Чухарева Н.В., Рудаченко А.В., Бархатов А.Ф., Федин Д.В. Транспорт скважинной продукции

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 4.2

Структуры газожидкостных потоков в горизонтальныхтрубах

Изображение структуры по [68]

Изображение структуры по методи-

ке Бейкера[68]

Изображение структуры по методи-

кеДжепсона[69]

Расслоенная

Волновая

Ровная расслоенная

Волновая расслоенная

С бегущей волной

Пробковая

нет

Снарядная

нет

Псевдоснарядная

171

Окончание таблицы 4.2

Изображение структуры по [67]

Изображение структуры по мето-

дике Бейкера [68]

Изображение структуры по методи-

ке Джепсона[69]

Дисперсная

нет

Кольцевая

нет

Пенная (пузырьковая)

нет

нет нет

Поршневая

172

Скорость движения среды

В минерализованных средах скорость коррозии растет с увеличе-

нием скорости движения среды из-за усиления подачи кислорода к ме-

таллической поверхности. В нейтральных средах при скорости движе-

ния среды до 0,4 м/с скорость коррозии стали заметно возрастает вслед-

ствие облегчения диффузии кислорода к металлической поверхности. С

ростом скорости движения насыщенной кислородом среды до 0,8 или

до 0,9 м/с скорость коррозии снижается в

результате образования пас-

сивной пленки на металле при достаточно обильном поступлении ки-

слорода. При дальнейшем увеличении скорости движения среды проис-

ходит разрушение защитной пленки и самого металла в результате кор-

розионно-эрозионных и кавитационных процессов. Скорость коррозии

при этом растет. Скорость коррозии определяется по формуле[70]:















·

(4.13)

где m

– начальная масса металла до испытания, г;

– масса металла после испытания, г;

S – рабочая поверхность образца, м

;

τ – продолжительность испытания, час.

Давление

Давление также в значительной степени ускоряет коррозию метал-

ла из-за повышения растворимости кислорода.

Агрессивность сред особенно сильно возрастает при одновремен-

ном наличии в них растворенных газов: кислорода, сероводорода, угле-

кислого газа.

Совместное присутствие О

и СО

вызывает сильные коррозионные

разрушения, т.к. вместе они являются активными деполяризаторами.

Характерным признаком воздействия углекислого газа является отло-

жения солей и продуктов коррозии (карбонаты кальция, железа наряду с

оксидами и гидрооксидами) и, как следствие, образование питтингов и

изъязвление поверхности.

Наличие сероводорода и углекислого газа

Скорость специфических коррозионных разрушений, вызываемых

присутствием сероводорода и углекислого газа в транспортируемых

средах, зависит от многих факторов, совместное влияние которых очень

сложно и недостаточно изучено. Отметим некоторые из них.

С повышением парциального

давления сероводорода Р(Н

S) и ди-

оксидауглеродаР(СО

) скорость общей коррозии, как правило, растет,

173

т.к. углекислый газ, подкисляя среды, облегчает протекание коррозион-

ных процессов. При совместном присутствии сероводорода и углеки-

слого газа самая высокая скорость коррозии, по данным ВНИИГаза, от-

мечается при соотношении Н

S:СО

= 1:3.

Нефтепромысловые среды, содержащие сероводород и вызываю-

щие специфические коррозионные разрушения в зависимости от парци-

ального давления Н

S, подробнее рассмотрены в пункте 4.1.5. Отметим

лишь влияние температуры на сульфидное коррозионное растрескива-

ние: в диапазоне температур от 20 до 40

С интенсивность максимальна;

с повышением и понижением температуры от этого диапазона интен-

сивность сульфидного коррозионного растрескивания снижается.

В последнее время зафиксировано повышение коррозионной ак-

тивности нефтепромысловых сред. Как внутрипромысловые, так и ма-

гистральные нефтепроводы на месторождениях подвержены коррозии –

трубы выходят из строя, как правило, из-за язвенной, реже из-за «кана-

вочной» коррозии (коррозионно-механического износа, протекающего

по нижней образующей внутренней поверхности трубы). Последний

вид коррозии наиболее

опасен, поскольку может вызвать разрушение

трубы вдоль образующей на несколько метров, сопровождающееся зна-

чительными разливами нефти и серьезными экологическими последст-

виями.

Аварийность нефтегазопроводов, которая носит ярко выраженный

локальный характер и сопровождается появлением на поверхности тру-

бопроводов язв и канавок, превышает аналогичный показатель для во-

доводов в 3…4 раза, напорных нефтепроводов в 40…50 раз, газопрово-

дов – на 3 порядка [67

]. Среды, способствующие развитию подобных

коррозионных процессов отличаются особой агрессивностью и характе-

ризуются высокой степенью минерализации и повышенным содержани-

ем ионов кальция, а также наличием СО

в попутном нефтяном газе до

1,0% моль. В подобных условиях характер коррозии преимущественно

углекислотный, причем в условиях образования рыхлого осадка СаСО

процесс коррозии становится локальным и протекает со значительными

скоростями (примерно 10…30 раз больше, чем скорость равномерной

коррозии) [65].

На всех нефтяных месторождениях, находящихся на поздней ста-

дии разработки, отмечается появление биогенного сероводорода и даль-

нейший рост его концентрации в составе скважинной продукции, что

связано с зараженностью нефтепромысловых систем сульфатвосстанав-

ливающими бактериями. Помимо реликтового (природного) сероводо-

рода, входящего в состав большинства добываемыхнефтей, биогенный

174

сероводород является источником резкого нарастания коррозионной ак-

тивности пластовой жидкости.

Бактериальная коррозия является особым видом электрохимиче-

ской коррозии. Образующиеся в процессе жизнедеятельности бактерий

сульфиды характеризуются высокой коррозионной активностью. Кор-

розия, вызванная бактериями, отличается от сульфидной коррозии не-

микробного происхождения следующим:

• выделение микробами сероводорода высокой концентрации – про-

цесс, локализованный в раковинах вокруг бактериальных колоний;

• поверхность металла вблизи колоний часто находится под дейст-

вием менее концентрированного сероводорода, чем поверхность ме-

талла не

посредственно под колонией. Это создает эффект гальвани-

ческого элемента, что усугубляет процесс формирования раковин кор-

розии.

Сульфа

твосстанавливающие бактерии постоянно воспроизводят

сероводород в своей колонии, используя водород, выделенный при ка-

тодной коррозионной реакции. Таким образом, количеств

о сероводоро-

да в этом участке не снижается. Выделение бактериями мукополисаха-

ридной слизи делает осадки FeS вязкими и клейкими, что улучшает

контакт между катодным FeS и анодной поверхностью

металла.

Все эти факторы приводят к тому, что сульфидная коррозия, вы-

званная бактериями, более локализована и более агрессивна, чем чисто

сульфидная химическая коррозия.

4.1.5.Классификатор нефтепромысловых средпо их коррози-

онной активности

Согласно [71

], учитывая возрастание коррозионной активности

нефтепромысловых сред в последние годы, считается целесообразным

введение четырех групп коррозионной активности (рис. 4.13).

Рис. 4.13. Классификация групп по коррозионной активности

175

Классификация нефтепромысловых сред по степени их коррозион-

ной активности представлена в табл.4.3.

Таблица 4.3

Классификация нефтепромысловых сред по степени коррозионной активно-

сти

Тип среды Состав сред

Тип I

условно некоррозионная

группа

а) до 99% пластовых вод с минерализа-

цией до 10 г/л при отсутствии раство-

ренных Н

S, СО

, О

;

б) до 50% пластовых вод с минерализа-

цией до 50г/л при отсутствии растворен-

ных Н

S, СО

, О

;

в) безводная нефть с содержанием Н

S до

60 мг/л.

Тип II

среднекоррозионная

группа

а) до 99% пластовых вод с минерализа-

цией до 50г/л при отсутствии растворен-

ных H

S, СО

и О

;

б) до 60% пластовых вод с минерализа-

цией свыше 50г/л при отсутствии рас-

творенных H

S, СО

и О

;

в) до 60% пластовых вод с минерализа-

цией до 100г/л и присутствием H

S, СО

и О

(вместе или порознь) до 20мг/л;

г) до 60% пластовых вод с минерализа-

цией до 50г/л и содержанием H

S до 150

мг/л;

д) безводная нефть с содержанием H

S до

400мг/л.

Тип III

высококоррозионная

группа

а) свыше 60% пластовых вод с минерали-

зацией более 50г/л при отсутствии рас-

творенных H

S, СО

и О

;

б) свыше 60% пластовых вод и присут-

ствием H

S, СО

и О

(вместе или по-

рознь);

в) до 60% пластовых вод с минерализа-

цией более 100г/л и присутствием H

СО

и О

(вместе или порознь) до 20мг/л;

г) до 60% пластовых вод с минерализа-

цией свыше 50г/л и содержанием H

S до

150мг/л;

д) безводная нефть с содержанием H

свыше 400мг/л.

176

Окончание таблицы 4.3

Тип среды Состав сред

Тип IV

особо коррозионная

группа

а) до 60% пластовых вод с минерализа-

цией свыше 50 г/л с присутствием ионов

Са

больше 300 мг/л и содержанием Н

до150 мг/л

б) свыше 60% пластовых вод с минера-

лизацией свыше 50 г/л с присутствием

ионов Са

и содержанием Н

S более 150

мг/л

Подразделение пластовых вод нефтяных месторождений на группы

в зависимости от скорости равномерной коррозии углеродистых сталей

приведено в табл. 4.4 [72].

Таблица 4.4

Степень агрессивного воздействия среды в зависимости от коррозионного

проникновения

Группа

Степень агрессивноговоздей-

ствия

Скорость коррозии К

, мм/год

неагрессивные или

малоагрессивные

до 0,1 мм/год

Б среднеагрессивные 0,1…0,5 мм/год

С высокоагрессивные свыше 0,5 мм/год

Согласно данным [73] установлены основные показатели коррозии

и коррозионной стойкости при различных видах коррозии. Коррозион-

ную стойкость авторы характеризуют количественными показателями,

выбор которых определяется видом коррозии и эксплуатационными

требованиями. Основой большинства таких показателей является время

достижения заданной степени коррозионного поражения металла в оп-

ределенных условиях, например, скорость сплошной коррозии, которую

рассчитывают по данным потери массы металла (формула 4.13).

4.1.6. Классификация сред, содержащих сероводород

В «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

изложены требования к созданию нового оборудования и инструмента,

разработке технологических параметров, исследовательским работам,

значительно влияющих на безопасност

ь и предупреждение аварий [74].

В эти правила включены

дополнительные требования по безаварийному

функционированию производственных объектов на месторождениях с

содержанием сероводорода от 0,075% и более по объему.

177

Согласно требованиям, указанным в [74] оборудование, аппарату-

ра, предназначенные для постоянной эксплуатации в сероводородсо-

держащей среде, должны быть в коррозионностойком исполнении (ус-

тойчивом к сероводородной агрессии). В паспортах на такое оборудова-

ние должны быть гарантии предприятия-изготовителя на его примене-

ние в указанной среде. Трубопроводы и другое оборудование, исполь-

зуемое в коррозионно-агрессивной среде, должно быть стойким к суль-

фидному растрескиванию. Соответствие качества труб техническим ус-

ловиям, гарантирующим стойкость к сульфидн

ому растрескиванию под

напряжением, должны обязательно подтверждаться сертификатом.

На рис.4.14 представлена диаграмма состояния многофазных сис-

тем, содержащих сероводород, рекомендованная [76] для выбора мате-

риалов, стойких к охрупчиванию при наводороживании и последующе-

му коррозионному растрескиванию, построенная в координатах: моль-

ный (объемный) % Н

S – общее давление в системе, кгс/см

Рис. 4.14. График условий протекания сульфидного растрескивания под на-

пряжением для систем, транспортирующих многофазные высокосернистые

жидкости[76]

178

Ломаная линия АВСДЕ ограничивает следующие параметры:

• газовая фаза содержит максимальное количество Н

S 15%;

• парциальное давление Н

S в газовой фазе равно минимум 0,0035

кгс/см

, максимум 0,7 кгс/см

;

• рабочее давление равно максимум 18,63 кгс/см

Выше линии АВСДЕ находится область сульфидного растрескива-

ния под напряжением. Трубопроводные системы, условия эксплуатации

которых по своим параметрам попадают в данную область, должны

быть изготовлены из металла стойкого против водородного охрупчива-

ния и коррозионного растрескивания под напряжением.

Содержание Н

S (мол.%) рассчитывается по формуле:









об

· 100

(14)

где N – содержание Н

S, мол.%;

Н2S

– парциальное давление Н

Р общ. – общее давление.

На рис.4.15. представлены зоны агрессивности при воздействии се-

роводородсодержащей среды на углеродистые и низколегированные

стали, рекомендованные стандартом [76] для выбора материалов, пред-

назначенных для строительства выкидных линий, промысловых трубо-

проводов, транспортирующих жидкие, газообразные и многофазные те-

кучие среды, а также оборудования и сооружений промыслов. Данная

диаграмма построена в координатах:X – парциальное давление серово-

дорода, кПа;Y – уровень рН на месте э

ксплуатации.

Рис. 4.15.Зоны агрессивности среды, содержащейсероводородв отношении

растрескивания углеродистых и низколегированных сталей [76]

179

Из данных рис. 4.15 следует, что необходимо различать следующие

зоны по степени агрессивности воздействия:

• зона 0 Р(Н

S)< 0,3 кПа) –условия эксплуатации не вызывают агрес-

сивного воздействия сероводорода в виде растрескивания под дей-

ствием напряжений с учетом некоторых факторов, которые мо-

гут повлиять на эксплуатационную надежность стали [76];

• зоны 1,2 и 3 – зоны растрескивания под действием напряжений в

S–содержащей среде.

Для эксплуатации в условиях зоны 0 не требуется применения спе-

циальных сталей стойких к растрескиванию под действием напряжений,

за исключением некоторых особо оговоренных случаев [76].

Изделия для эксплуатации в условиях зон 1,2 и 3 должны быть из-

готовлены из сталей устойчивых к растрескиванию под действием на-

пряжений.

4.1.7. Химическая классификация пластовых вод

Пластовые воды нефтяных месторождений представ

ляют собой бо-

лее или менее концентрированные растворы солей, преимущественно

хлористого натрия и кальция. По мине

рализации пластовые воды могут

быть разделены насолоноватые, соленые, рассольные (рис. 4.16).

Рис. 4.16. Классификация пластовых вод по минерализации

Химическая классификация основывается на химическом составе

природных вод и количественных соотношениях между отдельными

компонентами растворенных в воде веществ. Наиболее распространен-

ными химическими классификациями являются классификации по Су-

лину и Пальмеру [76].

В различных по возрасту отложениях геологических разрезов неф-

тяных месторождений распространены воды, относящиеся по классифи-

кации В.А. Сулина к генетическим типам, представленным на рис 4.17.

180