Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита от нее

Коррозия – это химическое и электрохимическое разрушение металла. Коррозия протекает в гетерогенной среде. Процессы коррозии делят на: 1.По виду разрушений (сплошная коррозия, местная, равномерная, неравномерная, избирательная); 2.По характеру взаимодействия со средой (химическая коррозия, анодная и катодная или электрохимическая); 3.По условию протекания процесса (газовая при повышенных температурах и отсутствии влаги, жидкостная в не- и электролитах, подземная коррозия, биокоррозия, электрокоррозия, щелевая коррозия, контактная коррозия, под напряжением, кавитации, коррозионная эрозия, структурная коррозия, термоконтактная); 4.По типу разрушения (пятнами, язвенная, точечная или питтинговая, сквозная, нитевидная, подповерхностная, межкристаллическая, в местах сварки или ножевая, коррозионное растрескивание). По коррозионной активности выделяют среды: 1.Неаэрированная среда без сероводорода; 2.Среда без кислорода; 3.Неаэрированная среда с содержанием сероводорода и т.д. Все виды коррозии делят на две группы: 1.Коррозия внутренней поверхности оборудования из-за контакта металла с рабочей средой; 2.Коррозия внешней поверхности. Наибольшее влияние на внутреннюю коррозию оказывает транспорт ГЖС (расслоенный, барботажный, дисперснокольцевой).

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования осуществляется по нескольким направлениям: 1.Применение ингибиторов коррозии; 2.Нанесение лакокрасочных и стойких металлических покрытий на поверхность защищаемого металла; 3.Применение полимерных материалов; 4.Применение стойких к коррозии металлических сплавов, на основе нержавеющих сталей. Известные в настоящее время методы противокоррозионной защиты подразделяются на: 1.Технологические (использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти; создание стабильных термодинамических условий; создание режима дисперсно-кольцевого течения потока; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует); 2.Специальные (применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок; оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой).

Ингибиторы коррозии в зависимости от направленного их действия на реагент - агрессор, вызывающий коррозию металла (сероводород, кислород, углекислота, СВБ и или их комплексное присутствие) подразделяются на: 1.Ингибиторы сероводородной коррозии; 2.Кислородной коррозии; 3.Ингибиторы углекислотной коррозии; 4.Комплексные ингибиторы; 5.Бактерициды.

Способы ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования и скважин: 1.Непрерывный ввод раствора ингибитора в добываемую или транспортируемую среду; 2.Периодическая обработка технологического и скважинного оборудования ингибитором; 3.Закачка ингибитора в пласт;

4.Закачка ингибитора в затрубное пространство скважины оборудованной пакерами.

Подача ингибитора осуществляется устройствами обеспечивающими: 1.Автоматический или полуавтоматический ввод ингибитора в скважину; 2.Автоматическую подачу ингибитора коррозии в зависимости от расхода добываемой скважинной продукции; 3.Самопроизвольную подачу ингибитора; 4.Подачу ингибитора коррозии под давлением среды.

Ингибирование скважин оборудованных пакерами производится следующими способами: 1.Закачкой его в пласт; 2.Доставкой его на забой в желонке; 3.Заменой жидкости в НКТ двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или в воде с доставкой его в последующем до забоя скважины.

В фонтанных скважинах подача ингибитора коррозии осуществляется в основном непрерывно с помощью дозировочного насоса. Первоначально закачивается ударная доза ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке. На газлифтных скважинах подача ингибитора осуществляется через форсунку распылением его непрерывно или периодически. При образовании гидратов в скважинах в продукции которых присутствуют агрессивные компоненты подача ингибитора коррозии осуществляется либо совместно, либо раздельно централизовано с ингибитором гидратообразования.

Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов и условия их образования.

Насыщение ПГ парами воды обусловливает образ-е гидратов. Объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания с изменением Р, t°. Для опред-я влагос-я прим-тся эксперим-е, аналит-е методы. Наиболее распростр-м является метод визуального опред-я точки росы, (при отсутствии конденсации УВ). Точность ± 0,1 °С. Для определения влагосод-я применяется абсорбц-й метод при помощи ДЭГ с последующим титрованием раствора до полного отделения воды. Точность 0,01 г/м³. Влагосод-е ПГ при н. у. определяют по номограмме. На ней нанесена равновесная кривая гидратообр-я, ограничивающая определенную область, в которой влагосодер-е Г должно определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. Точность <4 %. Влагосодерж-е ПГ ­ с ­ t°, ¯ с ­ P, ¯ с ­ молекулярного веса, с ­ солености воды. Коэффициент C_r (учитывает плотность газа) применим для любых компонентов природного газа. C_r=W_r/W_0,6, г/м³. Поправочный коэффициент С_s=W_s/W_0,6, г/м³. W_0,6 - влагосодержание ПГ с плотностью по воздуху 0,6, находящегося в контакте с пресной водой; W_r - влагосодержание ПГ с плотностью по воздуху r; W_s - влагосодержание ПГ, находящегося в контакте с рассолом. Коэффициент С_s учитывается при определении влагосодержания ПГ в пластовых условиях, где газ находится в контакте с минерализованной водой. При контакте с пресной водой C_s=1. Присутствие СО₂ и Н₂S ­ влагосод-ие, N₂ - ¯. При разработке месторождения P_пл ¯ по мере отбора газа, влажность ­.

Состав и структура гидратов

ПГ, насыщенный парами воды, при высоком Р, определенной положительной t° способен образовывать твердые соединения с водой - гидраты. Гидраты ПГ - неустойчивое физико-химическое соединения воды с углеводородами, которые с ­ t, ¯ Р разлагается на газ и воду. На вид белая кристаллическая масса (лед, снег). В гидратах молекулы углеводородов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул воды. Они удерживаются с помощью сил притяжения. Гидраты образуются в виде 2 структур. В 1 структуре 46 молекул воды образуют 2 полости с внутренним диаметром 5,2×10^{-10 м и 6 полостей. Во 2 структуре 136 молекул воды образуют 8 больших полостей и 16 малых полостей. Формулы гидратов при заполнении 8 полостей 1 структуры: 8M-46Н}₂О, при заполнении только больших полостей: 6М-46Н₂О. 2 структуры: 8М-136Н₂О, М - гидратообразователь. На практике встречаются смешанные гидраты, состоящие из 1, 2 структур. Условия образ-я гидрат-в:

В системе M-Н₂О возможно образование гидратов по следующим процессам: М_г+т(Н₂О)_ж«Мт(Н₂О)_т; М_р+т(Н₂О)_т«Мт(Н₂О)_т; M_ж+т(Н₂О)_ж«Мт(Н₂О)_т; М_тв+т(Н₂О)_т«Мт(Н₂О)_т. M_г,_ж,_т - гидратообразователь газообразный, жидкий, твердый; (H₂О)_ж,_т - молекулы жидкой, твердой воды; т - число молекул воды. На изменение t° образования гидратов влияют: состав гидратообр-ля, чистота воды, турбулентность, скорость охлаждения системы гидратообразователь–вода и т.д. На практике условия образования гидратов опред-ют с помощью равновесных графиков, по константам равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера-Стюарта. Если на ­ r ПГ влияют не гидратообр-щие комп-ты, то t° гидратообр-я ¯. Условия образования гидратов природных Г по константам равновесия: z=у/К, где z, у - молярная доля компонента в составе гидрата и газовой фазы; К - константа равновесия.