Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Нефть является агрессивной средой


Агрессивный агент - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Агрессивный агент

Cтраница 1

Агрессивными агентами, эффективно взаимодействующими с полимерами, являются кислород воздуха, пары воды, серной, соляной, азотной и других кислот, Й25, МНз, оксиды азота, сера, озон и другие примеси, содержащиеся в рабочей и окружающей средах. Под действием рассмотренных активаторов ( агентов) старения полимерный материал претерпевает различные химические превращения. Эти превращения протекают в результате взаимодействия полимерного материала с химически активными активаторами и могут происходить на межмолекулярном и внутримолекулярном уровнях. Считают [78], что химические превращения по механизму свободнорадикальных реакций включают три основные стадии: инициирование, развитие и гибель активных центров.  [1]

Основными агрессивными агентами, содержащимися в нефтепродуктах, являются различные сернистые п хлористые соединения. Сернистые соединении в интервале температур 400 - 450 С могут интенсивно разлагаться с выделением агрессивного сероводорода. Поэтому можно считать, что насосы, которые перекачивают горячие нефтепродукты с температурой 400 С и выше, содержащие сернистые соединения, испытывают высокотемпературную химическую сернистую коррозию.  [2]

Основным агрессивным агентом, как выяснено, в двухфазной среде выступает растворенный в ней сероводород. Это подтверждается тем, что в его отсутствии многие указанные выше явления не наблюдаются или в значительной степени ослабляются, а разрушение металла сосредоточивается в основном на трехфазной границе и в объеме электролита.  [3]

Главными агрессивными агентами, содержащимися в целлюлозной массе и воздействующими на покрытия, являются муравьиная и уксусная кислоты при общем рН среды 4 5 - 6 и температуре 60 - 70 С. Кроме того, покрытия подвергаются истирающему воздействию как самой массы, так и включенных в нее твердых частиц.  [4]

Наиболее агрессивными агентами в сточных водах являются сероводород, двуокись углерода, кислород и некоторые другие компоненты.  [5]

Основными агрессивными агентами в газе являются сероводород и СС2, активность которых проявляется только при наличии влаги в газе и образовании пленки воды на поверхности металла. Появление сероводорода в газе обусловлено биогенными и геологическими факторами, характерными для самого нефтяного или газового месторождения и условий его залегания. Насыщение газа влагой связано с влиянием подошвенных аллювиальных вод залежи, а также захватом этой воды газом при выделении его из обводненной нефти, поэтому влага в газе чаще всего содержит соли и при конденсации оказывается минерализованной. Особую агрессивность в этих условиях представляет газ, в который из разных источников попадает воздух.  [6]

Если агрессивный агент не опасен для материала обсадной колонны, например, при коррозии выщелачивания, магнезиальной, сульфатной, то глубина коррозии может характеризоваться толщиной разрушения зоны, потерявшей изоляционные свойства.  [7]

Концентрация агрессивного агента сложно влияет на скорость коррозии. В большинстве случаев с повышением концентрации коррозия ускоряется. Для некоторых агрессивных сред существуют предельные концентрации, например, сульфатов, ниже которых коррозия невозможна. Величина предельных концентраций зависит от многих внешних факторов. Важную роль играет присутствие других веществ, в том числе имеющих собственную агрессивность. Так, хлориды могут ослаблять агрессивность сульфатов.  [8]

Специфика агрессивного агента, воздействующего на цементный камень в условиях скважины, заключается в том, что он находится в таком же капиллярно-пористом теле ( породе), как и цементный камень. Это накладывает существенные изменения на модель коррозии цементного камня.  [9]

Перечень агрессивных агентов, влияющих на свойства полимерных материалов, чрезвычайно широк, но может быть, тем не менее, систематизирован в наиболее часто встречающиеся группы.  [10]

Так как агрессивный агент расходуется на процесса коррозии, его концентрация на границе контакта тампонажного кадия о породой падает и будет иметь место подвод агрессивного вещества в слой породы в котором его концентрация меньше.  [11]

Действию различного рода агрессивных агентов должны в первую очередь подвергаться низкомолекулярные соединения и продукты деструкции, и поэтому о химической устойчивости катионитов можно с большим основанием судить только после возможно полного удаления этих продуктов. Необходимы предварительная обработка не бывших в употреблении катионитов растворами солей и кислот и последующая тщательная промывка водой: обработка растворами щелочей, как это рекомендуется в проекте ГОСТ 5695 на испытания ионообменных материалов ( без указания методов контроля полноты удаления примесей), в случае сульфофенольных катионитов должна проводиться с осторожностью. Допустимо применять лишь разбавленные растворы щелочей при комнатных температурах, поскольку имеется известный риск, что щелочь будет действовать не только на низкомолекулярные продукты, но и на смолу.  [12]

Плавиковая кислота является очень агрессивным агентом, поэтому в установке все детали, по которым движется газовая смесь с фтористым водородом, изготовлены из фторопласта. Нами разработан генератор фтористого водорода, в котором газ-разбавитель непосредственного контакта с поверхностью раствора плавиковой кислоты не имеет. Это предотвращает образование капель раствора кислоты и их унос газом-разбавителем для получения стабильной концентрации газообразного HF в газовой смеси. Генератор фтористого водорода состоит из двух тефлоновых сосудов: большого и малого. Малый сосуд емкостью 15 - 20 мл имеет крышку из пористого фторопласта толщиной 3 мм.  [13]

Монохлоруксусная кислота является более сильным агрессивным агентом, чем уксусная.  [14]

Применяемые в химических производствах агрессивные агенты даже в случае небольших повреждений эмалевого слоя могут вызвать коррозию обнаженной поверхности стали, в результате чего аппарат очень быстро выходит из строя. Поэтому необходимо разработать надежный метод ремонта дефектов и повреждений эмалевого слоя.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений

Изобретение относится к области нейтрализации агрессивных компонентов в жидких средах и может быть использовано в нефтяной промышленности в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти. Предлагаемый нейтрализатор содержит смесь аминов, щелочной сток производства капролактама, аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смесь аминов 0,5-20,0; аммиак 5,0-40,0; формальдегид 5,0-20,0; щелочной сток производства капролактама - остальное. В предпочтительном варианте нейтрализатор в качестве смеси аминов содержит смесь полиэтиленполиаминов. Технический результат изобретения заключается в расширении спектра действия нейтрализующей композиции за счет обеспечения дополнительной нейтрализации меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения, а также дополнительно улучшается процесс деэмульсации водонефтяных эмульсий. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к области нейтрализации агрессивных компонентов в жидких средах и может быть использовано в нефтяной промышленности в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти.

Известен нейтрализатор сероводорода в водно-нефтяных средах, содержащий смесь моно-, ди- и триэтаноламинов с аммиаком, смесь формалина с бисамином и воду или водорастворимый спирт в качестве растворителя (патент РФ №2196114, МПК C 02 F 1/66). Однако данная композиция не обеспечивает нейтрализацию диоксида углерода, а также высокотоксичных меркаптанов, присутствующих в средах нефтяных месторождений.

Известен также нейтрализатор сероводорода, использующий в качестве щелочного реагента органический амин или аммиак и дополнительно содержащий формальдегид или 2-фуральдегид (патент РФ №2099631, МПК F 17 D 1/16). Данная композиция применяется при транспортировке по трубопроводу сероводород- и меркаптансодержащих нефтей, но она не обладает бактерицидными свойствами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений (патент РФ №2232721, МПК C 01 F 1/66), содержащий смесь аминов и щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). Данный состав обеспечивает нейтрализацию сероводорода и диоксида углерода в пластовых водах и водонефтяных средах нефтяных месторождений, но недостаточно эффективен для нейтрализации содержащихся в этих средах меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения.

Сероводородсодержащие нефти обычно содержат в своем составе значительное количество меркаптанов, в том числе чрезвычайно токсичных легколетучих и дурнопахнущих метил-, этилмеркаптанов. Среди сернистых соединений, встречающихся в нефтях, сероводород и меркаптаны обладают кислотными и, следовательно, наиболее коррозионными свойствами. Следует также учесть, что в настоящее время нормативные документы как РФ, так США и ЕС предусматривают жесткие ограничения по содержанию сернистых соединений в нефтях и нефтепродуктах. Таким образом, одновременная нейтрализация в средах нефтяных месторождений сероводорода и меркаптанов является актуальной задачей как с точки зрения охраны окружающей среды, так и с точки зрения обеспечения требуемого качества товарной нефти.

Основной объем нефти в РФ добывается с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что невольно привело к их заражению микроорганизмами и активизации микробиологических процессов. Биогенная сульфатредукция интенсивно развивается в условиях, когда для заводнения используются пресные или слабоминералиаованные воды, и зоны интенсивного водообмена служат благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), активно продуцирующих сероводород. Наиболее благоприятные условия для биохимических процессов складываются в призабойной зоне нагнетательных скважин при заводнении нефтяных пластов. Эта зона после определенного времени превращается в своеобразный генератор биогенного сероводорода, а закачиваемая в пласт вода, проходя через эту зону, теряет значительную часть сульфатов и обогащается сероводородом. Сероводород, продвигаясь по продуктивному пласту, достигает добывающих скважин и, соединяясь с ионами двух- и трехвалентного железа, присутствующими в пластовой воде, образует осадки сульфидов железа. Сульфиды железа ускоряют коррозионное разрушение скважинного оборудования, выкидных и сборных трубопроводов, объектов систем подготовки нефти и поддержания пластового давления. Кроме разрушений металла, биогенный сероводород, образуемый СВБ, ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону скважин, снижая приемистость нагнетательных и дебит эксплуатационных скважин, существенно ухудшая тем самым показатели разработки нефтяных месторождений.

Задачей заявляемого изобретения является расширение спектра действия вышеуказанного известного нейтрализатора агрессивных газов в средах нефтяных месторождений за счет обеспечения дополнительной нейтрализации меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения.

Поставленная задача решается путем того, что в нейтрализатор, содержащий смесь аминов и ЩСПК, в отличие от прототипа дополнительно введены аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

смесь аминов0,5-20,0
аммиак5,0-40,0
формальдегид5,0-20,0
ЩСПКостальное

Технический результат, получаемый при осуществлении данного изобретения, заключается в следующем. Известно, что введение в нейтрализатор, содержащий щелочной реагент, формальдегида повышает степень нейтрализации сероводорода и меркаптанов, что обусловлено высокой реакционной способностью формальдегида в реакциях взаимодействия с сероводородом и меркаптанами при одновременном присутствии органического амина или аммиака. Наряду с этим, как показали проведенные исследования, в отличие от большинства альдегидов жирного ряда, осмоляющихся шелочами, формальдегид при взаимодействии с ЩСПК образует метиловый спирт и муравьиную кислоту, обладающую сильными бактерицидными свойствами, значительно снижающими активную жизнедеятельность не только планктонных (свободноплавающих), но и адгезированных СВБ, которые более устойчивы к действию бактерицидов. Таким образом, резкое снижение сульфатредукции обеспечивает нейтрализацию сероводорода биогенного происхождения. При этом снижение рН композиции, вызванное введением формальдегида, компенсируется дополнительным введением в ее состав аммиака. Кроме выше указанного, в процессе исследования предложенного состава нейтрализатора был выявлен неожиданный результат его использования, а именно улучшение процесса деэмульсации водонефтяных эмульсий. Применяемые в настоящее время деэмульгаторы представляют собой, как правило, продукты с высокой степенью гидрофобности, большой молекулярной массой и, следовательно, плохой растворимостью в воде. Растворимость в нефти также недостаточно хорошая практически у всех деэмульгаторов. При применении указанных деэмульгаторов на установках подготовки нефти часто образуются эмульсии повышенной устойчивости с аномальной структурой, характеризующиеся неравномерным распределением капель воды в объеме нефти, а также наличием нехарактерных для водонефтяных эмульсий субстанций гелеобразного вида с заключенными в них каплями воды. Наиболее сильно такой эффект проявляется в эмульсиях угленосных горизонтов для деэмульгаторов с высокой степенью гидрофобности, фенольное число которых составляет 1,5-4. В результате увеличиваются объемы промежуточных слоев в отстойных аппаратах вплоть до выхода из строя установок подготовки нефти. В случае совместного применения деэмульгаторов и предложенного нейтрализатора происходит разрушение эмульсионных структур с аномальными свойствами. При этом при низких температурах обеспечивается также эффективное обезвоживание нефти.

Заявляемый нейтрализатор может быть приготовлен путем последовательного смешивания в заданных пропорциях входящих в его состав ингредиентов. При этом в качестве смеси аминов могут быть использованы, например, полиэтиленполиамины по ТУ 2413-357-00203447-99. ЩСПК является крупнотоннажным отходом производства капролактама, в котором массовая доля солей моно- и дикарбоновых кислот в пересчете на адипинат натрия составляет не менее 9,0%, массовая доля циклогексанона - не более 0,3%, массовая доля смолы - не более 13.0% (ТУ 113-03-488-84, ТУ 113-03-616-87, ТУ 2432-001-421297-94, ТУ 2433-637-0020-90, ТУ 113-03-498-86). Формальдегид является доступным и дешевым продуктом, производимым в крупнотоннажном производстве. При этом предпочтительнее вводить формальдегид в виде водных растворов (формалина). Аммиак также является доступным и сравнительно дешевым продуктом. Полученная смесь представляет собой негорючую жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, имеющую плотность при 20°С 1,0-1,2 г/см3, рН 9-12, температуру застывания не выше -45°С.

Испытания заявляемого нейтрализатора проводились в средах Покровского и Сорочинско-Никольского месторождений ОАО "Оренбургнефть", характеристики которых представлены в таблице 1.

Варианты композиции по количественному составу входящих ингредиентов даны в таблице 2.

Указанные варианты предложенного нейтрализатора были исследованы в лабораторных условиях по следующим методикам. Контроль содержания сероводорода и меркаптановой серы проводился методом потенциометрического титрования UOP-163 (mod) спиртовым раствором нитрата серебра с использованием стеклянного электрода сравнения и серебряного/сульфид серебряного индикаторного электрода. Определение содержания метил- и этилмеркаптанов проводилось согласно ГОСТ Р50802-95 методом газовой хроматографии на хроматографе "Кристалл-2000" путем разделения компонентов анализируемой пробы, регистрации выходящих из хроматографической колонки метил- и этилмеркаптанов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов методом абсолютной градуировки. Контроль содержания диоксида углерода осуществлялся титриметрическим методом в соответствии с РД 52.24.419-95. Для определения количества планктонных клеток СВБ использовали метод предельных разведений (РД 39-0147103-350-89), который заключается в определении минимального количества посевного материала, содержащего одну бактериальную клетку. Содержание адгезированных СВБ определялось следующим образом: образцы из малоуглеродистой стали выдерживали в активной культуре СВБ, затем переносили в культуральный сосуд с питательной средой и определяли их содержание по РД 39-0147-350-894, РД 03-00147275-067-2001. Определение деэмульгирующей активности нейтрализатора осуществлялось в соответствии с РД 153-390-313-03 в течение двух часов при комнатной температуре. Для оценки устойчивости исследуемой эмульсии в эксперимент был включен опыт, в котором эмульсия обрабатывалась при тех же условиях без добавления деэмульгаторов. В качестве деэмульгатора сравнения был использован деэмульгатор - дипроксамин, применяемый для промысловой подготовки данной нефти.

Результаты испытаний приведены в таблицах 3, 4.

Как видно из полученных результатов исследований, снижение содержания формальдегида в составе заявленной композиции менее 5,0 мас.% не обеспечивает достаточной бактерицидной способности нейтрализатора, что не позволяет существенно влиять на сульфатредукцию. Увеличение содержания формальдегида свыше 20,0 мас.% вызывает нежелательное образование кристаллов уротропина при отрицательных температурах. Содержание аминов менее 0,5 мас.% и аммиака менее 5,0 мас.% не обеспечивает достаточно эффективной нейтрализации сероводорода и меркаптановой серы. Увеличение содержания этих ингредиентов выше предложенных значений приводит, естественно, к уменьшению в составе композиции содержания ЩСПК, что также ухудшает нейтрализацию сероводорода и меркаптановой серы. В целом, результаты испытаний подтверждают, что при оптимальном соотношении входящих в состав композиции ингредиентов (составы №5, 6) применение предлагаемого нейтрализатора обеспечивает эффективное снижение содержания сернистых соединений, в том числе меркаптанов в различных средах нефтяных месторождений (нефть, пластовые воды, водонефтяные эмульсии). Одновременно происходит резкое снижение сульфатредукции - количество не только планктонных, но и адгезированных клеток СВБ уменьшается в 10-104 раз. Наряду с этим присутствие предлагаемого нейтрализатора улучшает процесс деэмульсации даже при минимальных концентрациях почти в 7 раз, по сравнению с применяемым деэмульгатором - в 1,6 раза. Совместное применение нейтрализатора и деэмульгатора усиливает этот процесс приблизительно в 18 раз, а по сравнению с деэмульгатором (дипроксамином) - почти в 2 раза (таблица 4).

Использование заявленного нейтрализатора в промышленных условиях не вызывает трудностей и осуществляется методом закачки с определенной дозировкой.

Таблица 1
№ п/пСредаСодержание агрессивных компонентов
h3S, мг/лМеркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лСО2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная формаАдгезионная форма
1Товарная нефть (УПН Покровское месторождение)255,0849,030,0---
2Пластовая вода (Покровское месторождение)143,1--170,0103106
3Нефтяная эмульсия (30% Н2О, Сорочинско-Никольское месторождение)290,0789,023,0132,01021010
Таблица 2
№ п/пСостав композиции, мас%.
АминыNh4ФормальдегидЩСПК
10,55,05,089,5
21,010,06,083,0
37,015,07,071,0
48,020,08,064,0
59,025,09,057,0
610,030,010,050,0
715,035,015,035,0
820,040,020,020,0
Таблица 3
№ составаКонцентрация мл/лСодержание агрессивных компонентов в различных средах после их обработки
h3S, мг/лМеркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лCO2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная формаАдгезионная форма
№ среды№ среды№ среды№ среды№ среды№ среды
1231313232323
1100212657569437729214118----
150189525463733724182712102101-102105-106106-107
200160433861527110101910----
2100201576858336727163217----
15015048415423021872110102101105106
200107313249526464138----
310054525438134015152415----
15038403535720555169102101104-105106
200212526319124Отс.297----
41002641452833377141814----
150173221248198Отс.2108102101104105-106
20061713219156Отс.Отс.25----
51002934451923205121213----
150182519157198Отс.Отс.77102101103-104105
20081210134105Отс.Отс.Отс.4----
Таблица 3 (продолжение)
№ составаКонцентрация, мл/лСодержание агрессивных компонентов в различных средах после их обработки
h3S, мг/лМеркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лСО2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная формаАдгезионная форма
№ среды№ среды№ среды№ среды№ среды№ среды
1231313232323
610022253819128138512----
15061917143177Отс.Отс.Отс.5101101103104
20028711598Отс.Отс.Отс.2----
7100413442184315910914----
150252224169262Отс.468101-102101103-104104-105
200121613132164Отс.Отс.Отс.4----
810065416738433911151516----
15051294934332147119102101-102104105-106
200321928310284Отс.Отс.36----
Таблица 4
ДеэмульгаторКонцентрация, мг/лСодержание мас.%
h3OНефть
Отсутствует1,698,4
Дипроксамин25,017,782,3
50,024,775,3
Нейтрализатор (состав №6)25,010,889,2
50,017,182,9
Дипроксамин + Нейтрализатор (состав №6)25,029,476,6
50,036,163,9

1. Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений, содержащий смесь аминов и щелочной сток производства капролактама, отличающийся тем, что он дополнительно содержит аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Смесь аминов0,5-20,0
Аммиак5,0-40,0
Формальдегид5,0-20,0
Щелочной сток производства
капролактамаОстальное

2. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве смеси аминов смесь полиэтиленполиаминов.

www.findpatent.ru

Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений

Изобретение относится к области нейтрализации агрессивных компонентов в жидких средах и может быть использовано в нефтяной промышленности в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти. Предлагаемый нейтрализатор содержит смесь аминов, щелочной сток производства капролактама, аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смесь аминов 0,5-20,0; аммиак 5,0-40,0; формальдегид 5,0-20,0; щелочной сток производства капролактама - остальное. В предпочтительном варианте нейтрализатор в качестве смеси аминов содержит смесь полиэтиленполиаминов. Технический результат изобретения заключается в расширении спектра действия нейтрализующей композиции за счет обеспечения дополнительной нейтрализации меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения, а также дополнительно улучшается процесс деэмульсации водонефтяных эмульсий. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области нейтрализации агрессивных компонентов в жидких средах и может быть использовано в нефтяной промышленности в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти.

Известен нейтрализатор сероводорода в водно-нефтяных средах, содержащий смесь моно-, ди- и триэтаноламинов с аммиаком, смесь формалина с бисамином и воду или водорастворимый спирт в качестве растворителя (патент РФ №2196114, МПК C 02 F 1/66). Однако данная композиция не обеспечивает нейтрализацию диоксида углерода, а также высокотоксичных меркаптанов, присутствующих в средах нефтяных месторождений.

Известен также нейтрализатор сероводорода, использующий в качестве щелочного реагента органический амин или аммиак и дополнительно содержащий формальдегид или 2-фуральдегид (патент РФ №2099631, МПК F 17 D 1/16). Данная композиция применяется при транспортировке по трубопроводу сероводород- и меркаптансодержащих нефтей, но она не обладает бактерицидными свойствами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений (патент РФ №2232721, МПК C 01 F 1/66), содержащий смесь аминов и щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). Данный состав обеспечивает нейтрализацию сероводорода и диоксида углерода в пластовых водах и водонефтяных средах нефтяных месторождений, но недостаточно эффективен для нейтрализации содержащихся в этих средах меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения.

Сероводородсодержащие нефти обычно содержат в своем составе значительное количество меркаптанов, в том числе чрезвычайно токсичных легколетучих и дурнопахнущих метил-, этилмеркаптанов. Среди сернистых соединений, встречающихся в нефтях, сероводород и меркаптаны обладают кислотными и, следовательно, наиболее коррозионными свойствами. Следует также учесть, что в настоящее время нормативные документы как РФ, так США и ЕС предусматривают жесткие ограничения по содержанию сернистых соединений в нефтях и нефтепродуктах. Таким образом, одновременная нейтрализация в средах нефтяных месторождений сероводорода и меркаптанов является актуальной задачей как с точки зрения охраны окружающей среды, так и с точки зрения обеспечения требуемого качества товарной нефти.

Основной объем нефти в РФ добывается с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что невольно привело к их заражению микроорганизмами и активизации микробиологических процессов. Биогенная сульфатредукция интенсивно развивается в условиях, когда для заводнения используются пресные или слабоминералиаованные воды, и зоны интенсивного водообмена служат благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), активно продуцирующих сероводород. Наиболее благоприятные условия для биохимических процессов складываются в призабойной зоне нагнетательных скважин при заводнении нефтяных пластов. Эта зона после определенного времени превращается в своеобразный генератор биогенного сероводорода, а закачиваемая в пласт вода, проходя через эту зону, теряет значительную часть сульфатов и обогащается сероводородом. Сероводород, продвигаясь по продуктивному пласту, достигает добывающих скважин и, соединяясь с ионами двух- и трехвалентного железа, присутствующими в пластовой воде, образует осадки сульфидов железа. Сульфиды железа ускоряют коррозионное разрушение скважинного оборудования, выкидных и сборных трубопроводов, объектов систем подготовки нефти и поддержания пластового давления. Кроме разрушений металла, биогенный сероводород, образуемый СВБ, ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону скважин, снижая приемистость нагнетательных и дебит эксплуатационных скважин, существенно ухудшая тем самым показатели разработки нефтяных месторождений.

Задачей заявляемого изобретения является расширение спектра действия вышеуказанного известного нейтрализатора агрессивных газов в средах нефтяных месторождений за счет обеспечения дополнительной нейтрализации меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения.

Поставленная задача решается путем того, что в нейтрализатор, содержащий смесь аминов и ЩСПК, в отличие от прототипа дополнительно введены аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

смесь аминов0,5-20,0
аммиак5,0-40,0
формальдегид5,0-20,0
ЩСПКостальное

Технический результат, получаемый при осуществлении данного изобретения, заключается в следующем. Известно, что введение в нейтрализатор, содержащий щелочной реагент, формальдегида повышает степень нейтрализации сероводорода и меркаптанов, что обусловлено высокой реакционной способностью формальдегида в реакциях взаимодействия с сероводородом и меркаптанами при одновременном присутствии органического амина или аммиака. Наряду с этим, как показали проведенные исследования, в отличие от большинства альдегидов жирного ряда, осмоляющихся шелочами, формальдегид при взаимодействии с ЩСПК образует метиловый спирт и муравьиную кислоту, обладающую сильными бактерицидными свойствами, значительно снижающими активную жизнедеятельность не только планктонных (свободноплавающих), но и адгезированных СВБ, которые более устойчивы к действию бактерицидов. Таким образом, резкое снижение сульфатредукции обеспечивает нейтрализацию сероводорода биогенного происхождения. При этом снижение рН композиции, вызванное введением формальдегида, компенсируется дополнительным введением в ее состав аммиака. Кроме выше указанного, в процессе исследования предложенного состава нейтрализатора был выявлен неожиданный результат его использования, а именно улучшение процесса деэмульсации водонефтяных эмульсий. Применяемые в настоящее время деэмульгаторы представляют собой, как правило, продукты с высокой степенью гидрофобности, большой молекулярной массой и, следовательно, плохой растворимостью в воде. Растворимость в нефти также недостаточно хорошая практически у всех деэмульгаторов. При применении указанных деэмульгаторов на установках подготовки нефти часто образуются эмульсии повышенной устойчивости с аномальной структурой, характеризующиеся неравномерным распределением капель воды в объеме нефти, а также наличием нехарактерных для водонефтяных эмульсий субстанций гелеобразного вида с заключенными в них каплями воды. Наиболее сильно такой эффект проявляется в эмульсиях угленосных горизонтов для деэмульгаторов с высокой степенью гидрофобности, фенольное число которых составляет 1,5-4. В результате увеличиваются объемы промежуточных слоев в отстойных аппаратах вплоть до выхода из строя установок подготовки нефти. В случае совместного применения деэмульгаторов и предложенного нейтрализатора происходит разрушение эмульсионных структур с аномальными свойствами. При этом при низких температурах обеспечивается также эффективное обезвоживание нефти.

Заявляемый нейтрализатор может быть приготовлен путем последовательного смешивания в заданных пропорциях входящих в его состав ингредиентов. При этом в качестве смеси аминов могут быть использованы, например, полиэтиленполиамины по ТУ 2413-357-00203447-99. ЩСПК является крупнотоннажным отходом производства капролактама, в котором массовая доля солей моно- и дикарбоновых кислот в пересчете на адипинат натрия составляет не менее 9,0%, массовая доля циклогексанона - не более 0,3%, массовая доля смолы - не более 13.0% (ТУ 113-03-488-84, ТУ 113-03-616-87, ТУ 2432-001-421297-94, ТУ 2433-637-0020-90, ТУ 113-03-498-86). Формальдегид является доступным и дешевым продуктом, производимым в крупнотоннажном производстве. При этом предпочтительнее вводить формальдегид в виде водных растворов (формалина). Аммиак также является доступным и сравнительно дешевым продуктом. Полученная смесь представляет собой негорючую жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, имеющую плотность при 20°С 1,0-1,2 г/см3, рН 9-12, температуру застывания не выше -45°С.

Испытания заявляемого нейтрализатора проводились в средах Покровского и Сорочинско-Никольского месторождений ОАО "Оренбургнефть", характеристики которых представлены в таблице 1.

Варианты композиции по количественному составу входящих ингредиентов даны в таблице 2.

Указанные варианты предложенного нейтрализатора были исследованы в лабораторных условиях по следующим методикам. Контроль содержания сероводорода и меркаптановой серы проводился методом потенциометрического титрования UOP-163 (mod) спиртовым раствором нитрата серебра с использованием стеклянного электрода сравнения и серебряного/сульфид серебряного индикаторного электрода. Определение содержания метил- и этилмеркаптанов проводилось согласно ГОСТ Р50802-95 методом газовой хроматографии на хроматографе "Кристалл-2000" путем разделения компонентов анализируемой пробы, регистрации выходящих из хроматографической колонки метил- и этилмеркаптанов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов методом абсолютной градуировки. Контроль содержания диоксида углерода осуществлялся титриметрическим методом в соответствии с РД 52.24.419-95. Для определения количества планктонных клеток СВБ использовали метод предельных разведений (РД 39-0147103-350-89), который заключается в определении минимального количества посевного материала, содержащего одну бактериальную клетку. Содержание адгезированных СВБ определялось следующим образом: образцы из малоуглеродистой стали выдерживали в активной культуре СВБ, затем переносили в культуральный сосуд с питательной средой и определяли их содержание по РД 39-0147-350-894, РД 03-00147275-067-2001. Определение деэмульгирующей активности нейтрализатора осуществлялось в соответствии с РД 153-390-313-03 в течение двух часов при комнатной температуре. Для оценки устойчивости исследуемой эмульсии в эксперимент был включен опыт, в котором эмульсия обрабатывалась при тех же условиях без добавления деэмульгаторов. В качестве деэмульгатора сравнения был использован деэмульгатор - дипроксамин, применяемый для промысловой подготовки данной нефти.

Результаты испытаний приведены в таблицах 3, 4.

Как видно из полученных результатов исследований, снижение содержания формальдегида в составе заявленной композиции менее 5,0 мас.% не обеспечивает достаточной бактерицидной способности нейтрализатора, что не позволяет существенно влиять на сульфатредукцию. Увеличение содержания формальдегида свыше 20,0 мас.% вызывает нежелательное образование кристаллов уротропина при отрицательных температурах. Содержание аминов менее 0,5 мас.% и аммиака менее 5,0 мас.% не обеспечивает достаточно эффективной нейтрализации сероводорода и меркаптановой серы. Увеличение содержания этих ингредиентов выше предложенных значений приводит, естественно, к уменьшению в составе композиции содержания ЩСПК, что также ухудшает нейтрализацию сероводорода и меркаптановой серы. В целом, результаты испытаний подтверждают, что при оптимальном соотношении входящих в состав композиции ингредиентов (составы №5, 6) применение предлагаемого нейтрализатора обеспечивает эффективное снижение содержания сернистых соединений, в том числе меркаптанов в различных средах нефтяных месторождений (нефть, пластовые воды, водонефтяные эмульсии). Одновременно происходит резкое снижение сульфатредукции - количество не только планктонных, но и адгезированных клеток СВБ уменьшается в 10-104 раз. Наряду с этим присутствие предлагаемого нейтрализатора улучшает процесс деэмульсации даже при минимальных концентрациях почти в 7 раз, по сравнению с применяемым деэмульгатором - в 1,6 раза. Совместное применение нейтрализатора и деэмульгатора усиливает этот процесс приблизительно в 18 раз, а по сравнению с деэмульгатором (дипроксамином) - почти в 2 раза (таблица 4).

Использование заявленного нейтрализатора в промышленных условиях не вызывает трудностей и осуществляется методом закачки с определенной дозировкой.

Таблица 1
№ п/пСреда Содержание агрессивных компонентов
h3S, мг/л Меркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лСО 2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная форма Адгезионная форма
1 Товарная нефть (УПН Покровское месторождение) 255,0849,030,0 -- -
2Пластовая вода (Покровское месторождение)143,1 -- 170,0103 106
3 Нефтяная эмульсия (30% Н2 О, Сорочинско-Никольское месторождение) 290,0789,023,0 132,010 21010
Таблица 2
№ п/пСостав композиции, мас%.
АминыNH 3Формальдегид ЩСПК
10,5 5,05,0 89,5
21,0 10,06,0 83,0
37,0 15,07,0 71,0
48,0 20,08,0 64,0
59,0 25,09,0 57,0
610,0 30,010,0 50,0
715,0 35,015,0 35,0
820,0 40,020,0 20,0
Таблица 3
№ составаКонцентрация мл/л Содержание агрессивных компонентов в различных средах после их обработки
h3S, мг/л Меркаптановая сера, мг/л Легкие меркаптаны, мг/л CO2, мг/л Количество СВБ, кл/мл
Планктонная формаАдгезионная форма
№ среды № среды№ среды № среды№ среды № среды
1 231 313 232 323
1100 2126575 69437729 214118 --- -
150189 5254 63733724 182712 10210 1-10210 5-10610 6-107
20016043 38615271 101019 10-- --
2100201 5768583 3672716 3217- ---
150150 4841542 302187 211010 2101 10510 6
200 1073132 4952646 4138 --- -
3 1005452 54381340 151524 15-- --
150 3840 35357205 5516 9102 10110 4-10510 6
200 212526 319124Отс. 297 --- -
4 1002641 45283337 71418 14-- --
150 1732 21248198 Отс.210 8102 10110 4105-10 6
200 61713 219156Отс. Отс.25 --- -
5 1002934 45192320 51212 13-- --
150 1825 19157198 Отс.Отс.7 7102 10110 3-10410 5
200 81210 134105Отс. Отс.Отс.4 --- -
Таблица 3 (продолжение)
№ состава Концентрация, мл/лСодержание агрессивных компонентов в различных средах после их обработки
H 2S, мг/лМеркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лСО 2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная форма Адгезионная форма
№ среды№ среды № среды№ среды № среды№ среды
123 131 323 232 3
6 1002225 38191281 385 12-- --
150 619 17143177 Отс.Отс.Отс. 5101101 10310 4
200 287 11598Отс. Отс.Отс.2 --- -
7 1004134 42184315 9109 14-- --
150 2522 24169262 Отс.46 8101-10 2101 103-104 104-105
20012 1613132 164Отс.Отс. Отс.4- ---
8100 654167 38433911 151516 --- -
15051 2949 3433214 7119 10210 1-10210 4105-10 6
200 321928 310284Отс. Отс.36 --- -
Таблица 4
ДеэмульгаторКонцентрация, мг/л Содержание мас.%
h3OНефть
Отсутствует  1,698,4
Дипроксамин25,017,7 82,3
50,0 24,775,3
Нейтрализатор (состав №6) 25,010,889,2
50,017,1 82,9
Дипроксамин + Нейтрализатор (состав №6) 25,029,476,6
50,036,1 63,9

Формула изобретения

1. Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений, содержащий смесь аминов и щелочной сток производства капролактама, отличающийся тем, что он дополнительно содержит аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Смесь аминов0,5-20,0
Аммиак5,0-40,0
Формальдегид5,0-20,0
Щелочной сток производства  
капролактама Остальное

2. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве смеси аминов смесь полиэтиленполиаминов.

bankpatentov.ru

Концентрация - агрессивная среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Концентрация - агрессивная среда

Cтраница 1

Концентрация агрессивной среды оказывает существенное влияние на интенсивность разрушения химически стойких материалов. Можно считать, что для большинства материалов существует прямая зависимость между концентрацией агрессивной среды и скоростью разрушения материала. В отдельных случаях разрушение можно значительно замедлить, вводя в состав материалов различные полимерные добавки. Так, введение фурфу-ролацетонового мономера в состав кислотоупорного бетона в значительной степени повышает кислотостойкость последнего за счет осмоления фурфуролацетонового мономера и образования полимерной пленки.  [1]

Концентрацию агрессивной среды в емкости, уровень которой должен быть одинаков с уровнем воды в изделиях, контролируют ареометром не реже одного раза в сутки. Перед каждым отбором проб жидкость внутри изделий тщательно перемешивают стеклянной палочкой.  [2]

Увеличение концентрации агрессивной среды приводит вначале к росту интенсивности износа, а затем к его понижению до значений ниже исходных.  [4]

В области концентраций агрессивной среды, где выполняется зависимость ( XIII.  [6]

Рассмотрим влияние концентрации агрессивной среды на процесс разрушения материала в условиях ползучести. Для количественной оценки воспользуемся формулой ( 142), в которой величина GI зависит от концентрации.  [8]

Особенно важно учитывать концентрацию агрессивных сред; однако это не значит, что, чем концентрированнее ( раствор, тем он сильнее действует на резину. Так, например, наиритовые прокладки более устойчивы в 40 % - ной серной кислоте, чем в 3 % - ной. Следует обращать внимание на посторонние примеси, содержащиеся в основной коррозионной среде. Так, например, наличие следов нефтепродуктов в серной кислоте исключает Применение прокладок из полиизобутилена, который к серной кислоте достаточно стоек.  [9]

Износостойкость пентапласта определяется концентрацией агрессивной среды и длительностью предварительного контакта с ней.  [10]

Например, в аморфно-кристаллических полимерах концентрация агрессивной среды в аморфных областях будет намного больше, чем в упорядоченных областях, причем в кристаллитах агрессивные среды практически не растворяются. Однако доступность функциональных групп зависит от температуры. Это связано с тем, что при высоких температурах взаимодействуют с водой дефектные структуры на поверхности кристаллитов.  [11]

Же тддркая Э. И. Влияние температуры и концентрации агрессивной среды на химическую стойкость стеклопластиков. Зашита от коррозии в химической промышленности. Показано влияние температуры и концентрации растворов кислот ( ICi, HNOg, HgS04 и HgP04) и воды на свойства стеклопластиков, полученных на основе смол Слокрил-I, ШЕ-609-21М и стеклоткани CTC-4I. Установлено, что температура влияет на стойкость стеклопластиков в большей степени, чем концентрация кислоты. С ростом температуры существенно снижается прочность.  [12]

Дкй зависит of характера и концентрации агрессивных сред, наличия механических нагрузок, а также от условий эксплуатации покрытия пола. Так, например, если по условиям эксплуатации цеха покрытие пола подвергается действию, наряду с агрессивной средой, механических нагрузок ( наличие наземного транспорта - автокар, тележек), то обычно для устройства пола используют кислотоупорный кирпич.  [13]

Время испытания, температуру и концентрацию агрессивной среды устанавливают для каждой конкретной пластмассы и вида испытания, руководствуясь условиями эксплуатации изделия или детали из данной пластмассы. При этом продолжительность испытания в зависимости от эксплуатационных условий может быть различной: часы, месяцы и даже годы.  [14]

На ускорение коррозии влияет ряд факторов: концентрация агрессивной среды, температура, давление, абразивное воздействие ( истирание), механические нагрузки и пр.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Агрессивность - окружающая среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Агрессивность - окружающая среда

Cтраница 1

Агрессивность окружающей среды связана с повышенной коррозионной активностью воздуха, свойственной ряду прибрежных морских районов. При этом ресурс автомобиля и периодичность ТО также сокращаются ( см. прил. Агрессивной окружающей средой является для автомобиля и химический груз.  [2]

Агрессивность окружающей среды приводит к тому, что антикоррозионное покрытие, нанесенное на кузов автомобиля при его изготовлении, теряет защитные свойства после некоторого срока эксплуатации.  [3]

Для уменьшения агрессивности окружающей среды в нее в небольших количествах вводят химические соединения, называемые ингибиторами коррозии. Они значительно снижают скорость коррозии. Условием использования ингибиторов является эксплуатация изделия в замкнутой среде постоянного состава. Ингибиторы используются для защиты трубопроводов, тешюобменных аппаратов, химической аппаратуры. Используют также бумагу, пропитанную ингибиторами. В нее заворачивают детали, подлежащие хранению или транспортировке.  [4]

Для уменьшения агрессивности окружающей среды в нее вводят добавки, называемые ингибиторами коррозии, которые или способствуют пассивации металла, или значительно снижают скорость коррозии металлов. Условием использования ингибиторов является эксплуатация изделия в замкнутой среде постоянного состава. В качестве ингибиторов коррозии используют различные органические и неорганические вещества.  [5]

Срок службы покрытия зависит от агрессивности окружающей среды, поэтому приведенные данные являются ориентировочными.  [6]

Третий способ защиты предусматривает снижение агрессивности окружающей среды, которое можно добиться несколькими способами: деаэрация электролита почвы, гидрофобизация грунтов, нейтрализация грунта различными кислотами и щелочами, уменьшение опасности биокоррозии и замена грунта на менее агрессивный.  [7]

На недостаточно химостойкую изоляцию разрушающее воздействие оказывает агрессивность окружающей среды: наличие в ей паров кислот, сернистых соединений, аммиака и других химически активных соединений. В высоковольтных конструкциях может добавиться и разрушающее воздействие ионизированного воздуха. Сказанное свидетельствует о том, что для правильного выбора материалов электрической изоляции нельзя ограничиваться знанием их свойств, изученных на образцах в исходном состоянии. Требуется достаточно полное исследование их поведения в определенных изоляционных конструкциях, с учетом возможных эксплуатационных воздействий.  [8]

На недостаточно химостойкую изоляцию разрушающее воздействие оказывает агрессивность окружающей среды: наличие в ней паров кислот, сернистых соединений, аммиака и других химически активных соединений. В конструкциях высокого напряжения может добавиться и разрушающее воздействие ионизированного воздуха. Сказанное свидетельствует о том, что для правильного выбора материалов электрической изоляции нельзя ограничиваться знанием свойств, изученных на образцах в исходном состоянии. Требуется достаточно полное исследование их поведения в определенных изоляционных конструкциях, с учетом различных воздействий, возможных в условиях эксплуатации.  [9]

На недостаточно химостойкую изоляцию разрушающее воздействие оказывает агрессивность окружающей среды: наличие в ней паров кислот, сернистых соединений, аммиака и других химически активных соединений. В высоковольтных конструкциях под влиянием очагов ионизации воздуха ( короны) на изоляцию воздействуют образующиеся при этом агрессивные соединения. Для длительной работы в таких условиях изоляция должна быть короностойкой. Сказанное свидетельствует о том, что для правильного выбора материалов электрической изоляции нельзя ограничиваться значением из свойств, изученных на образцах в исходном состоянии. Требуется достаточно полное исследование их поведения в определенных изоляционных конструкциях с учетом возможных эксплуатационных воздействий.  [10]

По условиям эксплуатации ( температура, влажность и агрессивность окружающей среды, наличие или отсутствие смазки, скорость и давление в зоне сопряжения и) выбирают ТИП ПОрОШ-кового материала ( конструкционный, антифрикционный, специального назначения и пр.  [11]

На недостаточно химостойкую, изоляцию разрушающее воздействие оказывает агрессивность окружающей среды: наличие в ней паров, кислот, сернистых соединений, аммиака и других химически активных соединений. В высоковольтных конструкциях под влиянием очагов ионизации воздуха ( короны) на изоляцию воздействуют образующиеся при этом агрессивные соединения. Для длительной работы в таких условиях изоляция должна быть короностойкой. Сказанное свидетельствует о том, что для правильного выбора материалов электрической изоляции нельзя ограничиваться значением из свойств, изученных на образцах в исходном состоянии. Требуется достаточно полное исследование их поведения в определенных изоляционных конструкциях с учетом возможных эксплуатационных воздействий.  [12]

Сопротивление усталости всех конструкционных материалов в большой степени зависит от химической агрессивности окружающей среды. В условиях эксплуатации многие детали машин и элементы сооружений подвергаются коррозионному воздействию окружающей атмосферы или других газовых или жидких сред.  [13]

Стальные тросы, подвешиваемые на опорах ВЛ ( независимо от степени агрессивности окружающей среды), во избежание преждевременной коррозии должны быть оцинкованы.  [14]

К дополнительным исходным данным относятся температура, при которой должен работать пакер, агрессивность окружающей среды, длительность работы пакера без подъема, способ его спуска и подъема ( на трубах, канатной техникой) или возможность разбуривания, показатели надежности и пр.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Агрессивность - рабочая среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Агрессивность - рабочая среда

Cтраница 1

Агрессивность рабочих сред требует использования коррозионно-устойчивых материалов ( нержавеющие стали, титан, импрегнирован-ный графит, фторопласт, винипласт и другие пластмассы) для изготовления корпусов и других деталей регулирующей арматуры.  [1]

Степень агрессивности рабочих сред обусловлена, с одной стороны, обводненностью и содержанием кислых компонентов, сернистых и хлористых соединений, с другой - наличием коррозионно-активных компонентов в реагентах в процессах подготовки и переработки рабочих сред. Доминирующим фактором повреждаемости материала оборудования для подготовки и высокотемпературной переработки нефти и газа является высокая степень напряженности конструктивных элементов, нестационарность нагружения и коррозионная активность рабочих сред. Необходимо также отметить в силу конструктивных особенностей обследуемых объектов большие поверхности контакта металла с рабочей средой.  [2]

Величина са зависит от агрессивности рабочей среды, химической стойкости материала аппарата и срока его службы. Для аппаратов, изготавливаемых из углеродистых сталей и работающих в условиях атмосферной коррозии, прибавку с2 принимают в пределах 1 0 - 3 0 мм.  [3]

Условия эксплуатации ( по температурам, агрессивности рабочих сред, цикличности) были сравнительно несложными.  [4]

В зависимости от рабочего давления и агрессивности рабочей среды применяют уплотнения сальниковые, торцовые и манжетные.  [6]

Скорость обесцинкования латуней связана с качеством металла и агрессивностью рабочей среды. Об основных факторах коррозии конденсаторных труб и мерах ее предупреждения с паровой стороны сказано в § 2.3. Охлаждающая вода, проходящая через водяные камеры и трубки конденсатора, по отношению к углеродистой стали и медным сплавам также является агрессивной. В природных водах, используемых для охлаждения конденсаторов, содержатся такие коррозионно-актив-ные вещества, как О2, СО2 соли, и, кроме того, грубодисперсные примеси, в частности частицы песка и золы, обладающие абразивными свойствами. При больших скоростях движения воды ( 2 - 2 5 м / с) твердые частицы, царапая и истирая поверхность металла, вызывают механическое повреждение защитных пленок и тем самым облегчают протекание коррозии. В промышленных районах в источники водоснабжения часто попадают со сточными водами аммиак, нитриты, сероводород и другие стимуляторы коррозии.  [7]

Существенным обстоятельством, влияющим на стоимость и конструцкию задвижки, является агрессивность рабочей среды по отношению к различным конструкционным материалам. В зависимости от этого корпусы, крышки и затворы задвижек изготовляют из чугуна, бронзы, углеродистой стали или специальных марок легированных ( нержавеющих) сталей. При температурах до 100 С и невысоких рабочих давлениях вместо литых из нержавеющих сталей корпусов целесообразно применять более дешевые чугунные, с футеровкой внутренних поверхностей корпуса различными марками резины или пластмасс.  [8]

На долговечность влияют частота изменений температуры, длительность периода выдержки между термическими циклами и агрессивность рабочей среды.  [9]

Специфические условия работы химического оборудования, характеризуемые часто высокими рабочими параметрами ( температурой, давлением, концентрацией и агрессивностью рабочих сред), предъявляют следующие требования к машинам и аппаратам химической промышленности.  [10]

Отсюда вытекают основные направления повышения их работоспособности: повышение свойств металла и сварочных материалов; снижение степени напряженности и агрессивности рабочей среды. Мероприятия по повышению работоспособности могут быть реализованы при проектировании, изготовлении и эксплуатации конструкции.  [11]

На выбор материалов, из которых изготовляют основные детали и узлы вентилей, в основном влияют температура и показатели агрессивности рабочей среды.  [12]

Па выбор материалов, из которых изготовляют основные детали и узлы вентилей, в основном влияют температура и показатели агрессивности рабочей среды.  [13]

К арматуре стендов предъявляются жесткие требования в отношении герметичности различных уплотнитель-ных устройств в условиях высоких давлений, низких температур, агрессивности рабочих сред, ударных и вибрационных нагрузок. Токсичные и взрывоопасные рабочие среды требуют от уплотнений повышенной надежности.  [14]

Условия эксплуатации современных химических машин и аппаратов определяются все более жесткими рабочими параметрами: температурой, давлением, концентрацией и агрессивностью рабочих сред. Отсюда вытекают требования, предъявляемые к изделиям.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Агрессивное действие - среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Агрессивное действие - среда

Cтраница 1

Агрессивное действие среды может быть ослаблено путем ее специальной обработки.  [2]

Мишенью агрессивного действия среды является микрофлора, на которую воздействуют различные отравляющие вещества, содержащиеся непосредственно в пище или в воде, в результате чего возникает очень тяжелая и достаточно распространенная в наше время болезнь - дисбактериоз.  [3]

К качественным методам оценки агрессивного действия среды на материал относятся визуальный осмотр и фиксация повреждений, а также микроскопическое исследование образцов.  [4]

Для защиты термоэлектродов от механических повреждений и агрессивного действия среды, а также удобства установки на технологическом оборудовании применяют защитную арматуру. Материал и исполнение арматуры могут быть различными в зависимости от назначения и области применения. Наиболее широко в качестве материалов металлической защитной арматуры используют высоколегированные стали и коррозионно-стойкие, жаропрочные и жаростойкие сплавы на основе железа, никеля, хрома и добавок алюминия, кремния, марганца.  [5]

Решение ряда экологических проблем связано с усилением агрессивного действия сред.  [6]

В этих условиях значение насосно-компрессорных труб, которые принимают на себя агрессивное действие среды, защищая обсадную колонну, резко возрастает. Насосно-компрессорная колонна должна быть герметичной и не пропускать сточную воду в межтрубное пространство скважины. В противном случае закачка сточной воды пойдет одновременно по двум колоннам, а коррозия обсадных труб вызовет угрозу целостности всей скважины. То обстоятельство, что герметичность насосно-компрессорных труб и их коррозию во времени можно контролировать, а вышедшие из строя трубы могут быть заменены, несколько облегчает проблему защиты обсадной колонны нагнетательной скважины. При недостаточно организованном контроле за коррозией насосно-компрессорных труб они теряют герметичность, а агрессивная вода проникает к обсадной колонне.  [7]

При необходимости измерять давление агрессивной среды применяют манометры с защитной мембраной, противостоящей агрессивному действию среды.  [9]

Результаты сравнительных коррозионных испытаний ряда составов с определением изменения прочностных характеристик материала в результате агрессивного действия среды, коэффициента стойкости, глубины проникновения среда и влагонакопления в зависимости от содержания добавок представлены на рисунке. Повышенные начальные прочностные характеристики всех составов связаны с применением мягкого температурного режима твердения МСК ( t 80 С, 3 сут), использованием кшевских образцов для испытаний, с более низким значением силикатного модуля стекла ( Мс 2 77, р 1 38), что обусловило повышение активности связующего.  [11]

Материалы для изготовления аппаратуры, предназначенной для агрессивных сред, следует выбирать с учетом их стойкости к агрессивному действию сред.  [12]

Анодный материал, применяемый в хлорном производстве, дня эффективного ведения процесса электролиза должен обладать следующими характеристиками: стойкостью к агрессивному действию среды, шшиыадьнык перенапряжением по хлору и максимальным по - кислороду, достаточной технологичностью, хорошей электропроводностью, высокой механической прочностью, гомогенной структурой и однородными физико-химическими свойствами по всему объему, отсутствием вред - них првдесей, дешевизной. Материала, обладающего в полной мэре комплексом указанных свойств, еще не найдено.  [13]

Анодный материал, применяемый в хлорном производстве, дня эффективного ведения процесса электролиза должен обладать онедующими характеристиками; стойкостью к агрессивному действию среды, минимальным перенапряжением по хлору и максимальным по.  [14]

Анодный материал, применяемый в хлорном яршзводсхве 2 ДНЕ эффективного ведения процесса электролизе должен, обяадать следующими характеристикамиs стойкостью к агрессивному действию среды.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru