устройство для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопровода

Формула изобретения

Устройство для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопровода, включающее протекторы и узлы соединения с трубопроводом, отличающееся тем, что оно в собранном виде размещено в трубопроводе на участке с углом изгиба трубопровода более 150°, при этом протекторы последовательно закреплены на несущей штанге сваркой, армирующие сердечники протекторов соединены последовательно между собой сваркой, длина протектора, поперечный размер протектора со штангой и диаметр трубопровода подобраны из условия обеспечения прохождения протектора с штангой внутри трубопровода с углом изгиба трубопровода более 150°, а в качестве узлов соединения с трубопроводом использованы первый и последний армирующие сердечники, соединенные сваркой с телом трубопровода.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для защиты от внутренней коррозии действующего трубопровода сбора и подготовки обводненной нефти.

Известно устройство для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопроводов, содержащее длинномерный гальванический протектор и смонтированные на нем подпружиненные контактные узлы. Каждый контактный узел состоит из закрепленных посредством хомутов на протекторе рабочей и ограничительной пружин в виде встречнонаправленных консольно защемленных балок, соединенных с возможностью взаимного продольного перемещения, остроконечного бойка, укрепленного на рабочей пружине, предохранительного рычага, закрепленного на корпусе бойка, упора для перемещения рычага, смонтированного на ограничительной пружине, и блокировочной шайбы из быстрорастворимого материала, расположенной между хомутом и свободным концом ограничительной пружины (Патент РФ № 1505071, кл. C23F 13/00, опубл. 2000.03.27).

Устройство не позволяет защищать от коррозии трубопровод большой протяженности.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопроводов, содержащее протяженный протектор и узлы соединения с трубопроводом. Узлы соединения протектора с трубопроводом выполнены в виде закрепленного на протекторе корпуса с выпуклой опорной поверхностью и смещенным в сторону протектора центром тяжести, причем внутри корпуса установлен подпружиненный контактный элемент (Патент РФ № 1136497, кл C23F 13/00, опубл. 1996.02.20 - прототип).

Известное устройство обеспечивает надежный контакт протектора с трубопроводом, однако устройство позволяет защищать от коррозии лишь небольшой по протяженности участок трубопровода, что ограничивает его применение.

В изобретении решается задача защиты от коррозии трубопровода большой длины.

Задача решается тем, что в устройстве для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопровода, включающем протекторы и узлы соединения с трубопроводом, согласно изобретению протекторы последовательно закреплены на несущей штанге сваркой, армирующие сердечники протекторов соединены последовательно между собой сваркой, длина протектора, поперечный размер протектора с штангой и диаметр трубопровода подобраны обеспечивающими прохождение протектора с штангой внутри трубопровода с углом изгиба трубопровода более 150°, собранное устройство размещено в трубопроводе на участке с углом изгиба трубопровода более 150°, а в качестве узлов соединения с трубопроводом первый и последний армирующие сердечники соединены сваркой с телом трубопровода.

Сущность изобретения

Нефтепромысловые трубопроводы системы сбора и подготовки обводненной нефти эксплуатируются в условиях высокой агрессивности перекачиваемой жидкости. Более 30% аварий трубопроводов происходит по причине внутренней коррозии. Известные устройства не обеспечивают надежной защиты от внутренней коррозии. Устройства имеют малую длину и обеспечивают лишь локальное воздействие на процесс коррозии. В изобретении решается задача защиты от коррозии трубопровода большой длины. Задача решается устройством для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопровода, представленным на фиг.1.

На фиг.1 монтажные отверстия 1 сверлят на протекторах 2, подготавливают несущую штангу 3, сваривают армирующие сердечники протекторов 4 последовательно друг с другом и штангой 3, крепят протекторы 2 последовательно на несущую штангу 3 при помощи сварки 5 на всю длину защищаемого участка.

Поперечный размер протектора 2 с штангой 3 и диаметр трубопровода подобраны обеспечивающими прохождение протектора с штангой внутри трубопровода с углом изгиба трубопровода более 150°. Это определяют опытным путем, проводя протектор с штангой через специально выполненный образец трубопровода с углом изгиба трубопровода 150°. Для обеспечения проводки собранной гирлянды протекторов в трубопроводе собранное устройство размещено в трубопроводе на участке с углом изгиба трубопровода более 150°. В качестве узлов соединения с трубопроводом первый и последний армирующие сердечники соединены сваркой с телом трубопровода.

Проводка гирлянды протекторов через трубопровод с углом изгиба трубопровода менее 1500 может привести к заклиниванию или обрыву тянущего троса.

На практике проводят разбивку защищаемого трубопровода на прямолинейные участки, в пределах которых отсутствуют повороты трубопровода 6 под углом менее 150° (фиг.2). Проводят подготовку протекторов, например, типа ПАКР-18, на двух концах которых сверлят монтажные отверстия 1 диаметром 8 мм, предназначенные для крепления протекторов 2 на несущую штангу 3. Несущую штангу изготавливают из металлического прутка диаметром 15-22 мм. Армирующие сердечники протекторов 4 сваривают последовательно друг с другом. Закрепляют протекторы 2 на несущую штангу 3 на всю длину защищаемого участка трубопровода при помощи сварки. Останавливают трубопровод. Опорожняют трубопровод. Вскрывают концы участка трубопровода, вырезая катушки трубопровода длиной 4-6 м. Вырезание катушек позволяет монтировать катушки на вырезанные места в трубопроводе с получением положительного заключения качества сварного стыка. Пропускают монтажный трос при помощи поршня, приводимого в движение потоком нагнетаемой воды. Прикрепляют один конец троса к концу несущей штанги и вытягивают через противоположенный люк. Крепление троса к несущей штанге позволяет прикладывать усилия на вспомогательную штангу, а не на армирующий сердечник протектора, который при протаскивании может порваться. Размещают протекторную гирлянду внутри трубопровода в один прием, что позволяет не тратить время на повторяющиеся операции по сварке протекторов друг с другом и затаскиванию их внутрь. При этом монтаж протекторов занимает не более 8 часов практически на любом по протяженности участке трубопровода. Соединяют концы протекторной сборки сваркой армирующего сердечника с телом трубопровода и монтируют заранее подготовленные катушки на вырезанные места в трубопроводе.

Пример конкретного выполнения

На Ромашкинском нефтяном месторождении построен промысловый трубопровод перекачки нефти от дожимной насосной станции ДНС-1сс до цеха подготовки сырья диаметром 325×8 мм, протяженностью 19 км. Обводненность транспортируемой нефти составляет 46,4%. Был проведен монтаж протекторной защиты от внутренней коррозии на участках перехода через водную преграду и железнодорожные пути длиной 840 и 880 м соответственно. Участки были разбиты на шесть прямолинейных частей длиной от 135 до 380 м. Заранее были подготовлены гирлянды протекторов, закрепленных на несущей штанге. В назначенный день трубопровод был остановлен и освобожден от транспортируемой жидкости. На всех участках были вырезаны катушки длиной 4-6 м. Внутрь трубопровода был установлен поршень с закрепленным на него стальным тросом. Затем была установлена технологическая заглушка с сальниковым устройством для прохождения троса и задвижками для закачки воды. Далее с помощью агрегатов закачки воды ЦА-320 поршень был продавлен через трубопровод. Затем был произведен демонтаж технологической заглушки, один конец троса прицеплен к штанге гирлянды протекторов, другой - к бульдозеру. Было проведено протаскивание гирлянды протекторов внутрь трубопровода. После протаскивания заварены концы протекторной сборки с телом трубопровода, смонтированы заранее подготовленные катушки на вырезанные места в трубопроводе. Работы были проведены в течение 23 часов, из них 15 часов заняла остановка трубопровода и опорожнение от перекачиваемой жидкости, а 8 часов ушло на вырезание катушек, монтаж протекторной защиты и установку заранее подготовленных катушек на места врезок.

Применение предложенного способа позволит повысить надежность монтажа и значительно ускорит процесс проведения работ по протекторной защите от внутренней коррозии действующих трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть, выполнять защиту от коррозии трубопровода большой длины.