Библиографическое описание:

Каландаров Н. О. Защита от коррозии оборудования первичной подготовки нефти // Молодой ученый. — 2016. — №9. — С. 173-175.



В установках для подготовки нефти используют оборудование различного назначения: теплообменники, насосы, дегидраторы, резервуары и др. Среди них наиболее металлоемкие и весьма ответственные резервуары, предназначенные для предварительного отстоя обводненной нефти, сбора и отстоя сточной воды, сбора и хранения товарной нефти и нефтепродуктов. Исходя из условий эксплуатации резервуаров, к конструкционному материалу предъявляют сложный комплекс требований: он должен обладать высокой прочностью при достаточно высокой пластичности и вязкости, минимальной склонностью к хрупкому разрушению, хладноломкости и старению, низкой чувствительностью к надрезам, хорошей свариваемостью, высокой коррозионной стойкостью к воздействию атмосферы, грунтовых вод, хранимых нефти и нефтепродуктов. Основной конструкционный материал для изготовления резервуаров сталь различных марок. В последние годы получают все большее распространение алюминиевые сплавы для изготовления отдельных узлов резервуаров крыш и верхних поясов вертикальных цилиндрических резервуаров.

В установках подготовки нефти при получении товарной нефти из сырой нефти выделяется несколько фаз: нефтяной газ, газовый конденсат, сточная вода. Коррозионное воздействие этих фаз различается по характеру и степен интенсивности. Интенсивности коррозионного разрушения оборудования растет в результате ввода в нефть в процессе её обезвоживания и обессоливания де-эмульгаторов 4411, Серво, ОП-10 и др. Усиление коррозии под влиянием деэмульгаторов связано с их сильным гидрофилизирующим и моющим действием, в результате чего на поверхности металла образуется тонкая пленка воды. Коррозионная агрессивность фаз, выделяющихся в процессе подготовки нефти, зависит от их состава и других факторов.

Нефтяной газ. Углеводородный газ, отделяемый от нефти состоит из смеси предельных углеводородов; метана, этана, пропана, бутана, пентана, которые в коррозионном отношении неопасны. Однако нефтяные газы, как и природные, часто содержат примеси сероводорода, углекислого газа, а при сборе и подготовке нефти может попасть кислород воздуха. Кислые газы растворяются в пленке влаги, образующейся внутри оборудования и трубопроводов результате конденсации паров воды, содержащейся в нефтяном газе. В этих случаях коррозионные процессы протекают особенно интенсивно.

Газовой конденсат. По диэлектрическим свойствам конденсат близок к нефти, однако при наличии сероводорода, углекислого газа, кислорода, воды он становится коррозионно-активным. В отличие от нефти он не содержит природных компонентов, обладающих защитными свойствами, поэтому его коррозионная агрессивность проявляется особенно интенсивно.

Сточные воды. Пластовые и сточные воды имеют высокую электропроводность, что способствует интенсивному протеканию электрохимической коррозии. Проводимость (Ом-1хсм-1) различных типов вод следующая:

Тип воды

Проводимость (Ом-1хсм-1)

Дистиллированная

<10

Пресная

10–5-10–2

Вода систем охлаждения

10–3-10–2

Минерализованная

>10–2

Агрессивное воздействие коррозионных среди приводит к усиленной коррозии оборудования установок по подготовке нефти- теплообменников, резервуаров различного назначения, насосов, трубопроводной сети.

Коррозия теплообменников. В соответствии с технологической схемой подготовки сырой нефти перед деэмульгацией её подогревают сначала до 30–400 С товарной нефтью, выходящей из установок, а затем до 60–700 С в паровых теплообменниках огневых печах. Для подогрева сырой нефти используют теплообменники двух типов: кожухотрубные и труба в трубе. Теплообмен между сырой и нагретой нефтью осуществляется по принципу противотока. Наиболее уязвимой частью подогревателей по отношению к коррозии являются трубные пучки. Срок их службы составляет 1,5–3 года, что зависит в основном от типа применяемого реагента-деэмульгатора. Особенно интенсивно развивается коррозия трубок в местах их развальцовки на трубных досках. Здесь кроме агрессивного воздействия самой среды сказываются еще и механические напряжения, возникающие вследствие пластической деформации металла и больших перепадов температур между сырой и товарной нефтью.

В паровых кожухотрубных теплообменниках теплоносителем служит острый пар, который подается под давлением 106мПа с температурой +1800 С. Отдав тепло, пар конденсируется на поверхности трубного пучка, а конденсат стекает по трубкам в нижнюю часть аппарата и выводится наружу. Наиболее интенсивно разрушается поверхность трубок, которая обрашена к подаваемому внутрь теплообменника пару. Характер коррозии язвенный, что и предопределяет быстрый выход трубок из строя за 1–2 года. Основная причина выхода из строя пароподогревателей из него воды. Агрессивность пара обусловлена недостаточной химической подготовкой жесткой воды, из которой его получают.

Заметной коррозии подвергаются теплообменники труба в трубе. Однака из-за более толстых стенок труб их разрушение происходит медленнее по сварнанию с кожухотрубными теплообменниками. Интенсивно разрушаются трубы в огневых печах, и особенно быстро сокращается срок их службы, когда в этих печах подогревают недостаточно обезвоженные, обессоленные и сероводородсодержащие нефти.

Коррозия ёмкостей для отстоя нефти и воды. К ёмкостям, которые используются для отделения воды из нефти, относятся резервуары для предварительного отстоя воды из сильно обводненной нефти, отстойники и дегидраторы технологических установок по подготовке нефти. Характерная особенность протекания процесса коррозии в этом оборудовании заключается в том, что она идет в слабо перемешиваемой двухфазной системе нефть-вода.

Степень коррозии внутренний поверхности ёмкости от того с чем (нефтью, водонефтяной эмульсией, пластовой водой) соприкасаются её стенки. Отстойники, в которых обрабатываются не содержащие сероводород нефти, коррозируют мало и срок их службы достаточно продолжителен. При обессоливании сероводородсодержащей нефти или смеси её с девонской скорость коррозии внутренней поверхности отстойника резко возрастает и достигает 5–6 мм/год. Причина повышенной агрессивности этих сред-наличие во многих девонских пластовых водах растворимых соединений двухвалентного железа. При смешении пластовых вод с пресными происходит взаимодействие кислорода, растворенного в пресной воде, с ионам железа из пластовой воды с образованием гидроокиси железа по реакции

Гидроокись железа практически нерастворима в воде и выпадает в осадок. В сточных водах из угленосной свиты содержится сероводород, который приводит к образованию осадков сульфидов железа, особенной в тех случаях, если деэмульгированию подвергается смесь девонской нефти и нефти угленосной свиты. Накопление сульфида железа, осуществляющего катодной функции по отношению к металлической поверхности оборудования, приводит к образованию многочисленных гальвано пар, которые в условиях отстоя горячей минерализованной воды вызывают быстрое утончение стенок аппарата.

Коррозионное состояние оборудования необходимо контролировать несколькими методами, взаимно дополняющими друг друга. Весьма важный способ визуальный, который позволяет определить характер разрушения оборудования, возможность дальнейшей эксплуатации и прокорректировать методы защита от коррозии. Однако внутренний осмотр может быть проведен лишь после остановки оборудования на ремонт. Наряду с визуальным методом используют приборные методы. Иногда используют метод рассверловки стенки оборудования на глубину, равную расчетной толщине стенки и устанавливают момент, когда прокорродирует оставшаяся толщина стенки, соответствующая припуску на коррозии. При наличии в рабочей среде сероводорода пользуется водородными зондами для определения степени наводороживания металла оборудования.

Для определения скорости коррозии оборудования необходимо проводить анализ рабочих растворов на содержание ионов железа. Однако необходимо иметь в виду, что этот анализ даёт информацию лишь об общей коррозии и не выделяет локальную коррозию.

Литература:

  1. Саакиян Л. С., Ефремон А. П. и др. Зашита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.:- Недра, 1985 г, 206 с.
  2. Кац Н. Г., Стариков В. П., Парфенов С. Н. Химическое сопротивление Материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии. М.: Машиностроение. -2011 г.
  3. Жук Н. П. Курс теории коррозии и защита металлов: учеб. Пособие/ Жук Н. П. -2-е изд., стереотипное. Перепечатка издания 1976.-М:. ООО ТИД «Альянс», 2006.-472.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle