Доклад на тему коррозионные изыскания в нефтегазовой отрасли pdf

Обновлено: 30.06.2024

Для учеников 1-11 классов и дошкольников
Бесплатные сертификаты учителям и участникам

Коррозия в сфере нефтегазового производства

Принцип выплавки металлов, изготовление сплавов на их основе возник с рождением человеческой цивилизации и неотступно сопутствовал ее развитию. Однако, металлы уничтожает внешняя среда, в частности агрессивные особенности эксплуатационных процессов. Таким образом проявляет себя коррозия . Ее первопричиной является термодинамическая неустойчивость металлов в различных средах при данных внешних условиях , то есть самопроизвольный переход металла в более устойчивое окисленное состояние за счет уменьшения термодинамического потенциала системы, которое достигается в результате реакции:

В Российской Федерации потери от коррозии составляют до 12% общей массы металлофонда, что соответствует утрате до 30% ежегодного производства металла.

Значительный ущерб наносит коррозия и в сфере добычи и переработки углеводородного сырья, потери от коррозии в сфере химии и нефтехимии составляют около 20% от общих потерь, вызванных ей.

Наиболее характерным для нефтегазовой отрасли является химический вариант коррозии, хотя значительное разнообразие технологических процессов обуславливает наличие в ней фактически всех механизмов коррозии.

Кроме соединений серы огромный вред оборудованию и трубопроводным системам нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин доставляет углекислый газ. В сочетании с конденсатными и пластовыми водами он приводит к углекислотной коррозии. Углекислотная коррозия протекает в результате электрохимического взаимодействия (углекислый газ в водном растворе может находиться в растворенной форме, в виде недиссоциированных молекул угольной кислоты, гидрокарбонат-ионов и карбонат-ионов), однако в определенных условиях коррозия в присутствии углекислого газа может развиваться и в результате химического взаимодействия с металлом. Так, при повышенных температурах и давлениях происходит обезуглероживание стали и обеднение ее другими компонентами (углекислый газ оказывается опасным даже для никеля, при высоких температурах с углекислым газом энергично взаимодействует также молибден и ниобий). В результате на поверхности металла стенки трубы образуются твердые отложения карбоната железа, которые выполняют функцию барьерных элементов и препятствуют дальнейшему развитию коррозионного процесса. При протекании углекислотной коррозии основным видом коррозионных повреждений является локальная коррозия в виде язв, свищей, питингов, так что рост поврежденной части металла может достигать нескольких миллиметров в год.

Растворенный сероводород может выступать как фактором, замедляющим интенсивность углекислотной коррозии, так и ее активатором в зависимости от его концентрации. Если соотношение концентрации Н₂S и СО₂ составляет порядка 0,001, то сероводород способствует образованию карбоната железа, который значительно снижает интенсивность углекислотной коррозии. Однако при увеличении содержания Н₂S карбонат железа разрыхляется, и интенсивность коррозии резко увеличивается. А при дальнейшем повышении содержания сероводорода и достижении определенного уровня его концентрации, из раствора выпадает осадок – сульфид железа – ингибитор углекислотной коррозии, в результате чего интенсивность коррозии вновь падает.

Кроме того, необходимо помнить, что в состав природных углеводородов входят также азотистые соединения основного характера (третичные соединения ряда пиридина, хинолина и акридина, соединения первичных ароматических аминов), азотистые соединений нейтрального характера (пиррол, индол, карбазол и их производные, порфирины и их полифункциональные соединения с двумя или более гетероатомами серы, азота и кислорода, нитрилы и амиды кислот), органические соединения (монокарбоновыми нафтеновыми структуры, полинафтеновые и алифатические кислоты) и иные соединения, оказывающие влияние на процесс разрушения металлов.

На основании опыта противокоррозионной защиты можно сказать, что в нефтегазовой промышленности могут быть использованы следующие методы борьбы с коррозией:

технологические, направленные на сохранение первоначально низкой агрессивности добываемой продукции (нефти, газа и воды) или создание наиболее благоприятных, с точки зрения защиты от коррозии, условий эксплуатации того или иного нефтедобывающего оборудования;

специальные средства защиты, включающие применение ингибиторов коррозии, защитных покрытий, неметаллических материалов, коррозионно-стойких металлов и сплавов, а также электрохимической (катодной или протекторной) защиты.

При этом нужно помнить, что применение каждого из указанных методов борьбы с коррозией в условиях добычи нефти и газа имеет свои специфические особенности, которые необходимо учитывать при разработке или внедрении эффективно-действующей системы защиты.

Список использованной литературы.

Химическое сопротивление материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии: учебное пособие / Н.Г. Кац, В.П. Стариков, С.Н. Парфенова. – Москва: Машиностроение, 2011. – 436 с.

Коррозия и методы борьбы с ней в нефтепромысловых отраслях

Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Термин коррозия происходит от латинского слова corrodere, что означает разъедать, разрушать. Коррозия металлов – самопроизвольное разрушение металлов вследствие физико-химического воздействия окружающей среды, при котором металл переходит в окисленное (ионное) состояние и теряет присущие ему свойства. В тех случаях, когда окисление металла обязательно для осуществления какого-нибудь технологического процесса, термин “коррозия” использовать не стоит. Например, нельзя говорить о коррозии растворимого анода в гальванической ванне, так как анод должен окисляться, посылая свои ионы в раствор, чтобы протекал нужный процесс. Не правильно также говорить о коррозии алюминия при осуществлении алюмотермического процесса. Но физико-химическая сущность изменений, происходящих с металлом во всех похожих случаях, одинакова: металл окисляется.

Методы защиты металлов.

Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации. В связи с этим повышается число отказов добывающих скважин. Существуют факторы, усугубляющие коррозию. Одними из них являются: коррозионная усталость (при циклических нагрузках), фреттинг-коррозия (осложнение трением деталей, в результате чего скорость коррозии увеличивается), биокоррозия (воздействие жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий), кавитация (схлопывание пузырьков газа при перепадах давлений) [1]. Один из наиболее опасных факторов – это содержание сероводорода. В присутствии такой среды образуются сульфиды железа, которые скапливаются около соединительных муфт на внешней стенке насосно-компрессной трубы (НКТ), вследствие чего образуются сквозные отверстия. Среди различных методов борьбы с содержанием сероводорода выделяют применение химических реагентов – нейтрализаторов сероводорода (ФЛЭК-ПС-629, СНПХ-1517А). Механизм применения состоит во взаимодействии реагента с сероводородом, что приводит к образованию стабильных и малоактивных химических соединений.[2]

Биокоррозия - это неотъемлемый спутник нефтегазовой промышленности. Биокоррозионную агрессивность грунта устанавливают по наличию сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), повышающих агрессивность грунта из-за продуцирования сероводорода (Н₂S), тионовых бактерий, понижающих водородный показатель (рН) грунта за счет вырабатывания серной кислоты [3]. Образование серной кислоты и липидов являются фактором, который усиливает коррозию. Решая данную проблемы, был разработан реагент ФЛЭК-ИК-200Б. Опыт применение ФЛЭК-ИК-200Б на Ярактинском месторождении позволило не только подавить жизнедеятельность микроорганизмов, но и предотвратить коррозию в нефтегазопромысловом оборудовании (НГПО) [4].

Для обнаружения коррозии существуют различные методы. Компания Cormon производит датчики марки Cormon Band для обнаружения питтингов, марки Cormon Duo для исследования эрозии и коррозии. Такие приборы позволяют своевременно применить необходимые методы для предотвращения разрушения металла, сделать выводы об эффективности применяемых методов, прежде чем проявятся сама проблемы. Технология мониторинга состоит в том, что при коррозии из металла выделяются ионы, а на поверхности образуется избыток электронов, что приводит к возникновению тока коррозии. Датчик использует полученные токи и интерпретирует в виде сигналов.

Применение ингибиторов коррозии. При проведении работ по обработке призабойных зон зачастую применяют химические и термохимические методы. Такие обработки связаны с взаимодействием оборудования с агрессивной средой, поэтому становится необходимым добавлять ингибиторы коррозии с целью снижения повреждений. Это самый распространенный метод защиты, хотя и достаточно дорогостоящий. Наиболее популярными реагентами являются: уротропин, катапин-А, марвелан-К, И-1-А, В-2, ВИКОР-1А. В то же время представляет интерес поиска новых ингибиторов коррозии. Так, сотрудниками кафедры Химии КубГТУ были синтезированы ранее не описанные полифункциональные производные аминоспиртов, что дало возможность изучения их полезных свойств [6, 7]. Установлено, что все рассматриваемые соединения обладают антикоррозионной активностью в нейтральной среде. Наилучший результат показал амид 1,3-оксазолидинилуксусной кислоты, проявляющий ингибирующие действие не только в нейтральной, но и в кислой среде.

Применение ингибиторов хоть и продлевает срок службы оборудования, однако проблема защиты от коррозии остается открытой. В последнее время пользуются популярностью стеклопластиковые трубы (СПТ). В связи с ростом цен в металлургии, стоимость СПТ приближается к стоимости НКТ в антикоррозионном исполнении. Интерес нефтяных компаний к стеклопластиковым НКТ исходит от их эксплуатационных преимуществ: стойкость к коррозии, меньшая масса изделий, гладкая поверхность стенок, что препятствует образованию асфальтосмолопарофиновым отложениям (АСПО), низкая электро- и теплопроводность, длительный срок службы. Однако такие трубы не полностью адаптированы к работе со стандартным инструментом (проблемы с резьбой при спуско-подъемных операциях) [8]. Применение стеклопластиковых насосно-компрессорных труб (СПНКТ) позволило бы повысить межремонтный период (МРП) добывающих скважин, снизить отказы НКТ, что привело бы к уменьшению потерь нефти.

Влияние растворенного кислорода на скорость коррозии оборудования и эффективность ингибиторов коррозии в нефтепромысловых средах.

При отсутствии растворенного кислорода в воде контрольная скорость коррозии не превышает 0,1 мм/год и существенно снижается в течение первого часа в присутствии ингибитора коррозии. При увеличении концентрации растворенного кислорода до 0,2 мг/дм 3 происходит резкое (более чем в 2,5 раза) увеличение коррозионной активности сточной воды, причем при подаче ингибитора коррозии в кислородсодержащую сточную воду скорость коррозии оставалась выше, чем скорость коррозии в неингибированной воде при отсутствии кислорода. При дальнейшем увеличении концентрации растворенного кислорода в сточной воде до 1 мг/дм 3 коэффициент увеличения скорости коррозии образцов стали в ингибированной среде возрастает в большей степени, чем в неингибированной среде по сравнению с его отсутствием. Например, скорость коррозии образцов в неингибируемой сточной воде при регламентированном значении концентрации кислорода, составляющем 0,5 мг/дм 3 , увеличивается в среднем в 5,6 раза, ингибируемых – в 18 раз. [9]

Таким образом, результаты исследований показали: 1) скорость коррозии стали зависит как от концентрации кислорода, так и от концентрации углекислого газа, однако влияние кислорода на скорость коррозии стали в диапазоне исследованных концентраций гораздо сильнее влияния углекислого газа. Особенно сильное влияние на скорость коррозии кислород оказывает при попадании в сероводородсодержащие среды; 2) при лабораторных исследованиях защитная эффективность ингибиторов уже при минимальном попадании кислорода значительно снижается, при дальнейшем увеличении концентрации кислорода происходит более медленное снижение защитного эффекта; 3) скорость коррозии в присутствии кислорода в воде даже при дозировании ингибитора коррозии выше, чем скорость коррозии при отсутствии кислорода без ингибитора; 4) по результатам лабораторных исследований одинаковые значения скорости коррозии в неингибированной бескислородной среде и скорости коррозии в присутствии ингибиторов наблюдаются уже при значении концентрации кислорода порядка 0,05 мг/дм 3 ; 5) из результатов лабораторных и стендовых исследований следует, что более предпочтительно предупреждать попадание кислорода, чем ингибировать кислородсодержащую жидкость [9].

Коррозия и методы борьбы с коррозией оборудования нефтепереработки.

Проблема коррозии оборудования нефтепереработки актуальна на сегодняшний день. Это обусловлено тем, что данное явление выводит из строя многие виды машин, сооружений и изделий, отрицательно сказывается на экономике предприятия. В результате коррозии возникают утечки нефтепродуктов, газов, различных химических веществ, которые приводят к загрязнению окружающей среды и возникновению аварийных ситуаций. Поэтому очень важно заблаговременно находить дефекты в оборудовании нефтепереработки и предотвращать их.

Рассмотрим метод борьбы с коррозией, где металлические покрытия делятся на два вида: катодные и анодные. К первым относятся покрытия из меди, никеля и серебра. К анодным – покрытия из кадмия и цинка. Также рассмотрим такие процессы, как оксидирование и фосфатирование. Оксидирование применяют для защиты алюминия и его сплавов от атмосферной коррозии. Создание оксидной пленки осуществляется в емкости с раствором серной кислоты. Продолжительность процесса – 60 минут. Фосфатирование используют для защиты стали. Металлическое изделие опускают в горячий раствор фосфорнокислых солей железа, цинка или марганца. Продолжительность процесса – от 30 минут до 2 часов.

Следующий метод – это неметаллические защитные покрытия (лакокрасочные). Для того чтобы обеспечить надежную коррозионную защиту, нужно соблюдать ряд технологических требований. Во-первых, покрытие должно быть многослойным. Во-вторых, поверхность металла перед нанесением защитного покрытия должна быть тщательно очищена. В-третьих, качество покрытия зависит от способа нанесения защитного слоя. Наиболее распространены и эффективны следующие вещества: свинцовый сурик ( Pb ₃ O ₄), хромат цинка ( ZnCrO ₄), лаки, содержащие фенолформальдегидные смолы, акриловые и полиуретановые покрытия. Пигменты являются одними из самых главных компонентов, входящих в состав любого лакокрасочного покрытия: металлические порошки (никелевые, алюминиевые, медные, цинковые), технический углерод; оксиды – оксид цинка ( Zn O), оксид свинца ( Pb O) и др.; соли – карбонаты, хроматы, алюмосиликаты и др.

Еще одним методом борьбы с коррозией металлов являются смазки и мастики на основе низкомолекулярного полиэтилена . Низкомолекулярный полиэтилен (НМПЭ) — это побочный продукт при получении высокомолекулярного полиэтилена высокого давления. Производят его в виде 3 марок: глицериноподобная жидкость - НМПЭ-1, мазевоскообразная масса - НМПЭ-2 и твердое воскообразное вещество - НМПЭ-3. НМПЭ обладает рядом полезных свойств: уникальная адгезионная способность ко многим видам твердых и эластичных материалов различной химической природы, абсолютная водостойкость и водонепроницаемость. Была разработана серия составов на основе НМПЭ-2 для гидроизоляции, антикоррозионной защиты стальных трубопроводов, железобетонных резервуаров, закладных деталей и сварных швов.

Эти составы сохраняет прочность при широком диапазоне температур; обладает стойкостью ко многим химически агрессивным средам, органическим и неорганическим кислотам, щелочам и солям; обладает хорошими теплоизоляционными свойствами; бензин, керосин, масла и другие нефтепродукты практически не действуют на НМПЭ.

На сегодняшний день большой популярностью стали пользоваться полимерные трубы. Их применяют в различных отраслях промышленности. Такие трубы не подвержены коррозии, не требуют защиты от блуждающих токов, обладают низкой теплопроводностью, что позволяет снизить тепловые потери. Использование полиэтиленовых труб уменьшает вероятность возникновения прорывов или утечек продукта. НМПЭ можно применять для защиты как от внутренней, так и от наружной коррозии оборудования. Проведя анализ полученных данных, можно сделать вывод о том, что наиболее эффективным способом защиты является именно последний метод [10].

Способы борьбы с ручейковой коррозией трубопроводов

Предлагаемый способ борьбы с ручейковой коррозией трубопроводов может быть использован в нефтяной промышленности, в частности в гидросистемах поддержания пластового давления (ППД) нефтяных промыслов.

Ручейковая коррозия трубопроводов характеризуется разрушением сравнительно небольшого по ширине участка внутренней поверхности трубы в нижней ее части от воздействия механических примесей, которые содержатся в нагнетаемой в пласт воде.

Известный способ борьбы с ручейковой коррозией основан на создании турбулентного режима движения потока жидкости заменой трубопровода большого диаметра на меньший. При числе Рейнольдса 180000 обеспечивается износ трубопровода, т.к. твердая взвесь находится во взвешенном состоянии. Однако указанный способ [11] связан с дополнительными затратами энергии на линейные гидравлические сопротивления и распространяется только для случаев, когда разрушенный от коррозии трубопровод заменяется на новый трубопровод. Для действующих трубопроводов гидросистем ППД этот способ борьбы с ручейковой коррозией не пригоден.

Предлагается способ борьбы [11] с ручейковой коррозией для действующих трубопроводов, предусматривающий введение в полость трубы допольнительных элементов, создающих турбулентный режим движения потока. В качестве турбулизатора предлагается использовать спирали в виде пружин с левой и правой навивкой. Спирали внутри трубы устанавливаются на определенном расстоянии друг от друга.

Поток жидкости при взаимодействии со спиралями совершает поступательно-вращательное движение. Направление движения потока изменяется при переходе от одной спирали к другой. В результате последовательного закручивания потока твердые взвеси распределяются по всему сечению трубопровода с уменьшением времени контакта взвеси с трубупроводом. Предлагаемый способ борьбы с ручейковой коррозией обеспечивает равномерный износ внутренней поверхности трубы и исключает дорогостоящий и трудоемкий способ замены трубопровода большого диаметра на меньший. Этот способ можно использовать так же в газлифтных установках нефтяных скважин для стабилизации газонефтяного потока. Наибольший эффект в повышении коэффициента полезного действия газлифтных установок можно получить в наклонных скважинах [11].

Металлы – одна из основ цивилизации планеты Земля. В XXI веке высокие темпы развития промышленности, повышение интенсивности производственных процессов, повышение основных технологических параметров (температура, давление, концентрация реагирующих средств и др.) предъявляют высокие требования к надежной эксплуатации технологического оборудования и строительных конструкций. Особое место в комплексе мероприятий по обеспечению беспрерывной эксплуатации оборудования отводится надежной защите его от коррозии и применению в связи с этим высококачественных химически стойких материалов.
Необходимость осуществления мероприятий по защите от коррозии обусловлено тем обстоятельством, что потери от коррозии приносят чрезвычайно большой ущерб. Основной вред от коррозии металла связан не только с потерей больших количеств металла, но и с порчей или выходом из строя самих металлических конструкций, т.к. вследствие коррозии они теряют необходимую прочность, пластичность, герметичность, тепло- и электропроводность, отражательную способность и другие необходимые качества. К потерям, которые терпит народное хозяйство от коррозии, должны быть отнесены также громадные затраты на всякого рода защитные антикоррозионные мероприятия, ущерб от ухудшения качества выпускаемой продукции, выход из строя оборудования, аварий в производстве и так далее.
Защита от коррозии является одной из важнейших проблем, имеющей большое значение для современной промышленности.

Список литературы :

1. Федосова Н.Л. Антикоррозионная защита металлов. – Иваново, 2009. – 187 с.

2. Тюсенков А.С., Черепашкин С.Е. Причины коррозии насоснокомпрессорных труб нефтепромыслов и технологическое повышение их долговечности // Наукоемкие технологии в машиностроении – 2016, №6. – С.11-16.

3. Саматов Р.Р. Осторожно, биокоррозия! Риски, мифы и решения // Нефть. Газ. Новации. – 2013, №10. – С.51-57.

4. Биозараженность нефтяных месторождений // В.Н. Глущенко, С.А.Зеленая, М.Ц. Зеленый, О.А. Пташко. – Уфа: Белая река, 2012. - 680 с.

7. Солоненко Л.А., Тлехусеж М.А., Сороцкая Л.Н. Модификация поверхностного натяжения СОЖ присадками из полифункциональных производных органических кислот С₃-С₄ // Фундаментальные исследования. - 2008. - №7. - С. 63-64.

9. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения.- М.: Недра. 1976.- 192 с.

10. Пат. 2108409 Российская Федерация, МПК С23 F 11/173. Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти / Томин В. П.; Колыванова Е. М.; Корчевин Н. А.; Бабиков А. Ф.; Елшин А. И.; заявитель и патентообладатель Ангарская н/х комп-я. – № 96102999/02 ; заяв. 10.04.98; опубл. 1 0.04.98 . – 4 с.

11. Коррозионные повреждения при транспорте скважинной продукции: методические указания/ Чухарева Н.В., Абрамова Р.Н., Болсуновская Л.М. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 64 с.

ГОСТ

Основные виды коррозии в нефтегазовой отрасли

Коррозия – это саморазрушение металлов и их сплавов в результате электрохимического, химического или физико-химического взаимодействия с окружающей средой.

Коррозия в нефтегазовой промышленности является одним из основных факторов, которые способствуют снижению надежности оборудования. Коррозия может возникнуть на любом этапе цикла производства углеводородов – от бурения разведочных скважин до транспортировки готового продукта потребителю. Около 75 % отказов и поломок нефтегазового оборудования происходит из-за коррозии. Ближе к завершению разработки месторождения эта цифра увеличивается из-за применяемых методов увеличения объемов добычи, износа оборудования и увеличения уровня обводненности.

Основными видами коррозии, которая свойственна объектам нефтегазовой отрасли являются:

Биокоррозия.
Кислородная коррозия в морской воде.
Коррозия сернистой нефтью.
Углекислотная коррозия.

Углекислотная коррозия является самой распространенной. Этот вид коррозии является причиной около 60 процентов аварий. Впрыск диоксида углерода (СО2) является одним из методов извлечения нефти на поверхность, которую невозможно извлечь с помощью первичных и вторичных технологий. Диоксид углерода присутствует в полученной жидкости. Растворяясь в воде диоксид углерода образует угольную кислоту, которая сама по себе слабая, но из-за больших объемов является основным видом коррозии, который способствует выходу из строя скважинного оборудования.

Коррозия сернистой нефтью является более сильной, чем углекислотная и может стать причиной образования трещин в оборудовании и механизмах. Такие повреждения сложно заметить и контролировать, поэтому они часто становятся причиной опасных аварий на нефтегазовых объектах. Восстановление серы до сульфида служит катодной реакцией для возникновения коррозии железа или стали.

Готовые работы на аналогичную тему

Кислородной коррозии в основном подвержены области, которые подвергаются высокой турбулентности, высоким скоростям, а также щели поврежденные участки. Размер ущерба в этом случае напрямую зависит от концентрации в воде хлора, водорода и скорости потока.

Биокоррозия – это коррозия, которая возникает в результате негативного воздействия микроорганизмов.

Около 80 процентов повреждений, вызванных коррозией, происходит из жизнедеятельности биотов. Бактерии серы (тионовые и сульфат редуцирующие) способствуют ускорению подземной коррозии нефтегазопроводов, их элементов, а также оборудования, машин и механизмов. Биокоррозийную агрессивность можно установить по наличию в грунте сульфат бактерий, которые могут вырабатывать серную кислоту, способствующей усилению коррозийной активности.

Методы защиты нефтегазового оборудования от коррозии

Методы по борьбе с коррозией в нефтегазовой отрасли условно можно разделить на два типа:

Технологические. Данные методы направлены на поддержание низкой агрессивности добываемых полезных ископаемых (нефть и газ), а также создание благоприятных условий эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования.
Применение специальных средств защиты от коррозии. Такое метод предусматривает использование ингибиторов коррозии (вещества, замедляющие процесс коррозии), неметаллических материалов, защитных покрытий, коррозионностойких металлов, а также протекторной защиты.

Данные методы борьбы с коррозией широко применяются многих отраслях промышленности, так как особенность их использования основательно изучена, а их эффективность высоко оценена.

Основными способами защиты от коррозии в настоящее время являются использование изолирующих покрытий и протекторной защиты.

Применение изолирующих покрытий основано на разделении поверхности стенок оборудования от агрессивной среды, которая способствует возникновению коррозии. Эти покрытия наносятся на оборудование с помощью газотермического напыления сталей и сплавов стойких к коррозии, а также при покраске оборудования.

Протекторная защита является одним из вариантов электрохимической. Принцип ее действия основан на присоединении к поверхности оборудования протектора (электроотрицательно заряженного металла), он предотвращает разрушение и коррозию, за счет своего растворения в окружающей среде. Такой способ защиты широко применяется в условия морской добычи нефти и газа.

Преимуществами данных способов защиты является: их ремонтопригодность, относительная дешевизна, стойкость к механическим повреждениям, долгий срок эксплуатации, способность к самовосстановлению, хорошая электропроводность (почти исключает риск возникновения статического заряда), повреждения защитных покрытий легко выявляются.

Главными причинами снижения ресурса практически всех видов нефтеперерабатывающего оборудования являются коррозионные повреждения и их эрозионно-механический износ.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой отрасли.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Поломки оборудования, вызванные коррозией, составляют 25% всех аварий в нефтегазовой промышленности. Более половины из них связаны со сладкими (CO₂) и кислыми (H₂S) рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

Углекислотная коррозия

Данный вид коррозии – самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO₂) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO₂ присутствует в полученной жидкости.

Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии).

Сухой газ CO₂ сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью. Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1. Растворяясь в воде CO₂, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую:

_{CO2 + H2O = H + HCO3 = H2CO3}

Коррозия сернистой нефтью

представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин. Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии. Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Кислородная коррозия в морской воде

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости. Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях. Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы.

Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой области. Коррозия и родственные ей процессы – основные факторы, снижающие надежность оборудования. Данные проблемы возникают на всех этапах жизненного цикла производства углеводородов – от бурения и добычи до трубопроводного транспорта и переработки. Статистика аварий на трубопроводах нефтяных промыслов в наших условиях может быть только приблизительной. Большинство случаев прорывов попросту замалчивается, либо все решается полюбовно на местном уровне. С полным основанием можно утверждать лишь то, что 70—75% зафиксированных аварий происходит из-за коррозионного износа. Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Более половины из них связаны со сладкими CO2 и кислыми H2S рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода (он может вызывать коррозию низкотемпературного оборудования или служить причиной серьезной и часто неразрешимой проблемы высокотемпературного разрушения каталитической аппаратуры) в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

Углекислотная коррозия

Данный вид коррозии — самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO₂) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO₂ присутствует в полученной жидкости. Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии). Сухой газ CO₂ сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью. Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1. Растворяясь в воде CO₂, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую. Для защиты от углекислотной коррозии скважинного оборудования газоконденсатных скважин месторождений разработан ингибитор ГРМ, активным началом которого является смесь жирных кислот и их сложных эфиров. Кроме того, ингибитор может применяться для защиты нефтяного оборудования от коррозии, вызываемой минерализованной водой, содержащей кислород.

Коррозия сернистой нефтью

Представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин. Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии. Восстановление элементарной серы до сульфида может, в известных условиях, служить катодной реакцией при коррозии железа и стали этим и объясняется усиление низкотемпературной коррозии нефтяного оборудования в присутствии серы. Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Кислородная коррозия в морской воде

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы. Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости. Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра. Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях. Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы. Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Биокоррозия

Данный вид коррозии — это неотъемлемый спутник нефтегазовой промышленности. Около 80 % коррозионных повреждений оборудования обусловлено жизнедеятельностью микробиоты. Бактерии цикла серы (тионовые и сульфат редуцирующие) ускоряют подземную коррозию оборудования и нефтепроводов. Биокоррозийную агрессивность грунта устанавливают по наличию сульфат восстанавливающих бактерий (СВБ), повышающих агрессивность грунта, из-за продуцирования сероводорода (Н₂S), тионовых бактерий, понижающих водородный показатель (рН) грунта за счет вырабатывания серной кислоты. Образование серной кислоты и возникновение липидов являются фактором, который усиливает коррозионную активность.

Читайте также: