Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов

Министерство образования и науки РТ Лениногорский нефтяной техникум ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов в системе ППД НГДУ «Лениногорскнефть»

Содержание Введение

1. Исходные данные

1.1 Особенности геологического строения основного эксплуатационного объекта

1.2 Коллекторские свойства пластов

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, пластовой воды

2. Технологический раздел

2.1 Причины повреждения трубопроводов в системе ППД

2.2 Факторы, влияющие на скорость коррозии

2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»

2.3.1 Применение труб с защитными покрытиями

2.3.2 Применение металлопластмассовых труб

2.3.3 Применение протекторной защиты

2.3.4 Расчет протекторной защиты водоводов

2.3.5 Ингибиторная защита трубопроводов

2.4 Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»

2.5 Контроль эффективности ингибиторной защиты трубопроводов

2.6 Анализ порывности трубопроводов в системе ППД

2.7 Выводы и предложения

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарная защита на объектах ППД НГДУ «Лениногорскнефть»

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в НГДУ «Лениногорскнефть»

5. Организационно-экономический раздел

5.1 Организация труда бригады ЦППД

5.1.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦППД

5.1.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦППД

5.1.3 Положение о заработной плате, премирование и КТУ

5.2 Технико-экономические показатели по ЦППД, их анализ

5.3 Расчет сметы затрат

5.4 Расчет экономической эффективности ингибиторной защиты

5.5 Выводы и предложения Список использованной литературы

Введение

Каждое разрабатываемое нефтяное месторождение проходит несколько этапов, которые характеризуются особыми условиями и показателями. Если первый и второй этапы характеризуются ростом добычи нефти и возможностью использования первоначальной пластовой энергии, то третий и четвертый этапы, на которых находятся практически все нефтеносные площади Ромашкинского месторождения, характеризуются интенсивным ростом обводненности, большими эксплуатационными затратами на поддержание пластового давления, использованием различных методов выравнивания профиля вытеснения и ограничения попутно добываемой воды.

Система ППД является очень металлоемкой, энергоемкой, что в свою очередь, связано с обустройством разводящих и подводящих водоводов, строительством кустовых насосных станций, объектов электроснабжения.

Долгое время имеющаяся практика форсированного отбора жидкости с месторождения требовала закачки больших объемов воды.

Актуальной проблемой для системы ППД является снижение коррозии оборудования. Коррозией металлов и сплавов называют процесс превращения их в окисленное состояние, разрушение под влиянием внешней среды. Коррозия приводит изделия в негодность.

При эксплуатации трубопроводов проведение мероприятий по защите от коррозии позволяет уменьшить количество порывов и, соответственно, сократить расходы на их ликвидацию, повысить надежность и продлить срок службы трубопроводов, а так же повысить экологическую безопасность объектов. Одним из наиболее эффективных и технологически несложных методов защиты от внутренней коррозии является ингибиторная защита.

1. Исходные данные

1.1 Особенности геологического строения основного эксплуатационного объекта Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954 г. В 1968 г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6−7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18−20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями. В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима c сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров — Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 — 14,4 С. Наиболее теплым месяцем является июль 18 — 19 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С. Максимальная летняя — 38 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.

Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 — 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород — коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.

Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций.

Горизонт Д1 является многопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которая в среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 м выделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практика разработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределах горизонта Д1, следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудности при корреляции пластов зональных интервалов «б «и частично «в «.

Применение статистических методов корреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, поскольку в пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либо зону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализа заводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальной корреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация. Достаточно уверенно выделяются зональные интервалы пласта «а «и пластов пачки «г д » .

В силу особенностей залегания пластов пачки «б», их стратиграфическая идентификация осуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом.

С момента составления последнего проектного документа было пробурено около 150 скважин, что, естественно, в какой — то мере изменило геологическое представление о строении площади.

Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном — нижней не изменилось в процессе продолжающегося разбуривания площади.

Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт «а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки «б «.

Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.

Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.

В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.

В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами «б1 «и «б2 «- 41%; «г1 «и «г2 «- 34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади.

1.2 Коллекторские свойства пластов Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2, а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.

Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.

Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту «б1 «до 3,8 м. по пласту «б3 «. При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 — 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта «г1 «составляет 0,666 мкм2, а пласта «б3 «- 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.

Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.

Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт «г2 «отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту «в «. Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, пластовой воды Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте «ТатНИПИнефть» и в лабораториях НГДУ «Лениногорскнефть». Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены ниже.

Свойства пластовой нефти Давление насыщения газом, МПа4,8−9,3

Газосодержание, %52,2−66,2

Суммарный газовый фактор, 50,0

Плотность, кг/м3768,0−818,0

Вязкость, мПа*с2,4−10,4

Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании1,128−1,196

Плотность дегазированной нефти, кг/ м3795,0−879,0

Компонентный состав газа Азот + редкие В т.ч. гелий, %10,36

Метан, % 39,64

Этан, % 22,28

Пропан, %18,93

Изобутан, %1,74

Н. Бутан, %4,36

Изопентан, %0,67

Н. Пентан, %0,65

Гексан, %0,46

Сероводород, %0,02

Углекислый газ, %0,89

Плотность газа, кгм31,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор-кальциевого типа с общей минерализацией 252 — 280 г / л, в среднем 270 г/л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168 г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 гсм3, вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 — 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

2. Технологический раздел

2.1 Причины повреждения трубопроводов в системе ППД Коррозия металлов — самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой.

Коррозионный процесс — гетерогенный (неоднородный), протекает на границе раздела металл — агрессивная среда, имеет сложный механизм. При этом процессе атомы металла окисляются, т. е. теряют валентные электроны, атомы переходят через границу раздела во внешнюю среду, взаимодействуют с её компонентами и образуют продукты коррозии. В большинстве случаев коррозия металлов происходит неравномерно по поверхности, имеются участки, на которых возникают локальные поражения. При коррозии металла происходит не только потеря его массы, но и снижение механической прочности, пластичности и других свойств.

Можно выделить два вида коррозии трубопроводов: внешняя и внутренняя.

Основной причиной локального разрушения внешней поверхности трубопроводов является процесс электрохимической коррозии в грунтовом электролите. Степень коррозионного воздействия этого электролита на металл зависит от его состава: минерализация, pH, содержание сероводорода, СО2 или кислорода, жизнедеятельности бактерий и температуры.

Внешняя коррозия (подземная) — коррозия трубопроводов, вызываемая в основном действием раствором солей содержащихся в почвах и грунтах.

Коррозионная агрессивность почвы и грунтов обусловлена структурой и влажностью почвы, содержанием кислорода и др. химических соединений, электропроводностью, наличием микроорганизмов (аэробных и анаэробных бактерий), приводящих к локализации коррозионных поражений.

Внутренняя же коррозия обусловлена контактом трубопровода с жидкостью, протекающей в нем.

Пластовые воды содержат хлориды натрия, магния и кальция, а в некоторых случаях сульфиды, бромиды, йодиды и бораты. Наряду с 02 и СО2 в воде могут быть растворены элементарная сера, Н2S, меркаптаны и другие сероорганические соединения.

Элементарная сера по отношению к черным металлам практически неагрессивна при температуре ниже 120° и содержании до 3%. Меркаптаны же образуют Н2S лишь при нагревании.

Из всех сернистых соединений по отношению к сталям наиболее агрессивен сероводород. Агрессивность остальных сернистых соединений обусловлена, главным образом, их способностью образовать Н2 в результате распада.

На процесс сероводородной коррозии железа и стали в водных электролитах стимулирующее действие оказывают не только Н2, но и продукты коррозии — сульфиды железа (FeS). Сульфид железа по отношению к железу и стали является эффективным катодом.

Другим источником сероводорода в пластовых водах может быть функционирование микрофлоры (сульфатвосстанавливающие бактерии).

Агрессивность пластовых вод увеличивается при наличии СО2. Это связано с понижением рН пластовой воды при растворении в ней углекислого газа.

Особо значительные разрушения возникают при содержании в пластовых водах обоих агрессивных газов Н2S и СО2.

Растворенные Н2S и СО2 как факторы коррозии доминируют над концентрацией хлоридов в пластовых водах. В связи с этим отмечается повышение агрессивности рабочих сред в результате разбавления высокоминерализованных пластовых вод: сказывается повышение растворимости Н2S и СО2 с уменьшением концентрации солей.

Присутствие в пластовых водах кислорода (растворимость которого уменьшается с ростом минерализации вод) облегчает деполяризацию коррозионного процесса.

В отсутствии Н2S и СО2 после обескислороживания пластовая вода практически перестает быть агрессивной.

В присутствии Н2S кислород расходуется на его окисление с образованием взвешенной нейтральной серы.

В присутствии С02 (без Н2S) кислород аддитивно усиливает коррозионную агрессивность рабочих сред трубопроводов.

2.2 Факторы, влияющие на скорость коррозии К внешним факторам электрохимической коррозии относят температуру, скорость движения агрессивной среды, давление, поляризацию внешним током и др. Температура существенно влияет на скорость электрохимической коррозии металлов. Как правило, с повышением температуры она растёт. В открытых аэрируемых системах скорость коррозии железа с ростом температуры в пределах от 20 до 80 С возрастает и далее уменьшается вследствие резкого снижения концентрации кислорода. В закрытой системе, когда кислород не может выделяться с повышением температуры. В минерализованных средах скорость коррозии растёт с увеличением скорости движения среды вследствие усиления подачи кислорода металлической поверхности. В пресной воде при скорости движения среды до 0,4 м/с скорость коррозии стали заметно возрастает вследствие облегчения диффузии кислорода к металлической поверхности. С ростом скорости движения насыщенной кислородом среды до 0,8 — 0,9 м/с скорость коррозии снижается в результате образовании пассивной плёнки на металле при достаточно обильном поступлении кислорода. При дальнейшем увеличении скорости движения среды происходит разрушение защитной плёнки и самого металла в результате коррозионно-эрозионных процессов. Скорость коррозии при этом возрастает.

Давление в значительной степени ускоряет электрохимическую коррозию металлов из-за повышения растворимости деполяризаторов коррозионного процесса и появления механических напряжений в металле.

Поляризация коррозирующего металла внешним постоянным током влияет на коррозионное разрушение металлов следующим образом: при анодной поляризации металла (подключение его к положительному полюсу внешнего источника тока) скорость коррозии увеличивается, при катодной поляризации в большинстве случаев наблюдается защитный эффект, т. е. скорость коррозии металла уменьшается. Скорость коррозии зависит от рН среды, возрастая по мере подкисления среды, если не происходит пассивирования металла. В нейтральных средах скорость коррозии железа слабо зависит от изменения величины рН. При возрастании рН скорость коррозии железа и стали уменьшается. Наличие в среде микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности оказывает существенное влияние на характер коррозионных разрушений металлов. При микробиологической коррозии коррозионные поражения носят локальный характер, скорость коррозии достигает значительных величин. Внутренняя электрохимическая коррозия металлов связана природой металла, его составом структурой, состоянием, поверхности, напряжениями в металле и др., а также с термодинамической устойчивостью металла и его местом в периодической системе элементов. Термодинамическая устойчивость выше у металлов с более положительным равновесным потенциалом.

Скорость и характер коррозии металлов в электролитах зависят от структуры, состояния исходной поверхности металла, различных видов воздействия механического фактора.

Тщательно отполированная поверхность металла придаёт ему коррозионную устойчивость в агрессивных средах, так как облегчается образование более совершённых и однородных защитных плёнок, в том числе и пассивных.

На процесс коррозии металлов оказывают влияние кристаллическая структура металлов и наличие различных структурных дефектов. Установлено, что скорость коррозии увеличивается при низкой плотности упаковки атомов в кристаллографической плоскости, неупорядоченности атомов в кристаллической решётки, дефектах её структуры Структурная гетерогенность сплава во многом предопределяет развитие электрохимической коррозии. В отличие от однородных сплавов гетерогенные структуры менее стойки к коррозии. Скорость коррозии уменьшается, если анодная фаза гетерогенной структуры способна пассивироваться. После растворения анодной фазы в поверхностном слое сплав приобретает практически однофазную структуру. Если заметно коррозирует и катодный компонент сплава, то возможно вторичное (контактное, т. е. без тока внешней поляризации) выделение более благородного элемента на поверхности сплава в виде не сплошного пористого покрытия. Коррозия при этом усиливается. Величина зерна в некоторой степени влияет на скорость коррозии. При утолщении и загрязнении границ его примесями увеличивается микро-электрохимическая гетерогенность и может начаться процесс межкристаллитной коррозии.

Значительное число металлических изделий эксплуатируется в условиях одновременного воздействия коррозионной среды и механических напряжений. Опасность коррозионно-механических воздействий заключается в том, что при незначительной скорости общей коррозии происходит полное разрушение металлического изделия. Под влиянием коррозионной среды и деформации металла возможны образования коррозионно-механических трещин, понижения предела коррозионной усталости, разрушение металла вследствие механического воздействия агрессивной среды, коррозионная кавитация и другие процессы.

Изучение зависимости скорости коррозии от минерализации среды позволяет охарактеризовать агрессивность большей части нейтральных водных сред.

Зависимость скорости коррозии железа и углеродистых сталей от концентрации солей в нейтральных растворах имеет вид кривой с максимум вследствие уменьшения растворимости деполяризатора — кислорода при увеличении концентрации активирующих анионов.

Установлено, что максимальная скорость коррозии наблюдается в 3−4%-ных растворах хлоридов. Скорость электрохимической коррозии металлов в растворах солей зависит от природы растворенных ионов и их концентрации в растворе.

Однако скорость коррозии отдельных металлов в значительной степени зависит от характера анионов и катионов среды, от степени растворимости продуктов коррозии, экранирующих свойств защитной пленки продуктов коррозии и осадков солей и её адгезии с поверхностью металла.

С ростом минерализации воды скорость коррозии металла закономерно растет, проходит через максимум и затем снижается.

Наличие хлори сульфат-ионов в среде повышает агрессивность вод по отношению к большинству конструкционных металлов.

Агрессивные ионы, в частности ионы хлора, оказывают, значительное влияние на скорость коррозии при движении среды. Влияние концентрации хлор — ионов становится особенно заметным (увеличение скорости коррозии стали в несколько десятков раз) при увеличении скорости движения среды от 1,2 до 200 м/с.

При повышении до 8 рН среды практика показывает, что скорость, коррозии стали в интенсивно перемешиваемых сточных водах заметно снижается.

В сточные воды возможно попадание довольно значительного количества взвешенных частиц, что связано с нарушением технологии подготовки нефти и воды, ремонтно-восстановительными работами и т. п. Влияние взвешенных частиц на процесс коррозии объясняется тем, что при движении жидкости повреждаются защитные пленки и осадки на стенках трубопроводов, а также на поверхности металла часто образуются рыхлые осадки, не имеющие защитного эффекта, не препятствующие доступу деполяризаторов к поверхности и переходу ионов металла в агрессивную среду. При воздействии аэрированной и анаэробной среды на поверхности металла под осадками продуктов корроизии и механических примесей возможно образование и функционирование эффективно действующих пар дифференциальной аэрации, что также стимулирует локальную коррозию черных металлов в этих условиях. При этом добавить унос с КВЧ ингибиторов коррозии.

2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»

Применяющиеся в НГДУ «Лениногорскнефть» в настоящее время методы противокоррозионной защиты водоводов могут быть сгруппированы следующим образом:

— технологические мероприятия, способствующие снижению коррозии действующего оборудования, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств сред.

Как показывает практика, технологические меры защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций наиболее эффективны. Основными задачами таких методов защиты являются:

— предотвращение попадания в сточные воды промыслов кислорода из атмосферы и других источников;

— снижение коррозионной агрессивности среды с удалением из неё компонентов, вызывающих коррозию;

— создание противокоррозионных условий для надежной эксплуатации действующего оборудования (изменение конструкций, снижение механических нагрузок).

— специальные методы, применяемые совместно с другими технологическими мероприятиями: ингибиторы коррозии, бактерициды, защитные покрытия, неметаллические материалы, коррозионностойкие сплавы, а также электрохимическая защита (протекторная защита)

2.3.1 Применение труб с защитными покрытиями Защита покрытиями — один из наиболее распространенных и эффективных методов качества и долговечности металлических конструкций в агрессивных условиях.

Покрытия могут существенно увеличить сопротивление поверхности металла и сплав износу, окислено при высоких температурах и т. д. Иногда можно весьма успешно заменить дорогие дефицитные сплавы более простыми и дешевыми с защитными покрытиями.

И сегодня покрытия остаются наиболее широко используемым методом противокоррозионной защиты, на их долю приходится свыше 80% противокоррозионных мероприятий.

Основная роль покрытия как средства защиты от коррозии сводится к изоляции поверхности металла от внешней среды, т. е. созданию физического барьера для работы микропар.

При высокой коррозионной активности и для ответственных сооружений используют комбинированные методы, т. е. методы сочетающие в себе несколько способов защиты. Результативный эффект комбинированной защиты обычно выше суммарного эффекта соответствующих индивидуальных методов.

Защитные покрытия классифицируют на металлические и неметаллические.

К металлическим относят покрытия из чистых металлов и их сплавов (цинк, алюминий, хром, никель, кадмий, титан, легированные стали и т. д.).

Неметаллические покрытия в свою очередь подразделяют на неорганические и органические. Неорганические покрытия в свою очередь подразделяют на неорганические и органические.

Неорганические неметаллические покрытия — силикатные, цементные, оксидные, фосфатные, хроматные; органические — покрытия на основе высокомолекулярных соединений (синтетические смолы, термопластичные полимеры, эластомеры), битумов, незастывающих смазок. Металлические покрытия Значительную часть изделий из низкоуглеродистых сталей покрывают цинком. Цинк аноден по отношению к железу, и когда влага проникает до основного металла, цинк разрушается, обеспечивая защитное действие. Цинковые покрытия широко употребляются для защиты стали в водных средах. Сталь с этим покрытием надёжно применяют в средах при рН=6−12.

Алюминиевые покрытия обладают высокими противокоррозионными свойствами и окалиностойкостью. Так же, как и цинк, алюминий является анодом по отношению к стали и, следовательно, электрохимически защищает стальную поверхность. Алюминий стоек в концентрированной азотной и серной кислотах, в воде и водных растворах солей, во влажных газах (сероводороде и сернистом газе) при рН=4 — 9.

Хромовые, никелевые, кадмиевые, боридные покрытия. Эти металлы также коррозионностойкие в газообразных и жидких агрессивных средах и применяют их в нефтедобывающей промышленности в основном для защиты ответственных деталей оборудования (клапаны, штоки, муфты и т. д.).

Недостаток всех металлических покрытий — их пористость.

Неметаллические неорганические покрытия Стеклоэмалевые покрытия получили наибольшее распространение и представляют собой сплавы различных силикатов. Они устойчивы практически во всех коррозионно-активных средах и особенно при высоких температурах. Ситаллы и шлакоситаллы — новые материалы тина стёкол, но с мелкокристаллической структурой (закристаллизованные стёкла).

Ситаллы обладают высокой прочностью, твердостью, химической и термической устойчивостью, малым тепловым расширением и др.

Покрытия на основе вяжущих материалов. Это главным образом цементные толстослойные облицовочные покрытия. Ценное свойство цементных покрытий они не обрастают карбонатными отложениями, которые на металлических трубах иногда приводят к значительному снижению пропускной способности.

Химические покрытияоксидные, фосфатные, хроматные. Эти покрытия предназначены главным образом для защиты от атмосферной коррозии.

Органические (полимерные) покрытия Полимеризационные пластмассы, (полиизобутилен, поливинилхлорид, асбовинил) стойки в минеральных кислотах, минеральных солях, щелочах; имеют хорошие физико-механические и диэлектрические свойства. Изготавливают: листы, пластины, трубы, арматуру. Используют в качестве покрытий (отвердение на воздухе 10−30 сут., при нагреве 2−15 сут.).

Полимеризационные пластмассы, (пентапласт, поликарбонат, полиарилат, фенилон). Химически стойки к большинству органических растворителей, щелочам и кислотам. Пленки практически непроницаемы для кислорода и азота. Имеют хорошие механические и диэлектрические свойства. Теплостойкость 120 0С. Обладают хорошими технологическими свойствами: свариваются, экструдируются, льются. Изготавливают листы, трубы, порошки, футерованные трубы и изделия.

Эпоксидные смолы — наиболее распространенные в антикоррозионной технике. Химически стойкие термоактивные смолы с очень хорошими диэлектрическими свойствами. При отвердении эпоксидные смолы приобретают сетчатую трехмерную структуру и переходят в неплавкое и нерастворимое состояние.

Переход эпоксидных смол в отверждаемое состояние и неплавкое состояние в отличие от других смол не сопровождается выделением летучих продуктов. Поэтому исключается возможность образования пор и вздутий, усадка не превышает 0,5% при 100 0С.

Жизнеспособность эпоксидных смол с отвердителями не превышает обычно 5 ч, без отвердителей сохраняется более 3-х лет.

Для улучшения свойств эпоксидных смол (диэлектрических, термостойкости, эластичности) их модифицируют пластификаторами, совмещают с другими смолами, каучуками и т. д.

Лакокрасочные материалы В зависимости от условий эксплуатации лакокрасочные покрытия подразделяют на атмосферостойкие, водостойкие, бензостойкие, маслостойкие, химически стойкие и т. д.

Защитные лакокрасочные покрытия — это многослойные системы, состоящие из грунта и верхних кроющих слоев.

Верхние кроющие слон, наносимые по грунту, играют роль диффузионного барьера, тормозящего доступ внешне среды к поверхности металла. Они должны быть малопроницаемы для влаги, паров, газов, ионов электролита, не должны набухать и разрушаться при эксплуатации в данной среде. Грунт должен обеспечивать хорошую адгезию между поверхностью подложки и защитными покрытиями.

Свойства грунтов зависят от характера вводимых в них пигментов и типа применяемых связующих. Грунты подразделяют на пассивирующие, протекторные и инертные в зависимости от противокоррозионных свойств входящих в них пигментов.

Доступность лакокрасочных материалов в широком ассортименте, возможность механизации и автоматизации процессов нанесения и сушки покрытий способствуют широкому применению лакокрасочных материалов везде, где требуется эффективная защита металла от коррозии.

2.3.2 Применение металлопластмассовых труб Плодом благотворительного союза науки и производства в ОАО «Татнефтъ» явилось решение проблемы защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. В конце 70-х годов в практике защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозии назревала критическая обстановка. Сроки службы трубопроводов не превышали 5−6 лет, требовались огромные средства для поддержания их в работоспособном состоянии, был дефицит труб, лакокрасочных материалов, ингибиторов коррозии, средств электрохимической защиты. Решением Руководства объединения «Татнефть» по документации, разработанной учеными института «ТатНИПИнефть», было создано мощное современное производство металлопластмассовых труб МПТ). Ими заменено более 90% разводящих и подводящих трубопроводов сточных вод в системе ППД или около 10 тыс. км, что позволило почти в 400 раз снизить удельную аварийность. Трудно представить, что было бы, если бы не были приняты своевременные меры. В текущем году на 10 тыс. км водоводов в 2 дня происходит в среднем один порыв, в то время как в 1985 году — 100 порывов ежедневно. В этом году принято решение о значительном инвестировании средств в трубопроводное строительство. За год запланировано построить 3920 км, в основном, футерованных трубопроводов. Ежедневно на трассах трубопроводов работают около 250 строительно-монтажных звеньев. Основной объем работ предполагается произвести в летнее время. Для выполнения запланированного объема были произведены большие подготовительные работы, особенно по увеличению выпуска нефтепроводных труб. Так, произведена реконструкция цеха № 3 ЦБПО-РНО под выпуск МПТ для нефтесбора. Увеличение производительности цеха более, чем на 30% достигнуто благодаря внедрению технологии механического соединения цехового стыка. Большая работа была произведена на БМЗ по выходу на проектную мощность с применением отечественных антикоррозийных порошковых покрытий. Ритмичное функционирование производства достигнуто благодаря ритмичному и своевременному финансированию закупки соответствующих труб и расходных материалов, добросовестному исполнению должностных обязанностей широкого круга специалистов, ученых, инженеров и рабочих. Для сокращения сроков окончания замены нефтепроводов принято решение об увеличении выпуска футерованных труб на БМЗ, для чего заключен контракт на поставку импортного оборудования для выпуска около 1500 км соответствующих труб. В настоящее время идет большая подготовительная работа к началу производства строительно-монтажных работ, которые необходимо закончить к концу следующего года. Предполагается в течение 4−5 лет свести аварийность на нефтепроводах до минимальной величины. В настоящее время в институте «ТатНИПИнефть» и НПУ «ЗНОК и ППД», занимающихся в ОАО «Татнефть» решением проблем коррозии, имеются разработки мировой значимости, начиная от организации производства металлопластмассовых теплоизоляционных труб различного диаметра, кончая производством технологических материалов. В числе последних — адгезионныи клей-расплав для нанесения полиэтиленовой изоляции на стальные трубы (до 1000 т/год); двухслойная термоусадочная лента для изоляции сварных стыков труб в полевых и базовых условиях; полиэтиленовая пленка для изоляции амбаров и гидроизоляции общего назначения и другая продукция Экономический эффект от внедрения металлопластмассовых труб составляет около 16 млрд. рублей. Это от экономии только эксплуатационных затрат. Трудно оценить, во что это могло бы вылиться, если бы не было принято своевременно соответствующих мер.

2.3.3 Применение протекторной защиты Протекторная защита по принципу действия — это вариант катодной защиты. Отличие по существу заключается в ином источнике катодной поляризации защищаемого металла. Протектор соединённый накоротко с защищаемой конструкцией, создаёт короткозамкнутый гальванический элемент, который и является источником постоянного тока. Защищаемый металл становится катодом, а металл протектора растворимым анодом.

Протектор изготавливают чаще всего из сплавов цинка, магния, алюминия, т. е. из металлов недорогих и обладающих по сравнению с остальными техническими металлами заметно более электроотрицательным равновесным потенциалом. В условиях подземной коррозии коэффициент полезного использования магниевого протектора может достигать 60%, алюминиевого — порядка 50% и цинкового — ориентировочного до 80%; в условиях морской коррозии степень использования протекторов выше за исключением магниевого, а срок службы ниже. Равномерность анодного растворения протектора в системе защиты от подземной коррозии обеспечивается погружением его в слой наполнителя (активатор). Наполнитель представляет собой смесь гипса, глины, сульфата натрия и других солей, и обладает повышенной по сравнению с окружающим грунтом проводимостью. Заметим, что наполнитель, применяют в системах катодной защиты. Радиус действия протектора зависит от электропроводности коррозионной среды. Например, радиус действия цинкового протектора в дистиллированной воде составляет 0,1 см, в 0,03%-ном растворе хлорида натрия — 15 см и в морской воде — 400 см. Обычно соотношение поверхностей протектора и защищаемого металла находятся в пределах от 1:200 до 1:1000.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ С учетом неоднородности и сложной структуры подземных трубопроводов на территории нефтяных промыслов (наличие большого количества соединений с трубопроводами с низким качеством изоляции, сближений и пересечений с трубопроводами другого назначения и т. п.) из всех методов ЭХЗ наиболее приемлема протекторная защита магниевыми протекторами.

Соединение защищаемого трубопровода с другим незащищенным трубопроводом с некачественной наружной изоляцией и, особенно, с технологической установкой, где сходятся десятки плохо изолированных трубопроводов может значительно снизить защитные потенциалы на трубопроводе и сократить срок службы протекторов за счет рассеивания защитных токов по незащищенным подземным сооружениям. Устранение этого фактора достигается установкой изолирующего фланца (ИФ) на защищаемом трубопроводе перед соединением с другим трубопроводом или с системой трубопроводов Подземные трубопроводы, могут быть эффективно защищены по двум схемам протекторной защиты:

— схема с распределенными протекторами (РП);

— схема с групповыми протекторами (ГП).

Рис. 1 Технологическая схема протекторной защиты трубопровода с распределенными протекторами (РП): 1 — трубопровод; 2 — протектор; 3 — изолирующие фланцы; 4 -технологическая установка (ТП, УКПН, ГЗУ, ГЗНУ, КНС)-со сходящимися трубопроводами; 5- контрольно-измерительная колонка (КИК); 6 — траншея; 7 — незащищенные трубопроводы; 8 — место соединения с незащищенным трубопроводом (или обсадной колонной) Рис. 2. варианты технологической схемы протекторной защиты трубопровода с групповыми протекторами (ГП): а — гираллельное размещение ГП; б — перпендикулярное размещение ГП. 1 — трубопровод; 2 — траншея; 3 — протектор; 4 -дренажный КИК; 5-дренажный провод; 6 — КИК По схеме с РП протекторы размещают горизонтально в одной траншее с защищаемым трубопроводом с шагом, кратным длине плети труб. Большинство протекторов электрически соединяют с трубопроводом напрямую на дне траншеи, а контрольные протекторы — через контрольно-измерительные колонки (КИК) По схеме с ГП протекторы, электрически соединенные между собой в группу, горизонтально размещают в отдельной траншее глубиной не менее 1.8 м и шириной не менее 0.15 м (при применении стержневых неупакованных в активатор протекторов диаметром до 80 (мм) и 0.25 м (при применении упакованных протекторов), вырытой параллельно защищаемому трубопроводу на расстоянии 3−5 м от него. Длина траншей и расстояние между ними определяются расчетом. Посередине траншею для протектора соединяют с траншеей для трубопровода траншеей шириной не менее 1 м. Все групповые протекторы электрически соединяют с трубопроводом через КИК Применение ИФ аналогично схеме с РП В современной практике признано наиболее целесообразным комбинировать протекторную (так же как и катодную) защиту с защитными покрытиями. Защитный эффект комбинированной защиты необычайно высок.

Если непокрытый стальной трубопровод, уложенный в грунт, требует установления магниевых протекторов через каждые 30 м, от изолированный трубопровод защищается одним таким же протектором на протяжении 8 км.

Преимущества протекторной защиты заключаются в необычайной простоте, достаточной эффективности, высоком уровне рентабельности. Недостатками протекторной защиты являются некоторая стабильность защитного тока в процессе эксплуатации (за счет частичной пассивации протектора), относительно малый срок службы протекторов, а также меньшая по сравнению с катодной эффективность защиты.

2.3.4 Расчет протекторной защиты водоводов Исходные данные:

диаметр dт= 0,159 м, толщина стенки д =0,005 м, длина Lт =4500 м, средняя глубина укладки hт =1,5 м;

наружная изоляция — полиэтиленовая пленочная (измерения сопротивления изоляции методом катодной поляризации не проводились, изоляция прошла контроль сплошности искровым дефектоскопом ДИ-74 в цехе после нанесения покрытия и в поле после изоляции полевых стыков, выполнены ремонт обнаруженных дефектов и повторный дефектоскопический контроль прибором ДИ-74).

Таблица 1. Распределение удельного сопротивления грунта с1 вдоль трассы:

Расчет параметров протекторной защиты Принимаем сопротивление изоляции через 2 недели после засыпки трубопровода Rн = 6000 ОМ м2.

Рассчитываем начальное сопротивление изоляции (через 1 год после засыпки, когда поры и дефекты покрытия заполнены влагой и грунтом):

Rн (О) = К Rи (1)

Rн (О) = 0,5 6000 = 3000 ОМ м2

Рассчитываем сопротивление изоляции на конечный срок эксплуатации Т=15 лет:

Rи =Rи (0) ехр (-лТ) (2)

Rи= 3000 ехр (-0,125 15) = 460 ОМ м2

Определяем среднее по трассе значение удельного сопротивления грунта:

с= (3)

с

5. Так как минимальное и максимальное значения удельного сопротивления грунта участков отличаются от среднего значения не более чем в 2 раза, а диаметр трубопровода по всей длине одинаков, то трубопровод считаем однородным по исходным параметрам

6. Рассчитываем продольное сопротивление водопровода:

r = (4)

r Ом/м

7. Рассчитываем переходное сопротивление водопровода:

R= (5)

7.1. Определяем нулевое приближение

R0=

7.2. Подставляя значение нулевого приближения в формулу (5) находим первое приближение:

Ом м

7.3. Подставляя это значение в (5), получаем второе приближение:

R2= Ом м

7.4. Поскольку значения двух последних приближений совпали, то принимаем R=994 Ом-м.

8. Значение расстояния между протекторами L определяем из табл.

Таблица 2. Расстояние между протекторами L, при схеме с РП (в числителе в метрах в знаменателе в плетях)

Ближайшие к найденному значению сопротивления изоляции (Rи=460) табличные значения составляют Rин=350 и Rик=500 Ом м2. Для диаметра dТ=0,159 находим: L (350) =231м, L (500) =330м. По интерполяционной формуле определяем:

Д=Д (Кин)-(Ки-Кин) (6)

L= м в плетях это составит 304/33=9 плетей.

9. Из рис. 3 по с=26 Ом м и dТ=0,159 м находим длину каждого протектора Lп =4,5 м. При длине стержней Lс =1 м это 4,5 стержня (стержни можно распиливать пополам).

Рис. 6. Номограмма для определения длины, протектора (протекторной сборки) при схеме защиты с распределенным протектором (РП). Цифры у кривых — диаметры трубопровода в мм

10. Рассчитываем требуемый диаметр протектора по сроку службы Тп по формулам:

dп= (7)

(8)

10.1. Задаемся dп =0,04 м и рассчитываем сопротивление протекторов:

Rп= (9)

Rп= Ом

10.2. Рассчитываем силу тока протекторов (принимаем Rпр=0,01Ом):

IП = (10)

IП А

10.3. Рассчитываем КПД протектора (значения коэффициентов для МП-3 находим из таблицы 4: а=0,45, b=0,37, c=6,3).

Таблица 3. Значения коэффициентов a, b и c для магниевых протекторов.

= 0,34 или 34%

10.4. Рассчитываем диаметр протектора:

dп= м

10.5. Уточняем сопротивление растеканию протектора с учетом найденного диаметра:

Rп=Ом м

10.6. Уточняем силу тока:

IП = А

10.7. Уточняем КПД:

= 0,29

10. 8. Уточняем диаметр протектора:

dп= м

10.9. Еще раз уточняем параметры с учетом этого диаметра: Rп=5,16 Ом, IП=0,113 А, з=0,28, dп=0,068 м.

Значения двух последних приближений dп близки между собой (разница 3%), поэтому принимаем dп=0,068 м

11. Определяем количество параллельных рядов протекторных стержней в каждой точке:

N =(dп/ dc)2 (11)

N=(0.068/0.04)2=3

12. Таким образом параметры протекторной защиты следующие:

— расстояние между протекторами L=304 м или 9 плетей;

— длина протектора LП=4,5 м;

— длина стержней dc=0,04 м;

— стержни общей длиной по 4,5 м размещают в каждой точке 3-мя параллельными рядами.

2.3.5 Ингибиторная защита трубопроводов Наиболее эффективный метод защиты трубопроводов — ингибиторы, так как их легко применять при существующей технологии закачки воды.

В настоящее время большая часть нефтегазовых месторождений находится в поздней стадии разработки, когда снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Такие месторождения характеризуются значительными осложнениями в процессах добычи, сбора и подготовки нефти, связанными с образованием стойких нефтяных эмульсий, отложениями АСПО, неорганических солей, наличием механических примесей, коррозионным разрушением оборудования и нефтепроводов.

Увеличение коррозионной активности добываемой совместно с нефтью воды на данном этапе является серьезной проблемой. Наиболее эффективным и технологически несложным защитным мероприятием является ингибиторная защита.

Основным назначением ингибиторов коррозии является снижение агрессивности газовых и электролитических сред, а также предотвращение активного контакта металлической поверхности с окружающей средой. Это достигается путем введения ингибитора в коррозионную среду, в результате чего резко уменьшается сольватационная активность ее ионов, атомов и молекул. Кроме того, падает и их способность к ассимиляции электронов, покидающих поверхность металла в ходе его поляризации. На металле образуется моноили полиатомная адсорбционная пленка, которая существенно ограничивает площадь контакта поверхности с коррозионной средой и служит весьма надежным барьером, препятствующим протеканию процессов саморастворения. При этом важно, чтобы ингибитор обладал хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью как на ювенильной поверхности металла, так и на образующихся на нем пленках различной природы.

По механизму действия ингибиторы делятся на адсорбционные и пассивационные.

Ингибиторы-пассиваторы вызывают формирование на поверхности металла защитной пленки и способствуют переходу металла в пассивное состояние. Наиболее широко пассиваторы применяются для борьбы с коррозией в нейтральных или близких к ним средах, где коррозия протекает преимущественно с кислородной деполяризацией. Механизм действия таких ингибиторов различен и в значительной степени определяется их химическим составом и строением.

Различают несколько видов пассивирующих ингибиторов, например, неорганические вещества с окислительными свойствами (нитриты, молибдаты, хроматы). Последние способны создавать защитные оксидные пленки на поверхности корродирующего металла. В этом случае, как правило, наблюдается смещение потенциала в сторону положительных значений до величины, отвечающей выделению кислорода из молекул воды или ионов гидроксила. При этом на металле хемосорбируются образующиеся атомы кислорода, которые блокируют наиболее активные центры поверхности металла и создают добавочный скачок потенциала, замедляющий растворение металла.

Возникающий хемосорбционный слой близок по составу к поверхностному оксиду.

Большую группу составляют пассиваторы, образующие с ионами корродирующего металла труднорастворимые соединения. Формирующийся в этом случае осадок соли, если он достаточно плотный и хорошо сцеплен с поверхностью металла, защищает ее от контакта с агрессивной средой. К таким ингибиторам относятся полифосфаты, силикаты, карбонаты щелочных металлов.

Отдельную группу составляют органические соединения, которые не являются окислителями, но способствует адсорбции растворенного кислорода, что приводит к пассивации. К числу их для нейтральных сред относятся бензонат натрия, натриевая соль коричной кислоты. В деаэрированной воде ингибирующее действие бензоата на коррозию железа не наблюдается.

Частицы адсорбционных ингибиторов (в зависимости от строения ингибитора и состава среды они могут быть в виде катионов, анионов и нейтральных молекул), электростатически или химически взаимодействуя с поверхностью металла (физическая адсорбция или хемосорбция соответственно) закрепляются на ней, что приводит к торможению коррозионного процесса.

Следовательно, эффективность ингибирующего действия большинства органических соединений определяется их адсорбционной способностью при контакте с поверхностью металла. Как правило, эта способность достаточно велика из-за наличия в молекулах атомов или функциональных групп, обеспечивающих активное адсорбционное взаимодействие ингибитора с металлом. Такими активными группами могут быть азот-, серо-, кислороди фосфорсодержащие группы, которые адсорбируются на металле благодаря донорно-акцепторным и водородным связям.