Особенности 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.

Этот трубопровод проработал в НГДУ Белозернефть 8 месяцев. Расчетная скорость коррозии 8−9 мм/год.

Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что:

• — локальные коррозионные разрушения нижней части труб и аварийные порывы нефтепроводов стали проявляться, когда обводненность нефти возросла до 50%, нефтяные эмульсии стали неустойчивыми и из них начала выделяться вода в виде отдельной фазы;
• — 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?

Большинство исследователей, занимавшихся изучением коррозии стали в подобных условиях, считают, что коррозионный процесс разрушения металла протекает по углекислотному механизму.

Выделение солей из водной фазы продукции скважин происходит вследствие действия следующих факторов (или их комбинаций):

• — 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.

Для пластовых вод Западной Сибири наиболее распространенными отложениями являются карбонаты кальция и железа (а также коррозит). Причем, локальные разрушения связаны с особенностями углекислотной коррозии в нейтральных и слабокислых минерализованных средах, то есть таких где возможно отложение солей на корродирующую поверхность.

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 1) и создаются условия для осаждения карбоната железа FeCO3 (реакции 11, 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) формируется расслоенная 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 возникновению вихревых дорожек из множества капель воды строго вдоль нижней образующей трубы.

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.

Итак, при постоянном удалении осадков (в результате гидроэрозионного процесса) сначала с отдельных участков, а затем и с протяженной области, обнаженный металл, функционирующий как анод макропары, быстро разрушается, образуя протяженную «канавку». Таково объяснение причины и механизма локального разрушения нижней части труб при перекачке по ним содержащих двуокись углерода нефтеводогазовых эмульсий.

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.

Прежде всего уже на стадии проектирования обустройства таких месторождений (или в процессе их эксплуатации) необходимо заложить расчетно-уменьше…

При определенных соотношениях дебитов газа, жидкости и диаметра трубопровода пробковый режим течения может возникать на восходящих участках трубопроводов.

Таким образом, долговечность трубопроводов в данном случае следует повышать двумя способами:

• 1) созданием режимов течения газожидкостной смеси, исключающих возникновение циклических нагрузок;
• 2) повышением стойкости труб к коррозионно-механической усталости и коррозии под механическим напряжением (часто называемой коррозионно-механическим растрескиванием).

Если проблема защиты внутрипромысловых трубопроводов на Самотлоре 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.

Рис. 1. Трещина коррозионного растрескивания. Наружная стенка трубы расположена сверху

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 следует 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.