АНАЛИЗ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ, ВОЗНИКАЮЩИХ В УСЛОВИЯХ ВАНКОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ANALYSIS OF CORROSION PROCESSES OCCURRING IN THE CONDITIONS OF THE VANKOR DEPOSIT

Andrey Chaus

Master student, Department of Heat Engines and Installations, Kalashnikov Izhevsk State Technical University,

Russia, Izhevsk

Marat Zakirov

scientific director, Ph.D., Associate Professor, Department of Building Materials, Mechanization and Geotechnics, Kalashnikov Izhevsk State Technical University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

Объектом анализа работы являются промысловые трубопроводы нефтяного месторождения. В статье анализируются коррозионные процессы, возникающие в условиях Ванкорского месторождения.

ABSTRACT

The object of the analysis of the work is the field pipelines of an oil field. The article analyzes the corrosion processes occurring in the conditions of the Vankor deposit.

Ключевые слова: нефтяные месторождения, виды коррозии, степени короззии, причины коррозии, характер повреждений.

Keywords: oil fields, types of corrosion, degrees of corrosion, causes of corrosion, nature of damage.

Основные объекты подверженные воздействию коррозии на Ванкорском месторождении являются: УПСВ-Ю; УПСВ-С; ЦПС с головными сооружениями транспорта товарной нефти и товарного газа; кустовые площадки добывающих скважин, представлены на рисунке 1.

Коррозия металлов в нефти (НП) имеет свои специфические особенности и в значительной мере определяется наличием в них растворенной и свободной воды. В реальных условиях хранения, транспортирования и применения нефтепродуктов происходит постоянное насыщение их водой и конденсация ее на металлических поверхностях. Содержание воды может колебаться в широких пределах: от 0,001 до 0,01% (масс.). Зависит от условий эксплуатации и климатических факторов [1]. Главным источником накопления воды является атмосферная влага, которая при изменении температуры нефти (нефтепродуктов) и стенок резервуаров, трубопроводов конденсируется на металлических поверхностях.

Рисунок 1. Схема наземных технологических трубопроводов, подверженных наибольшему коррозионному износу

Конденсация паров воды происходит, как правило, в объеме нефти, а затем капли воды проникают через толщину или пленку к металлической поверхности. При этом в воде растворяются продукты окисления углеводородных и не углеводородных компонентов нефти. Кроме того, вода в силу своей высокой полярности может притягивать полярные малостабильные соединения, не растворяющиеся в воде, и транспортировать их к металлическим поверхностям. Таким образом, между металлом и нефтью (нефтепродуктом) практически всегда образуется водяная пленка, способствующая развитию электрохимических процессов коррозии.

Растворенные газы являются источником большинства проблем, связанных с коррозией в промысловых системах [2].

Двуокись углерода, растворяясь в воде, образует угольную кислоту, за счет чего понижается рН и увеличивается скорость коррозии.

Растворимость двуокиси углерода увеличивается с повышением давления, уменьшается с ростом температуры.

Системы с Р(CO₂)≤0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2≥Р(CO₂)>0,02 – возможны средние скорости коррозии, а при Р(CO₂)> 0,2 МПа – среда является высококоррозивной [3].

Сероводород образует в воде слабую кислоту и обычно является причиной точечной коррозии. Образующийся продукт коррозии - сульфид железа черного цвета - способствует возникновению глубоких изъязвлений, поскольку сульфид железа играет роль катода в стали [4].

Кислород является причиной наиболее значительных коррозионных разрушений. Однако он весьма редко наблюдается в подземных водах. Проникновение кислорода происходит за счет нарушения герметичности оборудования, в частности у насосов или в местах соединения частей системы, что и приводит к кислородной коррозии. Кислород вызывает коррозию даже при сравнительно низких концентрациях, т. е. менее чем 0,05 мг/литр. Являясь сильным окислителем в процессе катодной реакции, кислород ускоряет процессы коррозии. Скорость коррозии будет зависеть от скорости диффузии кислорода к катоду. Чем выше скорость движения жидкостей в трубопроводе, тем выше скорость диффузии, а, следовательно, и скорость коррозии. Кислородная коррозия обычно принимает форму точечной коррозии [5].

Минерализация воды. Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии в соответствии с рисунком 2.

Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что:

- уменьшается растворимость газов, СО2 и О2, в воде;

- возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы (к катодным участкам) [6].

Рисунок 2. Зависимость скорости коррозии от минерализации воды

Состав нефти и углеводородных газов. Нефть практически не вызывает коррозию металла, так как является диэлектриком. При увеличении содержания воды проводимость и коррозионная агрессивность водонефтяной эмульсии возрастает.

С увеличением содержания в нефти нафтеновых кислот и асфальтенов скорость коррозии стали снижается. Характерное свойство асфальтенов – способность конденсироваться в адсорбционном слое на границе раздела фаз с образованием твердых, хорошо сцепленных с поверхностью и имеющих большую прочность пленок, что снижает контакт с водной фазой и скорость коррозии в двухфазной среде. Ряд неорганических примесей нефти коррозионно-активны (NaCl, SO₃, H₂O₅). По эффективности защитного действия углеводороды располагаются в ряд: непредельные > парафиновые > алициклические > ароматические. Анионы SO4^2-, CI^-,NO^3-, HCО^3- снижают защитное действие углеводородов.

Углеводородные газы, в том числе попутно-добываемые, как и нефть не вызывают интенсивную коррозию углеродистых сталей. Влияние их на коррозионный процесс связано с наличием в их составе углекислого газа и сероводорода, которые попадают в водную фазу при контакте ее с газом. Соотношение жидкой и газовой фазы влияет на структуру потока.

Температура. В замкнутых системах скорость коррозии увеличивается с ростом температуры. В открытых системах наблюдается начальный рост скорости коррозии, однако впоследствии она замедляется вследствие освобождения растворенных газов.

Давление. При увеличении давления увеличивается количество газов, переходящих в раствор, что в свою очередь способствует увеличению скорости коррозии.

Скорость движения потока. С увеличением скорости движения потока жидкости наблюдается ускорение процессов коррозии. При высокой скорости потока возникает коррозия типа эрозии, которая вызвана присутствием в потоке взвешенных твердых частиц, механически разрушающих защитную пленку ингибитора, после чего незащищенная сталь подвергается коррозионному разрушению. Сама сталь также может эродировать. Проблемы с таким видом коррозии становятся особенно серьезными на участках изгибов трубопровода. Коррозия, связанная с эрозией, часто принимает форму канавок по нижней составляющей трубопровода.

В застойных системах уровень общей коррозии низок, но здесь обостряяется проблема точечной коррозии. На рисунке 3 приведена схема нефтесбора Ванкорского месторождения с распределением по скоростям потока.

В системах с высокой скоростью движения потока уровень коррозии будет возрастать даже при ингибировании жидкости. Для таких систем снижение скорости коррозии может быть достигнуто путем введения более высокой дозировки реагента. Даже если по трубопроводу транспортируется одна и та же жидкость, при увеличении скорости потока потребуется увеличение дозировки реагента (рисунок 4).

Рисунок 3. Технологическая схема системы нефтесбора Ванкорского месторождения с разделением по скоростям потока

Рисунок 4. Технологическая схема системы нефтесбора Ванкорского месторождения с указанием ингибиторной защиты

Структура потока. Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.), размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Можно выделить семь основных структур: пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная. Структуры представлены на рисунке 5.

Рисунок 5. Структуры ГЖС в горизонтальном трубопроводе

Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса.

Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС, всегда интересовал и продолжает интересовать специалистов по коррозии. Имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной.

Но, тем не менее известно, например, что кольцевая (дисперснокольцевая) структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода; снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионноэрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы, а расслоенная (плавная расслоенная) – развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости (особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу) [6].

Состояние поверхности металла. Поверхность металла характеризуется чистотой, составом и физико-химическими свойствами отложений органического и неорганического происхождения (смолы, парафины, сульфиды или/и карбонаты). Они влияют на локализацию коррозии вследствие образования микро и макро гальванических пар, снижают эффективность ингибирования вследствие экранирования металлической поверхности.

Коррозионно-активные микроорганизмы и продукты их жизнедеятельности. В биоценозе нефтепромысловых вод принимает участие широкий ряд микроорганизмов различных видов. К наносящим наиболее существенный ущерб относят следующие группы:

- углеводородокисляющие бактерии (УОБ),

- тионовые (сероокисляющие) бактерии (ТБ),

- сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ).

Участие микроорганизмов в коррозионном процессе сводится, как к воздействию продуктов их метаболизма (диоксида углерода, сероводорода, аммиака, органических и неорганических кислот) на металлические и неметаллические конструкции, образования макрогальванических пар, так и к интенсификации электрохимических реакций на поверхности корродируемого металла, что катализирует процессы электрохимической коррозии металла.

Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), считаются основными возбудителями анаэробной коррозии в нефтяной промышленности. Наиболее вероятный механизм микробиологической коррозии в присутствии СВБ в настоящее время связывают со стимулирующим воздействием сероводорода, выделяемого СВБ в процессе жизнедеятельности, и сульфида железа на электрохимические реакции коррозионного процесса. В то же время не отрицается и влияние деполяризирующего действия бактерий при удалении атомарного водорода с корродирующей поверхности металла.

Коррозия, протекающая в присутствии СВБ, характеризуется определёнными признаками. На металлической поверхности появляются коррозионные отложения в виде тёмной корки и рыхлых бугорков. Они состоят из сульфидов, карбонатов и гидратов окиси железа и включают многочисленные колонии СВБ. Под слоем отложений быстро развиваются коррозионные поражения в виде питтингов. Сквозная перфорация может происходить за несколько месяцев [7].

Ущерб от коррозии заключается не в потере металла, а в стоимости всего оборудования и его ремонта. И даже посчитав расходы на восстановление, невозможно точно оценить весь ущерб, вызванный простоем оборудования, потерями в добыче нефти и загрязнениями окружающей среды. Коррозия несет за собой огромные финансовые потери нефтедобывающим предприятиям. Поэтому так важно найти наиболее эффективный способ борьбы с ней.

Список литературы:

1. ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов».
2. НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», утв. от 18.06.2003г. Приказом МЧС России от 18.06.2003 г. № 314
3. ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».
4. РД 39-3-669-81 «Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при транспорте обводненной нефти».
5. РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению антикоррозийных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции нефтяных месторождений».
6. СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.
7. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 «Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий». – М.: Минздрав России, 2003 (утв. Главным государственным санитарным врачом РФ 6.04.03 г.).