ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Причины коррозионного разрушения оборудования и факторы, определяющие процесс из "Катионоактивные пав-эффективные ингибиторы в технологических процессах" Наблюдаемый в последние годы рост числа порывов на линиях сбора обводненной нефти на месторождениях Среднего Приобья обусловлен локальной коррозией трубопроводов и отмечен в основном на пониженных участках трассы по нижней образующей трубы (язвенная или так называемая канавочная коррозия). Несмотря на принимаемые меры по защите трубопроводов, в том числе использование ингибиторов коррозии, эффективность которых в лабораторных условиях достигает 90 %, срок службы трубопровода в определенных условиях снижается до 0,6...3,0 лет. [c.313] Накопление жидкости на провисающих участках будет продолжаться до тех пор, пока не образуется столб жидкости. После выталкивания столба из пониженного участка потоком газа жидкость растекается по нижней образующей трубопровода и газ свободно продвигается до следующего его провиса. Менее быстро перемещается по трубопроводу жидкая фаза, причем углеводородный конденсат — более быстро, чем водный. Твердые частицы, например продукты коррозии, перемещаются медленнее всего, они подвержены возвратно-поступательному движению на восходящих участках трубопровода, что объясняет появление коррозии канавочного типа. [c.314] Если на каком-либо участке трубопровода в результате протекания язвенной коррозии уже наблюдались протечки, защита от нее в дальнейшем будет затруднена. Действительно, на пораженных участках трубопровода стенки становятся настолько тонкими, что даже небольших скоростей (20...50 мкм/год) может оказаться достаточно для перфорации трубопровода. Таким образом, чтобы предотвратить дальнейшие порывы вследствие язвенной коррозии, скорость ее необходимо снизить до чрезвычайно низкого уровня — порядка мкм/год и менее. Указанная скорость достигается при эффекте от применения ингибитора выше 95 %. Только применение особо эффективных ингибиторов в сочетании с технологическими методами (регулярная механическая очистка трубопровода для удаления отстоя и рыхлых продуктов коррозии в комплексе с интенсивным ингибированием повышенными дозами увеличение скорости транспортировки продукции до возникновения турбулентности и кольцевого режима течения и удаление застойных объемов жидкости и т. д.) может остановить уже начавшийся процесс язвенной коррозии и предотвратить порывы трубопровода. [c.314] Наконец, следует указать еще на одну проблему, влияющую на снижение эффективности ингибитора и связанную непосредственно с механизмом его действия. Это проблема борьбы с язвенной коррозией, поскольку ее скорость в 20... 100 раз выше скорости коррозии общего типа. В реальных системах на разных участках поверхности металла скорости катодных и анодных процессов могут сильно отличаться. Так, на дне язвы выше скорость анодного процесса растворения металла, а на остальной, большей части поверхности, выше скорость катодного процесса. Так как доля последнего намного больше первого, плотность анодного тока растворения на 1...2 порядка выше. Этим, в первую очередь, и обусловлена более высокая скорость язвенной коррозии. [c.316] Приведенный выше анализ причин коррозионного разрушения трубопроводов на месторождениях нефти и газа, находящихся на поздней стадии эксплуатации, указывает на особую актуальность разработок ингибиторов нового поколения, обладающих комплексом свойств повышенной эффективностью торможения коррозии, протекающей под рыхлым слоем продуктов коррозии, оптимальным распределением в двухфазной системе вода—углеводород. Возможность определения, наряду с весовой коррозией, степени защиты от водородного охрупчивания в качестве меры торможения катодного процесса, широкая вариация состава и структуры ингибиторов, в первую очередь углеводородной составляющей для контроля растворимости, создают базу для научно обоснованного подбора оптимально эффективных ингибиторов. [c.317] Известно, что важным фактором коррозии в гетерогенных средах является наличие неполярной фазы и нефти. В ряде случаев углеводородный конденсат или нефть, отлагаясь на поверхности металла, защищает его от коррозионного разрушения агрессивными компонентами, содержащимися в продукции скважин (НзЗ, СО2 и др.). Вода обусловливает электрохимический характер коррозии промыслового оборудования. С увеличением степени обводненности нефти и газа увеличивается и скорость коррозионного поражения металла. [c.317] Электрохимическая коррозия металлов представляет собой самопроизвольное разрушение металлических материалов вследствие электрохимического гетерогенного взаимодействия их с окружающей средой — электролитом (вода, водные растворы солей и кислот). Этот тип коррозии наиболее распространен. [c.317] В большинстве случаев протекание электрохимической коррозии характеризуется локализацией анодного и катодного процессов на различных участках корродирующей поверхности металла, что приводит к неравномерному или местному коррозионному разрушению металлической поверхности. На процессы электрохимической коррозии металлов существенно влияют как внутренние, так и внешние факторы. К внутренним факторам следует отнести термодинамическую устойчивость металла, состояние его поверхности, структурную неоднородность, влияние напряжений и др. К внешним факторам относятся факторы, связанные с составом коррозионной среды и условиями коррозии (температура, скорость движения среды, давление и др.). [c.318] конденсат и пластовая вода содержат в большинстве случаев растворенные газы, выделяющиеся из них по мере снижения давления при их подъеме. Наиболее коррозионно-активными газами являются Н23, СО2 и О2. [c.318] Присутствие или отсутствие растворенного кислорода в значительной степени определяет коррозионную активность различных нефтегазопромысловых сред. Кислород участвует в первоначальном катодном процессе, но по мере уменьшения его содержания вблизи металла механизм коррозии изменяется. Образуются поверхностные пленки, способные замедлять коррозию. Эти пленки создаются при миграции положительно заряженных коллоидных частиц уРеО(ОН) к катодным участкам и разряде их. [c.318] Кислород, как правило, вызывает быстро развивающийся питтинг стальных труб, засорение инжекционных скважин и закупоривание пласта гидроксидом железа. [c.318] Присутствие сероводорода и углекислого газа в продукции скважин значительно ускоряет коррозионный процесс, который приводит к усиленному износу, поломкам оборудования и, как следствие, — к преждевременному выходу его из эксплуатации. [c.318] Углекислый газ хорошо растворяется в воде, образуя угольную кислоту, которая при отсутствии кислорода взаимодействует с двухвалентным железом, образуя два продукта коррозии — бикарбонат и карбонат железа, при этом первый из них хорошо растворим в воде, а второй — незначительно. [c.319] Наряду с высокой скоростью коррозии, в присутствии СО2 возможно наводороживание стали, причем диапазон концентраций, вызывающих интенсивное наводороживание, в угольной кислоте меньше, чем в сильных кислотах. [c.319] Углекислый газ — своеобразный коррозионный агент, свойства которого во многом зависят от других агрессивных компонентов, например от О2, H2S и растворенных солей, главным образом бикарбонатных. За счет образования защитной пленки карбоната кальция при равной концентрации диоксида углерода скорость коррозии в мягких водах значительно выше, чем в жестких. Сероводород, растворенный в насыщенной СО2 воде, оказывает двойное влияние на коррозию стали. В ряде случаев он замедляет коррозию металла за счет образования на его поверхности пассивной пленки полисульфидов (так называемый фазовый слой маки-навита), обладающей незначительными защитными свойствами. При парциальных давлениях HjS порядка 140 Па наблюдается подповерхностная коррозия — образование водородных пузырьков под поверхностью металла. При росте парциального давления сероводорода отмечалось коррозионное растрескивание металла вследствие его наводороживания [1]. [c.319] Применение кислотной обработки скважин привело, с одной стороны, к увеличению нефтеотдачи пластов, а с другой — к коррозии нефтепромыслового оборудования. Поэтому при кислотной обработке скважин еще более остро встает вопрос о применении веществ, замедляющих протекание коррозионных процессов, то есть ингибиторов коррозии. [c.321] В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности преимущественное применение находят высокомолекулярные органические ингибиторы коррозии. Благодаря им стала возможна эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих большое количество агрессивных кислых газов, с использованием оборудования и сооружений из углеродистых и низколегированных сталей. [c.321] Вернуться к основной статье