2. Коррозия металла. Способы защиты оборудования от коррозии.

Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших в мире. Почти 1/3 производимого металла разру­шается по причине коррозии. Ежегодные потери металла от коррозии в нашей стране в нефтяной промышленности со­ставляют 1 млн. т, из них 800 тыс. т — трубы. Общий металлофонд в нефтяной промышленности 40 млн. т. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30 % приводит к загрязнению окружающей среды.

Основной причиной коррозии газопромыслового оборудо­вания является химическое или электрохимическое воздейст­вие агрессивных компонентов, входящих в состав извлекае­мого флюида, на металл, Интенсивность ее зависит: от харак­тера и структуры металла; от характера состава агрессивной среды, в которой могут содержаться вещества, ускоряющие или замедляющие процесс коррозии; от температуры и дав­ления этой среды; от механического воздействия на металл и т.п.

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и влияющих на электрохимические реак­ции, является концентрация ионов водорода, т.е. водородный показатель рН среды. Если водородный показатель рН < 7, то это свидетельствует о кислой реакции, если рН > 7 — ще­лочной. Скорость коррозии особенно сильно возрастает с уменьшением рН до 4 и менее. При изменении рН от 4 до 9 скорость коррозии примерно остается постоянной, и с даль­нейшим увеличением (рН > 9) она уменьшается. В сильно ще­лочной среде (рН > 14) наблюдается увеличение коррозии вследствие растворения продуктов коррозии с образованием ферратов.

Механизм коррозии газопромыслового оборудования но­сит обычно смешанный характер: электрохимический, при котором разрушение является результатом действия боль­шого количества микрокоррозионных гальванических эле­ментов за счет неоднородности различных участков по­верхности металла, имеющих разные потенциалы и хими­ческий характер, при котором разрушение является резуль­татом непосредственного взаимодействия коррозионного агента с металлом. По основному агенту, вызывающему кор­розию, различают: сероводородную и углекислотную корро­зию и коррозию растворенными в пластовой воде низкомо­лекулярными органическими кислотами (уксусной, муравьи­ной, пропионовой и др.). Процессы коррозии протекают обычно со смешанным электрохимическим и химическим механизмом.

По условиям протекания коррозионного процесса выделя­ются следующие основные виды коррозии;

коррозия в электролитах, в качестве которых обычно слу­жат кислоты. Электролитом является конденсационная или пластовая вода, насыщенная H₂S, C0₂ или органическими кислотами или их солями;

коррозия под напряжением, возникающем за счет растя­жения НКТ, в том числе и под действием собственного веса труб;

коррозионная эрозия, вызываемая большими скоростями движения электролита, наличием выступов, впадин вместе с абразивным истиранием металла;

щелевая коррозия, возникающая во фланцах и резьбовых соединениях;

биокоррозия, связанная с деятельностью сульфатов восста­навливающих бактерий, бактерий, поглощающих железо и марганец в форме ионов, и др.

По характеру коррозионного разрушения различают: сплошную коррозию, которая носит поверхностный харак­тер; местную — точечную и питинговую; коррозионное рас­трескивание за счет одновременного воздействия агрессивной среды и растягивающих напряжений, поражающее металл в глубину, например, наводороживание металла при наличии H₂S в газе.

Многообразие видов коррозии, протекающей на место­рождениях природного газа, вызвано большим разнообрази­ем условий работы газопромыслового оборудования, изготов­ленного из стали различных марок.

Наиболее четко выделяется несколько узлов, резко отлича­ющихся характером и интенсивностью коррозионных разру­шений, при отсутствии подачи ингибиторов или применении специальных сталей.

Коррозия НКТ обычно начинается с некоторой опреде­ленной глубины от устья скважины — например, па место­рождениях Краснодарского края это 1200—800м. Ниже этого интервала коррозия была весьма незначительна. К устью скважины интенсивность коррозии возрастала. Внутренняя поверхность труб корродирует в основном равномерно. Ско­рость коррозии обычных стальных труб составляла 0,2 — 0,8 мм/год. Нижние концы труб в муфтовых соединениях труб корродировали на значительно большую глубину. Ско­рость коррозии их достигала 5 — 7 мм/год. Максимальные разрушения фонтанной арматуры приурочены к местам рез­кого изменения направлений газожидкостного потока; пово­ротам, выступам, местам скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер. Скорость коррозии уплотнительных колец, задвижек, тройников достигала 10 мм/год и более.

Максимум коррозии в горизонтально уложенных трубо­проводах приурочен к нижней образующей, где в основном движется электролит. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоян­но смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии меньше. Наряду с общим равноцен­ным характером коррозии имеются участки с язвенной то­чечной коррозией. Скорость коррозии составляла 1 — 2 мм/год.

На УКПГ коррозия в основном носит равномерный харак­тер, и скорость ее не превышает 0,2 —0,4 мм/год. В местах поворотов и в пониженных местах имеются участки с язвен­ной и точечной коррозией.

С увеличением концентрации коррозионных агентов в во­де скорость коррозии увеличивается. Концентрация С0₂ и H₂S в воде зависит от давления, температуры и минерализа­ции воды.

В скважинах интервал изменений рН воды обычно коле­бался от 2 до 7. Отмечалось отсутствие коррозии в сква­жинах в нейтральных средах. Содержание рН зависит от концентрации в воде С0₂ и H₂S и ее ионного и солевого со­става.

Обычно с ростом температур возрастают скорость хими­ческих и электрохимических реакций и скорость коррозии, но увеличение температуры уменьшает растворимость С0₂ и H₂S в воде, что уменьшает скорость коррозии. Однако при высоких давлениях концентрация коррозионных агентов в воде достаточно велика, и в целом рост температуры стиму­лирует процессы коррозии.

НКТ и обсадные колонны в скважине эксплуатируются в условиях значительных растягивающих напряжений, усилива­ющих интенсивность коррозии.

Рост скорости газожидкостного потока увеличивает интен­сивность коррозии.

В местах расположения выступов, впадин, поворотов, шту­церов и других местных сопротивлений увеличивается ско­рость коррозии.

Присутствие углеводородного конденсата оказывает пасси­вированное влияние, уменьшая скорость коррозии за счет образования защитной пленки на металле. Однако конденсат служит и стимулятором коррозии на границе двух несмешивающихся жидкостей — воды и конденсата в присутствии се­роводорода.

Защита оборудования от коррозии с применением инги­биторов является самым распространенным методом. Инги­биторы условно можно подразделить на следующие группы.

Нейтрализаторы, нейтрализующие коррозионные агенты. Широко распространены такие нейтрализаторы, как извест­ковое молоко, сода и др. Нейтрализаторы обладают высокой эффективностью защиты (до 100%), а также увеличивают теплотворную способность газа за счет нейтрализации СО-,, и H₂S. Однако в результате нейтрализации могут образовывать­ся нерастворимые осадки, забивая штуцера, трубопроводы и др. При значительном содержании С0₂ и H₂S для нейтрализа­ции требуется большое количество данного ингибитора, Обычно при содержании H₂S в газе в количестве, при кото­ром экономически нецелесообразно получение элементарной серы, применение нейтрализаторов приобретает практичес­кий интерес.

Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту ме­талла с электролитом. Применяют углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы. В качестве первых распро­странены отходы нефтехимического производства.

На промыслах для защиты различных элементов оборудо­вания довольно широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так, применение уплотнительных колец из стали марки 1Х8Н9Т и наплавка уплотнительных поверхностей за­движек фонтанной арматуры электродами из нержавеющей стали способствовали увеличению срока службы этих узлов в несколько раз.

Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лако­красочные, стеклянные и др.) можно использовать в различ­ных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасоч­ные покрытия применяются для покрытий внутренней по­верхности газопроводов, сепараторов при наличии в газе H₂S, Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо слож­ных, с точки зрения коррозии, условиях эксплуатации. Для газоконденсатных скважин из пластмассовых покрытий вы­держали испытания покрытия на основе эпоксидных компо­зиций и др.