ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Коррозия внутренней поверхности резервуаров для хранения сероводородсодержащей нефти из "Коррозия металлических конструкций и защитные покрытия в сероводородсодержащих средах " Описание механизма коррозии внутренней поверхности стальных резервуаров при контакте с рабочими сероводородсодержащими средами приведено в работах А. А. Гоника с соавт. [13-15]. Отмечается, что большое значение в развитии или замедлении коррозии внутренней поверхности резервуаров имеет состояние его стенок и металлических конструкций (наличие окалины, продуктов коррозии, вмятин, потертостей, царапин, характер зоны сварного шва и околошовной зоны и т. д). Кроме того, резервуар по мере заполнения и опорожнения подвергается также значительным механическим нагрузкам. Интенсивность коррозионного разрушения внутренней поверхности резервуаров обусловлена не только назначением и технологическими факторами их эксплуатации, но и конструктивными (часто неудачными) особенностями устройства их отдельных узлов. Это приводит к резко выраженному неравномерному распределению коррозии в конструктивных элементах и по зонам резервуаров. [c.15] Температура сырой (обводненной и обезвоженной) нефти — многообразный по проявлению фактор коррозии внутри резервуаров. Она определяет растворимость в этих средах основных коррозионных агентов (воды, кислорода, сероводорода и СО , а также, согласно химической кинетике, скорость коррозионного процесса. На развитие коррозии металлов в емкостях оказывает влияние не столько температура углеводородных жидкостей, сколько разность температур между нефтью и окружающей резервуар атмосферой. Значительная разность температур между стенками резервуара и контактирующей с ними газовой средой (при полной насыщенности ее влагой и парами углеводородов) является движущей силой процесса непрерывной конденсации жидкости на кровле и внутренних стенках резервуара и, следовательно, причиной не только дополнительного обводнения хранящейся в резервуаре нефти и нефтепродуктов, но и насыщения конденсирующихся капель воды и нефтепродуктов компонентами газовой атмосферы (кислородом и сероводородом). [c.16] Калимуллин и Е. Н. Сафонов отмечают, что при постепенном или быстром опорожнении резервуара от нефти и поступлении в его газовое пространство воздуха с кислородом интенсивность конденсационных процессов и площадь, на которой эти явления происходят, возрастают, что повышает скорость коррозионных процессов. Разность температур между хранимой в емкости нефтью и окружающей атмосферой в холодное время года может быть весьма значительной. Колебания этой температуры в дневное и ночное время (особенно, если в резервуар поступает весьма горячая нефть) оказывают заметное влияние на скорость разрушения металлов. [c.16] В вертикальных стальных резервуарах (РВС), содержащих нефтепродукты с плотностью 1000 кг/м и выше, скорость равномерной коррозии стенок не превышает 0,025 мм/год, а в резервуарах для легких бензинов плотностью 650 кг/м и меньше — повышается до 0,5 мм/год. Это объясняется большей растворимостью кислорода в нефти и нефтепродуктах с небольшой плотностью. Для автомобильных бензинов, топлив для реактивных двигателей и дизельных топлив скорость коррозии стенок резервуаров изменяется от 0,025 до 0,25 мм/год, с тенденцией повышения в 2-3 раза, если она носит локальный характер. [c.17] При совместном присутствии в среде кислорода, сероводорода и СО2 скорость коррозии металла резко возрастает, что связано со стимулирующим действием не только сероводорода, но и продуктов его коррозии — сульфидов. При этом наибольшая скорость локальной коррозии железа или стали (1,0-1,5 мм/год) отмечается в газовоздушной среде кровли резервуара, так как на его стенках постоянно конденсируется, пропитывает продукты коррозии, а при некоторых условиях стекает по стенкам верхних поясов резервуара двухфазная жидкость, насыщенная кислородом и сероводородом. На днище резервуара, где скапливается сероводородсодержащая подтоварная вода, скорость общей коррозии колеблется в пределах 0,5-0,8 мм/год, что связано с совокупным действием сероводорода и сульфида железа. Если на дне резервуара под осадками сульфидов создаются условия для развития сульфатвосстанавливающих бактерий, скорость локальной коррозии может возрасти на порядок, что объясняет появление сквозных язв на днище через 2-5 лет, а иногда и раньше. [c.17] При отсутствии в нефти сероводорода в газопаровом пространстве находится лишь один кислород, попадания которого из атмосферы при наличии негерметичных люков избежать часто не удается. Скорость коррозии кровли и стенок резервуара в условиях конденсации на его холодных стенках газопаровой фазы достигает 0,5 мм/год, что характеризует эти условия как среднеагрессивные. [c.18] Чем меньше разность температур между поступающей в резервуар нефтью, газопаровой фазой и окружающей атмосферой, тем меньше интенсивность конденсационных процессов и, следовательно, меньше разрушения верхней зоны резервуара и кровли. Такие условия характерны для резервуаров системы магистрального транспорта, хотя конденсация воды и ее паров и здесь имеет место. При наличии сероводорода скорость коррозии металла в газопаровой зоне таких резервуаров может достигать значений до 1,5 мм/год. На практике скорость коррозии кровли этих резервуаров несколько меньше, чем для промысловых резервуаров, но достаточно заметна при длительной эксплуатации резервуаров. [c.18] Промысловый или товарный резервуар на сборных или магистральных трубопроводах в течение суток лишь 1-2 раза заполняется и опорожняется нефтью. Поэтому коррозия внутренней поверхности нефтяных резервуаров имеет еще более своеобразное распределение и протекает в результате сложного взаимодействия металла с нефтью, водой и газом, содержащим сероводород и(или)кислород. [c.18] Нефть при заполнении и опорожнении резервуара, смачивая тонким слоем стенку резервуара, вследствие избирательного смачивания и гидрофобизации поверхности, оказывает двойственное влияние на разрушение стенки резервуара [14]. Поэтому пока конденсирующиеся из газовоздушного пространства резервуара легкие углеводороды не смоют со стенки пленку нефти, последняя в некоторой степени тормозит коррозионный процесс. [c.18] Чем выше плотность нефтепродукта и нефти и чем больше в их составе поверхностно-активных веществ, способствующих усилению избирательного смачивания, тем продолжительнее период, требуемый для удаления пленки этого нефтепродукта со стенки резервуара и замены его водно-углеводородной среды, вызывающей сильную коррозию металла в тонких слоях. [c.19] Многолетними исследованиями по коррозии в нефтедобывающей промышленности показано [13, 14], что сильное разрушение сталей в сероводородсодержащих средах вызвано не столько самим сероводородом, сколько продуктами его коррозии — сульфидами железа. Взвесь сульфидов, осаждаясь на поверхности стали (а также цветных металлов — алюминия, цинка и даже легированных сталей), образует с ними многочисленные локальные гальванические макропары с разностью потенциалов от 0,2 до 0,4 В [14], в которых они являются анодами, а контактирующий с ними сульфид железа — катодом, что вызывает локальное разрушение металла с большой скоростью. Выяснена довольно сложная структура сульфидов железа, которые в зависимости от условий образования могут иметь различную кристаллическую форму (дисульфидов, пирита, троилита, кансита и макинавита). [c.19] В состав подтоварных вод промыслов входят в основном ионы калия, натрия, магния, кальция, хлора, сульфатов и бикарбонатов. В зависимости от соотношения этих ионов пластовые воды промыслов классифицируют по четырем типам сульфонат-риевые, гидрокарбонатно-натриевые, хлормагниевые и хлор-кальциевые. Коррозионная активность этих всех вод, как правило, невелика. Для месторождений Урала, Поволжья и Западной Сибири основным типом вод нефтепромыслов являются хлор-кальциевые воды. Минерализация пластовых вод на месторождениях страны колеблется в широких пределах от 20 (Западная Сибирь) до 300 г/л (Урало-Поволжье). Сами пластовые воды месторождений нейтральны (pH порядка 6,5-7,5) и колебания минерализации относительно мало влияют на химическую активность этих вод. Основное влияние на коррозионные свойства минерализованных вод оказывают такие активные стимуляторы коррозии, как сероводород, СО2 и кислород. [c.20] При накоплении сульфидов на днище резервуара возникает гальванический контакт их с металлом и образуются макрогаль-ванические пары железо-сульфид, в которых первое является анодом и ускоренно разрушается со скоростью от 2 до 5 мм/год. [c.20] В области днища и нижних поясов резервуаров имеется большое число сварных швов, которые в условиях сероводородной коррозии в водных средах вызывают серьезные разрушения металлических листов резервуара, особенно быстрые и неустранимые, если в этих местах контактируют разнородные по химическому составу стали. В этом случае даже в умеренных климатических условиях зимой возникают внезапные и аварийные растрескивания листов корпуса резервуаров. [c.20] Следует указать, что образующиеся на кровле резервуара осадки сульфида железа постоянно осыпаются на его днище, вызывая там особо опасную локальную коррозию. [c.21] В двухфазной системе углеводород-электролит под воздействием имеющейся на поверхности стали гидрофильной оксидной пленки происходит избирательное смачивание металла электролитом и образование вогнутого мениска с тонкой пленкой электролита между металлом и углеводородной фазой. Ввиду того что углеводородная фаза обладает значительно более высокой растворимостью газов, чем вода, происходит резкое увеличение скорости коррозии под пленкой электролита и локализация коррозионных разрушений на границе фаз. [c.21] Расчетами было показано, что доля коррозионных потерь металла, соприкасающегося с углеводородной фазой среды, составляет 90-95 % общей потери массы образца, погруженного в две несмешивающиеся жидкости [13]. Несмотря на то что процесс коррозии развивается в водной фазе — сначала в объеме воды, а затем в пленке электролита, наибольшая скорость коррозии на поверхности металла, соприкасающейся с углеводородной фазой, равна 2-3 г/м ч, а в объеме электролита — 0,4-0,8 г/м ч. [c.21] Вернуться к основной статье