Полная версия

Главная arrow Математика, химия, физика arrow Коррозия. Способы борьбы с коррозией в нефтяной промышленности

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

КОРРОЗИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И КОММУНИКАЦИЙ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

При добыче нефти из продуктивного пласта на поверхность извлекается газожидкостная смесь большей или меньшей вязкости, состоящая из нефти, газа и воды. Конечная стадия процесса добычи нефти — разделение этой смеси на три потока: нефть и попутный газ отправляют потребителям, а отделяемую от нефти пластовую воду утилизируют на месте добычи нефти.

В процессе разработки нефтяного месторождения, особенно в условиях применения методов поддержания пластового давления и интенсификации добычи нефти (закачка в пласт воды и газа, использование тепловых методов, ПАВ, С02 и других химических реагентов), могут существенно измениться первоначальные свойства добываемой из нефтяных скважин жидкости. Изменяется вязкость и состав нефти и газа, постепенно опресняется добываемая с нефтью вода вследствие закачки в пласт слабоминерализованных пресных вод. В водной фазе извлекаемой жидкости может возрасти содержание ПАВ или двуокиси углерода, закачиваемых в пласт для увеличения нефтеотдачи, а также концентрация других химических реагентов. В добываемой нефти, первоначально не содержащей сероводорода, этот особо агрессивный в отношении коррозии агент может появиться на поздней стадии разработки нефтяных месторождений в результате заражения пласта сульфатвосстанавли- вающими бактериями. Наконец, при использовании на нефтепромыслах негерметичных систем сбора, транспорта и подготовки нефти и воды в них может попасть также и кислород — второй по агрессивности коррозионный агент.

Таким образом, хотя коррозионные свойства добываемой из скважин нефти, газа и воды определяются физико-химическими свойствами этих трех составляющих (и в первую очередь, очевидно, свойствами водной фазы), однако результирующая агрессивность этой сложной смеси во многом зависит от ряда внешних и внутренних факторов, связанных с конкретными условиями разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Прежде чем рассмотреть влияние этих факторов на коррозионную агрессивность системы «нефть — вода — газ», необходимо остановиться несколько подробнее на физико-химической характеристике нефтяной фазы этой среды, роль которой в коррозионной активности добываемой жидкости многими исследователями часто недооценивается. Действительно, при обычной температуре нефтяная фаза является практически инертной по отношению к большей части металлов. Однако коррозионная активность водной фазы в системе «нефть — вода — газ» может в наибольшей степени быть проявлена лишь при некоторых определенных условиях, которые во многом зависят от физико-химических свойств неполярной фазы среды и влияния ее на характер распределения воды и нефти одна в другой.

Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава с преобладанием углеводородов метанового и нафтенового рядов.

С точки зрения влияния углеводородной фазы на коррозионные свойства системы «нефть — вода» наиболее важна характеристика и состав высокомолекулярной части нефти. К высокомолекулярным соединениям нефти, находящимся в тяжелой ее части, относят, как известно [73], вещества с молекулярной массой выше 400, независимо от того, имеют ли они чисто углеводородную природу или в состав их входят гетероатомы (кислород, сера, азот, металлы).

Высокомолекулярная часть не подвергнутой переработке сырой нефти представляет собой сложную многокомпонентную, в большинстве случаев коллоидную систему, стойкость которой зависит от химической природы и количественного соотношения основных ее составляющих (углеводороды, смолы, асфальтены). Химический состав и строение этих соединений необычайно разнообразен. Сложную структуру имеет неуглеводородная часть высокомолекулярных соединений нефти, в состав которых наряду с углеродом и водородом входят кислород, сера, азот и металлы.

Особый интерес представляют гетероорганические соединения нефти. Многие из них обладают широким спектром физико-химических, коллоидно-физических и технических свойств и широко применяются. Нас, в первую очередь, будут интересовать те из соединений, которые по структуре или свойствам приближаются к типичным ПАВ и способны поэтому проявлять на различных границах фаз особый комплекс объемных, поверхностных и модифицирующих свойств.

Сернистые соединения нефти представлены элементарной серой, сероводородом и группой сернистых соединений с невысокой молекулярной массой [82]. Считают [73], что с повышением молекулярной массы сернистых соединений они по строению приближаются к кислородным и азотистым соединениям нефти, многие из которых по структуре аналогичны типичным ПАВ.

Азоторганические соединения в нефти классифицируют на соединения основного и нейтрального характера [82]. Азотистые соединения основного характера представляют собою преимущественно третичные соединения ряда пиридина, хинолина и акридина и в небольшом количестве соединения первичных ароматических аминов.

Из азотистых соединений нейтрального характера в нефти обнаружены пиррол, индол, карбазол и их производные, порфирины и их полифункциональные соединения с двумя или более гетероатомами серы, азота и кислорода, нитрилы и амиды кислот [82J. Предполагается, что преобладающими нейтральными азотистыми соединениями в нефтях являются циклические амиды кислот, у которых атом азота связан непосредственно с ароматическими радикалами.

Для характеристики физико-химических свойств азотистых соединений следует иметь в виду, что многие из них используются в качестве ингибиторов коррозии [9, 33, 73], эффективных бактерицидов и ПАВ [82]. Поэтому следует ожидать, что содержащиеся в нефти азоторганические соединения могут оказать серьезное влияние на коррозионные свойства системы «нефть — вода».

К кислородным соединениям нефти относится преобладающая часть неуглеводородных веществ. Среди них значительное место занимают нефтяные кислоты (карбоновые). Содержание органических кислот в нефтях колеблется от 0,03 до 1,7% [82]. Основная масса нефтяных кислот представлена монокарбоновыми нафтеновыми структурами и имеет циклическое строение. Полинафтеновые и алифатические кислоты присутствуют в нефти в небольшом количестве. Из алифатических кислот выделены пальмитиновая, стеариновая, миристиновая, арахиновая и др. Нафтеновые кислоты при наличии длинной боковой цепи с числом углеродных атомов в молекуле выше 14 близки по своим свойствам к жирным кислотам с прямой цепью [82]. Щелочные соли нафтеновых кислот — сильные эмульгаторы и пенообразователи. Амиды нафтеновых кислот являются активными ПАВ и обладают флотационными, диспергирующими, ингибирующими свойствами [82].

Нефтяные смолы относятся к группе смолисто-асфальтеновых веществ нефти. Они представляют собой смесь многочисленных и разнообразных кислородсодержащих соединений нефти, включающих серу и азот, и по своим свойствам и структуре занимают промежуточное положение между высокомолекулярными полициклическими углеводородами и асфальтенами, располагаясь ближе к асфальтенам [73]. Нефтяные смолы присутствуют в нефти в виде раствора или коллоидной системы или выделяются из нефти в виде второй жидкой фазы [82].

Из асфальто-смолистых веществ большой интерес представляют асфальтены — наиболее высокомолекулярные соединения из всех выделенных компонентов нефтей. В зависимости от природы нефти, ее свойств и концентрации асфальтенов они могут находиться в нефтях в виде истинных или коллоидных растворов [73].

В коллоидной системе асфальтены являются дисперсной фазой и оказывают большое влияние на стойкость нефтяных эмульсий как стабилизаторы [55], активно адсорбируются на жидких и твердых поверхностях раздела, изменяя молекулярную природу последних. Близость асфальтенов к типичным ПАВ подтверждается их способностью при определенной критической концентрации образовывать в растворах особые ассоциации [73], возможно, агломераты мицеллярного характера.

Физико-химические свойства асфальтенов и их роль при разработке, добыче и подготовке нефти в настоящее время интенсивно изучается [55, 79]. Очевидно, асфальтены, обладая широким спектром объемных и поверхностных свойств, обусловленных в первую очередь их коллоидно-физическими свойствами в жидких растворах, способны оказывать глубокое и разнообразное влияние на распределение в нефти различных гетерогенных фаз (воды, парафина, газа, твердых частиц и т.д.).

Характер и степень коррозионного воздействия добываемой из скважин жидкости на подземное и наземное оборудование промыслов зависят не только от природы нефти и ее физико-химических свойств, но и от условий залегания нефти в залежи, от способа разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, от применяемой техники и технологии добычи, сбора и транспорта нефти на промыслах, а также от периода разработки, в котором находится эксплуатируемое месторождение.

В связи с этим различают следующие четыре основные стадии разработки месторождений. На первой стадии осваивают нефтяное месторождение. Эта стадия характеризуется ростом добычи нефти при малой ее обводненности и выходом на максимальный проектный уровень добычи. Вторая стадия — поддержание более или менее стабильного уровня добычи с неуклонным нарастанием обводненности скважин и постепенным переходом их с фонтанной добычи на механизированную. На третьей стадии значительно снижается объем добытой нефти. Резко прогрессирует обводнение продукции, часть скважин по этой причине выводится из действующего фонда. Четвертая стадия (завершающая) — это разработка истощенных нефтяных пластов. Эта стадия характеризуется низкими дебитами нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Третья и четвертая стадия составляют так называемый поздний период разработки нефтяных месторождений.

По мере извлечения нефти из залежи запасы ее постепенно истощаются. Изменяются условия залегания нефти (падение пластовой энергии, увеличение обводненности пласта) и ее свойства

(нефть дегазируется и становится более вязкой, появляется свободный газ). В результате снижается конечная нефтеотдача залежи, затрудняется отбор оставшейся в пласте нефти.

Для повышения нефтеотдачи истощенных пластов используют вторичные методы добычи: площадное нагнетание воды и газа в нефтяную залежь, форсированный отбор жидкости, применение вакуум-процесса (снижение давления на забое скважин), термические методы воздействия на пласт (закачка пара и горячей воды, создание очагов горения для генерации тепла), нагнетание химических реагентов (ПАВ, углекислого газа и т.д.). Применение методов поддержания пластового давления и вторичных методов извлечения нефти оказывает большое влияние не только на технику и технологию добычи нефти, но и на коррозионные свойства извлекаемой из скважины жидкости.

Нефтяная скважина — основное и наиболее дорогостоящее сооружение на нефтепромыслах. Независимо от того, каким способом (фонтанным или механизированным) извлекается нефть из продуктивного пласта, в скважину на всю ее глубину (от нескольких сотен метров до нескольких километров) спускают колонну обсадных труб диаметром 141, 168 или 203 мм. Внешней своей стороной обсадная колонна (через цементное кольцо) соприкасается с различными подземными породами и насыщающими их агрессивными флюидами.

С забоя скважины нефть поднимают на дневную поверхность, как правило, по насосно-компрессорным трубам. Кольцевое пространство, образуемое внутренней стороной обсадной и внешней стороной насосно-компрессорной колонны, заполняется в зависимости от пластового давления на определенную высоту нефтью (динамический уровень).

Глубиннонасосный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется в том случае, когда пластовая энергия недостаточна для подъема жидкости из пласта и обеспечения первоначальной производительности скважины.

Для подъема нефти из скважин используют поршневые насосы с приводом через колонну штанг от установленного на поверхности станка-качалки, погружные электроцентробежные насосы (ЭЦН), а также гидропоршневые и винтовые насосы [60]. Глубиннонасосный способ с применением штанговых насосов получил среди других механизированных способов наибольшее распространение.

При добыче слабоагрессивной и сильно обводненной нефти значительное число ремонтов скважины приходится на штанговую колонну, которая работает в условиях потока высоковязкой жидкости и больших циклических нагрузок. Большое число поломок штанг в этих условиях можно объяснить коррозионно-усталостным разрушением металла под воздействием агрессивной среды и значительных знакопеременных нагрузок. Остальное металлическое оборудование, если межтрубное пространство скважины достаточно герметично, заметных коррозионных повреждений в глубиннонасосных скважинах не имеет.

Когда из скважин добывают сероводородсодержащую нефть, возможно проявление различных видов коррозионного разрушения. Так, глубиннонасосные штанги подвергаются общей коррозии, коррозионно-механическому износу в условиях знакопеременных нагрузок, коррозии при трении колонны штанг о поверхность насосно-компрессорных труб (фреттинг-коррозия), наводорожива- нию под влиянием сероводорода. Штанговые насосы подвергаются фреттинг-коррозии при трении плунжера в цилиндре насоса, наво- дороживанию в условиях циклических ударных нагрузок (работа клапана насоса). Насосно-компрессорные трубы подвергаются коррозии с внутренней и внешней сторон, иногда колонны наводо- роживаются и обрываются.

Обсадная и насосно-компрессорная колонна в затрубном пространстве подвергаются общей коррозии под действием находящейся там нефти, коррозии в газовоздушной среде при непрерывной конденсации жидкой фазы. Опасный характер приобретает разрушение труб при попадании сюда кислорода воздуха через негерметичное устье скважины.

Аналогичный характер и распределение коррозии наблюдается в скважинах с глубиннонасосной эксплуатацией, имеющих очень низкий динамический уровень. Такие скважины, находящиеся на конечной стадии добычи нефти, работают, как правило, периодически. Для достижения более полной утилизации попутного газа в затрубном пространстве создают вакуум. Здесь весьма серьезным коррозионным повреждениям подвергаются обсадные и насоснокомпрессорные трубы, поскольку на металлическую поверхность воздействует попеременно то агрессивная газовая среда, то попадающий в верхнюю часть скважин воздух. Попеременному воздействию обводненной нефти и агрессивной газовоздушной среды подвергаются глубиннонасосные штанги.

В последние годы на нефтепромыслах страны вместо громоздких и металлоемких штанговых установок широкое распространение получили бесштанговые погружные электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые позволяют непрерывно извлекать из скважины газожидкостной поток нефти. По распределению и характеру коррозии эти скважины аналогичны фонтанным. Специфической (эрозионной и фреттинг) коррозии могут подвергаться отдельные узлы электропогружных насосов. Хотя ЭЦН имеют длительный межремонтный период эксплуатации и выпускают их в коррозионностойком исполнении, выход погружных насосов из строя возможен при применении в них отдельных деталей в обычном исполнении, а также при нарушении ряда других технических условий их эксплуатации.

Практика эксплуатации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин свидетельствует о сложной зависимости между коррозионной активностью добываемой из скважин жидкости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования. Часто потенциально агрессивная система «нефть — вода — газ» из-за действия одного или нескольких неучтенных факторов может оказаться неагрессивной, и, наоборот, слабоагрессивная среда при изменении условий добычи нефти и, следовательно, преимущественном проявлении других факторов может быть весьма коррозионно-активной.

На скорость и распределение коррозии подземного и наземного оборудования скважин оказывают влияние следующие факторы:

  • • тип скважины и способ добычи нефти;
  • • производительность и режим движения в скважине газожидкостной смеси;
  • • давление на забое и устье скважины и распределение температуры по ее стволу;
  • • уровень жидкости и состав газовоздушной среды в кольцевом (затрубном) пространстве скважины;
  • • состав и свойства добываемой нефти;
  • • состав и свойства извлекаемой вместе с нефтью пластовой воды;
  • • состав и свойства попутного нефтяного газа и содержание в нем коррозионно-активных примесей (сероводорода, С02, и др.);
  • • соотношение нефти и воды в добываемой продукции и характер распределения этих фаз друг в друге;
  • • образование защитных пленок на металлической поверхности из органического и неорганического материала (парафин, смолы, сульфид железа, карбонаты кальция, магния и железа);
  • • наличие абразивных частиц в потоке жидкости (песок, сульфид железо, кристаллы солей, глина и др.);
  • • проявление жизнедеятельности бактерий.

Прежде чем рассмотреть характер влияния каждого из указанных факторов на коррозионную активность системы, следует классифицировать все добываемые в стране нефти на две основные группы: содержащие и не содержащие сероводород. Очевидно, при прочих равных условиях потенциально агрессивными в первую очередь будут сероводородсодержащие нефти. В нефтях, где сероводород отсутствует, коррозионная активность, хотя и может изменяться в довольно широких пределах, все же не достигает той степени агрессивности, которая характерна для сероводородсодержащих нефтей.

Принятый при разработке и эксплуатации месторождений способ добычи нефти и используемые для этого типы скважин (фонтанные, газлифтные или глубиннонасосные) оказывают глубокое и разнообразное влияние на структуру газожидкостного потока и, следовательно, коррозионную активность добываемой из этих скважин смеси. В фонтанных скважинах, где нефть добывается, как правило, безводной или относительно малообводненной, распределение дисперсных фаз (нефти, воды и газа) друг в друге подчиняется ряду определенных закономерностей, характерных именно для этих скважин. Например, благодаря различной относительной скорости движения нефти, воды и газа по отношению друг к другу в нижней части фонтанирующей скважины обводненность нефти водой больше, чем в верхней [49]. В газлифтных скважинах структура потока и агрессивность извлекаемой из пласта жидкости в значительной степени зависит от состава и свойств сжатого газа или воздуха, подаваемого для подъема нефти.

В глубиннонасосных скважинах поток жидкости в зависимости от применяемого насоса (штангового или ЭЦН) может иметь циклический или равномерный характер, что определяет различную степень распределения и устойчивость дисперсных фаз в добываемой смеси. Применение периодического или одновременнораздельного способов эксплуатации, с одной стороны, определяет выбор типа и конструкции скважины, а с другой — различную структуру и агрессивность извлекаемой из продуктивного пласта жидкости.

В значительно большей степени структура и режим движения газожидкостной смеси в скважине зависят от ее производительности и газо-водонасыщенности потока. В связи с этим различают структуры трех типов:

  • • эмульсионная (пенная) — характеризуется более или менее равномерным распределением мелких пузырьков газа в жидкости;
  • • четочная — для нее характерно движение укрупненных пузырей газа сквозь поднимающуюся по стволу скважины жидкость;
  • • стержневая — здесь основная масса газа движется по центру трубы сплошным потоком (стержнем), а поднимаемая из скважины жидкость прилегает к стенкам труб в виде тонкого слоя. Наряду с указанными структурами существуют и другие, промежуточные. В реальных условиях при движении газожидкостной смеси могут существовать одновременно все три структуры [61], которые последовательно распределяются по стволу скважины. Газожидкостной поток с эмульсионной (пенной) структурой характерен, как правило, для высокодебитных (фонтанных) скважин, а с четочной структурой — для малодебитных скважин со сравнительно невысокими газовыми факторами.

Изменение давления и температуры по стволу скважины сопровождается изменением структуры и физико-химических свойств газожидкостного потока. Известно, что по мере снижения давления поднимающейся по стволу скважины жидкости из нее выделяется газ и понижается температура смеси. Понижение температуры жидкости способствует образованию и выпадению внутри подъемных труб (НКТ) парафинистых отложений, что изменяет условия контакта металлической поверхности с потоком жидкости (т.е. коррозию труб). Понижение температуры внешней поверхности подъемных труб приводит к конденсации на этих трубах двухфазной жидкости, выпадающей из газовоздушной среды, которая заполняет кольцевое пространство скважины. Если эта среда содержит агрессивные примеси (сероводород, С02 или кислород), то насосно-компрессорные трубы подвергаются сильной коррозии.

Аналогичное явление можно наблюдать и на внутренней поверхности обсадных труб. Правда, здесь изменение температуры уже связано с влиянием окружающих обсадную колонну подземных пластов. И, наконец, на развитие коррозии насосно-компрессорных и обсадных труб в кольцевом пространстве скважин большое влияние оказывает уровень скапливающейся здесь нефти, а также состав и свойства выделяющегося из нее газа. Большая или меньшая высота нефти в скважине, площадь контакта агрессивной среды с металлической поверхностью обсадных и насосно-компрессорных труб определяют ту или иную степень коррозионного разрушения подземного оборудования скважины.

С темпами накопления и удаления газа из межтрубного пространства скважины связаны периодические прорывы газа к башмаку (низу) фонтанных труб, что сопровождается резким понижением забойного давления и, следовательно, нарушением равномерности движения потока жидкости в скважине [61]. Если в добываемой продукции имеются абразивные примеси (песок, кристаллы солей), то пульсирующая работа скважины может вызвать эрозионный износ или образование пробок в подъемных трубах.

Состав и свойства добываемой из скважин нефти оказывают сильное влияние на агрессивность газожидкостной смеси. При этом, как было указано ранее, дело заключается не столько в агрессивном воздействии на металлическую поверхность самой нефти, сколько в совокупном влиянии неполярной фазы и содержащихся в ней поверхностно-активных веществ на коррозионные свойства водонефтяной смеси в целом.

Пластовые воды нефтяных месторождений представляют собой высококонцентрированные растворы солей (преимущественно хлористого натрия и кальция) и обладают нейтральным pH. Если в них отсутствует сероводород, С02 или кислород, пластовые воды оказывают, как правило, слабое коррозионное воздействие на металлическое оборудование скважин. При наличии сероводорода или попадании в воду кислорода из различных источников их коррозионная активность резко возрастает. В зависимости от содержания в пластовых водах коррозионно-активных агентов процесс коррозии металлов в этих электролитах протекает с водородной или кислородной деполяризацией. Вопрос о коррозионной активности пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, следует рассматривать исходя из того, являются они в системе «нефть — вода» диспергируемой фазой или дисперсионной средой.

Из многих факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы «нефть — вода», важнейшим является соотношение воды и нефти. Ряд исследователей считает [9, 53, 54], что агрессивность добываемой нефти постепенно растет с повышением содержания в ней воды. Имеются данные [9, 52], что одному и тому же соотношению воды и нефти соответствует различная коррозионная активность системы. До сих пор не установлено, какое соотношение воды и нефти отвечает максимально возможной агрессивности системы и существует ли критическое соотношение между водой и нефтью, после которого коррозионная активность продукции скважины начинает резко возрастать.

Вопрос о коррозионном поведении газожидкостной смеси, которая содержит в качестве отдельной фазы минерализованную воду, представляет большой теоретический и практический интерес, поскольку на нефтепромыслах чаще всего приходится встречаться с движением трехфазных смесей (нефть, вода, газ). Как уже указывалось, эта многокомпонентная система поднимается по скважине и транспортируется по нефтесборным коллекторам в виде эмульсионной структуры, характеризующейся, как и всякая эмульсия, дисперсностью, устойчивостью во времени и скоростью коалесценции (расслоения фаз). С точки зрения коррозии нас в первую очередь интересуют физико-химические свойства нефтяных эмульсий, возникающих при совместном движении в скважине воды и нефти.

Нефтяные эмульсии принадлежат к группе так называемых лиофобных дисперсных систем, характеризующихся относительно небольшой степенью дисперсности, поэтому они термодинамически агрегативно неустойчивы во времени. В противоположность им лиофильные эмульсии характеризуются высокой степенью дисперсности и являются поэтому термодинамически устойчивыми равновесными системами.

По характеру распределения несмешивающихся фаз нефтяные эмульсии относятся к эмульсиям обратного типа В/М: полярная фаза (вода) распределена в неполярной среде (нефти). Эмульсии типа В/М легко смешиваются с неполярной средой (нефтью), избирательно смачивают гидрофобную поверхность и не обладают заметной электропроводностью. По содержанию дисперсной фазы в дисперсионной среде водонефтяные эмульсии принадлежат к концентрированным полидисперсным эмульсиям, в которых соотношение фаз может колебаться от 1% воды до 1% нефти.

Для подъема нефти из скважин при механизированных способах эксплуатации применяют преимущественно насосные установки двух типов:

• поршневые глубинные насосы с приводом через колонну штанг

от станка-качалки, установленного на поверхности;

• погружные центробежные насосы с электроприводом.

Конструкция глубинных поршневых насосов довольно проста.

Основные узлы насосов, которые подвергаются коррозионному износу, — это клапанная и плунжерная пары. Наиболее важная характеристика глубинного насоса — его износостойкость в откачиваемой среде.

Факторы, влияющие на износостойкость поршневых насосов, можно подразделить на внешние и внутренние [15]. К внутренним факторам относятся: деформация и напряжения, возникающие в гидравлической части насоса; изменение состояния и размеров трущихся поверхностей; удельное давление, возникающее при одностороннем движении плунжера под действием насосных усилий; ударное действие клапанных пар; марка стали и характер механической обработки, т.е. все те особенности конструкции насоса, которые характеризуют его работу.

К внешним факторам относятся: условия эксплуатации скважин; их глубина; состав и свойства откачиваемой среды; температура; коррозионная активность водогазонефтяной смеси. Глубина скважины определяет тип используемого насоса. Состав и свойства откачиваемой жидкости оказывают большое влияние на работоспособность насоса. В первую очередь это касается вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней парафина, минеральных солей и осадков продуктов коррозии. Эти примеси приводят к заеданию плунжерной и клапанной пары и влияют на производительность насоса в целом. Серьезные затруднения в работе глубинных насосов вызывает наличие в добываемой нефти песка. Значительно снижается производительность насоса из-за износа клапанной пары под действием коррозионно-активной среды.

Местной коррозии в присутствии сероводорода подвергается хромированная поверхность шарика и седло клапана в месте их постоянного контакта. Поверхности шарика и седла клапана выкрашиваются. Это ведет к появлению зазоров и резкому снижению производительности насоса. Довольно часто наблюдаются случаи раскалывания шариков, что требует остановки скважины и подъема насоса для ремонта. Разрушение деталей клапанной пары связано с циклическим режимом ее работы и сильными ударами шарика о седло в условиях контакта с сероводородсодержащей средой.

Пара «плунжер — втулка» подвергается коррозионно-механическому износу при трении, который особенно усиливается в агрессивной среде. В этих условиях в первую очередь срабатывается хромированная поверхность плунжера и обнажается основной металл. Износ носит местный характер. Срабатывается втулка цилиндра. В результате увеличивается зазор в плунжерной паре. Увеличение зазора влечет уменьшение производительности насоса в целом.

Коррозионно-механический износ плунжерной пары резко возрастает в условиях контактной коррозии, когда трущиеся поверхности образуют эффективно-действующую гальваническую пару. Скорость коррозии такой пары, определяемая плотностью протекающего между ними электрического тока, зависит от начальной разности потенциалов каждого металла и их поляризации.

Как показывает эксплуатация глубинных насосов, срок их работы сокращается иногда из-за нарушения целостности обработанной поверхности плунжера. При этом на поверхности трущихся деталей возникает пара «простая сталь — обработанная сталь», в которой первая является анодом и быстро разрушается. Для оценки коррозионной стойкости применяемых металлов и их специальной обработки необходимо знать в данной агрессивной среде их начальные потенциалы, поляризуемость и качество (стойкость) поверхностной обработки.

Детали погружных электроцентробежных насосов, как правило, изготовляют из коррозионностойких металлов и сплавов, поэтому эти насосы имеют длительный межремонтный срок службы. При перекачке высокоагрессивных жидкостей (обводненной нефти, содержащей сероводород) межремонтный период насосов заметно сокращается по сравнению с их работой в слабоагрессивных средах. Однако причины снижения срока службы ЭЦН и за счет износа каких деталей насоса чаще всего прекращается их работа остаются до сих пор неясными и требуют специального изучения.

Практика эксплуатации нефтяных скважин, оборудованных глубиннонасосными установками, показывает, что наиболее уязвимый узел всей установки — колонна штанг. Число и характер поломок (обрывов) штанг различны не только на том или ином нефтяном месторождении, но и отличаются в пределах одной залежи, поэтому причины обрывов насосных штанг на каком-либо месторождении зависят от конкретно сложившихся условий добычи нефти.

Большое число поломок можно объяснить специфической конструкцией штанговой колонны и особыми условиями эксплуатации штанг в скважинах [3]. Они испытывают постоянные растягивающие усилия от собственного веса и действия переменных сил, от веса столба жидкости, инерции масс жидкости и штанг, гидродинамического трения, а также от сил полусухого трения штанг о трубы насоса в цилиндре и т.д. Штанги постоянно подвергаются сложным циклическим нагрузкам в откачиваемой из скважин жидкости, которая, как правило, не является инертной по отношению к металлу штанг.

Анализ причин поломок насосных штанг на промыслах показывает, что аварии являются следствием следующих факторов:

  • • несоответствие установленного режима работы штанговой колонны в скважине условиям подъема водогазонефтяной смеси на дневную поверхность;
  • • агрессивное воздействие откачиваемой из скважины жидкости. Чтобы избежать чрезмерных нагрузок на колонну, приводящих

к частым обрывам насосных штанг, необходимо строго соблюдать технически обоснованный режим работы штанговой колонны.

Описание механизма коррозии внутренней поверхности стальных резервуаров при контакте с рабочими сероводородсодержащими средами приведено в работах А.А. Гоника с соавторами [23, 24, 25]. Отмечается, что большое значение в развитии или замедлении коррозии внутренней поверхности резервуаров имеет состояние его стенок и металлических конструкций (наличие окалины, продуктов коррозии, вмятин, потертостей, царапин, характер зоны сварного шва и околошовной зоны и т.д.). Кроме того, резервуар по мере заполнения и опорожнения подвергается также значительным механическим нагрузкам. Интенсивность коррозионного разрушения внутренней поверхности резервуаров обусловлена не только назначением и технологическими факторами их эксплуатации, но и конструктивными (часто неудачными) особенностями устройства их отдельных узлов. Это приводит к резко выраженному неравномерному распределению коррозии в конструктивных элементах и по зонам резервуаров.

К условиям, вызывающим локальную коррозию конструкционных элементов, относят наличие: различных площадок и углублений, где постоянно скапливается вода; узких зазоров и щелей, трудно доступных и медленно освобождающихся от агрессивной среды участков; зон периодического смачивания и контакта поверхности стенок резервуаров с водой, нефтью и газовоздушной средой.

Температура сырой (обводненной и обезвоженной) нефти — многообразный по проявлению фактор коррозии внутри резервуаров. Она определяет растворимость в этих средах основных коррозионных агентов (воды, кислорода, сероводорода и С02), а также, согласно химической кинетике, скорость коррозионного процесса. На развитие коррозии металлов в емкостях оказывает влияние не столько температура углеводородных жидкостей, сколько разность температур между нефтью и окружающей резервуар атмосферой. Значительная разность температур между стенками резервуара и контактирующей с ними газовой средой (при полной насыщенности ее влагой и парами углеводородов) является движущей силой процесса непрерывной конденсации жидкости на кровле и внутренних стенках резервуара и, следовательно, причиной не только дополнительного обводнения хранящейся в резервуаре нефти и нефтепродуктов, но и насыщения конденсирующихся капель воды и нефтепродуктов компонентами газовой атмосферы (кислородом и сероводородом).

А.А. Гоник, А.А. Калимуллин и Е.Н. Сафонов отмечают, что при постепенном или быстром опорожнении резервуара от нефти и поступлении в его газовое пространство воздуха с кислородом интенсивность конденсационных процессов и площадь, на которой эти явления происходят, возрастают, что повышает скорость коррозионных процессов. Разность температур между хранимой в емкости нефтью и окружающей атмосферой в холодное время года может быть весьма значительной. Колебания этой температуры в дневное и ночное время (особенно если в резервуар поступает весьма горячая нефть) оказывают заметное влияние на скорость разрушения металлов.

Содержание кислорода и воды в обезвоженных нефтях и нефтепродуктах наряду с сероводородом зависит, при их длительном хранении, от объема газовоздушного пространства резервуара, который сильно изменяется при периодических опорожнениях и заполнениях емкостей со стационарной кровлей и остается относительно постоянным и небольшим при использовании плавающих крыш или понтонов.

При длительном хранении в емкостях светлых нефтепродуктов скорость коррозии возрастает от днища к крыше резервуара. Это объясняется насыщенностью газового пространства кислородом.

В вертикальных стальных резервуарах (РВС), содержащих нефтепродукты с плотностью 1000 кг/м3 и выше, скорость равномерной коррозии стенок не превышает 0,025 мм/год, а в резервуарах для легких бензинов плотностью 650 кг/м3 и меньше — повышается до 0,5 мм/год. Это объясняется большей растворимостью кислорода в нефти и нефтепродуктах с небольшой плотностью. Для автомобильных бензинов, топлив для реактивных двигателей и дизельных топлив скорость коррозии стенок резервуаров изменяется от 0,025 до 0,25 мм/год, с тенденцией повышения в 2—3 раза, если она носит локальный характер.

При совместном присутствии в среде кислорода, сероводорода и С02 скорость коррозии металла резко возрастает, что связано со стимулирующим действием не только сероводорода, но и продуктов его коррозии — сульфидов. При этом наибольшая скорость локальной коррозии железа или стали (1,0—1,5 мм/год) отмечается в газовоздушной среде кровли резервуара, так как на его стенках постоянно конденсируется, пропитывает продукты коррозии, а при некоторых условиях стекает по стенкам верхних поясов резервуара двухфазная жидкость, насыщенная кислородом и сероводородом. На днище резервуара, где скапливается сероводородсодержащая подтоварная вода, скорость общей коррозии колеблется в пределах 0,5—0,8 мм/год, что связано с совокупным действием сероводорода и сульфида железа. Если на дне резервуара под осадками сульфидов создаются условия для развития сульфатвосстанавливающих бактерий, скорость локальной коррозии может возрасти на порядок, что объясняет появление сквозных язв на днище через 2—5 лет, а иногда и раньше.

Конденсирующаяся на более холодных стенках резервуара двухфазная жидкость является весьма коррозионно-активной. В промысловых резервуарах для сбора и хранения подготовленной (товарной) нефти или в резервуарах системы магистрального транспорта нефти конденсационные процессы из-за невысокой температуры нефти, ее стабильности и т.д. проявляются в меньшей степени.

При отсутствии в нефти сероводорода в газопаровом пространстве находится лишь один кислород, попадания которого из атмосферы при наличии негерметичных люков избежать часто не удается. Скорость коррозии кровли и стенок резервуара в условиях конденсации на его холодных стенках газопаровой фазы достигает 0,5 мм/год, что характеризует эти условия как среднеагрессивные.

Чем меньше разность температур между поступающей в резервуар нефтью, газопаровой фазой и окружающей атмосферой, тем меньше интенсивность конденсационных процессов и, следовательно, меньше разрушения верхней зоны резервуара и кровли. Такие условия характерны для резервуаров системы магистрального транспорта, хотя конденсация воды и ее паров и здесь имеет место. При наличии сероводорода скорость коррозии металла в газопаровой зоне таких резервуаров может достигать значений до 1,5 мм/год. На практике скорость коррозии кровли этих резервуаров несколько меньше, чем для промысловых резервуаров, но достаточно заметна при длительной эксплуатации резервуаров.

Промысловый или товарный резервуар на сборных или магистральных трубопроводах в течение суток лишь 1 —2 раза заполняется и опорожняется нефтью. Поэтому коррозия внутренней поверхности нефтяных резервуаров имеет еще более своеобразное распределение и протекает в результате сложного взаимодействия металла с нефтью, водой и газом, содержащим сероводород и (или) кислород.

Нефть при заполнении и опорожнении резервуара, смачивая тонким слоем стенку резервуара, вследствие избирательного смачивания и гидрофобизации поверхности, оказывает двойственное влияние на разрушение стенки резервуара [24]. Поэтому пока конденсирующиеся из газовоздушного пространства резервуара легкие углеводороды не смоют со стенки пленку нефти, последняя в некоторой степени тормозит коррозионный процесс.

Чем длительнее контакт металла стенки резервуара с пленкой нефти, тем меньше скорость коррозии. Наименьшую скорость коррозии имеет металл корпуса резервуара, постоянно смоченный или погруженный в нефть. Удаление нефтяной пленки легким углеводородом, конденсирующимся из газовой среды резервуара, способствует усилению агрессивного действия конденсирующейся влаги. Когда металл в резервуаре большую часть времени контактирует с газовой средой, коррозионный процесс целиком определяется интенсивностью конденсации влаги и углеводорода на холодных стенках резервуара. Такое состояние складывается в крупногабаритных резервуарах на магистральных нефтепроводах, когда резервуары эксплуатируются в режиме подключенной емкости, т.е. резервуар постоянно заполнен лишь наполовину протекающей через него нефтью.

Чем выше плотность нефтепродукта и нефти и чем больше в их составе поверхностно-активных веществ, способствующих усилению избирательного смачивания, тем продолжительнее период, требуемый для удаления пленки этого нефтепродукта со стенки резервуара и замены его водно-углеводородной среды, вызывающей сильную коррозию металла в тонких слоях.

Многолетними исследованиями по коррозии в нефтедобывающей промышленности показано [23, 24], что сильное разрушение сталей в сероводородсодержащих средах вызвано не столько самим сероводородом, сколько продуктами его коррозии — сульфидами железа. Взвесь сульфидов, осаждаясь на поверхности стали (а также цветных металлов — алюминия, цинка и даже легированных сталей), образует с ними многочисленные локальные гальванические макропары с разностью потенциалов от 0,2 до 0,4 В [24], в которых они являются анодами, а контактирующий с ними сульфид железа — катодом, что вызывает локальное разрушение металла с большой скоростью. Выяснена довольно сложная структура сульфидов железа, которые в зависимости от условий образования могут иметь различную кристаллическую форму (дисульфидов, пирита, трои- лита, кансита и макинавита).

При поступлении в сырьевые и технологические резервуары добываемая из скважин продукция (гетерогенная система «нефть — вода — газ») в них разделяется на три четко разграниченные между собой фазы: внизу — минерализованная или сточная вода, в средней части — достаточно еще обводненная нефть (до 20-30%), вверху — газовоздушная среда, насыщенная парами воды, сероводородом и С02. В этих трех зонах контакта рабочей среды с металлическими конструкциями резервуара коррозия протекает по-разному.

В состав подтоварных вод промыслов входят в основном ионы калия, натрия, магния, кальция, хлора, сульфатов и бикарбонатов. В зависимости от соотношения этих ионов пластовые воды промыслов классифицируют по четырем типам: сульфонатриевые, гид- рокарбонатно-натриевые, хлормагниевые и хлоркальциевые. Коррозионная активность этих всех вод, как правило, невелика. Для месторождений Урала, Поволжья и Западной Сибири основным типом вод нефтепромыслов являются хлоркальциевые воды. Минерализация пластовых вод на месторождениях страны колеблется в широких пределах: от 20 (Западная Сибирь) до 300 г/л (Урало- Поволжье). Сами пластовые воды месторождений нейтральны (pH порядка 6,5—7,5), и колебания минерализации относительно мало влияют на химическую активность этих вод. Основное влияние на коррозионные свойства минерализованных вод оказывают такие активные стимуляторы коррозии, как сероводород, С02 и кислород.

При накоплении сульфидов на днище резервуара возникает гальванический контакт их с металлом и образуются макрогаль- ванические пары «железо — сульфид», в которых первое является анодом и ускоренно разрушается со скоростью от 2 до 5 мм/год.

В области днища и нижних поясов резервуаров имеется большое число сварных швов, которые в условиях сероводородной коррозии в водных средах вызывают серьезные разрушения металлических листов резервуара, особенно быстрые и неустранимые, если в этих местах контактируют разнородные по химическому составу стали. В этом случае даже в умеренных климатических условиях зимой возникают внезапные и аварийные растрескивания листов корпуса резервуаров.

В газовой среде при наличии агрессивных компонентов, в первую очередь сероводорода, протекает активная коррозия, которая быстро разрушает тонкостенные листы кровли и верхних поясов. Наиболее активным стимулятором коррозии при этом выступает также сульфид железа. В работах [23, 25] приведены производственные данные, указывающие, что скорость коррозии листов резервуара в парогазовом пространстве достигает 0,5—1,0 мм/год, что за 2—3 года может вывести кровлю из строя и сделать ее негерметичной.

Следует указать, что образующиеся на кровле резервуара осадки сульфида железа постоянно осыпаются на его днище, вызывая там особо опасную локальную коррозию. В двухфазной системе «углеводород — электролит» под воздействием имеющейся на поверхности стали гидрофильной оксидной пленки происходит избирательное смачивание металла электролитом и образование вогнутого мениска с тонкой пленкой электролита между металлом и углеводородной фазой. Ввиду того, что углеводородная фаза обладает значительно более высокой растворимостью газов, чем вода, происходит резкое увеличение скорости коррозии под пленкой электролита и локализация коррозионных разрушений на границе фаз.

Расчетами было показано, что доля коррозионных потерь металла, соприкасающегося с углеводородной фазой среды, составляет 90-95% общей потери массы образца, погруженного в две не- смешивающиеся жидкости [23]. Несмотря на то что процесс коррозии развивается в водной фазе — сначала в объеме воды, а затем в пленке электролита, наибольшая скорость коррозии на поверхности металла, соприкасающейся с углеводородной фазой, равна 2—3 г/м2ч, а в объеме электролита — 0,4—0,8 г/м2ч.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>