Будкевич Р.Л. Защита оборудования от коррозии

Подождите немного. Документ загружается.

системе с учетом противокоррозионной обработки и возможности смешения с

пластовыми водами пресных вод.

В зависимости от состава и соотношения солей различают четыре типа

пластовых вод: сульфатно-натриевые, гидрокарбонатно-натриевые, хлоридно-

магниевые и хлоридно-кальциевые. Из них наибольшее распространение и

нашей стране получили пластовые воды хлоридно-кальциевого типа. Так,

на нефтяных месторождениях Урала и Поволжья (Татария, Башкирия,

Удмуртия, Куйбышевская, Пермская, Оренбургская, Саратовская и

Волгоградская области) с нефтью извлекаются пластовые воды

хлоркальциевого типд. Пластовые воды нефтяных месторождений Западной

Сибири относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу.

Для пластовых вод нефтяных месторождений характерна повышенная

минерализация В их состав входят: хлориды натрия, кальция или

гидрокарбоната натрия, незначительное количество сульфатов, ионы иода,

брома, аммония, низшие нафтеновые кислоты, часто содержится Сероводород и

другие растворенные газы.

С точки зрения коррозионной агрессивности, пластовые воды, как и

нефть, должны быть разделены: на две основные категории: содержащие

сероводород и не содержащие его. Большая

По мере разработки месторождения при закачке в пласт

кислородсодержащих пресных вод постепенно снижается минерализация

пластовых вод. При этом в пластовых условиях нарушается химическое

равновесие и, как следствие этого, часть солей выпадает в осадок. Поэтому на

дневную поверхность поступает химически стабильная вода, не содержащая

кислорода. При глубоком разбавлении пресной водой минерализованные

воды становятся нестабильными и способны при извлечении вместе с

нефтью выделять осадки карбонатов, гипса и сульфата бария. И все же,

несмотря на такое большое разбавление, присутствие кислорода в них до сих

пор не было обнаружено.

Коррозионная агрессивность основной массы пластовых вод изменяется

главным образом в процессе подготовки нефти и очистки пластовых вод от

нежелательных примесей. Благодаря этому сточные воды становятся весьма

агрессивными и способны за короткий срок вывести из строя разнообразное

металлическое оборудование и трубопроводы в системе заводнения.

КОРРОЗИЯ УСТАНОВОК ПО ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ,

СООРУЖЕНИЙ И КОММУНИКАЦИЙ ДЛЯ ОЧИСТКИ

И ЗАКАЧКИ СТОЧНЫХ ВОД

По условиям эксплуатации и характеру действия агрессивной среды

оборудование, используемое в системе подготовки нефти и утилизации

сточных вод, можно условно разделить следующим образом: теплообменники

всех типов; емкости для отстоя нефти и воды (резервуары для предварительного

отстоя обводненной нефти, отстойники, дегидраторы, резервуары для сбора и

отстоя сточной воды, фильтры); насосы для перекачки сточных вод;

трубопроводная сеть; подземное оборудование нагнетательных скважин.

Рассмотрим характер и особенности коррозии каждого из этих объектов в

отдельности.

Коррозия теплообменников

В соответствии с технологической схемой подготовки сырой нефти перед

деэмульсацией ее подогревают сначала до 30—40°С товарной нефтью,

выходящей из установок, а затем до +60 — +70°С в паровых теплообменниках

или огневых печах. Для подогрева сырой нефти используют теплообменники

двух типов: кожухотрубные и «труба в трубе». Теплообмен между сырой и

нагретой нефтью осуществляется по принципу противотока.

Наиболее уязвимой в отношении коррозии частью подогревателей

являются трубные пучки. Срок их службы составляет 1,5—3 года, что

зависит в основном от типа применяемого реагента—деэмульгатора.

Как показывают наблюдения, особенно интенсивно развивается коррозия

трубок в местах их развальцовки на трубных досках. Здесь, по-видимому, кроме

агрессивного воздействия самой среды, сказываются еще и механические

напряжения, возникающие вследствие больших перепадов тепла между сырой

и товарной нефтью.

В паровых кожухотрубных теплообменниках теплоносителем является

острый пар, который подается под давлением 10 кгс/см

с температурой

+180° С. Отдав тепло, пар конденсируется на поверхности трубного пучка, а

конденсат стекает по трубкам в нижнюю часть аппарата и выводится наружу.

Наиболее интенсивно разрушается поверхность трубок, которая обращена

к подаваемому внутрь теплообменника пару. Характер коррозии язвенный, что

и предопределяет быстрый выход трубок из строя за 1—2 года. Основная

причина выхода из строя пароподогревателей заключается в агрессивных свой-

ствах пара, а точнее — сконденсировавшейся из него воды. Агрессивность пара

обусловлена недостаточной химической подготовкой жесткой воды, из которой

его получают.

Заметной коррозии подвергаются теплообменники «труба в трубе».

Однако из-за более толстых стенок труб их разрушения переносятся на более

поздний срок по сравнению с кожухотрубными теплообменниками. Серьезной

коррозии подвергаются трубы в огневых печах типа ПБ-12, которые широко

используются на нефтепромыслах Урала и Поволжья. Особенно быстро

сокращается срок их службы, когда в этих печах подогревают недостаточно

обезвоженные, обессоленные и сероводородсодержащие нефти.

Коррозия емкостей для отстоя нефти и воды

К емкостям, которые используются для отделения воды из нефти,

относятся резервуары для предварительного отстоя воды из сильно обводненной

нефти, отстойники и дегидраторы технологических установок по подготовке

нефти. Характерная особенность протекания процесса коррозии в этой среде

заключается в том, что она идет в слабоперемешиваемой жидкости в

условиях двухфазной системы нефть—вода. Влиянием газовой фазы в этом

случае можно пренебречь. Основным аппаратом деэмульгирующих установок

является отстойник, который представлен чаще всего горизонтальными

емкостями объемом 80 и 115 м

. Степень коррозии внутренней поверхности

отстойника зависит от агрессивности обрабатываемой нефти или ее смесей,

конструкционного металла, из которого изготовлен аппарат, а также от того, с

какой из трех зон (нефть, эмульсионный слой нефти и воды, пластовая вода)

соприкасаются его стенки.

Отстойники, в которых обрабатываются не содержащие сероводород

нефти (например, девонские), коррозии практически не подвергаются, и срок их

службы достаточно продолжителен (15—20 лет). Иное дело, когда в

отстойниках обезвоживается сероводородсодержащая нефть или смесь ее с

девонской.

Тогда скорость коррозии внутренней поверхности отстойника резко

возрастает и достигает 5—6 мм/год. Причина коррозии таких отстойников

связана с взаимодействием сероводорода с содержащимися в девонских

нефтях ионами железа, выпадением осадка сульфида железа на

металлической поверхности и образованием многочисленных

гальванических пар, которые в условиях отстоя горячей минерализованной

воды вызывают быстрое утоньшение стенок аппарата.

В дегидраторах, в качестве которых используют шаровые емкости

объемом 600 м

, под действием электрического поля отстаивается промывная вода

и обессоливается нефть. Заметной коррозии здесь подвергается днище и

нижний пояс аппарата. Глубина коррозионных повреждений при обессоливании

смеси девонской нефти и пресной воды достигает 0,5—1,0 мм/год. Если

обрабатываемая смесь содержит сероводород, скорость локальной коррозии

может возрасти на порядок. Особенно сильно корродирует металл около сварных

швов, выполненных вручную. Коррозии также подвержена металлическая

подвеска, к которой крепятся электроды высокого напряжения. По-видимому,

разрушающее действие на металлические подвески оказывает переменный

электрический ток высокого напряжения, который, складываясь периодически в

анодном направлении, стимулирует коррозию металла подвески. Верхняя часть

дегидратора, соприкасающаяся с обессоленной и обезвоженной нефтью,

коррозионных разрушений не имеет.

Условия коррозии резервуаров для предварительного отстоя воды из нефти

в сущности аналогичны условиям коррозии отстойников.

Коррозия в емкостях по сбору сточной воды, фильтрационных установках

и других подобных аппаратах несколько отличается от условий коррозии

отстойников и дегидраторов, главным образом тем, что здесь имеет место

свободный доступ кислорода в сточную воду. Однако при наличии на воде слоя

плавающей нефти проникновение кислорода в сточную воду может быть

затруднено, если слой нефти при перемешивании среды сохраняет свою

целостность и, следовательно, непроницаемость для воздуха. При свободном

доступе в сточные воды кислорода (например, в фильтрах) скорость коррозии

в девонской воде достигает 0,6 г/(м

-ч), а в сероводородсодержащей

угленосной воде—1,1 г(м

-ч).

Коррозия насосов под действием сточных вод

На промыслах страны для перекачки сточных вод используются

центробежные насосы различных типов: для закачки в пласт—насосы

5МС-7Х10 и 6МС-7ХЮ, для перекачки сточных вод в установки на кустовые

станции — главным образом насосы АЯП-ЗООХ350 и 6НДВ.

Межремонтный период работы этих насосов при перекачке сточных вод

резко сокращается. Если при работе на пресных водах они

эксплуатируются 7500—10000 ч, то в сточных водах — от 750 до 2500 ч.

Как показывают наблюдения, наиболее быстро у насосов выходят из

строя рабочие колеса, направляющие аппараты, детали разгрузочного

устройства. Анализ разрушения рабочих колес показал, что у них наиболее

подвержены повреждению периферийные зоны, где скорость потока

жидкости достигает 58 м/с. В боковых стенках колес из-за коррозии

появляются сквозные отверстия. Рваные края повреждений свидетельствуют

о выкрашивании металла под действием быстротекущей жидкости. Коррозия

разгрузочного устройства вызывает появление канавок близ ступиц колес

(фреттинг-коррозия), что ведет к смещению вала и неизбежной аварии.

Анализ многочисленных случаев выхода из строя насосов позволяет

выделить две группы причин, объясняющих их низкую работоспособность.

Первая — связана с изменением некоторых технологических условий по

эксплуатации насосов, вторая, главная причина — обусловлена

агрессивными свойствами перекачиваемой среды.

К первой группе причин следует отнести изменение режима пуска и

остановки насосов, например, после внезапного отключения электроэнергии.

Это ведет к резкому изменению гидравлической характеристики потока

жидкости, усугубляющей агрессивное действие сточной воды. Одной из

причин быстрого выхода насоса из строя может быть отсутствие

балансировки рабочих колес, монтируемых на валу насоса. Из-за сильного

износа деталей узла разгрузки рабочие колеса быстро повреждаются

уплотнительными кольцами при смещении вала. Уменьшение давления

жидкости на входе насосов может привести к быстрому выходу их из

строя.

Определяющим фактором пониженной работоспособности насосов

являются свойства и состав перекачиваемых сточных вод. Агрессивность этих

вод обусловлена комплексным влиянием различных факторов, роль которых

подробно рассмотрена ранее. Необходимо лишь подчеркнуть, что присутствие в

сточных водах кислорода и сероводорода, низкий рН и высокие скорости дви-

жения среды, вызывают не только общую, но и местную (локальную) коррозию

конструкционных материалов в насосах. Все, что было сказано о коррозии

насосов в сточных водах при повышенных скоростях, относится и к арматуре

насосных агрегатов: подводящим и отводящим трубопроводам, задвижкам и т.

д.

Всю весьма разветвленную и металлоемкую сеть трубопроводов в

системе подготовки нефти, сбора, очистки и закачки сточных вод в пласт

можно разделить на четыре группы:

первая группа — трубопроводы внутренней канализационной сети

установок по подготовке нефти;

вторая группа — трубопроводы напорной канализации, по которым

перекачивают на кустовые станции или поглощающие скважины

подготовленные для закачки в пласт сточные воды;

третья группа — трубопроводы высокого давления, по которым сточную

воду подают от кустовых станций к нагнетательным скважинам;

четвертая группа — насосно-компрессорные и обсадные трубы в

нагнетательных и поглощающих скважинах, через которые сточные воды

закачиваются непосредственно в продуктивный пласт.

Такое деление обусловлено различным характером гидравлических

потоков жидкости в трубопроводах, а также свойствами агрессивных сред.

Скорость коррозии металла в сточных водах этой сети, не содержащих

сероводород, незначительна и не превышает 0,1 г/(м

-ч).

В трубопроводах напорной канализации отмечается значительное число

аварий из-за коррозии. Разрушение металла наблюдается главным образом в

сварных швах и в меньшей степени в самой трубе. Общий срок службы

водоводов напорной канализации при перекачке по ним агрессивных сточных вод

составляет 3—5 лет.

Быстро выходят из строя водоводы напорной канализации при

транспорте по ним сероводородсодержащих сточных вод, если сюда по каким-

либо причинам попадает атмосферный воздух.

Наибольшее число повреждений трубопроводов и аварийных утечек сточной

воды наблюдается на водоводах высокого давления, по которым распределяется

вода с кустовых насосных станций к нагнетательным скважинам Срок службы

разводящих водоводов определяется главным образом стойкостью и надежностью

сварных швов, которые выходят из строя из-за коррозии значительно быстрее, чем

на других трубопроводах. Это связано с воздействием высокого давления

перекачиваемой воды. Как показывают многочисленные обследования, сварные

соединения выходят из строя из-за внутренних дефектов: непровары, пустоты и

шлаковые включения, нарушения соосности свариваемых труб и т. д. Транспор-

тируемая вода, содержащая при этом остаточное количество деэмульгаторов, легко

попадает в мельчайшие щели и способствует образованию и активному

функционированию большого количества гальванических макропар,

корродирующих по механизму дифференциальной аэрации или щелевой коррозии.

Поэтому в сварном шве очень быстро появляется свищ, который, разрастаясь,

приводит в конечном счете к аварийной утечке воды из водовода и

необходимости его остановки и ремонта.

Поскольку участки водоводов имеют различную длину и их вводят в

эксплуатацию в разные сроки, для оценки аварийности этих трубопроводов в

сопоставимых условиях используют приведенную величину, называемую удельной

частотой порывов. Она определяется числом порывов, приходящихся на единицу

длины трубопровода за единицу времени (км X число месяцев эксплуатации).

Сопоставление данных по частоте порывов водоводов при перекачке сточных

вод на промыслах Башкирии и Татарии и других нефтедобывающих районах

показало, что на 1 км водоводов приходится в среднем от 1,5 до 2 порыва в год. Это

свидетельствует о том, что проблема защиты от коррозии высоконапорной сети

водоводов, по которым перекачивают агрессивные сточные воды, является для всех

нефтепромыслов страны одной из наиболее актуальных и неотложных.

Коррозия насосно-компрессорных труб и обсадных колонн

нагнетательных скважин

Насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну в нагнетательной

скважине можно рассматривать как концевую часть всей трубопроводной сети

заводнения. Специфика коррозии в этом случае связана с конструкцией и

назначением каждой из этих колонн в процессе закачки воды в пласт. В

начальном периоде разработки нефтяного месторождения, когда количество

сточных вод еще мало, в нагнетательные скважины закачивают пресную воду. Для

увеличения приемистости инжекционных скважин в них насосно-

компрессорные трубы не спускают, а закачку воды ведут по обсадной колонне.

Однако с переходом на закачку сточных вод от этого приходится отказаться, так

как возникает опасность разрушения обсадных колонн скважин. В результате

наблюдений за коррозией обсадных колонн, куда закачивали сточную воду, было

выявлено значительное число повреждений их внутренней поверхности.

В этих условиях значение насосно-компрессорных труб, которые

принимают на себя агрессивное действие среды, защищая обсадную колонну,

резко возрастает. Насосно-компрессорная колонна должна быть герметичной и

не пропускать сточную воду в межтрубное пространство скважины. В

противном случае закачка сточной воды пойдет одновременно по двум колон-

нам, а коррозия обсадных труб вызовет угрозу целостности всей скважины.

То обстоятельство, что герметичность насосно-компрессорных труб и их

коррозию во времени можно контролировать, а вышедшие из строя трубы могут

быть заменены, несколько облегчает проблему защиты обсадной колонны нагне-

тательной скважины. При недостаточно организованном контроле за коррозией

насосно-компрессорных труб они теряют герметичность, а агрессивная вода

проникает к обсадной колонне.

Иногда насосно-компрессорные трубы при перекачке по ним

сероводородсодержащей воды выходят из строя за несколько лет. Однако, как

правило, такие разрушения насосно-компрессорных труб в нагнетательных

скважинах довольно редки. Чаще всего срок их службы более длителен (5—10

лет), что объясняется различными условиями коррозии металла в этих

трубах и наземных водоводах. Такая разница в скорости коррозии вызвана

снижением содержания кислорода в транспортируемой от пунктов подготовки

нефти до нагнетательных скважин сточной воде, что понижает ее агрессивность.

Однако проблема защиты от коррозии подземного оборудования нагнетательных

скважин до сих пор является актуальной.

Подписано в печать 21.12.2007 г.

Формат 60×84/16

Печать RISO 3,5 уч.-изд.л. 3,3 ус.печ.л.

Тираж 50 экз. Заказ № 130

ТИПОГРАФИЯ

АЛЬМЕТЬЕВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО

НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА

423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2