Защита водоводов от коррозии

Трубопроводы, резервуары и другое нефтепромысловое оборудование в процессе эксплуатации подвергаются, как правило, интенсивной коррозии, в результате чего затрачивается много времени и средств на их замену для восстановления нормальной работы.

Коррозией металла называют самопроизвольное разрушение металлических материалов вследствие физико-химического взаимодействия их с окружающей средой. Процесс коррозии может протекать двумя путями: прямым химическим воздействием среды на металл и в результате электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между отдельными участками поверхности металла.

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и оказывающих большее влияние на протекание электрохимических реакций, является концентрация ионов водорода, т. е. водородный показатель pH среды. Скорость коррозии особенно сильно увеличивается с уменьшением pH < 4. При pH = 4÷9 скорость коррозии примерно остается постоянной.

Химическая коррозия металлов не столь интенсивна, как электрохимическая, необходимыми условиями протекания которой являются наличие электролита и непрерывное течение электрического тока. Для возникновения и течения процессов электрохимической коррозии необходимы: 1) наличие двух участков металла с различным потенциалом в растворе данного электролита, 2) контакт обоих участков с электролитом, 3) соединение обоих разнородных участков между собой проводником.

Описанный процесс напоминает нам гальванический элемент.

Больше всего интенсивной коррозии подвергаются промысловые трубопроводы, которые прокладывают надземно, подземно и под водой. По этим трубопроводам обычно транспортируют газ, воду (пресную, минерализованную) и нефтяную эмульсию, которые являются электролитами, способствующими процессу электрохимической коррозии.

Интенсивность процесса коррозии трубопроводов зависит многих факторов, главные из которых:

- концентрация агрессивных компонентов (H₂S, CO₂), с ростом которых коррозионное разрушение металла происходит интенсивнее;

- температура и давление - повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, т. е. увеличивает скорость движения заряженных ионов, а повышение давления - облегчает процесс гидролиза многих солей, увеличивает растворимость CO₂;

- скорость потока – увеличение скорости движения нефтегозоводяной смеси интенсифицирует процесс коррозии;

- состояние поверхности оборудования – шероховатая поверхность металла коррозирует значительно быстрее, нежели гладкая или полированная;

- наличие продуктов, вызывающих жизнедеятельность микроорганизмов, являющихся причиной биологической коррозии металла;

- механическое воздействие на металл – в результате различных ударов и деформаций изменяется структура металла, возникают повышенные напряжения, и эти места усиленно коррозируют.

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает

углекислый газ CO₂, содержащийся в пластовых водах, добываемых вместе с нефтью.

 

Ca²⁺ + H₂O = H₂CO₃

H₂CO₃ + Fe = FeCO₃ + H₂

Ca²⁺ + 2HCO₃ =CaCO₃ + СаCO₂ +H₂O.

 

Промысловые трубопроводы защищаются от внутренней и внешней коррозии.

Против коррозии внешней поверхности труб применяют разнообразные покрытия для изоляции промысловых трубопроводов от контакта с грунтом. Основными являются две большие группы покрытий: на основе полимеров и на битумной основе (пассивные методы защиты от коррозии). Такая внешняя защита труб от коррозии по некоторым причинам (изменение температурных условий, влажности грунтов и т. д.) не может обеспечить эффективной защиты трубопровода на весь период его эксплуатации. Поэтому через некоторое время (6-10 лет) сооружают протекторную или катодную защиту трубопроводов (активные методы защиты).

 

Рис.5. Принципиальные схемы протекторной и катодной защиты труб от коррозии

 

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы, цинко-силикатные покрытия и ингибиторы.

Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бесспорно, принадлежит ингибиторам коррозии, способным создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Эффективность и экономичность ингибиторов зависит от тщательной подборке его для конкретных условий эксплуатации оборудования на промысле, от способа его ввода в скважину и сборную систему.

В НГДУ “Лениногорскнефть” в I квартале 2002 года проводились следующие методы борьбы с коррозией:

1) Ингибиторная коррозия.

Ингибиторной защитой охвачено 350 км нефтепроводов. За январь-февраль 2002 года ингибиторами коррозии обработано 1374947 м³ сточной воды (за первый квартал будет около 2 млн.м³).

Применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии Амфикор, Нефтехим, СНПХ-6301 КЗ, реагенты комплексного действия ДИН-4, Рекорд-758, СНПХ-4480 – для системы нефтесбора; Нефтехим, СНПХ-6301 КЗ – для системы ППД.

Действуют 37 точек подачи ингибитора коррозии (в 2001 году – 34) и 74 точки подачи диэмульгаторов двойного действия (в 2001 году – 68).

Точек контроля скорости коррозии – 68.

В этом году в мероприятиях запланировано во II, III кварталах смонтировать 11 точек подачи ингибитора коррозии: ЦДНГ № 1-3, остальные ЦДНГ по 4 точки, там же автоматически должны монтироваться точки контроля скорости коррозии; 2 точки контроля должны смонтировать ППД.

Существует потребность в соблюдении дозировки ингибиторов коррозии для выполнения годовой потребности равной 790 тн.

2) Антикоррозионные покрытия.

За первые два месяца 2002 года построено 18,3 км (в 2001 году за данный период – 21 км) трубопроводов из труб с антикоррозионным покрытием, из них 9,7 км – МПТ и 8 км – ПЭП.

Отказов на таких трубах в 2002 году нет (общее количество порывов в системе нефтесбора за январь-февраль – 46, в 2001 году за данный период – 75 км).

За январь-февраль 2002 года построено водоводов из МПТ– 29,72 км.

Отказов на данных трубах в системе ППД не было (общее количество порывов за январь-февраль – 15, в 2001 году за данный период – 12).

3) Электрохимическая защита.

В январе-феврале 2002 года по предварительным данным построено с протекторной защитой 1,4 км нефтепроводов, водоводов – 9,3 км.