ОСОБЕННОСТИ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В Западной Сибири для нефтесборных трубопроводов большого диаметра характерны коррозионные разрушения в форме протяженных канавок, расположенных строго по нижней образующей труб. В начальной стадии разрушение представляет собой следующие друг за другом язвенные углубления, которые в последующем сливаются в непрерывную канавку шириной 20-60 мм и длиной 5-20 м.
Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что:
- локальные коррозионные разрушения нижней части труб и аварийные порывы нефтепроводов стали проявляться, когда обводненностьнефти возросла до 50%, нефтяные эмульсии стали неустойчивыми и из них начала выделяться вода в видеотдельнойфазы;
- пластовая вода слабокоррозивна: минерализация хлоркальциевых вод невелика и составляет 20-40 г/л, рН воды нейтральный, температура 40 оС;
- в водной фазе нефтяной эмульсии содержится до 250 мг/л двуокиси углерода и биогенный сероводород в количестве 2-10 мг/л;
- в попутных нефтяных газах содержится до 6% масс. СО2 и сероводорода 1,5 мг/м3;
- нефти Западной Сибири парафинистые, легкие и маловязкие, характеризуются невысокой устойчивостью нефтяных эмульсий. Таким образом, и со стороны нефти и газа особой разрушительной коррозии не ожидается.
Каким же образом в не очень коррозивной среде проявляется, причем только в нижней части труб, локальная коррозия металла?
Считается, что коррозия стали в подобных условиях протекает поуглекислотному механизму.
Для Западной Сибири характерно выпадение солей из водной фазы продукции скважин, что, в принципе, возможно вследствие действия следующих факторов:
· уменьшение общего давления в системе;
· изменения температуры;
· изменения химического состава воды, что возможно или при смешении вод различного состава, или в результате коррозии, когда вода обогащается ионами железа.
В этих условиях процесс углекислотной коррозиии протекает следующим образом.
На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция СаСО3. В некоторых местах защитная пленка осадка СаСО3 может отслоиться. Это происходит под действием или механических факторов, таких как абразивное действие взвешенных частиц, гидравлические удары, вибрации трубопровода, вызванные прохождением газовых пробок и др., или в результате механо-химического растворения пленки в местах напряженного состояния трубопроводов.
Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальваническую макропару, где металл является анодом, а поверхность трубы - катодом. Начинается интенсивный процесс коррозии, его скорость может достигать 5-8 мм/год.
Приэлектродный слой обогащается ионами железа Fe 2+ (реакция 6.1) и создаются условия для осаждения карбоната железа FeCO3 (реакции 6.11, 6.12), который блокирует коррозию.
Участки язв, где произойдет отслоение FeCO3, вновь превращаются в активные аноды.
Однако, перечисленные воздействия: гидравлические удары, вибрации, механо-химическое растворение, носят непредсказуемый характер и не объясняют локализации коррозионного разрушения в нижней части труб.
Феномен локализации коррозионного разрушения по нижней образующей трубы может быть обусловлен особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков (трехфазных нефтяных эмульсий) по трубопроводам.
В условиях недостаточно высокой скорости потока (0,1-0,9 м/с) формируетсярасслоенная структура течения ГЖС, то есть вода выделяется в отдельную фазу. Поверх воды будет двигаться нефтяная эмульсия и газ.
На границе раздела жидких фаз возникнут волны, в частности из-за разницы в вязкости соприкасающихся фаз. При перемещении этих волн вдоль течения транспортируемой смеси на границе раздела жидких фаз наблюдаются вторичные явления: отрыв капель воды и их вращение, что приводит к возникновениювихревых дорожек из множества капель воды строго вдоль нижней образующей трубы (рис.6.2).
.
Рис.6.2. Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз нефть-вода
Часть присутствующих в водной фазе механических примесей (карбонатов и сульфидов железа, песка и глины) попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной пленки.
Таким образом обеспечивается постоянное функционирование гальванической макропары металл - труба, покрытая осадком солей.
Аномально-высокие скорости коррозии (5-8 мм/год) объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в десятки раз превышающий по площади анодный электрод.
Методы предотвращения этого вида локальной коррозии также должны быть нетрадиционными и исходить из рассмотренного механизма. Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно, поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико-экономическим соображениям, поскольку протяженность сети нефтепроводов в Западной Сибири огромна.
Задача предупреждения коррозии по нижней образующей трубы может быть решена только при учете гидравлических особенностей течения трехфазных потоков.
Поэтому уже на стадии проектированияобустройства таких месторождений (или в процессе их эксплуатации) необходимо заложить расчетно-уменьшенные диаметры нефтепроводных труб, в которых скорость движения нефтеводогазового потока поддерживалась бы наоптимальномуровне, то есть чтобы из нефтяных эмульсий не выделялась вода в качестве отдельной фазы.
Если этого избежать нельзя, например, из-за высокой обводненности добываемой нефти, то необходимо предусмотреть в проекте разработки месторождения, при наступлении повышенной обводненности нефти, постоянный (путевой) сброс выпавшей на отдельных участках нефтепровода воды.
Можно периодически удалять скапливающуюся в пониженных участках нефтепровода воду с помощью разделительных пробок и скребков.
Опасными, с точки зрения коррозионной агрессии, являются пробковыйи расслоенный режимы течения.
В момент прохождения "пробки" газа по участку трубопровода на нем возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых "пробок" может колебаться от 1-2 за час до 15-25 за минуту.
В результате этого нефтесборный коллектор может испытыватьциклическиенагрузки.
При циклическом нагружении металла упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной механо-химической коррозии и развитию коррозионно-усталостной трещины. Коррозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода вначале образуются по электрохимическому механизму, в дальнейшем они также могут выступать концентраторами напряжений. Этим и объясняются аномально высокие скорости коррозии (9 мм/год).
Если проблема защиты внутрипромысловых трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания появилась впервые, то для магистральных нефтепроводов в этом направлении накоплен большой опыт, так как для них - это характерный вид коррозионного разрушения.
К наиболее распространенным способам защиты трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания относятся:
· ингибиторная защита;
· применение гальванических и лакокрасочных покрытий;
· легирование трубной стали;
· защита с помощью оксидных и фосфатных покрытий.
Эффективным методом защиты является ингибирование, так как ингибиторы тормозят процесс коррозионного зарождения трещин на поверхности металла. Кроме того, многие ингибиторы способны проникать в вершину зародившейся трещины и сдерживать ее развитие. Поэтому важно правильно подобрать ингибитор. Он должен не только существенно замедлять равномерную и локальную коррозию, но и эффективно подавлять зарождение и развитие коррозионно-усталостных трещин.
Из других методов защиты реально осуществимым является термообработка труб. Однако режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для конкретного месторождения. А это требует проведения дополнительных исследований.
Таким образом, механизм коррозии углеродистой стали в средах с СО2 чрезвычайно сложен. В зависимости от условий он может вести к общей или локальной коррозии, в том числе в форме язвы, питтинга, канавочной коррозии и коррозионного растрескивания. Поэтому, в зависимости от механизма процесса коррозии, должны быть применены соответствующие способы защиты.
Дата добавления: 2016-03-05; просмотров: 1580;