Особенности коррозии трубопроводов в условиях Западной Сибири

В Западной Сибири для нефтесборных трубопроводов большого диаметра характерны коррозионные разрушения в форме протяженных канавок, расположенных строго по нижней образующей труб. В начальной стадии разрушение представляет собой следующие друг за другом язвенные углубления, которые в последующем сливаются в непрерывную канавку шириной 20-60 мм и длиной 5-20 м.

Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что:

- локальные коррозионные разрушения нижней части труб и аварийные порывы нефтепроводов стали проявляться, когда обводненностьнефти возросла до 50%, нефтяные эмульсии стали неустойчивыми и из них начала выделяться вода в видеотдельнойфазы;

- пластовая вода слабокоррозивна: минерализация хлоркальциевых вод невелика и составляет 20-40 г/л, рН воды нейтральный, температура 40 ^оС;

- в водной фазе нефтяной эмульсии содержится до 250 мг/л двуокиси углерода и биогенный сероводород в количестве 2-10 мг/л;

- в попутных нефтяных газах содержится до 6% масс. СО₂ и сероводорода 1,5 мг/м³;

- нефти Западной Сибири парафинистые, легкие и маловязкие, характеризуются невысокой устойчивостью нефтяных эмульсий. Таким образом, и со стороны нефти и газа особой разрушительной коррозии не ожидается.

Каким же образом в не очень коррозивной среде проявляется, причем только в нижней части труб, локальная коррозия металла?

Большинство исследователей, занимавшихся изучением коррозии стали в подобных условиях, считают, что коррозионный процесс разрушения металла протекает поуглекислотному механизму.

Для Западной Сибири характерно выпадение солей из водной фазы продукции скважин, что, в принципе, возможно вследствие действия следующих факторов (или их комбинаций):

- уменьшение общего давления в системе;

- изменения температуры;

- изменения химического состава воды, что возможно или при смешении вод различного состава, или в результате коррозии, когда вода обогащается ионами железа.

В этих условиях процесс углекислотной коррозиии протекает следующим образом.

На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция СаСО₃. В некоторых местах защитная пленка осадка СаСО₃ может отслоиться. Это происходит под действием или механических факторов, таких как абразивное действие взвешенных частиц, гидравлические удары , вибрации трубопровода, вызванные прохождением газовых пробок и др., или в результате механо-химического растворения пленки в местах напряженного состояния трубопроводов.

Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальваническую макропару, где металл является анодом, а поверхность трубы - катодом. Начинается интенсивный процесс коррозии, его скорость может достигать 5-8 мм/год.

Приэлектродный слой обогащается ионами железа Fe ²⁺ (реакция 1) и создаются условия для осаждения карбоната железа FeCO₃ (реакции 11,12), который блокирует коррозию.

Участки язв, где произойдет отслоение FeCO₃, вновь превращаются в активные аноды.

Однако, перечисленные воздействия: гидравлические удары, вибрации, механо-химическое растворение, носят непредсказуемый характер и не объясняют локализации коррозионного разрушения в нижней части труб.

Феномен локализации коррозионного разрушения по нижней образующей трубы может быть обусловлен особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков (трехфазных нефтяных эмульсий) по трубопроводам.

В условиях недостаточно высокой скорости потока (0,1-0,9 м/с) формируетсярасслоенная структура течения ГЖС, то есть вода выделяется в отдельную фазу. Поверх воды будет двигаться нефтяная эмульсия и газ.

На границе раздела жидких фаз возникнут волны, в частности из-за разницы в вязкости соприкасающихся фаз. При перемещении этих волн вдоль течения транспортируемой смеси на границе раздела жидких фаз наблюдаются вторичные явления: отрыв капель воды и их вращение, что приводит к возникновениювихревых дорожек из множества капель воды строго вдоль нижней образующей трубы (рис.34).

.

Рис.34. Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз нефть-вода

Часть присутствующих в водной фазе механических примесей (карбонатов и сульфидов железа, песка и глины) попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной пленки.

Таким образом обеспечивается постоянное функционирование гальванической макропары металл - труба, покрытая осадком солей.

Аномально-высокие скорости коррозии (5-8 мм/год) объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в десятки раз превышающий по площади анодный электрод.

Методы предотвращения этого вида локальной коррозии также должны быть нетрадиционными и исходить из рассмотренного механизма. Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно, поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико-экономическим соображениям, поскольку протяженность сети нефтепроводов в Западной Сибири огромна.

Задача предупреждения коррозии по нижней образующей трубы может быть решена только при учете гидравлических особенностей течения трехфазных потоков.

Прежде всего уже на стадии проектированияобустройства таких месторождений (или в процессе их эксплуатации) необходимо заложить расчетно-уменьшенные диаметры нефтепроводных труб, в которых скорость движения нефтеводогазового потока поддерживалась бы наоптимальномуровне, то есть чтобы из нефтяных эмульсий не выделялась вода в качестве отдельной фазы.

Если этого избежать нельзя, например, из-за высокой обводненности добываемой нефти, то необходимо предусмотреть в проекте разработки месторождения, при наступлении повышенной обводненности нефти, постоянный (путевой) сброс выпавшей на отдельных участках нефтепровода воды.

Можно периодически удалять скапливающуюся в пониженных участках нефтепровода воду с помощью разделительных пробок и скребков.

Опасными, с точки зрения коррозионной агрессии, являются пробковыйи расслоенный режимы течения.

В момент прохождения "пробки" газа по участку трубопровода на нем возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых "пробок" может колебаться от 1-2 за час до 15-25 за минуту.

В результате этого нефтесборный коллектор может испытыватьциклическиенагрузки.

При циклическом нагружении металла упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной механо-химической коррозии и развитию коррозионно-усталостной трещины. Коррозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода вначале образуются по электрохимическому механизму, в дальнейшем они также могут выступать концентраторами напряжений. Этим и объясняются аномально высокие скорости коррозии (9 мм/год), наблюдаемые на многих

Если проблема защиты внутрипромысловых трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания появилась впервые, то для магистральных нефтепроводов в этом направлении накоплен большой опыт, так как для них - это характерный вид коррозионного разрушения.

К наиболее распространенным способам защиты трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания относятся:

- ингибиторная защита;

- применение гальванических и лакокрасочных покрытий;

- легирование трубной стали;

- защита с помощью оксидных и фосфатных покрытий.

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. А это требует проведения дополнительных исследований.

Таким образом, механизм коррозии углеродистой стали в средах с СО₂ чрезвычайно сложен. В зависимости от условий он может вести к общей или локальной коррозии, в том числе в форме язвы, питтинга, канавочной коррозии и коррозионного растрескивания. Поэтому, в зависимости от механизма процесса коррозии, должны быть применены соответствующие способы защиты.