ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Характеристика коррозионной агрессивности сред при нефтедобыче из "Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии" При разработке нефтяных месторождений из скважины на поверхность поступает нефтегазоводяная смесь, которая разделяется на нефть, нефтяной газ и пластовую воду. Нефть и нефтяной газ подвергают последующей очистке и направляют потребителю, а отделенная пластовая вода утилизируется для различных нужд месторождения. [c.121] На характер и скорость коррозии подземного и наземного нефтепромыслового оборудования оказывают влияние факторы, связанные как с природой добываемой продукции, так и с условиями эксплуатации месторождения. [c.121] Нефть — диэлектрик, ее проводимость равна Ю —10 Ом- -см . Нефть с малым содержанием воды, находящейся в высокодисперсионном состоянии, имеет проводимость 10 —10- Ом -см-. При увеличении содержания воды проводимость нефтеводяной эмульсии возрастает. Нарушение устойчивости водонефтяной эмульсии приводит к разделению ее на две несмешивающиеся жидкости. Время, необходимое для разделения эмульсии на две несмешивающиеся жидкости, характеризует ее агрегативную устойчивость, которая достигается за счет эмульгаторов — веществ, способных стабилизировать капельки воды в нефти, с образованием на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных пленок, улучшающих структурно-механические свойства системы. Стабилизаторами нефтяных эмульсий типа В/М являются вещества, находящиеся в нефти в коллоидно-дисперсном состоянии (асфальтены, нафтеновые, асфальтеновые и жирные кислоты, смолы, парафины, церезины). С повышением обводненности нефти увеличивается общая площадь границы раздела вода — нефть (при условии сохранения дисперсности частиц) и уменьшается относительное содержание стабилизатора в системе, что приводит к расслоению эмульсии с выделением воды из газожидкостной смеси. [c.122] Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть — вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов. Однако неполярная фаза в системе нефть — вода оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитного действия углеводородной составляющей в эмульсионной системе вода — нефть связано в основном с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ — нафтеновые н алифатические кислоты и асфальтосмолистые вещества. Содержание ПАВ в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Молекулы нафтеновых и алифатических кислот состоят из неполярной части — углеводородного радикала и полярной части карбоксильной группы, что обусловливает их способность адсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислог более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно-активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — очищенная фракция нефти (например, вазелиновое масло или очищенный керосин) составляет 50—55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела вода — сырая нефть не превышает 20—25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела сырая нефть—вода. В щелочной пластовой воде происходит реакция взаимодействия нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла. Образующееся соединение более поверхностно-активно, чем нафтеновые кислоты. [c.122] Некоторые из перечисленных веществ коррозионно-активные. Характерное свойство асфальтенов — их способность конденсироваться в адсорбционном слое на границе раздела фаз с образованием твердообразных, хорошо сцепленных с поверхностью и имеющих большую прочность пленок, что снижает контакт с водной фазой и скорость коррозии в двухфазной среде. Влияние природных ингибиторов асфальтенов и нафтеновых кислот на скорость коррозии стали в двухфазной среде показано ниже. [c.123] Увеличение молекулярной массы алифатических углеводородов снижает поверхностное натяжение на границе фаз. [c.124] Растворимость газов в нефти в 10 раз выше, чем в воде. Наиболее агрессивные составляющие водонефтяных эмульсий — это сероводород и углекислый газ. Поэтому введена классификация нефтяных скважин содержащие и не содержащие НаЗ и СОг. [c.124] Содержание серы в большинстве отечественных нефтей не превышает 0,5%. В нефти сера может быть в свободном состоянии в виде сероводорода и сернистых органических соединений различных классов (меркаптаны НЗН, сульфиды RSR и дисульфиды НЗгК, тиофаны, тиопираны и их производные). [c.124] Жесткость воды обусловлена наличием в ней солей Са и Mg. [c.125] В жесткой воде образование защитной известковой пленки более вероятно, чем в мягкой, поэтому в общем жесткие воды менее агрессивны, чем мягкие, по отношению к стали. [c.125] По классификации Сулина, природные воды подразделяются на четыре генетических типа сульфатно-натриевые, гидрокарбонатнонатриевые, хлормагние-вые и хлоркальциевые. Принадлежность воды к определенному типу устанавливают по величине отношения чисел эквивалентов отдельных ионов. [c.125] Химический состав хлоркальциевых вод отличается высоким содержанием ионов Ыа и С1, а также ионов Са +, малым содержанием С0з 1 НСО , значительным количеством железа. Плотность может достигать 1,2 кг/м . [c.125] Скорость коррозии стали марки Д и алюминиевого сплава Д16Т в эмульсии нефть — пластовая вода зависит от степени обводненности продукции (табл. 71). [c.125] Стойкость материалов при обводненности нефти 40% (в числителе) и 80% (в знаменателе) в присутствии сероводорода (1200 мг/л) приведена ниже. [c.126] Скорость коррозии, мм/год. Стойкость, балл. [c.126] С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При испо тьзо-вании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности. [c.126] При низких скоростях движения эмульсии по трубопроводу снижается ее агрегативная устойчивость и происходят расслоение и выделение водной фазы. Контакт металла с электролитом, роль которого играет выделившаяся из эмульсии пластовая вода, обеспечивает протекание коррозионных процессов по электрохимическому механизму. [c.126] Вода скапливается на пониженных участках трассы (в застойных зонах), вызывая интенсивное коррозионное разрушение нижней образующей трубы. В трубопроводах с расслоенным режимом течения водонефтяной эмульсии и зонах с устойчивой водной фазой скорость коррозии составляет 2—3 мм/год. С увеличением скорости потока скорость коррозии снижается. Наиболее коррозионно-опасными являются режимы низкой производительности трубопровода я большой обводненности среды, при которых скорость потока не превышает скорости выноса водных скоплений. [c.126] Вернуться к основной статье