Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии

7.12. Защита промысловых  трубопроводов и оборудования  от коррозии

Коррозия металла - это процесс, вызывающий разрушение или изменение его свойств в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

Промысловые трубопроводы и оборудование подвержены химической и электрохимической коррозии. По химическому механизму металл корродирует  в среде агрессивных газов - H₂S и СО_Г Значительно более распространена электрохимическая коррозия -окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока. Термином «электрохимическая коррозия» объединяют следующие виды коррозионных процессов:

-  коррозия  в электролитах - коррозия металлов  в жидких средах, проводящих электрический  ток (минерализованная вода);

-  почвенная  коррозия - коррозия подземных металлических  сооружений под воздействием  почвенной влаги;

-  атмосферная  коррозия - коррозия металлов в  атмосфере воздуха, содержащего  пары воды;

-  электрокоррозия  - коррозия металлических сооружений  под воздействием блуждающих  токов;

-  биокоррозия  - коррозия, вызванная жизнедеятельностью  микроорганизмов, вырабатывающих  вещества, ускоряющие коррозионные  процессы.

Для защиты трубопроводов  и оборудования от наружной коррозии используются пассивные и активные средства и методы. Подробно они  рассматриваются ниже в п. 12.7.

Особенностью  промысловых металлических сооружений, внутри которых находится продукция  скважин, является интенсивная внутренняя коррозия. Для борьбы с ней используют: 1) нанесение на внутреннюю поверхность  промысловых трубопроводов и  оборудования защитных покрытий; 2) введение в поток транспортируемой среды  ингибиторов коррозии; 3) технологические  методы.

Применение внутренних защитных покрытий

Качественные  защитные покрытия не только изолируют  поверхность металла от контакта с коррозионной средой, но также  предотвращают отложение солей  и парафина, защищают трубы от абразивного  износа, уменьшают гидравлическое сопротивление  трубопроводов и, следовательно, энергетические затраты на транспортировку продукции  скважин.

В нефтяной и  газовой промышленности наибольшее применение в качестве защитных покрытий получили силикатные (стекло, стеклоэмаль) и полимерные (эпоксидные смолы, полиэтилен) материалы.

Силикатные покрытия наносят либо путем непосредственного контакта поверхности трубы с расплавом стекломассы, либо напыляют в виде порошка-шликера. Полимерные покрытия получают нанесением на трубы лакокрасочных материалов, порошковых материалов, находящихся в состоянии расплава и методом футерования.

Лакокрасочными  называют материалы для получения  покрытий, представляющие собой растворы, дисперсии и порошки. Основным их компонентом является пленкообразователь (эпоксидный, полиуретановый, каучуковый, фторопластовый и др.). Кроме того, в состав материала покрытия входит ряд других компонентов, от которых зависит прочность, пластичность, сплошность, прилипае-мость и другие свойства покрытия (пигменты, наполнители, пластификаторы, отвердители, добавки для улучшения смачивания и растекания по поверхности, прочие).

В зависимости  от состава и назначения лакокрасочные  материалы подразделяются на лаки, грунтовки, шпатлевки и краски (эмали). Лаки представляют собой растворы пленкообразователей  в органических растворителях. Грунтовки, шпатлевки и краски - это пигментированные составы на основе различных пленкообразователей. Краски, изготовленные на лаках, получили название эмали, а на олифе - масляные краски.

Покрытие на основе лакокрасочных материалов в  большинстве случаев представляет собой многослойную систему, состоящую  из грунтовочных и покрывных слоев. Грунтовки наносят непосредственно  на защищаемую поверхность после  ее предварительной зачистки. Они  улучшают прилипаемость и противокоррозионные  свойства покрытия. Шпатлевки используют для выравнивания поверхности. Из-за меньшей прилипаемости к металлу их обычно наносят на грунтовку. Покрывные слои (эмали и лаки) обеспечивают стойкость и непроницаемость всей системы к внешней среде.

Недостатком лакокрасочных  материалов, содержащих летучие растворители, является необходимость их многослойного  нанесения на поверхность труб для  перекрытия пор, образующихся в полимерной пленке в процессе испарения растворителя. Неудобством является необходимость  сушки каждого слоя при комнатной  или повышенной температуре. Кроме  того, испарение растворителей загрязняет окружающую среду, ухудшает санитарно-гигиенические  условия труда, повышает уровень  пожаровзрывоопасности.

Порошкообразные материалы, применяемые для получения  защитных покрытий, также представляют собой смесь пленкообразователей  с необходимыми компонентами (пигменты, пластификаторы, стабилизаторы, отвердители  и др.). Пленкообразование из порошкообразных  материалов происходит в результате оплавления порошка на поверхности  изделия.

Использование порошков позволяет получить однослойные  сравнительно тонкие беспористые противокоррозионные  покрытия, устойчивые к механическим повреждениям. При их применении сокращается цикл окраски, снижается процент брака по сравнению с материалами на основе органических растворителей, уменьшается расход материала и энергии, а также загрязнение окружающей среды, снижается стоимость покрытия.

Находят также  применение гранулированные полимерные материалы, которые наносят на поверхность  труб в виде расплава.

Технология  футерования труб основана на предварительном  протаскивании полиэтиленовых оболочек через обжимающую фильеру, что приводит к временному уменьшению их диаметра. После свободного введения деформированной  оболочки внутрь трубы за счет эффекта  «памяти» оболочка восстанавливает  свою форму, чем обеспечивается ее плотное  прилегание к металлу в последующем.

Дополнительное  закрепление оболочки по концам трубы  осуществляется специальными наконечниками, одновременно обеспечивающими возможность  сварки стальных труб без нарушения  целостности полиэтиленового покрытия.

Трубы, футерованные полиэтиленом, сочетают в себе химическую стойкость полиэтилена и механическую прочность стали, что позволяет  резко увеличить срок службы промысловых  трубопроводов. Технология футерования  высокопроизводительна, не требует  специальной подготовки поверхности  труб.

Применение ингибиторов

Ингибиторами  коррозии называют вещества, введение которых в агрессивную среду  тормозит процесс коррозионного разрушения и изменения механических свойств металлов и сплавов.

Механизм защитного  действия ингибиторов заключается  либо в образовании на поверхности  металлов защитных пленок, либо в подавлении электродных реакций, протекающих  в процессе электрохимической коррозии.

К ингибиторам  коррозии в нефтяной и газовой  промышленности предъявляются следующие  требования:

-  высокая  эффективность защиты;

-  нетоксичность;

-  взрыво- и пожаробезопасность;

-  небольшая  (по сравнению с получаемой  экономией) стоимость;

-  отсутствие  отрицательного влияния на основной  технологический процесс и др.

Эффект от применения ингибиторов характеризует параметр, называемый степенью защиты, численно равный отношению уменьшения скорости коррозии к ее первоначальной величине.

Различают однократную и регулярную обработки промысловых объектов ингибиторами. В первом случае внутреннюю поверхность трубопроводов и аппаратов подвергают воздействию концентрированного раствора ингибитора (например, его прокачкой между двух поршней); какое-то время эффект последействия сохраняется. При регулярной обработке ингибиторы вводятся в коррозионно-активную среду с помощью дозирующих устройств: в газе - распыливаются форсунками, в жидкость - вводятся в виде растворов. При этом ингибиторы бывают водорастворимые и угле-водородорастворимые - действующие только соответственно в воде и в жидком углеводороде.

Сведения о  некоторых типах ингибиторов, применяемых  в условиях промыслов, приведены  в табл. 7.8. Видно, что при относительно небольших дозировках их использование  позволяет уменьшить скорость коррозии в несколько раз.

Применение  ингибиторов - один из универсальных, технологически и экономически целесообразных методов  защиты металлов от коррозии. При небольших  капитальных затратах замедляется  коррозионное разрушение конструкций, даже если они длительное время находились в эксплуатации. Положительной отличительной  чертой применения ингибиторов является также то, что их введение в любой  точке технологического процесса оказывает  защитное действие и на оборудование последующих технологических этапов.

Технологические методы

Обязательным  условием протекания электрохимической  коррозии является контакт металла  с водой. В промысловых трубопроводах, по которым перекачивается обводненная  нефть или влажный газ, такой  контакт можно в значительной степени ограничить следующими путями:

-  предотвращением  выпадения воды из потока;

-  удалением  уже образовавшихся скоплений  воды;

-  уменьшением  содержания воды в потоке.

При совместном движении в трубах нефти, газа и пластовой  воды их взаимное расположение (структурная  форма потока) может быть различным. Если скорости перекачки низкие, то газ движется вдоль верхней образующей трубы, нефть непосредственно под ним, а вода - вдоль нижней образующей. Здесь - в месте постоянного контакта металла с водой - создаются благоприятные условия для протекания электрохимической коррозии. Увеличением скорости потока за счет уменьшения диаметра труб можно добиться того, что вся вода (если ее не очень много) будет взвешена в газонефтяном потоке в виде капель, т.е. коррозия будет исключена.

При транспортировке  влажного газа с температурой ниже точки росы в потоке образуются капли  воды и конденсата. Чтобы они не оседали в газопроводе, должны поддерживаться такие скорости, при которых капли  будут удерживаться турбулентными  пульсациями газа. Данный результат  также достигается некоторым  уменьшением диаметра газопровода  на этапе проектирования.

Если скопления  воды в пониженных точках трассы промысловых  трубопроводов все-таки образуются, то их надо периодически удалять. Это  может быть сделано двумя способами: самим потоком перекачиваемой среды, либо пропуском специальных очистных поршней. В первом случае необходимо временно увеличить расход перекачиваемой среды. Тогда сначала от скоплений  воды будут отрываться и уноситься отдельные капли, а при дальнейшем увеличении расхода все скопление начнет движение в виде пробки. Во втором -могут быть использованы либо механические скребки, либо специальные гелевые пробки. Однако для запуска механических средств нужны специальные камеры, которые на промысловых трубопроводах не сооружаются. Гелевые же очистные пробки можно формировать в самих трубопроводах. Кроме того, они отличаются лучшей проходимостью через местные сужения и крутые повороты.

Чем меньше содержание воды в нефтегазоводяном потоке, тем  меньшая скорость потока необходима, чтобы перевести воду во взвешенное состояние. Поэтому предварительный  сброс воды в системе промыслового сбора является одним из способов предотвращения внутренней коррозии трубопроводов.

К технологическим  методам защиты от коррозии относится  также применение коррозионно-стойких  сталей и сплавов. Коррози-онно-устойчивыми  являются трубы из алюминиевых сплавов  Д16Т и Д16АТ, а также сталей 2X13, Х8, Х13, Х9М.

7.13. Стадии разработки  залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II - стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков  является максимально возможное  продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен  отбор 80...90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.