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).

 

	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.