ГЛАВА 1. КОРРОЗИЯ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИИ

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Обслуживание объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений»

на тему: «Защита объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений от коррозии»

Магистрант группы РНМ 13 – 01 – 04

Эльмир Закирович Мугаттаров _______________

должность, фамилия, инициалы Подпись

Руководитель проекта к.т.н., доцент

Елена Викторовна Богатырева _______________

должность, фамилия, инициалы Подпись

Оценка

Дата защиты

Москва

2015 г

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.. 3

ГЛАВА 1. КОРРОЗИЯ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИИ.. 5

1.1 Разновидности локальной коррозии. 5

1.2 Механизм протекания коррозии. 9

ГЛАВА 2. ФАКТОРЫ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ.. 11

2.1 Химический состав пластовой воды.. 11

2.2 Влияние кислорода. 12

2.3 Влияние сероводорода. 13

2.4 Влияние углекислого газа. 15

2.5 Водородный показатель рН среды и температура потока. 16

2.6 Водородный показатель рН среды и концентрация карбоната железа. 18

2.7 Парциальное давление углекислого газа. 19

2.8 Сварные швы и фланцевые соединения. 20

ГЛАВА 3. МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ МЕТАЛЛОВ ОТ КОРРОЗИИ.. 22

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 28

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ... 29

ВВЕДЕНИЕ

При обустройстве месторождения еще на этапе проектирования всех объектов нефтегазодобычи для оценки предполагаемого срока службы каждого из них требуется учитывать многие факторы, негативно влияющие на продолжительную и бесперебойную эксплуатацию объекта. К ним можно отнести следующие: износ оборудования, солеотложения, механические примеси, смолы и парафины, высокий газовый фактор добывающих скважин и другие. Но среди выше перечисленного именно коррозия нефтепромыслового оборудования занимает лидирующее место среди основных проблем, с которыми сталкиваются инженеры – нефтяники в процессе разработки месторождения.

Под коррозией будем понимать процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. При этом в результате химического или физико-химического взаимодействия с окружающей средой происходит потеря их эксплуатационных свойств.

В мире коррозия ежегодно приводит к миллиардным убыткам, причем основной ущерб, причиняемый ею, заключается не в потере металла как такового (в мире до 20% металла в год уходит именно в коррозионные отходы), а в разрушении дорогостоящих изделий и оборудования. Еще больший ущерб наносят косвенные потери при простоях оборудования при замене прокорродировавших деталей и узлов, утечке нефти и газа, нарушении технологических процессов. Убытки от коррозии, таким образом, нельзя сводить лишь к прямым потерям – стоимости разрушившихся конструкций, замены оборудования и затратам на мероприятия по защите от коррозии.

В США, по данным NACE, ущерб от коррозии, включая затраты на борьбу с ней, составляют 3, 1% ВВП ($276 млрд в год), в Германии — 2, 8% ВВП. В пределах 2 – 4% ВВП находится этот показатель и в других развитых странах. При этом потери металла, включающие вышедшие из строя металлические конструкции, изделия, оборудование, составляют 10 – 20% годового производства стали.

В нашей стране нет официальной статистики, которая бы отражала экономический ущерб от коррозии, но, по нашим оценкам, он составляет не менее 5% от ВВП. Это значит, что объем продукции, эквивалентный годовому производству Новолипецкого металлургического комбината, ежегодно тратится только на восполнение черного металла, пораженного коррозией [1].

Основная цель данного курсового проекта проанализировать ныне применяемые способы защиты объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений от коррозионного воздействия. В ходе рассмотрения будут решены следующие задачи:

a) выявлены и проанализированы основные виды коррозии, их причины возникновения и степень негативного воздействия на нефтепромысловое оборудование;

b) рассмотрены механизм протекания коррозии и факторы, влияющие на коррозионный процесс;

c) проведен анализ основных способов защит металла от коррозии, сделаны выводы.

ГЛАВА 1. КОРРОЗИЯ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИИ

При контакте морской или пластовой воды с нефтепромысловым оборудованием (подводный добычной комплекс, подводные трубопроводы, опорные конструкции платформы) наблюдается проявление двух основных видов коррозии: общей (неравномерной) и локальной (местной). Эти виды коррозии, как правило, протекают одновременно на разных участках одной поверхности.

Общая коррозия протекает на всей или на какой-либо части поверхности металла со скоростью 0, 1–0, 5 мм/год. В результате общей коррозии происходит сплошное разрушение поверхности металла или какой – либо части его поверхности, при этом глубина проникновения коррозии на одних участках может быть несколько больше, чем на других. Однако значительно чаще поверхность металла подвергается локальной коррозии, которая протекает на порядок быстрее — со скоростью 1–10 мм/год. В результате местной коррозии происходит разрушение металла в глубину, вплоть до появления сквозных повреждений, при этом соседние участки не затрагиваются коррозией и на них сохраняется номинальная толщина стенки.

ГЛАВА 2. ФАКТОРЫ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ

Факторы, влияющие на внутреннюю коррозию

На интенсивность протекания внутренней коррозии, влияют следующие факторы:

1) химический состав пластовой воды;

2) содержание кислорода, сероводорода и углекислого газа;

3) режим течения потока;

4) водородный показатель pН среды, температура потока и

5) концентрация карбоната железа;

6) парциальное давление углекислого газа;

7) сварные швы и фланцевые соединения;

8) внутренний диаметр трубы, скорость потока и обводненность.

При этом важно рассматривать все факторы в комплексе, с учетом их взаимного влияния [4].

Влияние кислорода

Растворенный кислород инициирует кислородную коррозию при очень низких концентрациях менее 1 мг/л. Кислород не содержится в продуктивных пластах, и его присутствие в коррозионной среде всегда имеет техногенное происхождение. Проникновение кислорода в коррозионную среду происходит в результате нарушения герметичности насосов, запорной и регулирующей арматуры.

Другой источник кислорода – вода из природных источников, используемая для заводнения пластов и содержащая до 7 мг/л растворенного кислорода. Кислород выступает в коррозионном процессе в качестве сильного окислителя, а также при углекислотной коррозии стали, особенно в присутствии водорастворимых и вододиспергируемых ингибиторов коррозии, даже при низких концентрациях, менее 0, 05 мг/л, вызывает питтинговую и язвенную коррозии.

Стоит отметить, что роль кислорода в коррозионных процессах несоизмеримо выше, чем сероводорода и углекислого газа, вследствие различий их окислительных способностей и парциальных давлений [7].

Влияние сероводорода

Сероводород содержится в продукции скважин многих нефтяных и газовых месторождений и в сочетании с пластовой водой приводит к образованию серной кислоты, в результате чего и происходит сероводородная коррозия. Стоит отметить, что сероводород, обладая высокой, до 3 г/л при 30 °С, растворимостью в воде, ведет себя как сильная кислота, при парциальном давлении выше 0, 05 МПа [8]. Процесс старения месторождения сопровождается увеличением содержания сероводорода в потоке продукции скважины [4].

При росте концентрации сероводорода в 20 раз интенсивность коррозии увеличивается в 2–3 раза [8]. Откладываясь на поверхности металла в виде осадка черного цвета, сульфиды железа образуют с металлом гальваническую пару, в которой играют роль катода. Разность потенциалов способствует образованию глубоких язвенных повреждений.

По имеющимся данным, интенсивность коррозии углеродистой стали интенсивно возрастает с ростом концентрации сероводорода от 0 до 150 мг/л, после чего снижается [8]. Совместное действие сероводорода Н₂S и углекислого газа СО₂приводит к более интенсивным коррозионным разрушениям, чем раздельное действие этих веществ [7].

Растворенный сероводород может выступать как фактором, замедляющим интенсивность углекислотной коррозии, так и ее активатором в зависимости от его концентрации. Если соотношение концентрации Н₂S и СО₂ составляет порядка 0, 001, то сероводород способствует образованию карбоната железа, который значительно снижает интенсивность углекислотной коррозии. Однако при увеличении содержания Н₂S карбонат железа разрыхляется, и интенсивность коррозии резко увеличивается. А при дальнейшем повышении содержания сероводорода и достижении определенного уровня его концентрации, из раствора выпадает осадок – сульфид железа – ингибитор углекислотной коррозии, в результате чего интенсивность коррозии вновь падает [9].

По некоторым данным, при наличии в среде только сероводорода глубина проникновения коррозии достигает 1-1, 5 мм/год, а в присутствии одновременно сероводорода и кислорода – 6-8 мм/год [8]. Основная опасность коррозионных сред, обогащенных сероводородом, не возрастание интенсивности коррозии, а усиление наводороживания стали, приводящее к охрупчиванию и растрескиванию металла.

Сероводород продуцируется также и сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), что характерно для нефтяных месторождений в средней и поздней стадиях разработки. Наличие СВБ при определенных условиях способствует интенсификации коррозионных процессов. Попадая с пластовой водой или водой поверхностных водоемов в продуктивные пласты и далее в системы сбора нефти, бактерии восстанавливают свою активность, так как в трубопроводах и технологических емкостях существуют застойные зоны и участки с благоприятной для их развития постоянной температурой 25–40 °С.

Бактерии существуют как в планктонных, то есть в свободно плавающих, так и в адгезированных, а именно в прикрепленных к стенкам оборудования и образующих колонии, формах [7]. Под слоем СВБ протекает реакция продуцирования сероводорода из сульфатов и сульфитов. Сероводород затем взаимодействует с металлом оборудования с образованием сульфида железа, в результате развивается локальная коррозия.

Поэтому адгезированные формы СВБ являются более опасными в коррозионном отношении. Наиболее подвержены бактериальному заражению обсадные колонны скважин, концевые участки трубопроводов системы сбора нефти и газа, донная часть резервуаров, трубопроводы систем поддержания пластового давления (ППД). Коррозионные разрушения, вызванные СВБ, носят характер больших по площади неглубоких язв, зачастую почти правильной концентрической формы [8].

Влияние углекислого газа

Наряду с сероводородом углекислый газ причиняет огромный вред оборудованию и трубопроводным системам нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Независимо оттого, чем представлена продукция скважин: нефтью, газом, газовым конденсатом, углекислый газ в сочетании с конденсатными и пластовыми водами, приводит к углекислотной коррозии. Углекислотная коррозия протекает в результате электрохимического взаимодействия [10]. Углекислый газ в водном растворе может находиться в растворенной форме, в виде недиссоциированных молекул угольной кислоты, гидрокарбонат-ионов (НСО₃^-) и карбонат-ионов (СО₃^2-). Максимальная концентрация растворенного в воде углекислого газа составляет 0, 08% [4].

Однако в определенных условиях коррозия в присутствии углекислого газа может развиваться и в результате химического взаимодействия с металлом. Известны случаи, когда при повышенных температурах и давлениях происходит обезуглероживание стали и обеднение ее другими компонентами. Углекислый газ оказывается опасным даже для никеля, особенно в присутствии сернистого газа и сероводорода. При высоких температурах с углекислым газом энергично взаимодействует также молибден и ниобий.

В результате на поверхности металла стенки трубы образуются твердые отложения карбоната железа (FeCO₃), которые выполняют функцию барьерных элементов и препятствуют дальнейшему развитию коррозионного процесса [9]. Однако в определенных условиях коррозионные поражения сталей в присутствии углекислого газа носят локализованный характер и проявляются в виде питтингов и язв различных размеров. Локальная коррозия в этих местах может достигать нескольких мм в год [10].

Основным видом коррозивных повреждений трубопроводов системы сбора при протекании углекислотной коррозии является локальная коррозия в виде язв и свищей. Наряду с этим, возможна так называемая канавочная коррозия – коррозивное повреждение напоминает канавку переменной глубины, «проточенную» по нижней образующей трубопровода. Длина канавки варьирует от 0, 3–0, 6 до 2–4 м. Сроки эксплуатации трубопроводов системы сбора нефти до появления первых сквозных повреждений в результате внутренней коррозии, в зависимости от существующих в них коррозивных условий, составляют от 9 мес. до 12 лет при нормативном сроке службы 10 лет [7].

При образовании канавки достаточной глубины происходит разрыв трубопровода. Причина разрыва – снижение несущей способности трубопровода из-за уменьшения толщины стенки в канавке. При разрывах большой длины всегда можно выделить не очень большую зону зарождения разрушения, представленной в виде свища, язвы или канавки, и зону механического дорыва, распространяющуюся в обе стороны от зоны зарождения. На интенсивность протекания углекислотной коррозии в трубопроводных системах большое влияние оказывает режим течения потока добываемого флюида [4].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В добываемой продукции скважин присутствует попутно извлекаемая пластовая вода, растворенные в ней газы такие как: сероводород и углекислый газ, что, в свою очередь, характеризует ее как высоко коррозионную среду. Сами по себе нефть и нефтяной газ не вызывают коррозионное разрушение, вследствие того, что они сами являются ингибиторами, так как в них содержаться природные ПАВ. Однако стоит отметить, что пластовая (морская) вода является электролитом, наличие в продукции которой, приводит к протеканию электрохимических реакций между отдельными участками поверхности трубопровода, в результате чего и происходит внутренняя коррозия металла нефтепромыслового оборудования, сооружения.

Ежегодные потери компании от коррозионного воздействия на нефтепромысловое оборудование, объекты нефтегазодобычи, систему трубопроводного транспорта и так далее колоссальные, что, конечно же, не может не повлиять на общие затраты нефтедобывающей компании, значительно увеличивая себестоимость 1 тонны добываемой нефти. Различные механизмы коррозии дают широкий спектр форм коррозивных повреждений – от относительно равномерной коррозии до питтинговой и локальной с глубиной проникновения до 2–6 мм/год. Используемые методы защиты металла от коррозии весьма разнообразны, но степень эффективности в различных условиях эксплуатации объекта тоже различна.

Поэтому инженерам-нефтяникам на этапе проектирования объектов месторождения необходимо уделять повышенное внимание проблеме коррозии, уметь вовремя ее предупредить на начальном этапе возникновения и ликвидировать, тем самым увеличивая срок службы оборудования, сооружения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1) Иваноский В.Н. Теоритические основы процесса коррозии нефтепромыслового оборудования//Инженерная практика. №6-2010. – с.4-14

2) Якимов С.Б. В.Н. Виды коррозии //Инженерная практика. №6-2010. – с.48-55

3) Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 2004. – 268 с.

4) Y. Bai, Q. Bai. Subsea engineering handbook. Gulf Professional Publishing. Elsevier Inc., 2010.

5) Внутренняя коррозия трубопроводов – причины, механизм и способы защиты Режим доступа http: //oilloot.ru/84-oborudovanie-truby-materialy-dlya-nefti-i-gaza/446-vnutrennyaya-korroziya-truboprovodov-prichiny-mekhanizm-i-sposoby-zashchity, свободный. – Загл. с экрана. – Данные соответствуют 4.11.2014 г.

6) Barker R.J. Erosion-Corrosion of Carbon Steel Pipework on an Offshore Oil and Gas Facility: submitted in accordance with the requirements for the degree of Doctor of Philosophy. The University of Leeds, December 2012. –300 p.

7) Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.

8) Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. Повышение коррозионной стойкости нефтегазопромыслового оборудования. – М.: Недра, 1988. –211 c.

9) Топольников А.С. Прогнозирование углекислотной коррозии подземного оборудования нефтедобывающих скважин// Инженерная практика. 2011. № 8. С. 94.

10) Стеклов О.И., Басиев К.Д., Есиев Т.С. Прочность трубопроводов в коррозийных средах. Владикавказ: РИПП. 1995. – 152 с.

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Обслуживание объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений»

на тему: «Защита объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений от коррозии»

Магистрант группы РНМ 13 – 01 – 04

Эльмир Закирович Мугаттаров _______________

должность, фамилия, инициалы Подпись

Руководитель проекта к.т.н., доцент

Елена Викторовна Богатырева _______________

должность, фамилия, инициалы Подпись

Оценка

Дата защиты

Москва

2015 г

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.. 3

ГЛАВА 1. КОРРОЗИЯ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИИ.. 5

1.1 Разновидности локальной коррозии. 5

1.2 Механизм протекания коррозии. 9

ГЛАВА 2. ФАКТОРЫ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ.. 11

2.1 Химический состав пластовой воды.. 11

2.2 Влияние кислорода. 12

2.3 Влияние сероводорода. 13

2.4 Влияние углекислого газа. 15

2.5 Водородный показатель рН среды и температура потока. 16

2.6 Водородный показатель рН среды и концентрация карбоната железа. 18

2.7 Парциальное давление углекислого газа. 19

2.8 Сварные швы и фланцевые соединения. 20

ГЛАВА 3. МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ МЕТАЛЛОВ ОТ КОРРОЗИИ.. 22

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 28

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ... 29

ВВЕДЕНИЕ

b) рассмотрены механизм протекания коррозии и факторы, влияющие на коррозионный процесс;

c) проведен анализ основных способов защит металла от коррозии, сделаны выводы.

ГЛАВА 1. КОРРОЗИЯ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИИ

12 3 4