ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Коррозионные среды ОГКМ из "Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений" Пластовая вода ОГКМ содержит до 240 г/л солей хлор-кальциевого типа, содержание хлорионов достигает 200 г/л, кальция — 10 г/л, натрия — 5 г/л. Степень агрессивности сероводородсодержащей среды определяется ее составом, влажностью, pH, температурой, давлением и скоростью потока. Коррозионно-опасным считается наличие сероводорода при парциальном давлении более 0,00015 МПа, а углекислого газа при давлении более 0,2 МПа [175, 234]. Существенно меняет характер коррозии присутствие пластовой воды, в которой растворены в больших количествах минеральные хлорсодержащие соли. Скорость коррозии максимальна при минерализации воды 2 — 3 %, при большей минерализации скорость коррозии уменьшается в связи со снижением растворимости сероводорода в растворе, кроме того, солевой состав раствора оказывает влияние на состав и защитные свойства поверхностных слоев сульфидных пленок. Снижение pH раствора стимулирует сероводородную и углекислотную коррозию. [c.5] Влияние скорости движения газоконденсатного потока на электрохимическую коррозию имеет сложный характер, и, как правило, увеличение скорости потока приводит к интенсификации коррозионных процессов, особенно при скоростях потока более 15 м/с. Опыт эксплуатации ОГКМ свидетельствует о том, что скорость газожидкостного потока составляет в шлейфовых трубопроводах (ТЦ) 2 — 4 м/с и не вызывает эрозию труб. Содержание сероводорода и углекислого газа в потоке и pH жидкой фазы практически не изменилось за период с 1977 по 1990 г. При этом увеличилась доля водометанольного раствора в 1977 году она составляла 2 — 6 см /м газа (объемная доля метанола 40 — 60 %, минерализация 90 — 150 г/л ), а с 1984 года 5 — 35 см /м газа (объемная доля метанола 5 — 40 %, минерализация 150 — 240 г/л ). [c.5] В случае присутствия электролита только в виде паров система бесконечно долго будет оставаться инертной. При изменении термодинамических параметров системы изменяется и ее фазовый состав. Так, при повышении давления или снижении температуры снижается равновесное содержание паров воды в газе, что приводит к переходу электролита в жидкую фазу. В условиях эксплуатации трубопроводов ОГКМ конденсация влагй Происходит за счет снижения температуры при транспорте или дросселировании газа. При контакте газа с холодным металлом происходит конденсация влаги на стенках труб. При столкновении холодных и теплых потоков газа происходит объемная конденсация типа тумана. Считается, что наиболее жесткие условия эксплуатации будут при относительной влажности газа по воде 75...80 %, так как в этих условиях происходит образование тонкой пленки электролита, что облегчает диффузию кислых компонентов через нее к металлической поверхности. По мнению других авторов, коррозионные процессы наиболее интенсивны при 100 % влажности газа, особенно в условиях водяного тумана. Межблочные коммуникации УКПГ, газовые линии обвязки ПХК и шлейфы газа-донора транспортируют газ при 100 % влажности или газожидкостную смесь, содержащую электролит, т.е. потенциально подвержены коррозионному воздействию. [c.6] По стандарту NA E MR 01 — 75 (пересмотр 1980 г.) природный газ, содержащий сероводород при парциальном давлении более 0,35 кПа, считается сернистым, т.е. вызывающим СР. [c.8] Сероводород в водных растворах значительно больше усиливает проникновение водорода в стали, чем общую коррозию металла. При выдержке в кислых растворах максимальная доля диффундирующего в углеродистую сталь водорода составляет 4 % от общего количества восстановленного водорода. В сероводородсодержащих растворах эта величина достигает 40 %. Таким образом, основную опасность для оборудования, эксплуатируемого в сероводородных средах, создает не общая коррозия, а наводороживание сталей [195, 231]. [c.10] Согласно [169, 193] механизм сероводородной коррозии и водородного охрупчивания стальных конструкций в сероводородсодержащих средах представляется следующим. [c.10] В зависимости от величины pH среды равновесие реакций сдвигается вправо или влево в нейтральных и щелочных средах содержится больше всего ионов гидросульфидов, в кислых средах — молекулярный сероводород, в сильнощелочных электролитах появляются ионы сульфидов в небольших количествах. Значительное содержание сероводорода в водной фазе ОГКМ приводит к уменьшению величины pH жидкой фазы продукции скважин, при этом основная часть сероводорода находится не в ионной, а в молекулярной форме. [c.10] При этом происходит сдвиг электродного потенциала железа в отрицательную сторону и увеличение скорости анодного процесса коррозии. [c.11] Последняя стадия катодного процесса является контролирующей. Сероводород непосредственно в катодной реакции не участвует, а является лишь катализатором, ускоряющим разряд ионов водорода. Восстановленные атомы водорода частично рекомбинируют и частично диффундируют в металл, вызывая водородную хрупкость [120]. [c.11] В случае, если в металл диффундируют не атомы, а ионы водорода, то ускорение сероводородом процесса наводороживания объясняется ослаблением связи между поверхностными атомами металла при адсорбции ионов гидросульфида, что облегчает проникновение водорода в металл. [c.12] Интенсивность коррозии усиливается при наличии в водной среде кроме сероводорода хлоридов, оказывающих дополнительное агрессивное воздействие. Авторами [46, 193] получен экстремальный характер зависимости скорости коррозии от концентрации ЫаС1 с максимумом при 100 г/л, что они объясняют конкурентным. влиянием обусловливающих скорость коррозии факторов разрушение пленки продуктов коррозии под действием хлоридов блокирование активных участков поверхности металла хлорид-ионами при их высоких концентрациях, затрудняющее протекание электродных процессов уменьшение растворимости коррозионно-активного сероводорода при переходе к концентрированным растворам хлористого натрия. [c.13] Наличие агрессивных компонентов газа вызывает опасность разрушения оборудования и коммуникаций, которые в ряде случаев происходят через несколько часов после контакта оборудования с сероводородсодержащей средой. Подобные случаи отмечались при разработке месторождений США, Франции и Канады, аналогичных Оренбургскому по содержанию агрессивных компонентов. Так, при бурении глубокой скважины в США при наличии сероводорода в газе произошло разрушение бурильных труб марки Х-135 через 4,5 ч. На некоторых первых скважинах, пробуренных в штате Миссисипи, происходили почти непрерывно аварии, прежде чем стало известно, что это результат воздействия сероводорода [250]. [c.13] Принятая технологическая схема в системе скважина — установка — завод позволяет снизить коррозионную активность газа внутри трубопроводов, соединяющих УКПГ с ОГПЗ. На практике довольно трудно осуществить глубокое обезвоживание газа и создать условия для транспортировки его на далекие расстояния, избежав при этом адсорбирования влаги из газа сульфидом железа. Возможно также попадание небольшого количества увлажненного газа в газопровод, не исключается и коррозионное воздействие на металл воды, оставшейся при строительстве, если при пуске в эксплуатацию она не удалена и трубопровод не осушен. [c.15] Очистка на ОГПЗ природного газа от сероводорода позволяет исключить опасность разрушения магистральной частц газопроводов, находящихся за заводом. Промысловые же трубопроводы и технологическое оборудование сборных пунктов остаются подверженными действию наводороживающей среды. [c.16] Вернуться к основной статье