ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Агрессивные свойства сред, встречающихся при добыче нефти и газа из "Ингибиторы коррозии " Агрессивные свойства сред при добыче нефти обусловлены наличием в них большого количества минерализованной воды, а также сероводорода и двуокиси углерода. Особенно страдает от коррозии оборудование старых месторождений, в которых с целью увеличения добычи нефти в пласт закачивают высокоминерализо-ванную, а иногда и морскую воду, а также применяют кислотную обработку. Закачивание такой воды в пласт создает благоприятные условия для протекания микробиологических процессов, способствующих жизнедеятельности восстанавливающих сульфат бактерий и появлению в системе сероводорода. [c.285] Содержание сероводорода в продуктах старых скважин из года в год растет. Если учесть, что во многих нефтяных скважинах соотношение между пластовой водой и нефтью может возрасти до 100 1, а содержание сероводорода достигнуть 300—600 мг/л, становится ясным, с какими коррозионно-активным средами приходится иметь дело в нефтяной промышленности. Пластовая вода и нефть образуют часто стойкие эмульсии, которые из-за неравномерного подвода коррозионно-активного электролита (пластовой воды) к поверхности металла способствуют развитию местной коррозии. [c.285] Не менее серьезные коррозионные проблемы возникают и в технологических процессах по переработке нефти. Хотя при первичной подготовке нефти применяются меры к глубокому ее обессоли-ванию и обезвоживанию, вода и хлориды все же поиадают в нефть. При дальнейшей переработке нефти вследствие гидролиза хлоридов магния и кальция, попадающих в нефть из пластовой воды, в системе появляется хлористый водород, отличающийся сильными агрессивными свойствами. [c.286] Другим источником хлористого водорода в системе, по данным Лялина [182], являются имеющиеся в некоторых нефтях органические соединения хлора. Поэтому снижение содержания неорганических хлоридов в перерабатываемых нефтях до 20—30 мг/л не исключает агрессивность при последующем нагреве. Серьезные трудности возникают и при защите теплообменной аппаратуры в установках термического крекинга, трубопроводах по перекачке нефти и в особенности воды, нагнетаемой в пласт. [c.286] Очень серьезные и трудные для решения проблемы возникают и в газовой промышленности при добыче газа, подготовке его к транспортировке и переработке. Особую остроту эта проблема приобрела за последние годы в связи с открытием в Средней Азии, Оренбургской области и других районах газовых месторождений, в газе которых высокая концентрация сероводорода и двуокиси углерода, что можно видеть из табл. 9,1 [183]. [c.286] Такой газ является исключительно агрессивным, вызывающим сильную коррозию оборудования газовых месторождений, а также аппаратуры сероочистки и подготовки его к транспортировке и т.д. Транспортировка газа с повышенным содержанием сероводорода по трубопроводам приводит к коррозионному растрескиванию трубопроводов. Такой газ следует предварительно освобождать от сероводорода и воды. [c.286] Углекислотная коррозия характеризуется обычно язвенными разрушениями, а сероводородная — охрупчиванием металла и коррозионным растрескиванием. Сама по себе сероводородная коррозия, с нашей точки зрения, не представляла бы серьезной опасности (сероводород увеличивает коррозию в 2—8 раз), если бы она не сопровождалась охрупчиванием металла. [c.287] Установить в настояш,ее время предельно допустимое содержание сероводорода в газе с позиций коррозионной опасности еще нельзя из-за отсутствия достаточного числа экспериментальных данных. Что же касается углекислого газа, то согласно [166] коррозионно-опасными считаются газы, в которых парциальное давление СОг превышает 2 МПа, коррозионно-неактивными — в которых парциальное давление СОг ниже 5-10 Па. Когда парциальное давление СОг находится между 5 и 2-10 Па, считают, что коррозия может возникнуть. Степень воздействия двуокиси углерода зависит от минерального состава воды, а также наличия низкомолекулярных кислот, в присутствии которых коррозия наступает при меньшем давлении двуокиси углерода. О составе водных конденсатов некоторых месторождений Краснодарского края можно судить по данным табл. 9,2 [184]. Как видно, суммарное содержание агрессивных компонентов превышает 200 мг/л, а среда является слабокислой, при которой и наблюдается рост коррозии. [c.287] От коррозии сильно страдают также нефтехранилища, хранилища топлив, баки летательных аппаратов. Наиболее сильная коррозия наблюдается в нижней части хранилища или бака горючего, вследствие попадания в систему воды. Глубокие коррозионные поражения наблюдаются на границе раздела двух несмеши-вающихся фаз электролит — углеводород. Сильной коррозии подвергается также верхняя часть хранилища в поясах так называемой воздушной подушки. В этой части хранилища коррозия протекает в тонкой пленке электролита, конденсирующейся на поверхности металла в результате температурных перепадов. [c.287] В рамках данной монографии, к сожалению, невозможно рассмотреть все коррозионные проблемы, с которыми встречаются в нефтяной и газовой промышленности. Мы коснемся лишь тех вопросов, которые имеют непосредственное отношение к проблеме ингибирования. При этом рассмотрим механизм коррозии в двух несмешивающихся жидкостях электролит — углеводород, коррозию в эмульсионных системах углеводород — электролит, а также механизм сероводородной и углекислотной коррозии и методы ингибирования подобных систем. [c.288] Интересные данные о коррозионной активности сред в нефтяных скважинах собрала Аракелова [185]. По ее данным (табл. 9,3) большинство старых скважин сильно обводнено и содержит относительно большую концентрацию сероводорода в воде. Такая агрессивная среда естественно должна вызывать сильную коррозию оборудования, что и наблюдается на практике. [c.288] Из-за коррозионной усталости часто наблюдаются обрывы глубиннонасосных штанг, сквозной коррозии подвергаются насосно-компрессорные трубы, выходят из строя насосы, разрушаются штанговые муфты (табл. 9,4). [c.288] Коррозионные поражения зависят от содержания воды, сероводорода, а также их соотношения. Чем больше в скважине нефти, тем меньше коррозии. В сильно обводненных скважинах применение ингибиторов коррозии может оказаться очень полезным, что видно из опыта применения на некоторых скважинах катапина, И-1-В и ИКНХП [186]. Ингибиторы подавались в скважину путем непрерывной и периодической закачки, а также закачки в призабойную зону скважин. Ингибируюш,ий эффект был довольно высок, обрывы штанг и коррозионные разрушения труб уменьшились в среднем в 2 раза (табл. 9,6). [c.289] Как видно, защитный эффект в большинстве скважин достигал 90%, что соответствует 10—15-кратному уменьшению коррозии. [c.290] Вернуться к основной статье