ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Характеристика коррозионной агрессивности сред при нефтедобыче из "Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии " При разработке нефтяных месторождений из скважины на поверхность поступает нефтегазоводяная смесь, которая разделяется на нефть, нефтяной газ и пластовую воду. Нефть и нефтяной газ подвергают последующей очистке и направляют потребителю, а отделенная пластовая вода утилизируется для различных нужд месторождения. [c.121] На характер и скорость коррозии подземного и наземного нефтепромыслового оборудования оказывают влияние факторы, связанные как с природой добываемой продукции, так и с условиями эксплуатации месторождения. [c.121] Специфическая особенность добываемой продукции — ее гетерогенность (эмульсия нефть — вода, нефтяной газ — вода). [c.121] Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть — вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов. Однако неполярная фаза в системе нефть — вода оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитного действия углеводородной составляющей в эмульсионной системе вода — нефть связано в основном с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ — нафтеновые н алифатические кислоты и асфальтосмолистые вещества. Содержание ПАВ в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Молекулы нафтеновых и алифатических кислот состоят из неполярной части — углеводородного радикала и полярной части карбоксильной группы, что обусловливает их способность адсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислог более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно-активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — очищенная фракция нефти (например, вазелиновое масло или очищенный керосин) составляет 50—55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела вода — сырая нефть не превышает 20—25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела сырая нефть—вода. В щелочной пластовой воде происходит реакция взаимодействия нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла. Образующееся соединение более поверхностно-активно, чем нафтеновые кислоты. [c.122] Некоторые из перечисленных веществ коррозионно-активные. Характерное свойство асфальтенов — их способность конденсироваться в адсорбционном слое на границе раздела фаз с образованием твердообразных, хорошо сцепленных с поверхностью и имеющих большую прочность пленок, что снижает контакт с водной фазой и скорость коррозии в двухфазной среде. Влияние природных ингибиторов асфальтенов и нафтеновых кислот на скорость коррозии стали в двухфазной среде показано ниже. [c.123] Увеличение молекулярной массы алифатических углеводородов снижает поверхностное натяжение на границе фаз. [c.124] Растворимость газов в нефти в 10 раз выше, чем в воде. Наиболее агрессивные составляющие водонефтяных эмульсий — это сероводород и углекислый газ. Поэтому введена классификация нефтяных скважин содержащие и не содержащие HjS и Oj. [c.124] Жесткость воды обусловлена наличием в ней солей Са и Mg. [c.125] В жесткой воде образование защитной известковой пленки более вероятно, чем в мягкой, поэтому в общем жесткие воды менее агрессивны, чем мягкие, по отношению к стали. [c.125] Химический состав хлоркальциевых вод отличается высоким содержанием ионов Na и С1, а также ионов Са +, малым содержанием С0з 1 H Oj, значительным количеством железа. Плотность может достигать 1,2 кг/м . [c.125] Скорость коррозии стали марки Д и алюминиевого сплава Д16Т в эмульсии нефть — пластовая вода зависит от степени обводненности продукции (табл. 71). [c.125] Стойкость материалов при обводненности нефти 40% (в числителе) и 80% (в знаменателе) в присутствии сероводорода (1200 мг/л) приведена ниже. [c.126] Скорость коррозии, мм/год. Стойкость, балл. [c.126] С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При испо тьзо-вании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности. [c.126] При низких скоростях движения эмульсии по трубопроводу снижается ее агрегативная устойчивость и происходят расслоение и выделение водной фазы. Контакт металла с электролитом, роль которого играет выделившаяся из эмульсии пластовая вода, обеспечивает протекание коррозионных процессов по электрохимическому механизму. [c.126] Вернуться к основной статье