Заволжский надгоризонт, пачка Dзв. 3 страница

Каждый резервуар снабжается приспособлениями и необходимой арматурой, объединяемыми под общим названием оборудование резервуара. Кроме того, резервуары оснащаются лестницами и противопожарными средствами.

Оборудование вертикального стального резервуара РВС представлено в приложении В. На крыше имеется световой люк 1, который служит для проветривания в процессе подготовки резервуара к ремонту и проникновения света внутрь резервуара. В рабочем положении световой люк должен быть плотно затянут и пропуски в прокладке не допускаются.

На крыше резервуара имеется также замерный люк 5, который служит для измерения уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Крышка замерного люка герметично соединяется с горловиной посредством прокладки и нажимного откидного болта. Вместо замерных люков иногда устанавливают камеры для измерения уровня нефти с указателем уровня 6 типа УДУ-5.

На первом поясе резервуара устроен люк-лаз 7, служащий для проветривания, а также для ввода резиновых шлангов при зачистке и проникновении людей внутрь резервуара.

Для присоединения резервуаров к приемным и раздаточным трубопроводам служат приемные и раздаточные патрубки 10. В некоторых резервуарах приемные патрубки совмещаются с раздаточными. С внутренней стороны резервуара на приемном патрубке устанавливается хлопушка 9, а на раздаточном – шарнирное устройство 15 с подъемной трубой 14. Подъемная труба предназначена для отбора нефти из резервуара с требуемой высоты. Подъемная труба устанавливается в нужное положение при помощи лебедки 13, которая связана с ней канатом, проходящим через роликовый блок 16.

Хлопушка 9 служит для дополнительной защиты от возможной утечки нефти из резервуара при неисправных трубопроводе и задвижке. При наполнении резервуара струя нефти приподнимает крышку хлопушки, а при прекращении заполнения эта крышка под действием силы тяжести опускается и закрывает приемную трубу. Устройство 12 управления хлопушкой предназначено для открывания крышки, удержания ее в поднятом состоянии и закрывания. Оно состоит из вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.

Сифонный кран 8 служит для удаления из резервуара свободной воды (в резервуарах для предварительного сброса воды).

Ответственным элементом резервуарного оборудования является дыхательный клапан, предназначенный для выпуска воздуха с парами нефти при заполнении резервуара и ввода воздуха внутрь при его опорожнении. Для повышения надежности на резервуарах устанавливается гидравлический предохранительный клапан. Он имеет то же назначение, что и дыхательный, но срабатывает только при предельно допустимых значениях давления или вакуума в резервуаре, например, в случае неисправности дыхательного клапана.

Для предупреждения проникновения пламени внутрь герметизированного резервуара через дыхательный или гидравлический предохранительный клапаны под этими клапанами устанавливают огневые предохранители.

2.2 Причины коррозии трубопроводов

Коррозией называется разрушение материала в результате химического или электрохимического взаимодействия с окружающей средой.

Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, назы­вается коррозионной или агрессивной.

По характеру взаимодействия металла труб со средой разли­чают два основных типа коррозии: химическую и электрохимиче­скую.

Химической коррозией называется процесс разрушения всей поверхности металла при его контакте с химически агрессивным агентом, при этом он не сопровождается возникновением и про­хождением по металлу электрического тока. Одним из видов внутреннего коррозионного разрушения трубопроводов является сероводородная коррозия, обусловленная наличием сероводорода, содержащегося в пластовых флюидах или выделяемого сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).

Растворенный в воде сероводород в зависимости от рН среды имеет различную степень диссоциации. При рН< 6 основная часть Н₂S находится в виде молекулярно-растворенного газа, а с ростом рН диссоциирует по схеме:

Н₂S «Н⁺ + HS^-

HS^- «H⁺ + S^2- (при рН > 9).

Ионы водорода непосредственно участвуют в коррозионном процессе. Атомарный водород, возникающий при химическом взаимодействии сероводорода с металлом, проникает в металл и вызывает его охрупчивание.

Процесс сероводородной коррозии стали в водных растворах стимулируют не только Н₂S и НS^- (гидросульфитный ион, адсорбируясь на поверхности металла, смещает его электрохимический потенциал в отрицательную сторону и приводит к ускорению катодного процесса), но и продукты коррозии – сульфиды железа Fe_xS_y. Сульфид железа по отношению к железу и стали, является эффективным катодом, т.е. обладает более положительным потенциалом, чем сталь. Разница в потенциалах может составлять 0, 2 – 0, 4 В.Это обычно приводит к образованию глубоких точечных поражений. С увеличением концентрации сероводорода в жидкости скорость коррозии увеличивается. Полученные закономерности можно связать с образованием на поверхности металла сульфидных пленок, обладающих различными защитными свойствами.

Электрохимическая коррозия — это процесс разрушения ме­талла, сопровождающийся образованием и прохождением элект­рического тока. При электрохимической коррозии в отличие от химической, на поверхности металла образуется не сплошное, а. местное повреждение в виде пятен и раковин (каверн) большой глубины.

Сущность электрохимической коррозии заключается в том, что в результате взаимодействия металла с окружающей средой (почвой, водой) происходит растворение и разрушение металла, сопровождающееся прохождением электрического тока.

При соприкосновении с полярной водой поверхностные атомы металла подвергаются воздействию силового поля молекул воды, которые благодаря своему малому размеру, как бы внедряются в кристаллическую решетку твердого тела. Это взаимодействие, которое принято называть гидратацией, может быть настолько сильным, что происходит ослабление связи атома металла со своими внешними электронами и ион металла (Fе²+) получает" возможность покинуть узел кристаллической решетки и перейти в воду. Так образуется ион (катион), несущий положительный заряд, Fе²+. Перешедший в раствор ион гидратируется, т. е. окружает себя молекулами воды, при этом на поверхности металла остают­ся освобождающиеся электроны 2е, перемещаемые по металлу к катодным участкам К. На катодных участках эти электроны вза­имодействуют с кислородом и в результате его ионизации проиcходит образование гидроксильной группы ОН-

2е + 1/2О₂ +Н₂О = 2ОН-

Переходящие в раствор на анодных участках А катионы Fе²+,. а на катодных участках К гидроксильные ионы ОН - взаимодейст­вуют в растворе с образованием закиси железа Fe²⁺+2ОН- = Fе (ОН)₂.

При наличии в воде или почве свободного кислорода закись железа окисляется в гидрат окиси железа

0₂ + 4Fе (ОН)₂ + 2Н₂0 = 4Fе (ОН)₃↓,

который выпадает в виде осадка.

Так происходит электрохимическая коррозия труб, а также любого другого оборудования.

Кроме коррозии металлов указанных видов, в нефтегазоводосборной системе трубопроводов может возникать электрокоррозия под воздействием блуждающих токов. Блуждающие токи - электрические токи, идущие по земле от рельсов трамвая, метрополитена, от электрических подстанций и др. Часть своего пути блуждающие токи проходят по нефтепромысловым трубопроводам. В местах выхода электронов трубопровод имеет положительную полярность относительно земли, вследствие чего идет процесс переноса металла (катионов) в землю. На этом участке и происходит разрушение трубопровода. В основе этого процесса также лежит электролиз.

Биокоррозия трубопроводов вызывается активной жизнедея­тельностью микроорганизмов. В настоящее время биокоррозии уделяется огромное внимание, так как на долю ее приходится зна­чительное число коррозионных разрушений эксплуатационных колонн скважин нефтяных и газовых месторождений.

Различают анаэробные бактерии, жизнедеятельность которых может протекать при отсутствии кислорода, и аэробные — только в присутствии кислорода.

В природе наиболее широко распространены сульфатвосстанавливающие анаэробные бактерии, обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах. Наиболее благоприятной средой для развития этих бактерий являются во­ды продуктивных горизонтов нефтяных месторождений с рН = 5—9 при температурах 25—55 °С. В результате жизнедея­тельности сульфатвосстанавливающих бактерий образуется серо­водород, который, соединяясь с железом, образует сульфиды же­леза, выпадающие в осадок.

4Fе₂ + 12Н₂S + ЗО₂ = 4Fе₂S₃+ 12Н₂0

2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов

Комплекс мероприятий по защите трубопроводов от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает применение (Приложение Г):

-технологических методов;

-химических методов (применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода, нейтрализаторов сероводорода);

-электрохимической защиты (ЭХЗ);

-коррозионно-стойких труб;

-защитных покрытий.

К технологическим методам защиты от коррозии относятся:

- поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока, путем подбора оптимальных диаметров нефтесборных коллекторов;

-сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для ее утилизации путем закачки в пласт;

-в газопроводах – выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;

-очистка трубопроводов от механических примесей (в том числе продуктов коррозии).

Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды рекомендуется по возможности не допускать:

-совместный сбор продукции скважин, содержащей и не содержащей сероводород (если не производится нейтрализация сероводорода);

-смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой,
содержащей ионы железа (если не производится нейтрализация сероводорода), кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектом;

-смешивание пластовых вод, содержащих сероводород, и сточных вод,
содержащих кислород.

Процесс разрушения трубопроводов может быть обусловлен воздействием внешней окружающей (породы почвы — песок, глина, суглинок), внутрен­ней (пластовая вода, эмульсия, нефти, содержащие сероводород) среды, а также атмосферы. В зависимости от этого трубопроводы системы сбора могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, внешней (почвенной) и внутренней (жидкостной).

Атмосферная коррозия - это обычное ржавление (окисление) труб, уложенных на поверхности земли. Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко может быть устранено путем окраски поверхности труб масляными красками и лаками, липкими лентами. Атмосферная коррозия обычно бывает равномерной.

Внешняя (почвенная) коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Почвенная коррозия, возникающая вследствие химического или электрохимического процесса в окружающем трубу грунте, может в некоторых случаях вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и вывести трубопровод из строя.

Основной причиной внешней коррозии трубопроводов являются электрохимические процессы. Образование гальванопар в металле труб может быть вызвано еще отличием в плотностях металла труб, вызванных ее деформацией. Механические напряжения, особенно при знакопеременных и пульсирующих напряжениях, повышая активность металла, всегда в какой-то степени облегчают коррозию его. Влияние их усиливается, когда коррозирующее действие среды и механическое напряжение направлены на одни и те же участки поверхности. Разность потенциалов между такими участками трубы может достигнуть 1, 5 В.

Существует два способа защиты трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный. К пассивной защите трубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различными материалами.

К активным средствам относятся катодная защита от почвенной коррозии и электрозащита от коррозии, вызываемой блуждающими токами. При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства. Средства электрозащиты применяют на изолированных трубопроводах, уложенных в грунт с омическим сопротивлением не более 100 Ом-м и в зонах действия блуждающих токов.

Принцип катодной защиты подземных трубопроводов основан на электрохимической теории почвенной коррозии, согласно которой коррозия является результатом образования на поверхности металла трубы гальванопар, в которых движется электрический ток. Коррозия металла, трубы происходит в местах выхода положительно заряженных ионов в почву, т.е. в анодах. При катодной защите электрический ток от постороннего источника пропускается в трубопровод и тем самым превращает его в катод, благодаря чему процесс коррозии на поверхности трубы прекращается и переносится на искусственно созданные аноды, состоящие из обрезков металла, зарытых в землю и соединенных электрически с плюсовой клеммой источника постоянного тока.

На рисунке 4 приведена схема расположения элементов катодной защиты. Источник постоянного тока 1 через плюсовую клемму соединен с зарытыми в землю кусками металла 2. Минусовая клемма источника тока соединена проводником 4 с трубопроводом 3. Электрический ток (отрицательно заряженные частицы - электроны) направлен от анода 2 к катоду 3 через катодную станцию 1. При этом, оставшиеся на аноде 2 положительно заряженные ионы железа (катионы), переносятся в почву, вследствие чего происходит разрушение труб. А катод (трубопровод) не подвергается разложению, поскольку в нем всегда имеет место избыток электронов, поступающих от катодной станции.

1 – источник постоянного тока; 2 – анод; 3 – трубопровод; 4 - проводник тока.

Рисунок 4 – Схема расположения элементов катодной защиты.

Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних фланцевым соединением с изолирующей прокладкой из диэлектрического материала: заземлители (аноды) делают из старых труб, обрезков рельсов. Расстояние заземлителей от защищаемого трубопровода принимают 100-150 м; заземлители спускают в скважину глубиной 60 м. Для снижения сопротивления в зоне заземления грунт, в который закапываются аноды, рекомендуется засолить обычной поваренной солью.

Для борьбы с электрохимической коррозией металлов применяют также и специфические электрохимические методы, основанные на том, что защищаемый металл подвергается катодной поляризации. В одной из разновидностей катодной защиты, называемой протекторной защитой, это достигается присоединением к защищаемому металлу более активного металла (протектора), который становится анодом, благодаря чему анодные участки поверхности защищаемого металла превращаются в катод по отношению к протектору (Рисунок 5).

1 - защищаемый газопровод; 2- стальной Г-образный стержень; 3- соединительный провод; 4 - протектор; 5- наполнитель.

Рисунок 5 - Схема расположения элементов протекторной защиты

Протекторы изготавливают из металлов, электрический потенциал которых больше потенциала материала трубопровода. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы становятся разрушаемыми анодами, в результате чего трубопровод сохраняется от коррозии. Протекторная защита применяется для защиты небольших участков трубопровода.

Из химии известно, что при рН< 7 воду (почву) считают кислой; при рН = 7 — нейтральной и при рН> 7 — щелочной. В кис­лых водах присутствуют, как правило, соли железа, а в щелочных — сода. Внутренняя (жидкостная) коррозия стенок труб возникает в результате кон­такта с жидкостями, имеющими кислые или щелочные основания. Причинами, вызывающими внутреннюю коррозию трубопроводов, также являются электрохимические процессы, с той только разницей, что роль электролита в этом случае играет минерализованная вода - хороший проводник электрического тока. Зоной коррозии обычно является внутренняя поверхность нижней образующей трубопровода. Это говорит о том, что внутренняя коррозия трубопроводов особенно опасна при расслоенном (ламинарном) режиме движения жидкости, когда под действием сил гравитации происходит расслоение сред - минерализованная вода с осадками внизу. К сожалению, эффективных методов борьбы с внутренней коррозией пока еще нет.

Комплекс мероприятий по защите трубопроводов от внутренней коррозии включает в себя применение химических, технологических методов.

Для предупреждения коррозионных разрушений также применяются различные покрытия внутренней поверхности труб и использование труб в антикоррозионном исполнении.

2.3.1 Ингибиторная защита

Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бес­спорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, которые, адсорбируясь поверхностным слоем трубы, образуют защитную пленку от действия коррозионной среды. Несмотря на то что эффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение их технически и экономиче­ски оправдано как при углекислотной и сероводородной коррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разру­шения промыслового оборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать ингибиторы для кон­кретных условий эксплуатации оборудования на промысле. От это­го в значительной мере зависят эффективность и экономичность защиты. Эффективность ингибитора зависит также и от способа его ввода в скважины и сборную систему.

Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат нефтегазопроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие прямую водонефтяную эмульсию («нефть в воде»), водоводы, транспортирующие средне- и высокоагрессивные пластовые и сточные воды, и промысловые газопроводы. Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с инструкцией по применению ингибиторов. Ингибиторы коррозии подаются в трубопровод или систему трубопроводов при помощи сертифицированных установок дозирования реагентов в соответствии с технологическим регламентом.

В настоящее время синтезировано и внедрено много ингибито­ров для различных условий нефтяной и газовой промышленности; самые эффективные (до 92—98%) из них — ингибиторы И-1-А, ИКБ-ЧВ и ИКАР-1, ИКСГ-1, эффективность их защитного дейст­вия в среднем составляет 80—98 %.

Для защиты оборудования от коррозионного разрушения ин­гибиторы можно закачивать также в пласт. Его массовая доля не должна превышать 0, 018 % от дебита скважины. Продолжи­тельность эффекта составляет около 20 дней.

В ЧУДНГ ингибитор коррозии стали применять в 1976 году. На сегодняшний день подача ингибитора коррозии производится 216 дозирующими устройствами, ингибированием охвачено 85% трубопроводов, 15% составляют трубы в антикоррозионном исполнении (футерованные, МПТ, ГПМТ). Подача ингибиторов коррозии производится в межтрубное пространство, в выкидные линии скважин, в сборные коллекторы ЦДНГ 1-5, в трубопроводы после ТВО, резервуары, водоводы на КНС, БКНС цеха ППД с помощью дозировочных установок типа УДЭ и БР. В 2008 году израсходовано ингибиторов коррозии 727 тонн, в том числе на ингибирование в системе сбора 467 тонн, при этом обработано 20214, 062 тыс.м3 жидкости, в системе ППД израсходовано 260 тонн и обработано 12756, 376 тыс.м3.Охват ингибирования по жидкости в системе сбора составил 81, 7%, по воде в системе ППД- 60, 8%.Удельный расход в системе сбора составил 22, 98 г/м3, в системе ППД- 20, 57 г/м3.Подача ингибиторов коррозии для защиты внутренней поверхности трубопроводов проводилась согласно технологическим регламентам.

С учетом обводнения добываемой жидкости из года в год увеличивается и подача ингибитора коррозии. На 2009 год расход ИК составляет 780 тонн на 27908, 4 тыс.тонн добываемой жидкости.

Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать соответствующий ингибитор. Лаборатория по противокоррозионной защите проводит коррозионное исследование ингибиторов коррозии: лабораторные, стендовые и промысловые. По результатам исследований выявляется необходимый ингибитор коррозии. Основная задача коррозионных испытаний заключается в определении долговечности и эксплуатационной надежности технологического оборудования и трубопроводов в агрессивной среде. Обоснование дает промышленное испытание ИК.

Важно оценить фактическую (фоновую) скорость коррозии оборудования по всей технологической цепочке от добывающей скважины до потребителя, коррозионную агрессивность добываемой или транспортируемой среды. В ЧУДНГ для этого используется периодический и непрерывный методы неразрушающего контроля.

К периодическим методам контроля коррозии относятся: визуальный, гравиметрический, метод неразрушающего контроля с помощью ультразвуковой толщинометрии. Для определения гравиметрическим методом на всех главных коллекторах расположены контрольные точки(30 штук) с образцами-свидетелями. Составляется план на год периодического осмотра, извлечения образцов-свидетелей и по ним проводятся лабораторные исследования.

К непрерывным методам контроля относится анализ среды на содержание агрессивных компонентов. С 2001 года по 2003 год прошли промышленные испытания ингибитора коррозии «Викор-1А», ЗАО «Полимак», г.Стерлитамак, который показал высокую степень защиты (89-92%), по сравнению с другими ингибиторами коррозии. Было решено ранее применяемые ингибиторы коррозии «Сонкор»(ОАО «Опытный завод Нефтехим» г.Уфа) заменить на «Викор-1А». Исследования показали, что с применением ИК «Викор-1А» количество аварий уменьшились в 2 раза.

Наряду с ингибирующими свойствами, при лабораторных испытаниях, выявились нейтрализирующие способности ИК Викор 1А.

2.3.2 Применение защитных покрытий

Наиболее широко в промысловой практике применяют покрытия из нефтяных битумов с увеличением их механической прочности путем обертывания гидроизолом и покрытия из полимерных лент, наноси­мых на трубопроводы с помощью специальных очистных механиз­мов и машин.

В последние годы противокоррозионная защита стальных трубопроводов в трассовых условиях осуществляется липкими поливинилхлоридными изоляционными лентами. Ленты изготовлены из пластиката на основе поливинилхлоридной смолы, пластификаторов и красителей. На внутреннюю поверхность лент нанесен клей на основе перхлорвиниловой смолы при применении лент летом или специальный морозостойкий каучуковый клей для лент при применении в зимних и условиях. Полимерные покрытия трубопроводов по сравнению с битумными имеют следующие преимущества: 1) они технологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в 2—4 раза, а материалоемкость в 8—10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия еще недостаточно изучены в условиях дли­тельной эксплуатации.

Для контроля качества изоляционных покрытий применяют различные приборы, предназначенные для проверки прилипаемости изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей. Для выбора средств защиты подземных сооружений — трубо­проводов и резервуаров — необходимо располагать данными о коррозионных свойствах почвы. Чем выше электросопротивление почвы (сухой песок), тем меньше токи коррозии и соответственно, тем меньше разъедание металла. Поэтому степень активности почв подразделяется на следующие категории: особо высокая — с удель­ным сопротивлением 5 Ом м; высокая — с удельным сопротивле­нием 5—10 Ом м; повышенная—10—20 Ом м; средняя — 20-100 Ом • м и низкая — выше 100 Ом • м.

В зависимости от удельного сопротивления отдельных участков почвы, где прокладывается трубопровод, определяются толщина и материал изоляции.

Ко всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны предъявляться следующие, требования: 1) водонепрони­цаемость; 2) прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хоро­шая изоляция от электрического тока; 4) достаточная прочность и способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость.

Для противокоррозионной защиты наружной поверхности стальных трубопроводов при их подземной, подводной (с заглублением в дно) и наземной (в насыпи) прокладке применяются конструкции покрытий согласно ГОСТ Р 51164, приведенные в таблице 4.

Таблица 4 – Конструкции защитных покрытий трубопроводов

Продолжение таблицы 4

Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяются покрытия, приведенные в таблице 5.

Таблица 5 - Типы внутренних защитных покрытий

Продолжение таблицы 5