Сред в трубопроводном транспорте нефти и газа

Характеристика коррозионной агрессивности сред при

Нефтедобыче

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.

После подготовки нефти и газа на промыслах (удаление механических примесей, солей, сероводорода, углекислого газа и т.д.) в них все же остается значительное количество указанных компонентов.

На характер и скорость коррозии оборудования и трубопроводных коммуникаций, используемых при транспортировке нефти и газа, оказывают влияние следующие факторы:

состав и свойства нефти и извлекаемой вместе с ней пластовой воды, содержание газов H₂S, CO₂, O₂;

соотношение фаз нефти и воды, газа и воды и характер распределения фаз между собой;

состав и физико-химические свойства защитных пленок органического и неорганического происхождения на поверхности металла (смолы, парафины, сульфиды железа, карбонаты Са, Mg, Fe);

наличие и природа абразивных частиц.

Специфическая особенность добываемой продукции – ее гетерогенность (эмульсия нефть-вода, газ-вода).

Нефтяная эмульсия, состоящая из нефти и воды, обладает дисперсностью, устойчивостью во времени и скоростью коалесценции (способности фаз к расслоению). Нефтяная эмульсия относится к группе лифобных дисперсных систем, которые отличаются агрегативной неустойчивостью и склонны к расслоению. По содержанию дисперсной фазы в дисперсионной среде водонефтяные эмульсии являются полидисперсными.

Нефть – диэлектрик, ее проводимость равна 10^-10…10^-15 Ом^-1×см^-1. Нефть с малым содержанием воды, находящейся в высокодисперсном состоянии, имеет проводимость 10^-6…10^-7 Ом^-1×см^-1. При увеличении содержания воды проводимость нефтеводяной эмульсии возрастает. Нарушение устойчивости водонефтяной эмульсии приводит к разделению ее на две несмешивающиеся жидкости. Время, необходимое для разделения эмульсии на две несмешивающиеся жидкости, характеризует ее агрегативную устойчивость, которая достигается за счет эмульгаторов – веществ, способных стабилизировать капельки воды и нефти с образованием на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных пленок, улучшающих структурно-механические свойства системы. Стабилизаторами нефтяных эмульсий являются вещества, находящиеся в нефти в коллоидно-дисперсном состоянии (асфальтены, нафтеновые, асфальтеновые и жирные кислоты, смолы, парафины, цезерины). С повышением обводненности нефти увеличивается общая площадь границы раздела «вода-нефть» и уменьшается относительное содержание стабилизатора в системе, что приводит к расслоению эмульсии с выделением воды из газожидкостной смеси.

Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металла, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения характерна для конкретного типа нефти, при котором система «нефть-вода» становится неустойчивой и может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования и трубопроводов. Углеводороды практически не влияют на коррозию металлов, однако неполярная фаза в системе «нефть-вода» оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитной составляющей углеводородов в эмульсионной системе «вода-нефть» связано, в основном, с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ – нафтеновые и 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 обуславливает их способность абсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислот более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела «вода-очищенная фракция нефти» составляет 50…55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела «вода-нефть» не превышает 20…25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела «нефть-вода».

Кроме того, следует отметить, что нафтеновые кислоты способны образовывать не растворимые в углеводородах соли при взаимодействии с щелочами, карбонатами щелочных металлов или окислами металлов, что влияет на процесс коррозии.

Высокомолекулярные смолистые вещества резко снижают агрессивность нефти. В слабоагрессивных нефтях основную функцию природных ингибиторов выполняют азотистые основания. Выделяясь из нефтепродуктов, они эффективно замедляют коррозию в агрессивных средах. К группе асфальтосмолистых веществ относятся следующие вещества, разделяемые на три подгруппы в соответствии с различием в их растворимости:

нейтральные смолы, растворимые в петролейном эфире, гексане, пентане, но не растворимые в жидком пропане и этане;

асфальтены, растворимые в горячем бензоле и не растворимые в петролейном эфире;

асфальтеновые кислоты, растворимые в горячем бензоле и спирте.

Асфальтеновые вещества менее поверхностно активны, чем нафтеновые кислоты и их соли. 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.

Увеличение молекулярной массы алифатических углеводородов снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз.

Коррозионная агрессивность водонефтяной эмульсии меняется в широких пределах в зависимости от состава водной фазы, ее соотношения с углеводородной фазой, состава и количества газообразных веществ.

В нефти и пластовой воде растворено значительное количество газообразных предельных углеводородов, углекислого газа, сероводорода, кислорода. Растворимость газов в нефти в 10 раз выше, чем в воде. Наиболее агрессивные составляющие водонефтяных эмульсий – это сероводород и углекислый газ.

Содержание серы в большинстве отечественных нефтей не превышает 0,5%. В нефти сера может быть в свободном состоянии в виде сероводорода и сернистых органических соединений различных классов (меркаптаны RSH, сульфиды RSR¢ и дисульфиды RS₂R¢, тиофаны, тиопираны и их производные).

Условие развития электрохимической коррозии – это контакт металла с электролитом, роль которого выполняет пластовая вода, содержащая определенное количество примесей и представляющая собой сложные многокомпонентные системы. Основные компоненты, растворенные в воде, - это хлориды, сульфаты, карбонаты щелочных и щелочно-земельных металлов: Na⁺, Ca⁺, Mg⁺, Cl^-, SO₄², HCl₃. Коррозионное воздействие воды на конструкционные материалы зависит от общей минерализации. Жесткость воды обусловлена наличием в ней солей. В жесткой воде образование защитной известковой пленки более вероятно, чем в мягкой, поэтому жесткие воды менее агрессивны, чем мягкие, по отношению к стали.

Наиболее распространены среди нефтяных месторождений России пластовые воды типа гидрокарбонатно-натриевых и хлоркальциевых.

Влияние обводненности нефти на скорость коррозии стали марки Д и сплава Д16Т приведено в табл. 6.1.

Таблица 6.1