Коррозионное воздействие

3. Коррозионное состояние и диагностика оборудования скважин Астраханского газоконденсатного месторождения ... 171

Опыт эксплуатации оборудования ОГПЗ показывает, что коррозионное состояние аппаратов, контактирующих с кислыми газами при температурах выше 100°С, определяется в основном частотой их остановок. Во время остановок в аппаратах конденсируются кислые среды различного состава, содержащие Н25, СО2 и 5О2, которые вызывают интенсивную коррозию металла.

КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ

Эксплуатационные и лифтовые колонны, применяемые на АГКМ, смонтированы из насосно-компрессорных и обсадных труб, изготовленных из низколегированных сероводородо-стойких сталей типа 5М-9055и и МКА1 905. Если техническое и коррозионное состояние насосно-компрессорных труб можно оценить в ходе подъема лифтовой колонны, то состояние эксп-

По данным ВНИИГАЗа и ВНИИнефтемаша коррозионное состояние эксплуатационных колонн АГКМ следующее:

28. Пастухов С. В. Техническое освидетельствование и коррозионное состояние оборудования ОГПУ / / Основные направления в решении проблем эксплуатации ОГКМ при 100% влажности газа в системе "промыссл-ОГПЗ": Материалы заседания секции НТО.— М.: ИРЦ "Газпром".-1994.- С. 65-70.

Один из способов снижения наводороживания — нанесение подслоя из другого металла, обладающего более низкой водородопроницае-мостью. Эффективно в качестве подслоя при кадмировании использовать медь или никель. Оба металла снижают степень наводороживания стали, но не исключают его полностью. Кроме того, подслой меди и никеля может вызвать в некоторых агрессивных средах развитие контактной коррозии, ухудшающей коррозионное состояние изделия. Поэтому при выборе металла подслоя необходимо учитывать поведение системы в целом.

Ориентировочно коррозионное состояние обсадных колонн можно оценить по содержанию агрессивных компонентов в пластовых водах, контактирующих с колоннами.

При капитальном ремонте скважин контролируют коррозионное состояние оборудования визуально. Визуальному контролю подвергаются все доступные поверхности и в первую очередь подземного оборудования и наружние поверхности насосно-компрессорных труб. Из насосно-компрессорных труб вырезают катушки (как правило, из верхней, средней и нижней частей колонны) для более тщательного анализа коррозионного состояния, в том числе и для механических и металлографических исследований состояния металла. При повторных спусках бывшего в эксплуатации оборудования требуется проведение особенно тщательной ревизии.

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 защиты 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 коррозию. При наличии в рабочей среде сероводорода пользуются водородными зондами для определения степени наводороживания металла оборудования.

Для измерений применяется коэрцитиметр ФК-17И конструкции НИИТМАШ (г. Волгоград) с накладным датчиком, но в принципе возможно использование коэрцитиметров и других типов. Измерение коэрцитивной силы экранных труб позволяет: оценить фактическое коррозионное состояние труб, т. е. необходимость их замены; прогнозировать время безопасной эксплуатации трубы; производить сортировку новых труб, предотвращая установку в котел труб с пониженной стойкостью к внутрикотловои, в том числе к водородной, коррозии.

Коррозионное воздействие жидкого лития усиливается наличием в нем LiOH при температурах не выше 450° С (при более высоких температурах он разлагается на Li20 и LjH).

Двухсторонее коррозионное воздействие среды на цилиндр под внутренним давлением приводит к следующему уравнению для оценки долговечности:

Часто думают, что коррозия сопровождается лишь ржавлением или потускнением. Однако коррозионное воздействие может приводить к растрескиванию, потере прочности или пластичности. В большинстве случаев механизм коррозии электрохимический, а продукты коррозии могут быть не всегда заметны и потери массы металла незначительны.

Область 1 соответствует проектным условиям эксплуатации трубопровода; область 2 — допустимому состоянию эксплуатации трубопровода, имеющего допустимые подконтрольные дефекты, с подконтрольной эксплуатацией, обеспечивающей эффективную электрохимическую и ингибиторную защиты, которые исключают коррозионное воздействие окружающей среды; область 3 — участку трубопровода, имеющему предельные дефекты и подлежащему ремонту в плановом порядке; область 4 — участку трубопровода, имеющему критические дефекты и подлежащему ремонту в кратчайшие сроки (внеплановый ремонт).

Добавки некоторых реагентов к химическим веществам также могут оказывать неблагоприятное коррозионное воздействие на оборудование систем. В частности, введение ряда добавок в монодиэтаноламин, используемый на установках аминовои очистки кислых газов для поглощения Н25 и СО2, повышало интенсивность коррозии во всех обрабатываемых средах с различным содержанием агрессивных компонентов (Н25, СО2 и О2). Добавки вводили для повышения эффективности поглощения абсорбентом СО2 и Н25 на установках очистки [186].

9. Яковлев А. И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. - М.: ВНИИЭгазпром, 1972.- 42 с.

Двухстороннее коррозионное воздействие среды на цилиндр под внутренним давлением приводит к следующему уравнению для оценки долговечности:

1) коррозионное воздействие агрессивной среды внутри и снаружи листовых конструкций, зданий и сооружений. Наиболее интенсивна коррозия в местах скопления колошниковой пыли, попадания брызг доменного шлака и воздействия доменного газа;

При оценке характеристики вод и определения их свойств проводят анализы на общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание шести основных компонентов для отнесения исследуемой воды к определенному типу, концентрацию водородных ионов, газосодержание, бактериологическое и микробиологическое содержание, а также по определению некоторых физических свойств — температуры, плотности, запаха, вкуса, цвета, прозрачности, коэффициента поверхностного натяжения. Коррозионное воздействие воды на конструкционные материалы зависит от общей минерализации. По концентрации солей пластовые воды нефтяных месторождений подразделяются на пресные (0,001—0,1%) и минерализованные—солоноватые (0,1—1%), соленые (1—5%), рассольные (5—35%).

С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При использовании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности.

При отсутствии сероводорода, углекислого газа или кислорода минерализованная вода оказывает слабое коррозионное воздействие на стальное оборудо-