ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Ингибирование коррозии нефтегазового оборудования в средах, содержащих сероводород и двуокись углерода из "Ингибиторы коррозии. Т.2 " Как было отмечено выше, в продукции более 20% разведанных нефтегазовых месторождений России присутствуют сероводород и двуокись углерода (табл. 19). [c.216] Содержание сероводорода в природном газе на разных месторождениях составляет от сотых долей процента до 25% об., а двуокиси углерода — от долей процента до 15% об. Как правило, в газе одновременно присутствуют и сероводород, и двуокись углерода. На АГКМ общее содержание в газе кислых компонентов достигает 40% об., а на месторождениях Северного Кавказа и Восточной Украины сероводород в большинстве случаев вообще отсутствует. В связи с этим характер коррозионных разрушений металла оборудования, используемого на различных месторождениях, имеет существенные отличия. В случае наличия в природном газе двуокиси углерода наблюдается общая коррозия металла, а в присутствии сероводорода — его сероводородное растрескивание. [c.216] Скорость коррозии и срок службы оборудования зависят от парциального давления сероводорода и двуокиси углерода, которое, в свою очередь, связано не только с содержанием агрессивных компонентов, но и с общим давлением газа. Последнее в зависимости от месторождения изменяется в широких пределах, например на старых месторождениях Поволжья — 2-3 МПа, в пласте АГКМ — 67 МПа. [c.216] Скорость коррозии оборудования в значительной мере зависит от температуры газа. Максимальные скорости коррозии наблюдаются при бО-95°С, а наибольшая опасность сероводородного растрескивания существует при 15-25°С. [c.217] Факторы, определяющие скорость коррозии оборудования и ее характер, изменяются не только в процессе разработки и эксплуатации месторождений (то есть во времени), но и в технологической цепочке добычи газа от забоя скважины до магистрального газопровода включительно. [c.218] Изменение скорости коррозии металла в процессе разработки месторождений можно наблюдать на примере газодобывающих объектов Северного Кавказа. За более чем 10-летний срок эксплуатации скорость коррозии на устье скважин уменьшилась на Майкопском месторождении с б до 1,5 мм/год, а на Каневском — с 2 до 1,0 мм/год. В то же время на Северо-Ставропольском месторождении скорость коррозии оборудования, которая в первые годы эксплуатации практически не наблюдалась, в настоящее время достигла 0,8 мм/год. [c.218] Для Оренбургского месторождения изменение скорости коррозии в технологической цепочке также характерно. Скорость коррозии на забое скважин при давлении 17 МПа и температуре 28°С достигала 1 мм/год. Однако в теплообменниках она не превыщала 0,2 мм/год, что связано с изменением параметров давления (7 МПа) и температуры (8°С) по мере движения газа. Содержание агрессивных компонентов в газе при этом осталось прежним. Далее по технологической цепочке по мере увеличения влажности и температуры газа скорость коррозии увеличивалась до 0,5 мм/год, а на установках регенерации гликоля (Т = 130°С) превысила 1 мм/год. Следует иметь в виду, что приведенные данные получены в случае отсутствия эффективной ингибиторной защиты оборудования. При использовании ингибиторной защиты снижается только величина скорости коррозии, общие же закономерности изменения последней в технологической цепочке сохраняются. [c.218] Скорость сероводородной коррозии также растет с увеличением парциального давления сероводорода до 0,2 МПа. Дальнейшее увеличение давления практически не отражается на скорости общей коррозии. [c.219] Таким образом, при достаточно высоком парциальном давлении двуокиси углерода и сероводорода скорость общей коррозии металла труб и оборудования газовых промыслов практически стабилизируется. Например, скорость коррозии металла на АГКМ всего в несколько раз выше, чем на ОНГКМ, хотя парциальное давление сероводорода и двуокиси углерода на АГКМ больше в 35 и 25 раз соответственно. [c.219] Степень минерализации пластовых вод существенно влияет на характер и скорость коррозии газопромыслового оборудования. Следует отметить, что это влияние неоднозначно. На завершающей стадии разработки газового месторождения пластовая вода попадает в скважины в постоянно возрастающем количестве. В ней растворены минеральные соли Ма, К, С1, Вг и других металлов. С одной стороны, диссоциированные соли увеличивают электропроводность воды, что, естественно, облегчает процессы электрохимической коррозии. Соли Са и Mg (соли жесткости) могут осаждаться на стенках оборудования, разрыхляя пленку продуктов коррозии. Кроме того, соли, содержащие ионы С1, способствуют изменению характера общей коррозии от равномерной к местной, связанной с питтинго-образованием. С другой стороны, значительное увеличение минерализации приводит к уменьшению растворимости газов в воде и, соответственно, к общему снижению ее коррозионной активности [146]. [c.219] Влажность газа оказывает значительное влияние на скорость коррозии оборудования и должна учитываться при выборе того или иного ингибитора. Экспериментально доказано, что при отсутствии в газе воды или при его осушке до относительной влажности 20-30% коррозия практически не получает развития независимо от содержания в газе агрессивных компонентов. Она начинает заметно проявляться при влажности газа 60% и более. Максимальная скорость коррозии наблюдается при 100%-ной влажности природного газа. [c.220] В случае сероводородной коррозии чрезвычайно важную роль во влиянии на коррозионный процесс играет напряженно-деформированное состояние металла, так как значительные остаточные и рабочие напряжения вызывают сероводородное растрескивание, которое является труднопрогнозируемым и приводит к внезапным отказам оборудования, что, в свою очередь, является опасным для окружающей среды. [c.220] Практика эксплуатации газопромыслового оборудования показывает, что применение ингибиторов позволяет обеспечивать его надежную защиту от коррозии. Другие методы и средства противокоррозионной защиты уступают ингибиторной либо по техническим показателям (применение различного рода покрытий), либо по экономическим (использование коррозионностойких материалов). Кроме того, ингибиторная защита оказалась наиболее гибким методом, легко адаптируемым к изменяющимся условиям эксплуатации оборудования. [c.220] Требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии, следующие наличие у них комплекса свойств, которые позволяли бы не только добиваться проявления высокого защитного эффекта, но и придавать ингибиторам технологичность в условиях конкретного производства, а также исключить возможность нанесения экологического ущерба. [c.221] К важнейшим относятся требования к физико-химическим и технологическим свойствам ингибиторов. При этом учитывается специфика технологических процессов добычи, промысловой и заводской обработки природного газа, на которые ингибиторы не должны оказывать негативного влияния. В частности, они не должны стимулировать вспенивание технологических жидкостей, замедлять процесс разделения водно-метанольно-уг-леводородной эмульсии, иметь склонность к закоксовыванию, ухудшать товарное качество газа и углеводородного конденсата. Ингибиторы должны хорошо растворяться в углеводородном конденсате, дизельном топливе и метаноле. В воде они должны либо растворяться, либо хорошо диспергироваться. Температура застывания ингибиторов должна быть достаточно низкой. [c.221] Ингибиторная защита предусматривает обеспечение надежной работы всех элементов оборудования скважин, шлейфовых газопроводов, сепараторов, теплообменников и газопроводов большого диаметра. Применение ингибиторов должно приводить к снижению скорости общей коррозии металла до величин, не представляющих какой-либо опасности для технологического оборудования, а в случае сероводородной коррозии — к резкому уменьшению наводороживания металла и к потере им пластических свойств, то есть, в конечном итоге, к снижению опасности сероводородного растрескивания. [c.221] Вернуться к основной статье