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

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

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»

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 Р_СО2 £ 0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2 ³ Р_СО2 > 0,02 – возможны средние скорости коррозии, а при Р_СО2 > 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 СО₃^2-.

В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами:

СО₂ + Н₂О Û Н₂СО₃ Û Н⁺ + НСО₃^– Û 2Н⁺ + СО₃^2–.               (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 ® Н_адс + HCO₃^–                         (10)

Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион:

2НСО₃^– + 2e ® Н₂­ + СО₃^2-.                                  (11)

Н₂СО₃ играет роль буфера и поставляет ионы водорода Н⁺ по мере их расходования в катодной реакции:

H₂CO₃ Û 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.

1. Увеличение выделения водорода на катоде.

2. 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:

.                         (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.

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).

 

	а)		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 стоимостиингибитораи 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).

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

Эффективность ингибитора определяется согласно ГОСТ 9.506-87:

,                                   (17)

или коэффициент торможения:

,                                               (18)

где K ₁ и K ₂ — 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).

	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.

Предлагаемое

Мероприятие

Содержание ионов, мг/л

Свободная СО₂, мг/л

Na⁺ K⁺ Ca²⁺ Mg²⁺ Cl^- SO₄^2- HCO ₃ ^- 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:

,                                          (20)

где r_i – содержание иона в эквивалентной форме:

                                 (21)

где q_i - содержание иона, мг/л, Э _i   - эквивалент иона (табл. 4), М _i – молекулярная масса иона; В _i - валентность иона..

Таблица 4

Эквиваленты ионов

 

Ион	Na+	Mg2+	Ca2+	K+	Fe3+	Cl-	SO42-	HCO3-	CO32-
М i	23	24	40	39	56	35,5	96	61	60
В i	23	12	20	39	18,6	35,5	48	61	30

 

Графиком №1 пользуются, если выполняется условие 22. В других случаях используют график №2.

.                          (22)

Для нашего случаявеличина отношения : составила:

 

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):

                       (23)

                      (24)

                          (25)

        (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 СО_2. Другими словами, избыток СО₂  будет придавать воде коррозионную активность.

3. Далее по нижней шкале графика №2 находим, чтонедостаток  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

Исходные данные

Вариант	Содержание ионов, мг/л							Свободная СО2, мг/л
	Na +	K +	Ca 2+	Mg 2+	Cl -	SO 4 2-	HCO 3 -
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

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 τ, суток

7

при периодической дозировке + магнитная обработка τ', суток

5

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

0,007

Алгоритм решения

1. Расчитываем массу образца свидетеля без ввода ингибитора после 5-и и 7-и суток эксперимента.

2. Определяем скорость коррозии К образцов без ввода ингибитора.

3. Определяем скорость коррозии К образцов с вводом ингибитора при постоянной и периодической дозировке в сочетании с магнитной обработкой:

4. Рассчитываем эффективность ингибитора при различных технологиях ввода.

 

Список литературы

1. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 268с.

2. 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.

3. РД 39-30-655-81. Методика определения и оценки локальной коррозии при лабораторных исследованиях.

4. РД 39-3-669-81. Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при транспорте обводненной нефти.

5. РД 39-30-574-81. Методика определения коррозионной агрессивности и оценки совместимости с ингибиторами коррозии химреагентов, применяемых в нефтедобыче.

6. РД 39-0147014-348-89. Инструкция по защите внутрипромыслового оборудования при помощи ингибиторов отечественного производства.

7. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие/под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2004. – 544с.

8. 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

 

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

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.