МУ по ОСЛОЖНЕНИЯМ КОРРОЗИИ

Федеральное агентство по образованию
13 EMBED CorelDraw.Graphic.6 1415



Методические
указания


Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Утверждаю
Директор ИГНД
_____________Е.Г. Язиков
«____»_________2008 г.


ПОДГОТОВКА, ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Методические указания по выполнению практической работы «Коррозионные осложнения при промысловом транспорте скважинной продукции» для студентов очного обучения направления 130500 «Нефтегазовое дело» специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»


Институт геологии и нефтегазового дела








Томск 2008

13 EMBED CorelDraw.Graphic.6 1415



Методические
указания


УДК 681.783.2 (076.5)

Методические указания по выполнению практической работы «Коррозионные осложнения при промысловом транспорте скважинной продукции» для студентов дневного отделения направления 130500 «Нефтегазовое дело» специальность 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», ИГНД – Томск: Изд-во. ТПУ, 2008 – с.


Составитель: доцент, к.х.н. Чухарева Н.В.


Рецензент: доц., к.т.н. Рудаченко А.В.

Научный редактор: д, х.н.,, профессор Югорского университета
Новиков А.А.

Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры транспорта и хранения нефти и газа (ТХНГ) протокол № от г.,


Зав. кафедрой ТХНГ доцент, к.т.н. ____________ А.В. Рудаченко



ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА
«Коррозионные осложнения при промысловом транспорте скважинной продукции»
1. Осложнения, связанные с коррозионным разрушением промысловых трубопроводов
Одним из важнейших факторов снижения надежности промысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых углеводородных сред, содержащих коррозионно-активные компоненты.
Ежегодно в России на промыслах происходит около до 70 тыс. аварий трубопроводного транспорта, 90 % из которых являются следствием коррозионных повреждений. Из общего числа аварий на долю систем сбора углеводородов приходится около 55 % . На ежегодную замену промысловых сетей расходуется более 8 тыс. км труб, что составляет около 400500 тыс. тонн стали.
Трубопроводы одинакового сортамента и диаметра с идентичной микроструктурой и химическим составом и, в сходных условиях эксплуатации значительно отличаются сроком безаварийной службы: одни работают без повреждений весь проектный срок, другие разрушаются в результате сквозных коррозионных повреждений значительно раньше.
Исследование аварийности трубопроводов расположенных на севере Башкирии (Южно-Ягунское и Арланское месторождения) показали, что 42 % труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а 17% даже двухлетней.
Коррозией называется процесс разрушения металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды.
Скорость коррозии Кm выражают числом граммов металла, разрушенного в течение года на площади 1 м2 (г/м2·час) или распространением процесса в глубь (мм/год).
13 EMBED Equation.3 1415, (1)
где m0 – начальная масса металла до испытания, г; m1 – масса металла после испытания, г; S – рабочая поверхность образца, м2;
· – продолжительность испытания, час.
Проникновение коррозии (глубинный показатель П, мм/год), определяется из выражения:
13 EMBED Equation.3 1415, (2)
где (
·- плотность металла, г/см3; К – скорость коррозии, г/(м2
·год).
Одним из факторов, определяющих аномально высокую скорость коррозии является присутствие в стали особого типа неметаллических включений, являющимися источником атомарного кислорода, определяющего скорость катодных реакций на поверхности металла.
По типу разрушений различают коррозию наружную (атмосферная и почвенная) и внутреннюю.
Основным видом коррозии наружной поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней – равномерная или общая, происходящая в результате окислительно-восстановительных гетерогенных процессов, происходящие на поверхности раздела фаз.
Коррозию классифицируют: по механизму, по площади повреждения, скорости распространения и виду коррозионного повреждения. (рис.1).
Рассмотрим классификацию коррозии по механизму.
Химическая коррозия протекает в средах, которые не проводят электрический ток. Как правило, это наружная атмосферная коррозия. Она происходит по 2 причинам:
окисление железа кислородом воздуха
Fe+2 (+3) + O2 = FeO или Fe2O3. (3)
взаимодействие кислой и щелочной среды, в результате образуются сплошные пленки на поверхности трубопровода.
Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко устраняется путём нанесения на поверхность лаков, масляных красок то есть защитных покрытий.
Электрохимическая коррозия. Коррозия сталей в водных средах происходит вследствие протекания электрохимических реакций, реакций сопровождающихся протеканием электрического тока между отдельными участками поверхности (аноды и катоды).

13 EMBED PBrush 1415

Рис.1. – Классификация коррозии

Активность металлов в электрохимических процессах оценивается величиной стандартного электродного потенциала (Ео). Некоторые элементы по величине (Ео) расположены в ряд напряжения, который и характеризует их активность:
K, Ca, Mg, Al, Mn, Zn, Fe, H, Cu,
Каждый металл вытесняет из водных растворов солей все другие металлы, расположенные правее его в ряду напряжений.
Процесс коррозии можно представить следующим образом. На аноде происходит реакция окисления:
Fe – 2e ( Fe 2+. (4)
Атомы железа переходят в раствор в виде гидратированных катионов Fe2+, то есть происходит анодное растворение металла, и процесс коррозии распространяется вглубь металла.
На катоде происходит реакция восстановления:
2Н+ + 2e ( 2Нaдс. (5)
Происходит ионизация молекул кислорода с образованием гидроксильных ионов в зависимости от величины рН среды: если рН<4,3 то образуется молекулярный водород Н + Н ( Н2( , если рН>4,3 то в результате взаимодействие электронов с кислородом, растворенным в воде, образуются активные гидроксильные группы:
О2 + 2 Н2О + 4 е ( 4 ОН–. (6)
Далее, катионы Fe 2+ и ионы ОН– взаимодействуют с образованием закиси железа:
Fe2+ + 2OH–( Fe(OH)2. (7)
Если в воде достаточно свободного кислорода, закись железа может окислиться до гидрата окиси железа, который выпадает в виде осадка:
4Fe(OH)2 + О2 + 2Н2О ( (4Fe(OH)3. (8)
В результате протекания электрического тока анод разрушается: частицы металла в виде ионов Fe 2+ переходят в воду или эмульсионный поток. При разрушении анода, в трубе образуются свищи, каверны и другие повреждения.
Виды коррозионных разрушений (рис. 2). Различают следующие виды коррозии:
Равномерная или общая, то есть равномерно распределенная по поверхности металла: ржавление железа, потускнение серебра.
Местная (локальная), сосредоточенная на отдельных участках поверхности. Местная коррозия бывает:
в виде пятен – поражение распространяется сравнительно неглубоко и занимает относительно большие участки поверхности;
в виде язв – глубокие поражения локализуются на небольших участках поверхности (длинна D и глубина h коррозионного поражения участка оборудования примерно одинаковая);
в виде точек (питтинговая) – размеры меньше язвенных разъеданий (h>>D)
Избирательная - избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.
Межкристаллитная коррозия характеризуется разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быстро, глубоко и вызывает катастрофическое разрушение.
Транскристаллитная – самый опасный вид коррозии идет не только по границам зерен металла, но и по телу самого зерна.
6. Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. Коррозионное растрескивание может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.
13 EMBED PBrush 1415

Рис. 2 – Виды коррозионных разрушений

Следует отметить, что при транспорте скважинной продукции (достаточно агрессивной среды, включающей в свой состав не только углеводородные компоненты, но и воду, механические примеси, соли, свободный кислород, агрессивные сероводородные и углекислые газы) особое внимание уделяется вопросам, связанным с исследованиями внутренней коррозия трубопроводов. Зная механизм протекания коррозии, то есть выявив причины внутренней коррозии, возможно более эффективно разрабатывать комплекс мероприятий по предотвращению преждевременного разрушения трубопроводной системы промыслов. Это является актуальной задачей предприятий добычи углеводородов.
Особенности внутренней коррозии трубопроводов в условиях Западной Сибири. Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что:
локальные коррозионные разрушения нижней части труб и аварийные порывы нефтепроводов стали проявляться, когда обводненность нефти возросла до 50 %, нефтяные эмульсии стали неустойчивыми и из них начала выделяться вода в виде отдельной фазы;
пластовая вода слабокоррозивна: минерализация хлоркальциевых вод невелика и составляет 2040 г/л, рН воды нейтральный, температура 40 °С;
в водной фазе нефтяной эмульсии содержится до 250 мг/л двуокиси углерода и сероводород в количестве 210 мг/л;
в попутных нефтяных газах содержится до 6 % масс. СО2 и сероводорода 1,5 мг/м3;
нефти Западной Сибири парафинистые, легкие и маловязкие, характеризуются невысокой устойчивостью нефтяных эмульсий.
Большинство исследователей отмечают, что для Западной Сибири характерно выпадение солей из водной фазы продукции скважин, и что коррозионный процесс разрушения металла протекает по углекислотному механизму.
На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция СаСО3. В некоторых местах защитная пленка осадка СаСО3 может отслаиваться. Это происходит под действием или механических факторов, таких как абразивное действие взвешенных частиц, гидравлические удары, вибрации трубопроводов, вызванные прохождением газовых пробок и другие, или в результате механо-химического растворения пленки в местах напряженного состояния трубопроводов.
Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальваническую макропару, где металл является анодом, а поверхность трубы – катодом. Начинается интенсивный процесс коррозии, его скорость может достигать 5 8 мм/год.
Аномально-высокие скорости коррозии (58 мм/год) объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в десятки раз, превышающий по площади анодный электрод.
Факторы, влияющие на внутреннюю коррозию промысловых трубопроводов
Влияние температуры и рН воды. Зависимость интенсивности протекания коррозии от величины рН и температуры воды проиллюстрирована на рис. 3.
Анализируя представленные зависимости, можно выделить 3 области по величине рН:
рН<4,3 (сильнокислая среда) – скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением рН;
4,3 < рН <9–10 – скорость коррозии мало зависит от рН.
9–10<рН<13, сильнощелочная среда – скорость коррозии убывает с ростом рН и коррозия практически прекращается при значении равном 13.


Рис. 3 – Зависимость интенсивности коррозии от величины рН и температуры воды
Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы (скорость коррозии) за счёт увеличения скорости движения ионов.
Содержание кислорода в воде. Присутствие в воде растворённого кислорода, как более сильного фактора, влияющего на протекание процесса коррозии, изменит рассмотренные выше зависимости (рис. 4). Как было отмечено выше, трубы подвергается интенсивной коррозии в кислой среде при рН<4,3 и практически не корродирует при рН>4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород (рис. 4, кривая 4). Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде (рис. 4, кривые 1–3).


Рис. 4 – Зависимость интенсивности коррозии от содержания кислорода в воде

Влияние парциального давления СО2. Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает свободная углекислота (СО2), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом рН процесс коррозии в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот.
На основании исследований установлено, что системы с РСО2( 0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2 ( РСО2 ( 0,02– возможны средние скорости коррозии, а при РСО213 EMBED Equation.3 1415> 0,2 МПа - среда является высоко–коррозионной.
Объяснение влияния СО2 на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО2 в водных растворах:
растворенный газ СО2;
недиссоциированные молекулы Н2СО3;
бикарбонат ионы НСО3-;
карбонат-ионы СО32-.
В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами:
СО2 + Н2О ( Н2СО3 ( Н+ + НСО3– ( 2Н+ + СО32–. (9)
Влияние СО2 можно объяснить двумя причинами:
присутствии СО2 приводит к увеличению выделения водорода на катоде.
происходит образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла.
Молекулы Н2СО3 непосредственно участвуют в катодном процессе:

H2CO3 + e ( Надс + HCO3– (10)
Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион:
2НСО3– + 2e ( Н2( + СО32-. (11)
Н2СО3 играет роль буфера и поставляет ионы водорода Н+ по мере их расходования в катодной реакции:
H2CO3 ( H+ + HCO3– . (12)
При взаимодействии Fe2+ c НСО3- или Н2СО3 образуется осадок карбоната железа FeСО3:
Fe2+ + HCO3– (FeCO3 + H+ (13)
Fe2+ + H2CO3 ( FeCO3 + 2H+ (14)
Все исследователи обращают внимание на огромное влияние продуктов коррозии железа на скорость процесса коррозии.
4FeCO3 + O2 ( 2Fe2O3 + 4CO2( (15)
Эти осадки являются полупроницаемыми для коррозионно-агрессивных компонентов среды и замедляют скорость разрушения металла.
Таким образом, можно выделить две характерные особенности действия диоксида углерода.
Увеличение выделения водорода на катоде.
Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла.
Влияние минерализации воды. Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повышает электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии.
С другой стороны уменьшение скорости коррозии связано с тем, что при увеличении минерализации происходит:
уменьшается растворимость газов, СО2 и О2, в воде;
возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы (к катодным участкам).
Давление. Повышение давления увеличивает растворимость СО2. и увеличивает процесс гидролиза солей (для предсказания последствий - см. пп. 3 и 4).
Структурная форма потока. Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и другими), размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Выделяют семь основных структур (рис. 5): пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная. Каждая структура влияет на характер коррозионного процесса. Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС интересен. Однако, имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной.


Рис. 5 – Структуры газожидкостных потоков в горизонтальных трубах
На сегодняшнее время известно, что кольцевая (дисперсно-кольцевая) структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода. Снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионно-эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы.
Расслоенная (плавная расслоенная) – развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости, особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу.
Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов. С этой точки зрения имеют значения сульфат-восстанавливающие анаэробные бактерии (восстанавливают сульфаты до сульфидов), обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах.
В результате деятельности сульфат-восстанавливающих образуется сероводород Н2S, который хорошо растворяется в нефти и в дальнейшем взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок:
13 EMBED Equation.3 1415. (16)
Под влиянием Н2S изменяется смачиваемость поверхности металла, поверхность становится гидрофильной и легко смачивается водой, и на поверхности трубопровода образуется тонкий слой электролита, в котором и происходит накопление осадка сульфида железа FeS.
Сульфид железа является стимулятором коррозии, так как участвует в образовании гальванической микропары Fe-FeS, в которой и является катодом, а разрушаться будет металлическое Fe, выполняющее роль анода.
Хлоркальциевый тип воды также оказывает влияние на процесс коррозии. Ионы хлора активируют металлы. Причиной активирующей способности ионов хлора является его высокая адсорбируемость на металле. Хлор-ионы вытесняют пассиваторы с поверхности металла, способствуют растворению пассивирующих плёнок и облегчают переход ионов металла в раствор. Особенно большое влияние ионы хлора оказывают на растворение железа, хрома, никеля, алюминия и других.


Защита трубопроводов от внутренней коррозии
Основными направлениями борьбы с коррозией внутренней поверхности нефтегазопромысловых трубопроводов является применение:
различных технологических мероприятий;
ингибиторов коррозии;
высокоэффективных и экономичных и защитных покрытий (полимерные, силикатные, металлические, комбинированные);
труб из коррозионностойких и неметаллических материалов (рис. 6).



Рис. 6 – Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии

Эффективным методом защиты является ингибирование, так как ингибиторы тормозят процесс коррозионного зарождения трещин на поверхности металла. Кроме того, многие ингибиторы способны проникать в вершину зародившейся трещины и сдерживать ее развитие. Поэтому важно правильно подобрать ингибитор. Он должен не только существенно замедлять равномерную и локальную коррозию, но и эффективно подавлять зарождение и развитие коррозионно-усталостных трещин.
Из других методов защиты реально осуществимым является термообработка труб. Однако режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для конкретного месторождения. Это требует проведения дополнительных исследований.
Ингибиторы коррозии
Научно обоснованная и технически грамотно организованная ингибиторная защита металла внутренней поверхности трубопроводов позволяет существенно повысить их надежность, долговечность и промышленную безопасность (рис. 7).

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
а)
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
б)

Рис. 7 - Образцы труб эксплуатировавшиеся без применения ингибитора коррозии: а) нефтепровод; б) высоконапорный водовод


Ингибиторы - это вещества органического или неорганического происхождения, которые обладают способностью снижать скорость коррозионного процесса. Ингибиторы являются поверхностно-активными веществами.
Механизм действия ингибиторов сводится к следующему: полярные молекулы ингибитора адсорбируются на внутренней поверхности трубы, образуя пленку, защищающую внутреннюю поверхность трубы от контакта с водой. Таким образом, устраняется одно из необходимых условий для протекания электрохимической реакции: из-за наличия защитной пленки не может происходить разряд водородных ионов и процесс растворения металла затормаживается. Ингибитор такого типа будет называться катодным ингибитором, т.к. он влияет на скорость реакции на катоде. Существуют анодные ингибиторы, которые влияют на скорость реакции на аноде.
Выбор ингибиторов для нефтепроводов зависит от степени обводненности продукции скважин. При обводненности до 30 % предпочтение отдается ингибиторам, растворимым в водной фазе. С увеличением содержания воды в нефти более эффективны пленкообразующие ингибиторы.
Эффективность ингибиторов коррозии зависит от многих факторов, однако очень важным условием является необходимость того, чтобы ингибитор достиг поверхности защищаемого металла и адсорбировался на ней. Низкая концентрация ингибитора может скорее привести к ускорению коррозии, чем к ее замедлению.
В условиях многофазного течения усложняется выбор ингибитора коррозии. Целесообразно начинать ингибирование еще до образования слоя из продуктов коррозии на стенках трубопровода. На восходящих участках, где канавочная коррозия проявляется наиболее часто, вследствие абразивного удаления пленки ингибитора по нижней образующей трубы желаемый эффект защиты не может быть достигнут.
Применение ингибиторов – это достаточно дорогостоящая защита трубопроводов от коррозии, которая требует строгого соблюдения технологического режима. Поэтому для выбора и использования в конкретных условиях того или иного ингибитора у лица, принимающего решение, имеется информация по стоимости ингибитора и результаты лабораторных, стендовых промысловых испытаний, согласно которым по ГОСТ 9.506-87 определяются показатели защитной способности ингибитора – скорость коррозии и степень защиты по образцам-свидетелям, вводимым в поток скважинной продукции (рис. 8).
13 EMBED PBrush 1415
а)
13 EMBED PBrush 1415
б)

Рис. 8 – Образцы-свидетели из стали: а) обработанные ингибитором; б) необработанные ингибитором


Эффективность ингибитора определяется согласно ГОСТ 9.506-87:
13 EMBED Equation.3 1415, (17)
или коэффициент торможения:
13 EMBED Equation.3 1415, (18)
где K1 и K2 скорости коррозии без ингибитора и с ингибитором.
Пример установки ввода ингибиторов коррозии
Для ввода ингибиторов коррозии в технологической схеме сбора и подготовки скважинной продукции используют различные блоки дозирования реагентов (БДР). Рассмотрим блок дозирования реагентов «Озна Дозатор», изготовляемый ОАО «Озна», г. Октябрьский (Республика Башкортостан).
13 EMBED PBrush 1415
БДР предназначен для дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления внутритрубопро-водной деэмульсации нефти, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.


Рис. 9 - Блок дозирования реагентов «Озна Дозатор»


Технические характеристики БДР «Озна Дозатор» представлены в табл 1.


Таблица 1
Технические характеристики
Характеристики
Значения

Электропитание - род тока
переменный трехфазный

напряжение,В
380

частота,Гц
50

Кинематическая вязкость дозируемой среды,м2/с, не более
0,00085

Время непрерывной работы, час.
до 960

Температура дозируемого реагента, оС
от 20 до 60

Температура окружающей среды, оС
от -40 до +40


БДР включает:
- насос-дозатор, осуществляющий непрерывное объемное дозирование жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии;
- насос шестереночный, осуществляющий заполнение технологической емкости реагентом и периодическое перемешивание реагента в емкости;
- расходная емкость прямоугольного сечения, сварная предназначенная для дозированного ввода определенного объема жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод за регламентируемый промежуток времени;
- емкость технологическая прямоугольного сечения, сварная, предназначенная для хранения и подогрева реагента с помощью вмонтированного электронагревателя. Технологическая емкость соединена с указателем уровня жидкости, который служит для визуального контроля уровня жидкости.
Технологии ввода ингибиторов коррозии
На сегодняшний день существует несколько технологий применения ингибиторов коррозии, это:
непрерывное дозирование,
непрерывное дозирование с предварительной ударной дозировкой,
пробковые технологии,
периодическая подача,
закачка в пласт.
На Арланском месторождении (Вятская площадь) были проведены испытания ввода 4–х ингибиторов коррозии по различным технологиям. В табл. 2 в качестве примера приведена сравнительная эффективность некоторых предлагаемых технологий.
Таблица 2
Сравнительная эффективность предлагаемых технологий использования ингибиторов коррозии

Предлагаемое
мероприятие
Экономический эффект, млн.руб.
Защитный эффект, %


Рекорд-608
ХПК-002В*
Сонкор-9801
Азимут
14 Б

Постоянная
дозировка в системе нефтесбора и системе ППД
-
10,1
2,957

61,8
1,670

66,3
1,584

70,8

Периодическая дозировка через каждые две недели в течении двух суток
18,298
10,1
17,909
61,8
18,078
66,3
18,089
70,8

Периодическая дозировка + магнитная обработка
15,498
67,4
15,109
85,4
15,278
71,9
15,289
78,7

Постоянная дозировка в системе нефтесбора
10,595
10,1
8,542
61,8
9,213
66,3
9,257
70,8

Постоянная дозировка только в системе нефтесбора +
магнитная обработка
7,795

67,4
5,742

85,4
6,413

71,9
6,457

78,7

2. Типовые задачи по теме «Осложнения, связанные с внутренней коррозией промысловых трубопроводов»
Коррозия железа обуславливается наличием в воде кислорода, агрессивной углекислоты и сероводорода.
В пластовых водах существует равновесие:
13 EMBED Equation.3 1415. (19)
Из этого уравнения равновесия следует, что для поддержания определенной концентрации бикарбонат-ионов HCO3–, требуется, чтобы в воде присутствовало соответствующее этой концентрации количество свободного углекислого газа CO2, которое называют равновесным.
Если фактически присутствующее в воде количество CO2 больше равновесной концентрации, то избыток его способен вызвать растворение СаСО3, т.е. сдвинуть равновесие влево и довести рН воды до 3,5, при котором металл сильно корродирует. Такую воду называют агрессивной. При недостатке в воде CO2 по сравнению с равновесной концентрацией бикарбонат-ионы HCO3- распадаются, т.е. равновесие сдвигается вправо, что приводит к выделению из воды осадка карбоната кальция СаСО3.
Если фактическое содержание в воде углекислого газа совпадает с равновесной концентрацией, из воды не будет выделяться осадок карбоната кальция и она не способна растворять СаСО3. Такая вода называется стабильной (рН=7).
Задача 1. Определение агрессивной углекислоты в пластовой води и определение типа воды.
По химическому составу воды (табл. 3) определить тип воды и наличие в ней агрессивной углекислоты.
Таблица 3
Состав минерализованной воды
Содержание ионов, мг/л
Свободная СО2, мг/л

Na+
K+
Ca2+
Mg2+
Cl-
SO42-
HCO3-


26,3
7
25,9
17
18
11,5
195,2
17,6

Решение.
1. Количество агрессивной углекислоты определяют по графикам, составленным Лаптевым Ф.Ф., в которых используется содержание связанной и свободной углекислоты. Для этого необходимо определить соотношение:
13 EMBED Equation.3 1415, (20)
где ri – содержание иона в эквивалентной форме:
13 EMBED Equation.3 1415 (21)
где qi - содержание иона, мг/л, Эi - эквивалент иона (табл. 4), Мi – молекулярная масса иона; Вi - валентность иона..


Таблица 4
Эквиваленты ионов

Ион
Na+
Mg2+
Ca2+
K+
Fe3+
Cl-
SO42-
HCO3-
CO32-

Мi
23
24
40
39
56
35,5
96
61
60

Вi
23
12
20
39
18,6
35,5
48
61
30


Графиком №1 пользуются, если выполняется условие 22. В других случаях используют график №2.
13 EMBED Equation.3 1415. (22)
Для нашего случая величина отношения 13 EMBED Equation.3 1415: составила:
13 EMBED Equation.3 1415
т.к. полученная величина больше 1,25 то для дальнейших расчетов воспользуемся графиком Б.
2. Находим суммы эквивалентов Са2+ (а) и НСО3- (в) и удвоенного содержания свободной углекислоты СО2 (с):
13 EMBED Equation.3 1415 (23)
13 EMBED Equation.3 1415 (24)
13 EMBED Equation.3 1415 (25)
13 EMBED Equation.3 1415 (26)
На графике №2 этим суммам отвечает точка, лежащая на кривой, соответствующей эквивалентному содержанию равновесной НСО3- 3,7 мг-экв/л.
В нашем варианте фактически в воде содержится 3,2 мг-экв/л НСО3- (см. формулу 24) т.е. равновесное эквивалентное содержание НСО3- выше имеющегося на 0,5 мг-экв/л (3,7 – 3,2 = 0,5). Это свидетельствует о том, что в пластовой воде недостаточно НСО3- относительно имеющегося СО2. Другими словами, избыток СО2 будет придавать воде коррозионную активность.
3. Далее по нижней шкале графика №2 находим, что недостаток НСО3- в количестве 0,5 мг-экв/л соответствует избытку СО2 в количестве 11 мг/л.

Рис. 11 – График Лаптева № 2 для определения количества агрессивной углекислоты

Рис. 11 – График Лаптева № 2 для определения количества агрессивной углекислоты
4. Зная содержание шести основных ионов в эквивалентной форме, можно, пользуясь классификацией Сулина (табл. 5), определить тип воды.



Таблица 5
Классификация природных вод по Сулину
Тип воды
Сульфатнонатриевый
Гидрокарбонатно-натриевый
Хлормагниевый
Хлоркальциевый

Соотношение содержания ионов
(Na++K+)/Cl- > 1
(Na+- Cl-)/SO42-<1
(Na++K+)/Cl- > 1
(Na+- Cl-)/SO42->1
(Na++K+)/Cl- < 1
(Cl --Na+)/Mg2+< 1
(Na++K+)/Cl- < 1
(Cl --Na+)/Mg2+ >1

Задачи для самостоятельной работы
По химическому составу воды определить тип воды и наличие в ней агрессивной углекислоты. Исходные данные представлены в табл. 6.
Таблица 6
Исходные данные
Вариант
Содержание ионов, мг/л
Свободная СО2, мг/л


Na+
K+
Ca2+
Mg2+
Cl-
SO42-
HCO3-


1
2
3
4
5
6
7
8
9

1
13,9
2,3
16,6
8,1
10,6
8,9
96,5
63,1

2
294
13,6
139
42,6
46
196
244
21,1

3
50,0
18,5
200
30
210
100
610
660

4
9,9
1,2
29,8
8,5
6,1
18,3
120
8,1

5
172
15,2
115
59,4
202
328
344
26,3

6
149
31
84,2
25,3
229,4
120
415
12,7

7
52,5
24,0
280,6
1,2
13,6
28,0
705
553

8
223
30,8
148
65,2
451,8
319
281
21,1

9
13,9
1,9
26,1
8,4
8,3
12
132
25,9

10
200
25,8
110
59,7
208
318
340
24,9

11
45,5
4,6
43,9
18,6
47,0
75,1
174
26,0

Окончание таблицы 6
1
2
3
4
5
6
7
8
9

12
65
36
198,8
40
295
846
732,4
1320

13
13,2
3,2
16
7,9
10
9,1
95
64,1

14
299
17,0
137,6
44,0
45,9
196,9
240
20,9

15
51,2
16,9
199,6
31,2
218,3
98,9
600
654

16
10,1
1,4
28,6
9,2
7,0
17,9
125
8,7

17
178,0
14,2
121,3
58,5
204,3
326,6
347
26,0

18
155,0
32,4
83,2
26,1
224,6
118,3
405
12,0

19
51,1
26,8
279,6
1,4
12,9
26,9
697
558

20
227,3
31,2
151,2
64,6
439,2
321
290
20,1

21
12,9
1,87
26,6
8,2
8,1
14,2
138
26,0

22
204,0
25,1
112,3
58,6
206,2
311
339
24,4

23
45,1
4,0
41,8
19,4
49,2
74,8
184
262

24
65,8
38,6
197,6
41
293,2
840
732,4
1310

25
170,0
18,2
124,3
54,0
209,0
320,6
338,2
27,2

26
150,0
38,1
80,2
24,9
226,6
120,3
409,2
13,0

27
50,1
26,2
279,3
1,89
13,9
27,2
696,9
552,4

28
209,0
20,1
119,3
56,6
209,2
318,3
326,3
21,9

29
180,0
15,0
122,6
54,5
202,0
326,6
347
25,8

30
150,0
34,3
80,2
24,3
221,2
110,1
411
15,6

Задача 2. Оценка эффективности ингибиторов коррозии
Определить эффективность использования ингибитора коррозии «Сонкор» по коэффициенту торможения
· при 2-х технологиях ввода в систему нефтесбора: 1 технология – постоянная дозировка ингибитора; 2 технология – периодическая дозировка с магнитной обработкой (табл. 7).









Таблица 7
Исходные данные
Показатель
Значение

Площадь образца-свидетеля S, м2
0,15

Масса до испытания m1, г
350

Масса после испытания при постоянной дозировке m2 , г
349,915

при периодической дозировке + магнитная обработка m2',г ;
349,920

Продолжительность испытаний при постоянной дозировке
·, суток
7

при периодической дозировке + магнитная обработка
·', суток
5

Уменьшение массы образца-свидетеля без вода ингибитора, % в сутки
0,007

Алгоритм решения
Расчитываем массу образца свидетеля без ввода ингибитора после 5-и и 7-и суток эксперимента.
Определяем скорость коррозии К образцов без ввода ингибитора.
Определяем скорость коррозии К образцов с вводом ингибитора при постоянной и периодической дозировке в сочетании с магнитной обработкой:
Рассчитываем эффективность ингибитора при различных технологиях ввода.











Список литературы
Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 268с.
РД 39-3-476-80. Инструкция по применению ингибиторов коррозии ИКБ-4В для защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций в системе утилизации сточных вод, не содержащих H2S.
РД 39-30-655-81. Методика определения и оценки локальной коррозии при лабораторных исследованиях.
РД 39-3-669-81. Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при транспорте обводненной нефти.
РД 39-30-574-81. Методика определения коррозионной агрессивности и оценки совместимости с ингибиторами коррозии химреагентов, применяемых в нефтедобыче.
РД 39-0147014-348-89. Инструкция по защите внутрипромыслового оборудования при помощи ингибиторов отечественного производства.
Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие/под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2004. – 544с.
Промысловые трубопроводы и оборудование:Учебное пособие для вузов/ Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. – М.: ОАО «издательсвто ”Недра”», 2004. – 662с.












Чухарева Наталья Вячеславовна







Методические указания по выполнению практической работы «Коррозионные осложнения при промысловом транспорте скважинной продукции»






Научный редактор,
Д.х.н., профессор А.А. Новиков










Подписано к печати . Формат 60х84/16. Бумага «Классика».
Печать RISO. Усл.печ.л. . Уч.-изд.л. .
Заказ . Тираж экз.


Томский политехнический университет
Система менеджмента качества
Томского политехнического университета сертифицирована
NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту ISO 9001:2000


. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.










13PAGE 15


13PAGE 142515













Root EntryDяAя=я9я6ю2ю.э)ь$ышфозаЩФП КЕЕДГЅ·±ЄЄ¬ ®
±і15ёј Б%Е*Й/О4Т9Ч9Ш:Ш:Щ:Ъ:Э:а:г:ж=жAжEзIзMзRиVйYкZкUЮRСPЕOёP«RџU’Y†]axerjkpev_|ZѓU„T†S‡R‰RЉQЊPЏN‘M”KљI H§F®E®@®:®5Ї0°0±0І0і1ґ2µ2є3ї3Д4И6Н5Т4Ч5Ь4Э3Я3а2в2г2д7г<г@дEиFмGрIфJьN
·R
·W
·\
·b
·h
·o
·v
·z
·~
·‚
·†
·Љ
·Ћ
·“
·—
·ў
·®
·№
·Д
·П
·Щ
·д
·о
·о
·о
·о
·о
·н
·н
·н
·н
·к
·з
·г
·Я
·Ъ
·Ф
·П
·К
·Е
·А
·є
·µ
·ґ
·ґ
·ґ
·»
·Б
·И
·О
·Р
·Ф
·Щ
·Ю
·г
·д
·л
·с
·ч
·ь
·я
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·э
·ъ
·ц
·т
·о
·к
·ж
·д
·д
·е
·е
·е
·д
·в
·а
·Ю
·Ь
·Ц
·Р
·К
·Д
·Г
·    ЂHюGюFюDюCюBюAю@ю?э>э=э<э;э:э9э7э6э5э4э3ь2ь1ь0ь/ь.ы,ы+ы*ы)ъ(ъ'ъ&щ%щ$щ#щ#ш"ш"ч!ч ц ххфутсрпонмлкйизжег!д#е$е&ж(ж*з,з-з/з1и3и5и6и8и:и<и>и?иAиCиEиGиHйJйLйNйPйQкSкUкWлXмYмYнZнZо[о[п[р\р\т[уZуZфYфXфXхWхVхUхTхSхRхQхPцOцOчNшNщNъNыNьMэLэLюKюJюIюHю6HюCю?э;э6э2ь.ы)ъ%щ#щ"ш!ч цхфрмйег&ж-з5и<иCиJйQкXмYмZн[о[п\р\т[уZфYфXфWхUхRхPцOцOчNшNщNъNыNьMэLюJюIюHюD3ж2ж1ж0ж0е/е.е-е,е+е*е)д(д'д&д&г%г$г#г#в"в!в!б б ааЯЮЭЬ Ъ!Ъ"Ъ#Ъ$Ъ%Ъ&Ъ&Ы'Ы(Ь)Ь)Э*Э*Ю+Ю,Я-а.а.б/б0в1в2в3в4в5в6в6б7б7в7г7д6д6е5е4е4ж3ж!3ж.е*е&г!в!б аЯЮЭЬ Ъ"Ъ#Ъ$Ъ%Ъ(Ь+Ю-а0в2в4в5в7б7в7г7д6д6е5е4е4ж3жy3Я2Я1Я0Ю/Ю.Э-Э-Ь,Ь+Ы*Ы*Ъ)Ъ)Щ(Щ'Щ'Ш&Ш%Ч$Ч#Ч"Ч!Ч ЧЧЧЧЧЦЦХФФУУТТС15С14Р13ПООНМ

Приложенные файлы

  • doc 23634174
    Размер файла: 6 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий