6.3. Характеристика коррозионной агрессивности сред при сборе и
В установках подготовки нефти при получении товарной нефти из сырой нефти выделяется несколько фаз: нефтяной газ, газовый конденсат, сточная вода. Коррозионное воздействие этих фаз различается по характеру и степени интенсивности. Интенсивность коррозионного разрушения оборудования растет в результате ввода в нефть в процессе ее обезвоживания и обессоли-вания деэмульгаторов. Усиление коррозии под влиянием деэмульгаторов связано с их сильным гидрофилизирующим и моющим действием, в результате чего на поверхности металла образуется тонкая пленка воды. Коррозионная агрессивность фаз, выделяющихся в процессе подготовки нефти, зависит от их состава и других факторов.
Углеводородный газ, отделяемый от нефти, состоит из смеси предельных углеводородов (метана, этана, пропана, бутана, пентана), которые в коррозион-ном отношении не опасны. Однако эти газы содержат примеси сероводорода и углекислого газа, а при сборе и подготовке нефти неизбежно попадание кислорода воздуха. Кислые газы растворяются в пленке влаги, образующейся внутри оборудования и трубопроводов за счет конденсации паров воды, содержащейся в нефтяном газе. В этих случаях коррозионные процессы протекают особенно интенсивно.
По своим диэлектрическим свойствам газовый конденсат близок к нефти, но при наличии сероводорода, углекислого газа, кислорода и воды он становит-ся коррозионно-активным. В отличие от нефти он не содержит природных компонентов, обладающих защитными свойствами, поэтому его коррозионная активность проявляется особенно интенсивно.
Сточные воды имеют высокую электропроводность, что способствует интенсивному протеканию электрохимической коррозии
Образующиеся продукты коррозии в виде осадков сульфидов и окислов железа обладают высоким абразивным действием и в потоке воды усиливают коррозию.
Агрессивное воздействие коррозионных сред приводит к усилению коррозии оборудования (теплообменников, насосов), резервуаров, труб и трубопроводной арматуры.
Транспортировка неосушенного газа, содержащего сероводород, двуокись углерода и другие агрессивные компоненты, нецелесообразна ввиду высокой коррозионной агрессивности и резкого снижения надежности оборудования и трубопроводов, поэтому его предварительно осушают и очищают.
7. Защита от коррозии
Предохранение наружных поверхностей металлических сооружений, в том числе трубопроводов и резервуаров, от коррозии осуществляется методами активной и пассивной защиты. Активные методы – анодная, катодная и электродренажная защита и средства для их реализации описываются в специальном курсе и в данном пособии не рассматриваются. Пассивная защита наружных поверхностей осуществляется нанесением защитных и изоляционных покрытий.
Предохранение от коррозии внутренних поверхностей оборудования для транспортировки и хранения нефти и газа осуществляется методами пассивной защиты – ингибированием и нанесением защитных и изоляционных покрытий.
7.1. Ингибиторы коррозии
Название «ингибитор» происходит от слова inhibere, что означает «останавливаю, задерживаю».
Ингибиторами коррозии называют вещества, добавление которых в незначительном количестве в коррозионную среду тормозит или значительно подавляет коррозионный процесс.
Ингибиторы могут изменять скорость коррозионного процесса лишь в том случае, если они влияют на кинетику электрохимических реакций, обуславливающих этот процесс. С помощью ингибиторов можно тормозить анодную реакцию, катодную реакцию или обе реакции одновременно. Замедление коррозии возможно также увеличением омического сопротивления на границе раздела фаз «металл-среда» путем образования на металле поверхностной пленки с низкой электропроводностью.
Анодные ингибиторы при введении их в коррозионную среду практически полностью подавляют коррозионный процесс. Механизм действия анодных ингибиторов основан на пассивации анодных участков корродирующей поверхности металла. Чаще всего в качестве анодных ингибиторов используются неорганические окислители, такие, как хроматы, нитриты, молибдаты, вольфраматы.
Следует отметить, что при недостаточном количестве ингибитора в среде возникает опасность интенсификации коррозии на локальных участках поверхности металла и появления питтинговой или язвенной ее форм, поэтому использовать анодные ингибиторы в недостаточном количестве опасно.
Минимальная концентрация CrO4 2- , NO2 — , MoO4 2- , используемых в качестве ингибиторов коррозии стали, равна 10 -4 …10 -3 моль/л. При повышении температуры среды и наличии в ней активаторов, например Cl-ионов, концентрацию ингибиторов необходимо увеличивать.
Катодные ингибиторы уменьшают коррозию вследствие торможения отдельных стадий катодной реакции или сокращения площади катодов. Сокращение площади катодов достигается добавлением ингибиторов, которые на катодных участках в условиях местного подщелачивания среды образуют нерастворимые продукты, изолирующие часть поверхности катодов от раствора. Таким веществом является, например, бикарбонат кальция Ca2CO3. Этим объясняется меньшая коррозия стали в жесткой воде по сравнению с мягкой.
Смешанные ингибиторы по своим защитным свойствам менее эффективны, чем анодные, но они менее опасны и, как правило, не приводят к росту интенсивности коррозии при их недостаточной концентрации. При преимущественном торможении катодного процесса их свойства приближаются к свойствам катодных ингибиторов.
Количественная оценка действия ингибитора (при определенной его концентрации в среде) на скорость коррозионного процесса характеризуется эффективностью защитного действия Z или коэффициентом ингибирования .
Эффективность защитного действия ингибитора определяют на основании лабораторных или полевых испытаний по уравнению
Z = 100%, (7.1)
где Кm – скорость коррозии металла в коррозионной среде, не содержащей ингибитора, г/(м 2 ч);
Кmз — скорость коррозии металла в тех же условиях, но при наличии в среде ингибитора, г/(м 2 ч).
Коэффициент ингибирования определяется по уравнению
Источник
Скорость коррозии стали марки д и сплава д16т в обводненной нефти
При низких скоростях движения эмульсии по трубопроводу снижается ее агрегативная устойчивость и происходит расслоение и выделение водной фазы. Контакт металла с электролитом, роль которого играет выделившаяся из эмульсии вода, обеспечивает протекание коррозионных процессов по электро-химическому механизму. Вода скапливается на пониженных участках трубопровода (в застойных зонах), вызывая интенсивное коррозионное разрушение нижней образующей трубы до 2…3 мм/год. С увеличением скорости потока скорость коррозии снижается. На рис. 6.1 приведена диаграмма, иллюстрирующая распределение зон движения водонефтяного потока и воды для труб различного диаметра.
Рис. 6.1. Распределение областей скорости
движения водогазонефтяного потока для
трубопроводов различных диаметров:
I —зона фактических скоростей;II– зона
скоростей выноса свободной воды
В целях интенсификации выноса водной зоны рекомендуется увеличивать выгрузку трубопроводов с уменьшением диаметра труб на опасных участках.
6.2. Характеристика коррозионной агрессивности природного газа
Как правило, сырьевой природный газ содержит коррозионно-активные компоненты. Одним из этих компонентов является влага в виде водного конденсата, другими компонентами могут быть органические кислоты жирного ряда (уксусная, муравьиная и др.).
Протекание коррозионных процессов зависит от давления и температуры сырьевого газа. Сама по себе влага и составляющие ее минерализации – слабые коррозионно-активные компоненты, однако в сочетании с СО2 и Н2S они вызывают очень глубокую коррозию. Причиной такой высокой коррозионной активности является хорошая растворимость СО2 в воде. Растворяясь в воде в значительных количествах, углекислый газ понижает ее рН, в результате чего коррозионная активность раствора резко растет. Повышение парциального давления СО2 также способствует увеличению коррозионной активности газа. Повышение температуры от 290 до 323 К увеличивает коррозионную актив-ность почти на порядок. При давлении около 3 МПа максимум коррозионной активности наблюдается при температуре 373 К, затем снижается, достигая постоянного значения при температуре около 423 К.
Наличие в природном газе одновременно сероводорода и двуокиси углерода считается наиболее опасным, так как даже небольшое их содержание существенно активизирует среду и уменьшает ее рН.
Источник