Борьба с коррозией при эксплуатации трубопроводов и нефтепромыслового оборудования.

1 Виды коррозии и их физико-химические сущности

Коррозией называется разрушение материала в результате химического или электрохимического взаимодействия с внешней средой. Трубопроводы системы сбора могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, внешней (почвенной) и внутренней (жидкостной).

Атмосферная коррозия - это обычное ржавление (окисление) труб, уложенных на поверхности земли. Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко может быть устранено путем окраски поверхности труб масляными красками и лаками, липкими лентами. Атмосферная коррозия обычно бывает равномерной.

Внешняя (почвенная) коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Почвенная коррозия, возникающая вследствие химического или электрохимического процесса в окружающем трубу грунте, может в некоторых случаях вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и вывести трубопровод из строя.

Основной причиной внешней коррозии трубопроводов являются электрохимические процессы.

2 Способы защиты труб от внешней коррозии

Защита трубопроводов от почвенной коррозии делится на пассивную защиту и активную защиту. При пассивной защите поверхность трубопроводов покрывается защитными покрытиями и изоляциями. При активной защите устраняются причины, вызывающие коррозию. Пассивную защиту можно осуществлять путем окраски поверхности трубопровода различными красками и лаками или покрытиемтрубопроводов битумной изоляцией. Наиболее распространены защитные покрытия из нефтяных битумов с увеличением их механической прочности путем обертывания гидроизолом. Тип битумного покрытия определяют в зависимости от коррозионной активности грунта.

К активным средствам относятся катодная защита от почвенной коррозии и электрозащита от коррозии, вызываемой блуждающими токами. При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства. Средства электрозащиты применяют на изолированных трубопроводах, уложенных в грунт с омическим сопротивлением не более 100 Ом'М и в зонах действия блуждающих токов.

Принцип катодной защиты подземных трубопроводов основан на электрохимической теории почвенной коррозии, согласно которой коррозия является результатом образования на поверхности металла трубы гальванопар, в которых движется электрический ток. Коррозия металла трубы происходит в местах выхода положительно заряженных ионов в почву, т.е. в анодах. При катодной защите электрический ток от постороннего источника пропускается в трубопровод и тем самым превращает его в катод, благодаря чему процесс коррозии на поверхности трубы прекращается и переносится на искусственно созданные аноды, состоящие из обрезков металла, зарытых в землю и соединенных электрически с плюсовой клеммой источника постоянного тока.

На рисунке 3.1 приведена схема расположения элементов катодной защи

ты.

1- источник постоянного тока; 2- анод; 3 - трубопровод; 4 - проводник тока

Рисунок 3.1 - Схема расположения элементов катодной защиты

 

Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних фланцевым соединением с изолирующей прокладкой из диэлектрического материала: заземлители (аноды) делают из старых труб, обрезков рельсов.

Для борьбы с электрохимической коррозией металлов применяют также и специфические электрохимические методы, основанные на том, что защищаемый металл подвергается катодной поляризации. В одной из разновидностей катодной защиты, называемой протекторной защитой, это достигается присоединением к защищаемому металлу более активного металла (протектора), который становится анодом, благодаря чему анодные участки поверхности защищаемого металла превращаются в катод по отношению к протектору (Рисуно 3.2.).

1- защищаемый газопровод, 2- стальной Г-образный стержень; 3 -соединительный провод; 4 - протектор; 5- наполнитель

Рисунок 3.2 - Схема расположения элементов протекторной защиты

Протекторы изготавливают из металлов, электрический потенциал которых больше потенциала материала трубопровода. При возникновенииразности потенциалов между трубой и почвой протекторы становятся разрушаемыми анодами, в результате чего трубопровод сохраняется от коррозии.

Такими металлами являются магний, рафинированный цинк, алюминий и др.

Преимущества протекторной защиты следующие:

• отпадает необходимость в сооружении катодных станций;

• простота схемы;

• отсутствие эксплуатационных расходов.

К недостаткам следует отнести:

• сравнительно большие капитальные затраты;

• необходимость расходования цветных металлов;

• возможность защиты труб ограниченной длины (до 15 м).

1 Способы защиты труб от блуждающих токов

Блуждающие токи - электрические токи, идущие по земле от рельсов трамвая, метрополитена, от электрических подстанций и др. В местах выхода электронов трубопровод имеет положительную полярность относительно земли, вследствие чего идет процесс переноса металла (катионов) в землю. На этом участке и происходит разрушениетрубопровода.Поэтому защита трубопроводов от блуждающих токов осуществляется присоединением их к отрицательному полюсу (катоду) катодной станции.Эффективным методом является также прокладка экранирующего трубопровода на пути блуждающих токов.

2 Способы защиты труб от внутренней коррозии

Как правило, от внутренней коррозии защищают путем ввода ингибиторов коррозии, которые, адсорбируясь поверхностным слоем трубы, образуют защитную пленку от действия коррозионной среды. Наиболее действенными в настоящее время являются ингибиторы ИКБ-2, ИКБ-4, ИКБ-8.

Для предупреждения коррозионных разрушений также применяются различные покрытия внутренней поверхности трубопроводов.Метод нанесения заключается в формировании равномерного слоя покрытия небольшой толщины в процессе движения эластичных пробок с раствором изоляции под действием сжатого воздуха.

Кардинальным является зашита трубопровода от коррозии введением в его состав различных химических добавок, т.е. легирование.

Подготовка нефти товарных кондиций

 

При промысловой подготовке нефти в соответствии с необходимыми нормами и качеством нефть может проходить три основных технологических процесса: обезвоживание, обессоливание, стабилизация.

Наиболее сложным является обезвоживание нефти. Трудность заключается в том, что нефть и вода склонны к образо- ванию эмульсий обратного типа (т.е. вода в нефти), при этом содержание воды может достигать 80–90 %. Данные эмульсии достаточно трудно разбиваются. Частицы воды имеют размеры 1–10 микрон, при таком их размере силы тяжести и силы трения пример- но равны, и тем самым разделение за счет разности плотностей практически отсутствует. Вокруг частиц воды возникает бронирующий слой из АСПВ, который проявляет поверхностно-активные свой ства. Со временем такая эмульсия упрочняется. Механизм разрушения эмульсий основан на процессах коагуляции (слипания) и коалисценции (слияния) глобул воды.

Для проведения данных процессов применяют в основном тепловые и химические методы.

Тепловой метод: жидкость подогревается в печах до температуры 35–70 °С и отправляется в отстой ники. В процессе нагрева снижается вязкость жидкости, а значит, и силы внутреннего трения, увеличивается объем и снижается плотность, причем плотность нефти снижается значительнее плотности воды, а следовательно, увеличивается разность плотностей воды и нефти. Большие глобулы воды начинают догонять маленькие, пробивают бронирующий слой и объединяются.

Химические методы: предполагают разбить ПАВ или убрать их с поверхности глобул воды. До- бавляют реагенты, которые усиливают сродство АСПВ к нефти или к воде, таким образом добиваясь их ухода в нефть или в воду. Главное не ошибиться в расчетах и дозировке, иначе подобные дей ствия могут привести к усилению эмульсии. Наиболее хорошие деэмульгаторы – ПАВ неионогенного типа (которые не диссоциируют на ионы в воде). Также применяются такие методы, как электроде-эмульсация, центрифугирование, фильтрация или их совокупность.

Обессоливание: обеспечивается добавлением в нефть пресной воды, которая забирает на себя часть солей. Также существуют установки по электрообессоливанию нефти.

Стабилизация: регулирует давление насыщенных паров. Если нефть не стабилизировать, она будет терять легкие УВ везде, где есть контакт с атмосферой. Легкие УВ отделяют, но не выкидывают в атмосферу. Для этого нагретую нефть прогоняют через сепаратор или проводят ректификацию нефти (процесс массообмена жидко- паровой фазы при температуре 230 °С).

Требования к качеству товарной нефти определяют необходимость проведения ее промысловой подготовки. Продукция скважин после отделения газа поступает на пункты сбора в виде нефтяной эмульсии – механической смеси нефти и попутно добываемой воды. Образующаяся при перемешивании в скважинах и сборных нефтепроводах дисперсная система (нефтяная эмульсия) характеризуется определенной стой костью и требует для разделения (деэмульсации) применения специальных средств и технологий. Частичное разрушение эмульсий происходит в нефтесборных коллекторах за счет ввода в скважинную продукцию специальных реагентов (деэмульгаторов) и обеспечения определенных режимов движения эмульсий в трубопроводах. Частичное отделение воды от нефти может проис- ходить в УПСВ (установка предварительного сброса воды) перед сборным пунктом или после него. Неразрушенная эмульсия после ЦСП и УПСВ направляется на УППН (установка промысловой подготовки нефти).

В нефтяной эмульсии мельчай шие глобулы диспергированной воды покрыты бронирующим слоем, который препятствует разру- шению (расслоению) эмульсии. На УППН разрушение эмульсии (деэмульсация) обеспечивается за счет ввода в них деэмульгаторов и нагрева. В термоотстой никах установки вода отделяется от нефти. Если при этом содержание минеральных солей в нефти (остаточной воде) имеет высокие значения, процесс термохимической обработки повторяют после ввода в нефть пресной воды (обессоливание нефти).

Одним из показателей качества товарной нефти является давление ее насыщенных паров. Чем больше это давление, тем в большей мере нефть испаряется (теряет легкие фракции) при контакте с атмосферным воздухом. С целью снижения давления насыщенных паров нефть при ее подготовке на промысле может подвергаться горячей сепарации или ректификации.

 

В соответствии с ГОСТ «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» выделяют три группы нефти по степени подготовки и предусматривают соответствующие товарные кондиции:

⇐ Предыдущая18192021222324252627

Поделиться: