K промысловым газопроводам относятся шлейфовые трубопроводы для сбора газа и углеводородного конденсата, а при наличии газоперерабатывающего завода трубопроводы транспорта неочищенного газа от установок подготовки газа до газоперерабатывающего завода.
Шлейфовые трубопроводы и конденсат проводы для сероводород содержащих газов и углеводородного конденсата сооружают из сталей марок 20, 20ЮЧ, 09ХГ2НАБЧ. При этом к качеству сталей предъявляются особые требования, такие, как ограничение эквивалента углерода, отношение предела текучести к пределу прочности не более 0,8 и обязательный 100 %-ный контроль на наличие дефектов ультразвуком.
Увеличенный содержания какого-либо упрочняющего легирующего компонента можно повысить не только стойкость стали к сероводородному и водородному растрескиванию, но и категорию прочности. Так, сталь марки 12Г2Ф имеет следующий химический состав
|
Компоненты |
C |
Mn |
Si |
S |
P |
V |
|
Содержание |
0,13 |
1,48 |
0,46 |
0,013 |
0,01 |
0,087 |
При модифицировании ее кальцием 0,008–0,011 % повышается предел текучести на 48 % по сравнению со сталью 20, при этом она имеет более высокую стойкость к сероводородному растрескиванию.
В основе повышения коррозионной стойкости шлейфовых труб н конденсатопроводов для газа н углеводородного конденсата, содержащих двуокись углерода, лежит применение хромсодержащих сталей. Механические свойства н методы сварки не являются в данном случае определяющими.
Неочищенный газ, содержащий CO2, при достаточной осушке может транспортироваться по обычным не коррозионно стойким трубам. При наличий влаги коррозионно стойкое материальное исполнение должно предусматривать, как и в других подобных случаях, стали с повышенным содержанием хрома.
Нефть — не коррозионно-активная среда. Однако наличие даже небольшого количества воды (1–5 %) в транспортируемой нефти значительно повышает ее коррозионную агрессивность. Наличие в сопутствующей воде солей и прежде всего ионов хлора, углекислого газа. кислорода, сероводорода в соответствующей последовательности усиливает ее агрессивность. Чаще всего сопутствующая вода содержит несколько или все из перечисленных компонентов. Кроме того, к наиболее распространенным скоростям потоков продуктов надо отвести величины скоростей, близкие к 1 м/с. При таких скоростях в нефтепроводах наблюдается расслоений режим течения. В нижней части нефтепровода существует водная фаза, и верхней — нефтяная, а при наличии нефтяного газа трехслойный режим транспортировки с газовой фазой в самой верхней части трубопровода. При таком режиме транспортировки обычно неизбежно образованнее на нижней образующей трубы слоя механических примесей и продуктов коррозии. Соответственно, максимальная скорость коррозии наблюдается на нижней образующей труби по основному металлу (около 60 % коррозионных поражений) в виде продольных канавок с шириной в зависимости от диаметра трубопровода 10–60 мм и длиной 2–20 м с переменной глубиной
Преимущественно коррозионные разрушения нефтепроводов наблюдаются на пониженных, всходящих участках н в застойных зонах. Скорость проникновения коррозии в зависимости от конкретных условий может колебаться в пределах от 0,5 до 12 мм/год.
Случай коррозионного и сероводородного растрескивания нефтепроводов наблюдаются редко, что, вероятно, связано с невысокими давлениями в трубопроводах (обычно 1–1,5 МПа) и применением для их изготовления низкоуглеродистых пластичных сталей.
Максимальной коррозионной агрессивностью обладает сырьевой природный газ, содержащий коррозионно-активные компоненты. Коррозионная агрессивности его зависит от наличия двуокиси углерода, сероводорода, минерализованном води, рабочего и парциального давлений, температуры и других составляющих.
Кроме того, существенное влияние на коррозионную активность продуктов транспортирования по шлейфовым трубам может оказывать режим газожидкостного потока. При наличии в газе углеводородного конденсата наиболее предпочтительным является кольцевой режим транспорта газа. Агрессивность продуктов транспорта определяется агрессивностью влагосодержащего углеводородного конденсата, а она менее опасна, чем водная и водно-паровая фазы, содержащие кислые компоненты. Соответственно, трубопроводы углеводородного конденсата наиболее целесообразно эксплуатировать тоже в кольцевом режиме.
Коррозионная агрессивность продуктов транспорта трубопроводов неочищенного газа определяется помимо температуры, рабочего давления газа н парциальных давлений кислых составляющих относительной влажностью. При отклонениях от оптимальных режимов или с течением времени влажность в трубопроводе может превысить допустимые ограничения и продукты транспорта могут стать в значительной степени агрессивными. При абсолютном исключении повышения влажности в трубопроводе осушенный газ, содержащий двуокись углерода и сероводород, обладает минимальной коррозионной агрессивностью.
К наиболее распространенным способам защиты нефтепромысловых трубопроводов относится ингибиторная защита. Ингибитор вводят постоянным или периодическим впрыском дозировочными насосами в чистом виде или в 10- 20 % -ном растворе в нефти. Ингибитор вводят из расчета 20–300 г/м3 жидкости вообще или водной фазы.
Значительно повысить эффективность ингибиторной защиты позволяет впрыскивать ингибитор непосредственно в водную фазу с малым расходом или в зоны скопления пластовой води, а также сразу после механической чистки трубопровода от отложений.
Наибольшее распространение вследствие высоком защитной эффективности получили отечественные ингибиторы типа ИКБ. В частности, применяемый совместно нефтерастворимый ингибитор ИКБ-4И н водорастворимый ингибитор ИКБ-4В имеют защитный эффект порядка 70–90 %. Из зарубежных хорош зарекомендовали себя ингибиторы типа ВИСКО-904.
Значительно снизить число коррозионных поражений нефтепроводов позволяет рациональное применение технологических приемов транспорта нефтепродуктов. Один из них-ликвидация возможности расслоения нестойкой нефтеводной эмульсий по поддержанием высоких скоростей ее транспортирования в так называемом эмульсионном режиме. Второй технологический прием заключается в раздельной транспортировке безводной и обводненной нефти. Третий этопериодические гидравлические испытания нефтепроводов. Возможно применение и других технологических приемов, которые особенно эффективны при совместном применении с защитными мероприятиями и, в частности, с ингибированием.
В последнее время находят все более широкое применение труби с защитными покрытиями и, в частности, футерованные полиэтиленом и оцинкованные.
К косвенным способам защити нефтепроводов следует также отнести борьбу с сульфатвосстанавливающими бактериями и профилактику противных.
Однако основной способ защити от коррозионных поражений внутренней поверхности промысловых трубопроводов — это ингибирование.
Ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляют для защити оборудования добычи газа, но при необходимости возможен дополни тельный ввод ингибитора в начале шлейфового трубопровода. Наиболее оптимальна ингибиторная защита шлейфового трубопровода в условиях эксплуатации его в кольцевом режиме, т. е. растворенный в жидкой фазе ингибитор равномерно омывает внутреннюю поверхность трубопровода.
Конденсат проводы дополнительному ингибированию не подвергаются. Для их защити достаточно ингибитора, растворенного в углеводородном конденсате на стадиях ингибирования оборудования для добычи газа, шлейфовых газопроводов и оборудования установок по подготовке газа. Применяемые на этихстадиях ингибиторы углеводород растворимые.
Для защити трубопроводов неочищенного газа его необходимо осушать на установках по подготовке газа. Однако ввиду того, что этого недостаточно для надежной работы газопроводов, применяется периодическое ингибирование их 2–4 %-ным ингибиторным раствором.
Метод ингибирования трубопроводов неочищенного газа имеет два существенных недостатка: 1) остановка газопровода на период ингибирования; 2) невозможность ингибировать начальный и конечный участки газопровода. Для устранения второго недостатка. Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов предложен метод аэрозольного ингибирования, основанныйна введении в поток газа мелкодисперсной аэрозоли ингибиторного раствора. Метод прошел успешное опробование. Однако проведенные теоретические и экспериментальные исследования показали, что при создании достаточно мелкодисперсной аэрозоли ингибирование трубопроводов этим методом возможно на протяжении до 20 км.
Методы защити промысловых нефтегазопроводов от подземной коррозии. Защита промысловых нефтегазопроводов осуществляется комплексно: изоляционными покрытиями и катодной поляризацией.
Для определения необходимого числа установок катодной защити (УКЗ) необходимы следующие исходные данные; удельное электрическое сопротивление грунта в поле токов катодной защити; удельное электрическое сопротивление грунта по трассе и в месте анодного заземления; диаметр, толщина трубопровода; вид изоляционного покрытия; наличие и месторасположение источниковсетевого электропитания.
В соответствии с рассчитанными силой тока, напряжением и мощностью выбирают тип катодной станции. При этом необходимо учитывать резервирование напряжения и силы тока на конечный период эксплуатации катодных станции, исходя ни 30 %-ного запаса, т. е. найденные значения силы тока и напряжения умножают на коэффициент, равнин 1,3, а мощность — на коэффициент, равнин 1,7.
Основные параметры наиболее широко применяемых катодных станций приведены в табл. 90 н 91.
Анодное заземление- один из основных узлов установок катодной защити. В качестве электродов для анодного заземления в отечественной практике в основном используют сталь, железо кремний, графит и графитопласт. Сталь железо кремний и графит могут бить применены и в коксовой засыпке допускается применение также стали в коксобетоне.
По конструктивному исполнению и глубине заложения анодные заземления можно разделить на следующие группы:
подпочвенное анодное заземление, устанавливаемое в грунтах с глубиной погружения до 10 м ниже поверхности земли с горизонтальным, вертикальным и комбинированным расположением электродов;
глубинное анодное заземление, устанавливаемое в специально пробуренные скважины (например, свайные анодные заземления и используемые в качестве анодного заземления обсадные колонии скважины, глубинные заземления с выходом рабочей части на поверхность земли, а также свайные с выходом торца на поверхность).
Литература:
- Саакиян Л. С., Ефремов А. П. и др. Зашита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.:- Недра, 1985 г, 206 с.
- Кац Н. Г., Стариков В. П., Парфенов С. Н. Химическое сопротивление Материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии. М.: Машиностроение. -2011 г.
- 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.
