астраханью зпрои"

Научный руководитель - к,т.н., с.н.с, Лвгвгив Н.Е.

Официальные оппоненгы - д.т.н., проф. Галиуллин З.Т,

к.х.и», с.н.с. Иванов Е.С.

Ведущее предприягие - Оренбургское ГОУ ГП "Оревбург-

газпрои"

Защита состоится &Л/СихЯ 1992 г. в 13 чао.ЗО ыив на заседаний специализированного совета К 070.01.01 по присуждении ученой с га пени кандидата технических наук во Всероссийской научно-исследовательской институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) по адресу: 14271?, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией иожно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа,

Автореферат разослан 1992 г.

Ученый секретарь специализированного совета, л

к.с.в. H.H. Кисленко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Надежная и безопасная эксплуатация месторождений нефти и газа, содержащих сероводород и углекислый газ, пожат быть осуществлена при условии реализации комплекса противокоррозионных.мероприятий, важнейшей из которых является ивгнбиторная защита* Она, как правило, закладывается на этапе проектирования обустройства месторождений.

Вивсте с тем, опыт ввсплуатации сероводородсодержащих месторождений природного газа показывает, что в реальных условиях могут быстро меняться технологические режимы работы скважин из-за изменений дебита, появления пластовой воды и др., в результате чего на различных участках системы сбора и гран-спорта изменяются коррозионные условия. Это в своп очередь требует постоянной корректировки технологии ингибиторной защиты, которая не исключает замену ранее использовазяегося ингибитора коррозии на новый, более отвечающий изменившимся условиям эксплуатации оборудования. В связи с этим проблема поддержания достаточно высокого уровня ингибиторной защиты на всех стадиях разработки месторождения приобретает актуальное значение.

Целью диссертационной работа является разработка и внедрение методов системного подхода для решения вопросов, связанных с определением реальных коррозионных условий, подбора соответствующего ингибитора, расчета его оптимальных дозировок, и обеспечения, тем самым, надежной ингибигйряой защиты технологических трубопроводов.

Основные задачи исследований:

1, Систематизация потоков газожидкоствой смеси (ПС) в зависимости от степени агрессивности рабочих сред с учетом динамических характеристик потоков.

2, Разработка методических принципов выбора ингибиторов коррозии дня всех типов потоков, отличающихся различной агрессивностью рабочих сред.

3, Разработка рекомендаций для практического использования системного подхода оптимизации ингибиторной защиты.

Проведение промысловых испытаний предлагаемой технологии ингибиторной защит о целью подтверждения достоверное!» результатов расчетов, выполненных в соответствии о рекомевдацияии системного подхода.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Впервые, применительно к высокосернистым газовый месторождениям, проведена классификация потоков газожидкостной сыеси (ГХС) по степени агрессивности рабочих сред с учетом их газодинамических характеристик и на этой основа разработан системный подход к решению вопросов ингибиторной защиты оборудования высокосернисгых месторождений, учитывающий изменяющиеся условия его эксплуатации и характер агрессивности среды во времени.

2. Разработан методологический подход для выбора ингибитора и расчета его дозировки для каждого типа потока с учетом защитных концентраций, определенных на специальном стенде в условиях, максимально приближенных к промысловый.

3. Предложена программа для расчета на ЭВМ оптимальных дозировок ингибитора в поток ПС.

Практическая ценность работы заключается в оптимизации процесса ингибиторной защиты газопромыслового оборудования и трубопроводов, разработанной на базе системного подхода к выбору технологии ингибирования груб и оборудования, в результате чего достигается экономия ингибитора при обеспечении достаточного уровня защиты.

Реализация результатов работы в промышленности. На основе разработанного системного подхода проведена корректировка дозировок ингибитора на 30 скважинах Астраханского ГКМ, в результате чего ежегодная экономия ингибитора составляет 66 тонн.

окономический эффект от внедрения составляет 165 тыс.

рублей.

Апробация диссертационной работы. Основные положения диссертационной работы были доложены на:

I. П-й межобластной научно-практической конференции "Тео'

рия и практика защигы ог коррозии металлических и железобетонных конструкций и оборудования". - Астрахань. 1988 г.

2. Секции.по защите ог коррозии НГС ГГК "Газпром".

- Москва, 1990 г.

3. Научно-техническом Совете ГП "Астраханьгазпроы",

- Астрахань, 1989 - 1991 гг.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 10 печатных работах.

Объем диссертационной рабогы. Работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованной Литературы из 95 наименований, приложения. Содержание рабогы изложено на 116 страницах иашиногсисного текста, включающего 9 таблиц и 7 рисунков.

С0ДЕР2АНЙЕ РАБОТЫ

Введение содержит изложение общей характеристики диссертационной работы, обоснована актуальность и подчеркнуты основные особенности темы диссертации.

В первой глава проведен анализ современных методов и технологий ингибиторной защиты скважин и трубопроводов на месторождениях природного газа, содержащих сероводород и углекислый газ. Приведены способа ингибирования скважин, шлейфов, газоконденса-голроводол и установок подготовки газа. Рассмотрены метода подбора ингибиторов коррозии, технические требования к ним.

Изложены современные катоды коррозионного контроля технологического оборудования и трубопроводов, которые позволяют определить эффективность ингибиторной защигы.

Установлено, что эффективность защигы от коррозии с применением ингибиторов в трубопроводах в значительной степени зависит ог характера движения двухфазного потока. Так, например, при высоких скоростях потоков в результате эрозионного.воздействия разрушаются защитные пленки ингибиторов коррозии. При малых скоростях может наблюдаться расслоенный режим течения жидко-

сги и газа, что приводит к образованию застойных зон и способствует развитию локальной коррозии. Наилучшие результаты достигаются при кольцевом и дисперсном режиме течения ПС, когда происходит контактирование жидкой фазы, содержащей ингибитор коррозии, со всей внутренней поверхностью трубопровода. Однако, решение проблемы ингибиторной защиты технологических трубопроводов от коррозии, учитывающее влияние сероводорода, диоксида углерода, рН среды, влажности газа и др., в комплексе с гидродинамическими характеристиками потока отсутствует. Это определило задачу настоящего исследования.

Вторая глава посвящена разработке системного подхода к решению проблемы защиты различных по коррозионным условиям трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

Общеизвестными факторами, влияющими на коррозионные процессы являются: содержание сероводорода и двуокиси углерода, рг бочие давление и температура, рН среды, свойства металла, уровень напряжения, содержание воды и углеводородного конденсата з газе и их соотношение, скорость потока Г1С.

Влияние большинства указанных факторов.в основном достаточно изучены и подробно описаны в литературе. Менее исследована зависимость коррозионных процессов от динамических характеристик потока ГЛС,

Влияние скорости потока газа на интенсивность коррозии отмечено практически всеми исследователями. При этом выделяется понятие допустимой (максимальной) скорости потока газа, при которой коррозионное воздействие возможно свести до минимума методом ингибиторной защиты. Приводятся разные величины допусп мых скоростей: от б до 15 м/с, определяемых, как правило, эксш рименгально в промысловых условиях.

В настоящей работе предложен метод определения допустимой и реальной скоростей потоков Г1С. В основу расчета допустимой скорости потока положена эмпирическая формула Финчера:

30,48

г V 0,0625-^0

где р - плотность транспортируемой среды при рабочих усло-ьГ ВИЯХ, кг/ы3.

Реальная скорость потока ГХС определяется по упрощенной формуле:

V = -<кг- , М/с, ( 2 )

864-00 • Б

где: О г- дебит скважины, тыс.м3/суг;

Б - площадь внутреннего сечения трубопровода,

При соотношении "жидкость - газ" в реальном погока ( Кр ) больше 7,5% в уравнение I и 2 вводится коэффициент, учитывающий фактор "задержки" жидкости в погока ПС. Это условная величина показывает во сколько раз объем жидкости, транспортируемый по трубопроводу при конкретном решении течения ПС, больше объема жидкости, транспортируемого по тому же трубопроводу при дисперсном режиме, т.е. при условиях, когда скорости газа и жидкости э трубопровода равны.

На основе расздгных формула была составлена программа расчета на БШ допустимой и реальной скоростей погока ГЖС в насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважины, шлейфах и газокон-денсатопроводах. По результатам расчетов корректируется реальная скорость в трубопроводе, которая не должна превышать допустимую, э противном случае, ингибиторная защита становится не эффективной.

Была исследована зависимость степени агрессивности погока ГЖС от его скорости, соотношения "жидкость - газ" ( К-р ), от содержания воды в газе С^вв) и разницы скоростей газа и жидкости с учетом гак называемого "задерживающего факте,.жидкости С 3 ф), которая показывает во сколько раз при расслоенном течении погока ПС скорость газа больше скорости жидкости. Экспериментально установлено, что при скорости потока менее 3,0 м/с "задерживающий фактор" может быть равным б, а при скорости погока более 6,0 м/с -

Для условий дисперсного потока Г1С величина 3^ принимается равной единице. Очевидно, что с уменьшением абсолютной величины Зф уменьшается степень агрессивности погока, которая также зависит от содержания углеводородного конденсата и воды в потоке ПС.

Проведена систематизация потоков по степени агрессивности Ш5, в результате которой выделены 16 типов потоков. В качестве

граничных условий, характеризующих типы потоков были использованы параметры потока (скорость, соотношение "жидкость - газ", содержание воды, скорости газа и жидкости с учетом 3^), применяемые на практика (табл. I).

В работе разработана методика выбора наиболее эффективного ингибитора коррозии и расчета его дозировки в трубопровод с учетом типа потока ГЖС,

В основу метода положены следующие допущения:

- в отличие от принятых методов эффективность ингибиторной защиты основывается не на относительных показателях защитного действия, а на снижении абсолютных величин исходной коррозии, а именно, скорости общей коррозии до 0,15 мм/год

(0,13 г/м^час) и степени охрупчивания металла - до уровня, не превышающего 20% от исходной пластичности;

- общая величина дозировки в поток Г1С определяется исходя из известных защитных концентраций в воде и углеводородном конденсате в отдельности, определенных в лабораторных условиях;

- в расчетах используются только те защитные концентрации, значения которых подтверждаются результатами специальных стендовых испытаний.

В соответствии о системным подходом ингибиторы разбиты на 3 типа, условно именуемые ингибиторами типа "А", "В" и "С". Для каждого типа разработаны технические требования на защитные и технологические свойства.

Ингибитор типа "А" - это высокоэффективный пленкообразующий нерастворимый в углеводородах ингибитор.

Ингибитор типа "В" - пленкообразующий углеводородораство-римый ингибитор.

Ингибитор типа "С" - водорастворимый или вододиспергиру-емый ингибитор.

Для классификации ингибиторов по типам и определения их защитных концентраций в углеводородном конденсате и воде какдый ингибитор подвергали дополнительным исследованиям на специальном стенда в динамичеоких условиях. Причем, испытывали только те ингибиторы, которые соответствовали предъявляемым требованиям по технологическим свойствам, а именно:

- не вызывали вспенивание водных растворов диэтаволамина;

- не способствовали образованию эмульсий при разделении углеводородного конденсата и пластовой воды.

Таблица I

Классификация потоков ПС в рамках системного подхода

Буквен-но0 обозначение потока

Наименование потока

скорость газа при рабочем давлении

V«.

м/с

____Гдак и чнне_па раме г_2ы_ по го ка____

соотношение содержание скорость скорость "жидкость- лоды огно- газа при жидкости -газ" при сительно 3Л> =4,

рабочем давлении,

Кр> *

газа при ^ §Л = 4,

нормальном \/г. ч-

давлении, Ул^,

60 вн. м/с м/о мэД000 и3

I 2 3 4 5 6 7

А нормальный с преобладанием газа и незначительным содержанием воды >3,3 <7,5 <0,17 > 1,0 > 0,5

В медленный с преобладанием газа и незначительным содержанием воды <3,3 <7,5 < 0,17 > 1,0 > 0,5

С нормальный с преобладанием жидкости и значительным содержанием воды > 3,3 > 7,5 >0,17 > 1,0 > 0,5

д медленный с преобладанием жидкости и значительным содержанием воды <3,3 >7,5 > 0,17 > 1,0 <0,5

Е очень медленный с преобладанием жидкости и значительным содержанием воды «3,3 > 7,5 > 0,17. < 1,0 <0,25

Е нормальный с преобладанием газа с значительным содержанием воды >3,3 <7,5 > 0,17 > 1,0 > 0,5

К нормальный с преобладанием жидкости и незначительным содержанием воды >3,3 >7,5 < 0,17 > 1,0 > 0,5

Продолжение табл. I

_1_ Ь

_ _ 3____4_____5_____б____7__

<3,3 <7,5 <0,17 >1,0 <0,5

<3,3 <7,5 >0,17 >1,0 >0,5

<3,3 <7,5 >0,17 >1,0 <0,5

<3,3 >7,5 <0,17 >1,0 >0,5

<3,3 >7,5 <0,17 >1,0 <0,5

<3,3 >7,5 >0,17 >1,0 <0,5

«3,3 <7,5 <0,17 <1,0 <0,25

«3,3 <7,5 >0,17 <1,0 <0,25

-<¿3,3 >7,5 <0,17 <1,0 <0,25

медленный с преобладанием газа и незначительным содержанием воды

«I медленный с преобладанием газа и значительным содержанием воды

N медленный с преобладанием газа и значительным содержанием воды

медленный с преобладанием жидко-0 сги и незначительный содержанием воды

медленный с преобладанием кидко-Р сти и незначительным содержанием воды

медленный с преобладанием кидко-В. сти и значительным содержанием воды

с очень медленный с преобладанием газа и незначительным содержанием воды

очень медленный с преобладанием Т газа и значительным содержанием воды

очень медленный с преобладанием И жидкости и незначительным содержа' нием воды

В отлично от существующих методов ингибиторы испытывали в условиях, максимально приближенных к промысловым: при высоких давлении до 8,0 Ш1а, температуре до ЮО°С^ с постоянной продувкой природным газом.

На стенде ингибиторы испытывали л газовой фазе, углеводородном конденсате и 3^-м водном растворе Ма.С£ с добавкой 0,25 мг/л уксусной кислоты. Защитные концентрации ингибиторов коррозии оценивали с помощью образцов-свидетелей гравиметрическим методом и проволочных образцов - методом перегиба.

Прошедшие испытания ингибиторы были классифицированы по типам (табл. 2).

Таблица 2

Классификация ингибиторов коррозии

® Наименование ингибиторы ___

АБС

I. И-8-ДП + +

2„ ПРЙЛОЛ + +

3. ЙНКАНУР + +

ВИЮР-1 + т

5» ГЙПХ-? * +

6. ВИСКО-ЭОЧ- ЕЩ + +

?. ВИСКО-Д-НБЭ-Р +

8. СЕКАНГАЗ-9Б + +

Таким образом, рэпая задачу защиты ог коррозии того или иного трубопровода, в первую очередь, определяется тип потока, исходя из степени агрессивности среды, затаи подбирается ингибитор соответствующего типа и рассчитывается его дозировка.

Все эти операции выполняются с помощью разработанной программы расчетов на ЭВМ, алгоритм которой приведена на рис о I.

В третьей глава изложены рекомендации для практичэского использования принципов системного подхода при оптимизации инги-биторной защиты НЕТ скзаиин, шлейфов и газоконденсатопроводов Астраханского ГКИ».

Ввод ИСХОДИМ* „ _ 'ЛШШ~:

2 = 0,785(Д—£<$")г

Игр =

йг-Г • Ро То • Р

Угр

_ агр

66400 • Б

Поток Л а 1) Рекомендации по вы-'ИИ ТИПА нншнтом

2 ОПТММДЛкИАЯ ДОЗЙ-' РОВКЙ ИНГИБИТОРА

Поток В

ЫгЕММЕНДАЦНИ ПО ВЫ-,(СМ ННГЫБНТОМ ¿ОЛТИМАЛИШ ДОШОв-КА НИГНЕНПУД_

Да

18

,„ Пртдк.С.. 1)Рекомендации ПО бы-'.вви иишмторд ¡ШПТНМАПЫШ домио»-7кв ингибитора

21 Кр >?.5; Шн > 0,)Г ОЛ. -

[Дп_

,„ Поток Д

«РЕКОМЕНДАЦИИ 110 »м-.60?» ИН?И1иТ0М г)оптнмдп>нй» дозм-

'РОбКЙ ИИГИБИТО>Я

Ц Кр > ?,5; <л|»«> о,|?;У*Ц<0

да

>. ПотокЕ" .

Н РЕКОМЕНДАЦИИ ПО >И-\SOMI ИНГИБИТОМ

г)ОптиидлкмА* доаи-

'соакд ИНГИБИТОРА

21

22

Останов

( № ) Рис.1. Алгоритм расчета выбора типа ингибитора коррозии и его оптимальной дозировки для обработки трубопроводов

Провалены расчеты максимально допустимых и реальных скоростей потоков ГКО (табл. 3).

Таблица 3

Результаты расчетов скоростей потоков в ШТ скважин и трубопроводах УППГ-Х на Астраханском ГКМ

Наименование _ _ скважина /_т£убопр£вод_ параметра ~ ~

Реальная скорость потока ГК!, V , м/с

Критическая скорость потока гас,

Увр' ы/°-

Максимально допустимая величина скорости потока ЕЮ, 0,75-7 , м/с.

8-Э 20-Э 52 53 68 74

7.82 7,58 6,08 1,82 5.06 З.П

8,56 8,21 „ 5,89 2,27 4,98 7,06

7.82 8.10 8.51 8.14 8.53 8.46

14,02 14,41 14,13 14,79 14,26 14,37

5.87 6,08 6.38 6.II 6.40 , 6,35

10,52 10,81 10,6 11,1 10,7 10,78

Анализ результатов показал, что в НКТ высокодебигных действующих скважин (скв. 8-Э, 20-Э, 72, 90, 97, 101), шлейфах скважины 72, газокондевсагопроводе УШГ-2-ГПЗ) существует потенциальная возможность проявления коррозионного воздействия среды из-за нарушения сплошности ингибигорной пленки. Дебиты таких скважин следует снизить до значений, при которых фактические скорости потоков ПС не превышает допустимые согласно расчета.

Для скважин и трубопроводов, работающих при скоростях потоков ниже расчетных допустимых, проведены расчеты оптимальных дозировок ингибитора коррозии, Сравнительный анализ регламентных и расчетных дозировок (табл. 4) показал, что в основном наблюдается перерасход ингибитора коррозии.

В четвертой главе описаны промысловые испытания технологии ингибиторной защиты, разработанной на основе результатов расчетов, проведенных в главе 3.

В качестве объектов для промысловых испытаний были выбраны шлейфы скважин 8-Э и 53 Астраханского ГКМ, Скважины огли-

чаюгся разными дебигами, в связи с чаи по результатам расчетов в шлейфе скважины 8~Э (производительности по газу - 670 гыс.нм3 в сутки и конденсату - 239 м3/сут) поток Г1С отнесен в типу А, а в шлейфе скважины 53 (производительности по газу - 230 тыс. км3/суг и конденсату - 82 ы3/суг) - к типу В.

Таблица 4

Регламентные и расчетные дозировки ингибитора коррозии для обработки скважин и трубопроводов Астраханского ГКМ

Номер скважины и трубопровода

Дебит скважины, йг ,

и3/ сут.

Регламентная дозировка ингибитора,

Фик. л/сут.

Расчетная оптимальная дозировка ингибитора в трубопровод

^ик. л/сут.

л/суг.

УППГ-1

8-3 670000 9,38 6,11 +3,27

20-3 630000 8,82 5,68 +3,14

52 450000 6,30 4,07 +2,23

53 230000 7,22 4,17 +3,05

57 200000 2,80 1,81 +0,99

58 180000 2,52 1,63 +0,89

67 350000 4,90 3,19 +1,71

68 380000 5,32 3,44 +1,88

74 230000 3,22 2,09 +1,13

75 120000 1,68 2,22 -0,54

76 440000 6,16 3,97 +2,19

83 440000 6,16 3,6? +2,19

84 360000 5,04 3,27 +1,77

108 340000 4,76 3,10 +1,66

УШ1Г-1- АГПЗ 5020000 70,28 45,19 +25,09

Среда потока типа А. обладает низкой коррозионной агрессивностью (кольцевая структура потока, отсутствие капельной влаги), поэтому подача ингибитора в шлейф не рекомендована.

Среда потока типа В является агрессивной.

Рекомендованы ингибиторы И-8-ДП, Праыол, Виско-904 НИН и Сенангаз-ЭБ.

До испытаний в скважину 8-Э подавали ингибитор согласно технологическому регламенту в количества 9,38 л/суг. При этом скорость коррозии составляла 0,018 г/м^час. В течение двухмесячных испытаний подача ингибитора была прекращена. В этом случае скорость коррозии возросла до 0,086 г/м^.час, а степень охрупчивания образцов составила 18$, что нине предельно-допустимых величин.

В дальнейшем для исключения осложнений, связанных с коррозией шлейфа скважины 8-Э из-за-незапланированных остановок, а также неконтролируемых изменений дебита скважины, в программе расчета предусмотрена минимальная подача ингибитора в количестве 8 л/1 ылн.нм3 газа, что для скважины 8-Э.с производительностью 670 тыс.нм3/суг. составляет 6,11 л/сут.

Регламентный расход ингибитора в шлейф скважины 53 составлял 7,22 л/сут. В качестве ингибитора используется импортный "Виско-904 НИК". Скорости коррозии не превысили 0,01 г/ьг.час. В период двухмесячных испытаний применяли ингибитор И-8-ДП с расчетной дозировкой 4,17 л/cys. При этом скорость коррозии увеличилась до 0,064 г/1^.час, степень охрупчивания составила 1%, что также ниже предельно допустимых величин. В дальнейшем подача ингибитора осуществлялась в соответствии с расчетной дозировкой - 4,17 л/сут.

Таким образом, только по двум скважинам была получена экономия ингибитора в количестве 6,3 л/суг (2 т/год).

Результаты промысловых испытаний подтвердили правильность выбранного метода системного подхода к обеспечению надежной защиты от коррозии, работоспособность разработанной программы расчета оптимизации ингибиторной защиты.

На основании этого была произведена корректировка норм расхода ингибитора для 30 действующих скважин Астраханского ГКМ.

Экономический эффект составил 165 гыс.рублей.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЯ

1. Разработан системный подход для решения комплекса вопросов, связанных с разработкой мероприятий по защите от коррозии трубопроводов, транспортирующих газокидкостные смеси (ГКО), содержащие агрессивные примеси (^Б и СО2), учитывающий изменяющиеся физические параметры и агрессивность сред в процессе разработки и эксплуатации высокосернистых месторождений.

2. Разработана методика определения коррозионной агрессивности рабочих сред газокидкостных потоков, учитывающая скорости их движения, соотношение "жидкость - газ" и фактор "задержки" жидкости ранее не принимавшиеся во внимание и,.на основа этой методики, предложена классификация потоков ГЖС.

3. В соответствии с предложенной классификацией потоков ГЖС разработаны методические принципы выбора типа ингибитора коррозии и его дозировки. Уточнены и конкретизированы технические требования к ингибиторам коррозии, в зависимости от места их применения в системе добычи и сбора сероводороде одержащего газа.

4. Впервые в отечественной практике выполнены расчеты на ЭВМ по определению типа ингибитора и оптимальных его дозировок в трубопроводы различного технологического назначения.

Сравнительный анализ расчетных и регламентных дозировок показал необоснованный перерасход ингибитора коррозии в количестве 66 т/год на Астраханском ГКМ.

5. Результаты промысловых испытаний на Астраханском ГКМ полностью подтвердили достоверность предложенных в.работе методов определения степени агрессивности рабочих сред, выбора типа ингибитора коррозии и расчета его оптимальной дозировки в ПО' ток ГЬС.

Экономический эффект от внедрения основных положений диссертационной работы на Астраханском ПОЛ составляет 165 тыс. рублей.

Основное содержание работ изложено в следующих публикациях:

1. Ляшенко a.b., Маняченко a.b., Облезин А.Г., Цхай В.А. Стенд для изучения защитного действия ингибиторов коррозии. //Теория и практика защиты металлических и железобетонных конструкций и оборудования: Тез. докл. 2-й межобл, научно-пракг. конф. - Астрахань. 1988. - С. 6-7.

2. Абрамян A.A., Ляшенко A.B., Маняченко A.B., Цхай В.А. Стендовые испытания ингибиторов коррозии на Астраханском ГКМ. //Теория и практика защиты от коррозии металлических и железобетонных конструкций и оборудования: Тез. докл. 2тй межобл. научно-практ. конф. - Астрахань. - 1988. - С. 8-9.

3. Маняченко A.B., Цхай В.А., Киченко Б.В. Системный подход к ингибиторной защите трубопроводов, транспортирующих кор-розионно-агрессивные газожидкостныа потоки. //Э.И. Защита от коррозии.и охрана окрукающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ. 1990. № I»

- С. 1-6,

4. Киченко Б.В., Маняченко A.B., Цхай В.А. Расчет дозировки ингибитора для обработки трубопровода влажного кислого газа в рамках системного подхода к ингибиторной защите трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агрессивные газожидкостные смеси, - М.: Газовая промышленность. 1989. - С. 63.

5. Цхай В.А,, Маняченко A.B., Киченко Б.В. Определение максимально допустимых скоростей течения газожидкосгного потока

в трубопроводах с точки зрения эрозионной коррозии. /й.С. Научно-технические достижения и передозой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности, - П.: ВНИИЭгазпром. 1990. № 7,

- С. 13-17.

'6. Маняченко A.B., Цхай В.А., Киченко Б.В. Оптимизация скоростей течения газожидкосгннх смесей как способ повышения эксплуатационной надежности трубопроводов. //И.С. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭгазпром. 1990. № 3.

- С. 60-64.

?, Киченко Б.В,, Цхай В.А., Маняченко A.B. Программа для расчета критической скорости газожидкостного потока при трубопроводном транспорте.коррозионно-агрессивных сред. - М.: Газовая промышленность. 1990. й I, - С. 63.

8. Киченко Б.В., Киченко Т.К., Ыаняченко A.B., Цхай В.А, Программа выбора дозировок ингибитора коррозии для обработки трубопроводов влажного кислого газа. //Э.И. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - М.: ВНШОЗНГ. № 9, - С. 5-9,

9. Маняченко A.B., Цхай В.А., Кичанко Б.В. Принципы создания, лабораторных испытаний и практического применения ингибиторов коррозии различных типов, предназначенных для защиты трубопроводов высокосернистого газа. - М.: Газовая промышленность. 1991. № I, - С. 44.

10. Кичонко Б.В., Мирошниченко Л.Е., Кривошеев В.Ф., Бородулин А.И., Дхай В.А., Маняченко A.B. Оценка потенциальной подверженности воздействию.сероводородной коррозии трубопроводов Астраханского ПШ. //И.О. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения В газовой промышленности. - М.: ВНШЭгазпром. 1991. № 5. - С. 20-28.

Соискатель

В.А. Цхай