CC BY
31
DOI: 10.32743/UniTech.2023.115.10.16180 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ В НЕФТЯНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ
Коннов Дмитрий Владимирович
соискатель
Университет Центральной Флориды США, Орландо Флорида E-mail: konnov 72@knights. ucf.edu
PREDICTION OF CORROSION DEFECTS IN OIL PIPELINES
Dmitrii Konnov
Applicant, University of Central Florida USA, Orlando Florida
АННОТАЦИЯ
Обеспечение безопасного транспортирования углеводородных сред является одной из основных задач организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты. Наиболее сложными остаются вопросы защиты от коррозии промысловых трубопроводов. Для прогнозирования времени разрушения промысловых нефтепроводов необходимо учитывать большое количество факторов, в частности - напряженно-деформированное состояние трубопровода, технологические режимы эксплуатации, наличие циклических нагрузок, скорость коррозии стенки трубы, и т.д. В статье Представлен краткий обзор текущего состояния нефтепроводов, описан новый метод борьбы с солевыми отложениями. Приведена оценка коррозионных дефектов состоит из надлежащей характеристики дефектов с помощью измерений профиля толщины и начального этапа скрининга для принятия решения о необходимости детального анализа. Проанализирован рост коррозионного дефекта. Проведен анализ скорости коррозии, рассчитанный по формуле с ее поправочными коэффициентами. Рассмотрены основные виды типов коррозии и модели прогнозирования развития коррозии. Произведено сравнение моделей коррозии в подводном конденсатном газе-трубопроводе. Оценено влияние температуры на образование защитной пленки. Испытания показали, что скорость коррозии увеличивается, когда расчетная температура превышает температуру накипи Представлен разработанный алгоритм, который позволяет прогнозировать поведение коррозии при эксплуатации нефтегазового оборудования.
ABSTRACT
Ensuring the safe transportation of hydrocarbon media is one of the main tasks of organizations operating hazardous production facilities. The most difficult issues remain in protecting field pipelines from corrosion. To predict the time of destruction of field oil pipelines, it is necessary to take into account a large number of factors, in particular - the stressstrain state of the pipeline, technological operating conditions, the presence of cyclic loads, the rate of corrosion of the pipe wall, etc. The article provides a brief overview of the current state of oil pipelines and describes a new method of combating salt deposits. The assessment of corrosion defects presented consists of proper characterization of defects using thickness profile measurements and an initial screening step to decide whether detailed analysis is necessary. The growth of the corrosion defect was analyzed. An analysis of the corrosion rate was carried out, calculated using the formula with its correction factors. The main types of corrosion types and models for predicting the development of corrosion are considered. A comparison of corrosion models in an underwater condensate gas pipeline was made. The influence of temperature on the formation of a protective film was assessed. Tests have shown that the corrosion rate increases when the design temperature exceeds the scale temperature. A developed algorithm is presented that allows predicting the behavior of corrosion during the operation of oil and gas equipment.
Ключевые слова: коррозия углекислого газа, сероводородная коррозия, прогноз коррозии, однофазный поток, многофазный поток, обводненность, ингибиторы, химические добавки, нефтегазопровод, снижение техногенных рисков, солевые отложения, ингибиторы коррозии, нестационарные риски, безопасность эксплуатации, эффект свободного пролета
Keywords: carbon dioxide corrosion, hydrogen sulfide corrosion, corrosion forecast, single-phase flow, multiphase flow, water cut, inhibitors, chemical additives, oil and gas pipeline, reduction of technogenic risks, salt deposits, corrosion inhibitors, non-stationary risks, operational safety, free span effect.
Библиографическое описание: Коннов Д.В. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ В НЕФТЯНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2023. 10(115). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/16180
Введение
В большинстве подводных разработок добыча нефти и газа транспортируется из подводной скважины на платформу в многофазном потоке без процесса разделения. Коррозия представляет собой растущую проблему для эксплуатации подводных трубопроводов. Коррозию можно определить как ухудшение состояния металла в результате химических или электрохимических реакций между металлом и окружающей средой [8]. Склонность металла к коррозии зависит от данной среды и типа металла. Присутствие углекислого газа (ТО2), сероводорода (H2S) и свободной воды в эксплуатационной жидкости может вызвать серьезные проблемы с коррозией в нефтеналивных и подводных трубопроводах Целостность и управление рисками Внутренняя коррозия в скважинах и трубопроводах зависит от температуры, содержания CO2 и H2S, химического состава воды, скорости потока, смачивания нефти или воды, а также состава и состояния поверхности стали. Коррозионностойкие сплавы, такие как сталь с содержанием хрома 13% и дуплексная нержавеющая сталь, часто используются в скважинных трубопроводах подводных уравнений и конструкций. Однако для трубопроводов большой протяженности углеродистая сталь является единственной экономически целесообразной альтернативой, и коррозия должна контролироваться, а трубопровод должен быть защищен от коррозии как внутри, так и снаружи. В данной статье рассматривается разработка прогнозных моделей коррозионных дефектов и критерии проектирования и переквалификации на основе надежности для оценки корродированных трубопроводов [9]. В рамках этой оценки основное внимание уделяется следующим взаимосвязанным вопросам:
• Рост коррозионных дефектов.
• Проверка прочности на разрыв (допустимое по сравнению с максимальным внутренним рабочим давлением).
• Проверка способности к изгибу (допустимое и максимальное внешнее рабочее давление, изгибающий момент и осевая нагрузка).
• Проверка адекватности остаточного припуска на коррозию для оставшегося срока службы.
• Осмотр коррозионных дефектов.
• Обновленные программы осмотра и технического обслуживания [6].
Когда CO2 и H2S присутствуют в углеводородной жидкости, в углеводородной жидкости могут возникать два типа коррозии: кислотная коррозия и малосернистая коррозия [1]. Коррозия углекислотой возникает в системах, содержащих только углекислый газ или следы сероводорода (парциальное давление H2S < 0,05 фунтов на квадратный дюйм). Кислотная коррозия возникает в системах, содержащих сероводород выше парциального давления 0,05 фунтов на квадратный дюйм (0,34 кПа) и углекислый газ. Когда продукты коррозии не осаждаются на стальной поверхности, могут возникать очень высокие скорости коррозии в несколько миллиметров в год (мм/год) [11].
Этот «наихудший» тип коррозии является самым простым для изучения и воспроизведения в лаборатории. Когда ТО2 доминирует над коррозионной активностью, скорость коррозии может быть существенно снижена в условиях, когда карбонат железа может осаждаться на поверхности стали и образовывать плотную и защитную пленку продукта коррозии. Это легче происходит при высоких температурах или высоких значениях рН в водной фазе. Когда H2S присутствует в дополнение к CO2, образуются пленки сульфида железа, а не карбоната железа, и защитные пленки могут образовываться при более низких температурах, поскольку сульфид железа выпадает в осадок гораздо легче, чем карбонат железа. Локальная коррозия с очень высокими скоростями коррозии может возникнуть, когда пленка продукта коррозии не обеспечивает достаточной защиты, и это наиболее опасный тип коррозионного воздействия в нефте- и газопроводах.
Коррозия углекислого газа
Углекислый газ состоит из одного атома углерода с двумя атомами кислорода. Это коррозионное соединение, содержащееся в природном газе, сырой нефти, конденсате и пластовой воде. Это одна из наиболее распространенных сред в нефтепромысловой промышленности, где возникает коррозия. Коррозия CO2 усиливается в присутствии как кислорода, так и органических кислот, которые могут растворять накипь карбоната железа и предотвращать дальнейшее образование накипи. Углекислый газ является слабокислым газом и становится коррозионным при растворении в воде. Однако CO2 должен гидратироваться до угольной кислоты H2CO3, что является относительно медленным процессом, прежде чем он станет кислым. Угольная кислота вызывает снижение рН воды и приводит к коррозии при контакте со сталью. Области, где коррозия ТО2 наиболее распространена, включают текущие скважины, газоконденсатные скважины, области, где вода конденсируется, резервуары, заполненные ТО2, насыщенную пластовую воду и трубопроводы, которые, как правило, подвергаются коррозии медленнее из-за более низких температур и давлений [10]. Коррозия CO2 усиливается в присутствии как кислорода, так и органических кислот, которые могут растворять накипь карбоната железа и предотвращать дальнейшее образование накипи. Максимальная концентрация растворенного ТО2 в воде составляет 800 ppm. Когда ТО2 присутствует, наиболее распространенные формы коррозии включают равномерную коррозию, точечную коррозию, атаку червоточины, коррозию гальванического стригущего лишая, термическую коррозию, меза-атаку, коррозию дождевых капель, эрозионную коррозию и коррозионную усталость. Присутствие углекислого газа обычно означает отсутствие охрупчивания Ш. Скорость коррозии CO2 выше, чем воздействие только угольной кислоты. Скорость коррозии в системе CO2 может достигать очень высокого уровня (тысячи миллионов в год), но ее можно эффективно ингибировать. Эффекты скорости очень важны в системе CO2: Турбулентность
часто является критическим фактором, подталкивающим систему к коррозионному режиму. Это связано с тем, что он либо предотвращает образование, либо удаляет защитную накипь карбоната железа (сидерита). Продукты коррозии С02 включают карбонат железа (сидерит, FeCO3), оксид железа и магнетит. Цвета продуктов коррозии могут быть зелеными, коричневыми или коричневыми или черными. Это может быть защитным при определенных условиях. Сама накипь может быть растворимой. Условиями, способствующими образованию защитной накипи, являются повышенные температуры, повышенный рН, как это происходит в бикарбонатсодержащих водах, и отсутствие турбулентности, так что пленка накипи остается на месте. Турбулентность часто является критическим фактором в образовании или удержании защитной пленки карбоната железа [13]. Карбонат железа не является проводящим. Следовательно, гальваническая коррозия не может возникнуть. Следовательно, коррозия возникает там, где защитная пленка карбоната железа отсутствует и довольно однородна по отношению к открытому металлу. Щелевая и точечная коррозия возникают при образовании карбонатной кислоты. Углекислый газ также может вызывать охрупчивание, что приводит к коррозионному растрескиванию под напряжением.
Кислотная: сероводородная коррозия
Сероводород является легковоспламеняющимся и ядовитым газом. Это происходит естественным образом в некоторых грунтовых водах. Он образуется из разлагающихся подземных отложений органического вещества, такого как разлагающийся растительный материал. Он встречается в глубоких или неглубоких колодцах, а также может попадать в поверхностные воды через источники, хотя быстро улетучивается в атмосферу. Сероводород часто присутствует в скважинах, пробуренных в сланцах или песчаниках, а также вблизи угольных или торфяных месторождений или нефтяных месторождений. Газообразный сероводород производит в воде неприятный запах и вкус «тухлого яйца» или «серной воды». В некоторых случаях запах может быть заметен только при первоначальном включении воды или при запуске горячей воды. Тепло выталкивает газ в воздух, что может привести к тому, что запах будет ощущаться особенно неприятным в душе [8]. Иногда водонагреватель является источником запаха сероводорода. Магниевый стержень для борьбы с коррозией, присутствующий во многих водонагревателях, может химически восстанавливать встречающиеся в природе сульфаты до сероводорода. Сероводород (H2S) встречается примерно в 40% всех скважин. Скважины с большим количеством Н^ обычно маркируются как кислые; однако только скважины с 10 ррт или выше могут быть помечены как кислые. Парциальное давление выше 0,05 фунта на квадратный дюйм И28 считается коррозионным. Количество H2S, по-видимому, увеличивается по мере старения лунки. H2S соединяется с водой с образованием серной кислоты (Н2804), сильно агрессивной кислоты. Коррозию, вызванную Н2804, часто называют кислой коррозией. Поскольку сероводород легко соединяется
с водой, повреждение резервуаров ниже уровня воды может быть серьезным. Вода с сероводородом сама по себе не вызывает заболеваний. Однако сероводород при растворении в воде образует слабую кислоту. Следовательно, он является источником ионов водорода и вызывает коррозию. Он может действовать как катализатор поглощения атомарного водорода в стали, способствуя сульфидному растрескиванию под напряжением (SSC) в высокопрочных сталях. Полисульфиды и сульфаны (свободные кислотные формы полисульфидов) могут образовываться при взаимодействии сероводорода с элементарной серой [13].
Продуктами коррозии являются сульфиды железа и водород. Сульфид железа образует накипь при низких температурах и может действовать как барьер для медленной коррозии. Отсутствие хлористых солей сильно способствует этому состоянию, а отсутствие кислорода абсолютно необходимо. При более высоких температурах накипь становится катодной по отношению к корпусу, и начинается гальваническая коррозия. Хлорид образует слой хлорида железа, который является кислым и предотвращает образование слоя FeS непосредственно на корродирующей стали, позволяя продолжить анодную реакцию. Водород, образующийся в реакции, может привести к водородному охрупчиванию [15]. Неприятные последствия, связанные с сероводородом, включают его коррозионную активность по отношению к таким металлам, как железо, сталь, медь и латунь. Сероводород может стать причиной их потускнения и обесцвечивания медной и латунной посуды.
Проверка коррозионных дефектов
Объем оценки коррозионных дефектов состоит из надлежащей характеристики дефектов с помощью измерений профиля толщины и начального этапа скрининга для принятия решения о необходимости детального анализа. Оценка отдельного изолированного дефекта должна основываться на критическом профиле, определяемом наибольшими измеренными характерными размерами дефекта (например, глубиной, шириной, длиной) и должным образом откалиброванными факторами безопасности и неопределенности для учета неопределенностей при оценке и измерениях толщины [20]. Расстояние, эквивалентное нормальной толщине стенки трубы, можно использовать в качестве простого критерия разделения для колоний продольно ориентированных ямок, разделенных продольным расстоянием, или параллельных продольных ямок, разделенных расстоянием по окружности. Для продольных канавок, наклоненных к оси трубы,
• Если расстояние х между двумя продольными канавками длиной L1 и L2 больше, чем L1 или L2, то длина коррозионного дефекта L равна Ll или L2, в зависимости от того, какая из них больше. Можно предположить, что между двумя дефектами нет взаимодействия.
• Если расстояние х между двумя продольными канавками длиной L1 и L2 меньше Ь1 или L2, то предполагается, что эти два дефекта полностью взаимосвязаны, и длину коррозионного дефекта L следует принимать за L = L1 + Ь2 + х.
Рост коррозионного дефекта
Глубина коррозионного дефекта, d, после времени эксплуатации Т, может быть оценена с использованием средней скорости коррозии, ^г:
d = d0 + Vcr*T,
(1)
где do - глубина дефекта в настоящее время. Можно предположить, что длина дефекта растет пропорционально глубине, следовательно:
/ Vcr * Т\
(2)
где L и Lo - длины дефектов в настоящее время и T время после.
Прогноз коррозии
На CO2-коррозию углеродистой стали, используемой в добыче и транспортировке нефти, при наличии жидкой воды влияет большое количество параметров, некоторые из которых следующие:
• Температура.
• Парциальное давление CO2.
• Поток (режим течения и скорость).
• рН.
• Концентрация растворенного продукта коррозии (FeCOs).
• Концентрация уксусной кислоты.
• Смачивание воды.
• Микроструктура металла (сварные швы).
• Металлическая предыстория [13].
Детальное влияние этих параметров до сих пор
плохо изучено, и некоторые из них тесно связаны друг с другом. Небольшое изменение в одном из них может значительно повлиять на скорость коррозии. Различные модели прогнозирования были разработаны и используются разными компаниями. Среди них модель де Ваарда (de Waard et al.) (Shell), CORMED (Elf Aquitaine), LIPUCOR (Total) и новая электрохимическая модель, разработанная в IFE. Из-за сложности различных механизмов контроля коррозии и встроенного консерватизма модели коррозии часто завышают скорость коррозии углеродистой стали. Модель Shell для коррозии CO2 чаще всего используется в нефтегазовой промышленности. Модель в основном основана на уравнении де Ваарда и др., опубликованном в 1991 году [2]. Начиная с прогнозирования скорости коррозии в «наихудшем случае», модель применяет поправочные коэффициенты для количественной оценки влияния параметров окружающей среды и накипи продукта коррозии, образующейся в различных условиях. Однако первая версия модели была опубликована в 1975 году, и она несколько раз пересматривалась, чтобы сделать ее менее консервативной, включив новые знания и информацию. Первоначальная формула де Ваарда и Миллиамса предполагала определенные допущения, которые требовали применения поправочных коэффициентов на влияние параметров окружающей среды и на образующуюся при различных условиях шкалу продукта коррозии.
Скорости коррозии СО2 в трубопроводах, изготовленных из углеродистой стали, могут быть оценены с использованием принятых в промышленности уравнений, которые предпочтительно сочетают вклад независимой от потока кинетики реакции коррозии на поверхности металла с вкладом массопере-носа растворенного СО2 в зависимости от потока. Скорость коррозии, рассчитанная по исходной формуле с ее поправочными коэффициентами, не зависит от скорости жидкости [4]. Для учета эффекта течения была предложена новая модель, которая учитывает влияние массопереноса и скорости жидкости с помощью так называемой модели сопротивления:
V = -
vcr 1
1
- + —
Vr Vm
(3)
где скорость коррозии ^г - мм/год; V вклад -не зависящий от потока, обозначающий скорость реакции; а Vm вклад - зависящий от потока, обозначающий скорость массообмена.
В многофазном турбулентном потоке в трубопроводе Vm зависит от скорости и толщины пленки жидкости, а V зависит от температуры, С02 давления и рН. Например, для трубопроводной стали, содержащей 0,18% С и 0,08% Сг, уравнения для V и Vm для течения жидкости в трубопроводе имеют вид:
log(Vr) = 4.93 -
1119
Т + 273
1 mp I '
+ 0.58* log(pcoj, (4)
где Ттр — температура жидкости в трубопроводе, °С, а парциальное давление рС02
от СО2 в барах. Парциальное давление рС02 можно найти по формуле:
Рс02 = ПС02 * Рорг,
(5)
где ПСО2 - доля СО2 в газовой фазе, а рсрГ - эксплуатационное давление в барах.
Скорость массообмена Vm аппроксимируется выражением:
Vm = 2.45 *
d0
2 * Рсо2,
(6)
где U — скорость потока жидкости в м/с, а d — внутренний диаметр в м.
Сравнение моделей коррозии CO2
Коррозия, вызванная выбросами CO2, представляет наибольший риск целостности оборудования из углеродистой стали в производственной среде и встречается чаще, чем повреждения, связанные с усталостью, эрозией или коррозией растрескивания под напряжением. NORSOK, Shell, а также другие компании и организации разработали модели для прогнозирования коррозионной деградации. Стандарт NORSOK M-506 можно использовать для расчета
скорости коррозии С02, которая является эмпирической моделью для углеродистой стали в воде, содержащей ТО2 при различных температурах, рН, летучести С02 и напряжении сдвига стенки. Модель NORSOK охватывает только расчет скорости коррозии, где С02 коррозионное вещество [7]. Он не включает дополнительные эффекты других компонентов, которые могут влиять на коррозионную активность, таких как Н^, который обычно появляется в производственных линиях. Если такой компонент присутствует, эффект необходимо оценивать отдельно. Следует заметить ни одно из исследований де Ваарда и др. модели не включают в себя эффект Н28.
На рисунке 1 показан пример прогнозирования скорости коррозии в подводном конденсатном газе-трубопроводе. Здесь представлены две из наиболее
часто используемых моделей коррозии прогнозирования, которые были объединены с моделью трехфазного потока жидкости для расчета профиля скорости коррозии вдоль трубопровода. Это может помочь выявить места, где изменение режима потока, скорости потока и скопление воды может увеличить риск коррозионного повреждения. Для этого трубопровода температура составляла 90 С на входе и 20 С на выходе, а снижение прогнозируемой скорости коррозии к концу трубопровода в основном являются результатом понижения температуры. Более низкие скорости коррозии вблизи входа трубопровода обусловлены эффектом защитных коррозионных пленок при высоких температурах, что по-разному предсказывается двумя используемыми моделями коррозии. Пики прогнозируемых скоростей коррозии являются результатом изменения скорости потока из-за изменений профиля высоты трубопровода.
5,000 10.000
Источник: Нюборг [3].
Рисунок 1. Прогнозируемая скорость коррозии подводного трубопровода
Анализ чувствительности для расчета коррозии CO2
В таблице 1 представлен базовый сценарий для следующего анализа чувствительности. Эти данные
основаны на проектных эксплуатационных данных для 10-дюймового двигателя производственной поточной линии.
Таблица 1.
Базовый сценарий для анализа чувствительности
Параметр Единицы измерения Базовый сценарий
Общее давление Бар 52
Температура 0C 22.5
С02 в газе Mole % 0.5
Скорость потока м/с 2.17
ШБ ppm 220
pн [-] 4.2
Обводненность [-] 50%
Доступность ингибиторов [-] 50%
Общее давление в системе и парциальное давление CO2 :
Увеличение общего давления приводит к увеличению скорости коррозии, поскольку pCO2 увеличивается пропорционально. С увеличением давления вместо ТО2 следует использовать летучесть fCO2 и парциальное давление pCO2, поскольку газы не идеальны при высоких давлениях. Реальное давление CO2 может быть выражено как
/со, = а * Рсо2
(7)
где a — постоянная летучести, которая зависит от давления и температуры, например: а = юр(о.ооз1-1.4/г) для р < 250 bar
а = io250(0 0031-14/r) для Р > 250 bar На рисунках 2 и 3 показано влияние общего давления и парциального давления СО2 на скорость коррозии, соответственно [3]. С увеличением общего давления и парциального давления CO2 скорость коррозии значительно увеличивается.
Температура системы:
Температура оказывает влияние на образование защитной пленки. При более низких температурах продукт коррозии может быть легко удален проточной жидкостью. При более высоких температурах пленка становится более защитной и менее легко смывается. Дальнейшее повышение температуры приводит к снижению скорости коррозии, и скорость коррозии достигает максимума [2]. Эта температура называется температурой накипи. При этой темпе -ратуре на поверхности стали образуются концентрации pH и Fe++. При температурах, превышающих температуру накипи, скорость коррозии имеет тенденцию снижаться почти до нуля, согласно (де Ваард et al). Испытания, проведенные в 1РВ в Норвегии, показали, что скорость коррозии все еще увеличивается, когда расчетная температура превышает температуру накипи [5].
1.0
J- 0.9
0.8
£" 0.7
А 0.6
О 0.5
0.4
Составлено автором
Эффеь т общег э давлен ия
20
30
40
50
60
70
80
Общее давление[Ьаг]
Рисунок 2. Влияние общего давления на скорость коррозии
0.8
§ 0.7
0.6 0.5 0.4 0.3 0.2
Я
я
о с< о. о
и
л н
CJ
о а о и
w
0.1
1 влияние сс >2%
0.1
0.2 0.3 0.4
С02% [моль]
Рисунок 3. Влияние СО2 на скорость коррозии
0.5
0.6
На рисунке 4 показано влияние температуры на скорость коррозии, где общее давление составляет 48 бар, а рН равно 4,2. Скорость коррозии увеличивается с повышением температуры, когда температура ниже температуры образования накипи.
0.9
5 0.8
а 0.7
0.6
0.5
влиян ие темпер а туры
10
15
20
25
30
35
Температура [°С]
Составлено автором
Рисунок 4. Влияние температуры на скорость коррозии
H2S
Сероводород может снижать рН при растворении в водном растворе CO2. Присутствие H2S в CO2-соляных системах может снизить скорость коррозии стали по сравнению со скоростью коррозии без при температурах ниже 800 ^ за счет образования метастабильной пленки сульфида железа [16]. При более высоких температурах комбинация H2S и хлоридов приводит к более высоким скоростям коррозии, чем просто система ^2-рассола, поскольку защитная пленка не образуется. H2S на уровнях ниже
критериев NACE для сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (согласно MR0175, публикация NACE) снижает общие показатели потерь металла, но может способствовать точечной коррозии. Точечная коррозия протекает со скоростью, определяемой парциальным давлением CO2, и поэтому модели на основе CO2 по-прежнему применимы при низких уровнях H2S. В тех случаях, когда концентрация H2S больше или равна значению СО2 или превышает 1 моль, механизм коррозии может не контролироваться СО2, и поэтому модели, основанные на СО2, могут быть неприменимы.
рН
рН влияет на скорость коррозии, влияя на скорость реакции катодов и анодов, следовательно, на образование продуктов коррозии [9]. Загрязнение раствора СО2 продуктами коррозии снижает скорость коррозии. рН оказывает доминирующее влияние на
образование коррозионных пленок, что обусловлено его влиянием на растворимость карбоната железа. Повышение рН замедляет катодное восстановление Н+. На рисунке 5 представлена взаимосвязь между рН и скоростью коррозии. В растворе с рН менее 7 скорость коррозии уменьшается с повышением рН.
0.9
0.8
5 0.7
® 0.6
О, 0.5
0.4
Составлено автором
ВЛИЯН1 ie pH
3.5
4.5 pH
5.5
Рисунок 5. Влияние рН на скорость коррозии
Ингибиторы и химические добавки:
Ингибиторы могут снизить скорость коррозии, представляя защитную пленку. Наличие соответствующих ингибиторов с оптимальной дозировкой может поддерживать скорость коррозии на уровне 0,1 мм / год. Использование ингибиторов может значительно снизить скорость коррозии и, следовательно, увеличить срок службы трубопровода. Столкновение частиц песка может разрушить пленку ингибитора и, следовательно, снизить эффективность ингибитора. Ингибиторы также плохо работают в низкоскоростных линиях, особенно если жидкости содержат твердые частицы, такие как воск, накипь или песок. В таких условиях в положении «6 часов» неизбежно образуются отложения, препятствующие попаданию ингибитора на поверхность металла. Следует избегать скоростей потока ниже примерно 1,0 м/с, если ожидается, что ингибиторы обеспечат удовлетворительную защиту, а это имеет решающее значение в линиях, содержащих твердые частицы.
Эффективность ингибитора в сравнении с его доступностью
При применении ингибиторов существует два способа описания степени, в которой ингибитор
снижает скорость коррозии: использование эффективности ингибитора (1Е) и использование доступности ингибитора (1А). Обычно используется значение 95% для 1Е. Однако ингибиторы вряд ли будут постоянно эффективны на протяжении всего срока службы. Например, повышенная доза ингибитора или более совершенные химические вещества увеличивают концентрацию ингибитора [17]. Можно предположить, что ингибированная скорость коррозии не связана с неингибированной коррозионной активностью системы, и все системы могут быть ингибированы до 0,1 мм/год. Ингибитор коррозии недоступен в 100% случаев, и поэтому коррозия будет протекать с неконтролируемой скоростью в течение некоторых периодов времени.
На рисунке 6 показана ингибированная скорость коррозии при различной доступности ингибитора. Линии основаны на предполагаемом существовании ингибиторов коррозии, которые могут защитить сталь от скорости коррозии CRmit (обычно 0,1 мм / год) независимо от неингибированной скорости коррозии СЯштй, принимая во внимание процент времени 1А ингибитора.
Рисунок 6. Скорость коррозии при различной доступности ингибитора [8]
Химические добавки
Гликоль (или метанол) часто используется в качестве ингибитора гидратов на переработанной основе. Если гликоль используется без добавления ингибитора коррозии, гликоль приносит некоторую пользу. Де Ваард et э1. вывел поправочный фактор гликоля. Однако, если гликоль и ингибитор используются, гликоль приносит мало дополнительной пользы, и его следует игнорировать для целей проектирования. Метанол впрыскивается порционно во время запуска до тех пор, пока температура поточной линии не поднимется выше области гидрат-образования и во время длительного останова.
Проблема борьбы с солеоотложением и предотвращения преждевременной коррозии нефтепроводов была решена путем экспериментальной оценки возможностей добавления лимонной кислоты к ранее разработанному ингибитору засоления [24]. Целью лабораторных экспериментов было изучение влияния добавления различных концентраций лимонной
кислоты к ингибитору высаливания СНПХ 5312 марки С. В экспериментах использовалась пластовая вода с блочно-кустовой насосной станции (БКНС) установки подготовки нефти (УПН). Результаты экспериментов и расчетов показали, что ингибитор СНПХ 5312 марка (С) с лимонной кислотой (3 %) эффективно и в достаточной степени предотвращает солеобразование на техническом оборудовании Байтуганского месторождения [7].
Скорость однофазного потока
Однофазный поток относится к потоку только с одним компонентом, обычно нефтью, газом или водой через пористую среду. Поток жидкости влияет на коррозию, влияя на массоперенос и механическое удаление твердых продуктов коррозии. Скорость потока, используемая в модели коррозии, определяется как истинная скорость воды. На рисунке 7 показано, что скорость коррозии постоянно увеличивается с увеличением скорости потока при низких значениях pH.
"пОЭ о
Б _
7 08
о 0.7 С. а. о
В и
о —
о 0 5 2 и
0 4
Влняи не с ко рог i и потока
15 2 2 5 3
Скорость потока [м с]
3.5
Рисунок 7. Влияние скорости потока на скорость коррозии [8]
Многофазный поток
Многофазный поток относится к одновременному течению более чем одной жидкой фазы через пористую среду. Большинство нефтяных скважин в конечном итоге добывают как нефть, так и газ из пласта и часто добывают воду. Следовательно, многофазный поток распространен в нефтяных скважинах. Многофазный поток в трубопроводе обычно исследуется по режиму течения и соответствующему расходу. Из-за различной гидродинамики и соответствующей турбулентности многофазный поток дополнительно влияет на скорость внутренней коррозии значительно иначе, чем влияние однофазного потока в трубопроводе [5].
Обводненность
Обводненность означает отношение произведенной воды к объему произведенной жидкости. Коррозия от С02 в основном вызвана водой, контактирующей со стальной поверхностью. Тяжесть коррозии С02 пропорциональна времени, в течение которого стальная поверхность влажная в водной фазе. Таким образом, обводненность является важным фактором, влияющим на скорость коррозии. Однако эффект обводненности не может быть отделен от скорости потока и режима потока.
Эффект свободного пролета
Пролеты трубопровода могут происходить на неровном морском дне или морском дне, подвергшемся очистке. Следует учитывать оценку допустимой длины свободного пролета, чтобы избежать чрезмер-
ной текучести и усталости. Локализованное уменьшение толщины стенки влияет на прочностную способность трубопровода, следовательно, на допустимую длину свободного пролета. На рисунке 8 показана средняя точка свободных пролетов. Дополнительные накопленные воды и морские организмы могут ускорить развитие коррозии. Изменяется режим течения и расход. Глубина коррозионного дефекта в области, близкой к средней точке, скорее всего, глубже. Эти три модели коррозии были разработаны на основе результатов испытаний с использованием только воды, то есть 100% обводненной системы в лаборатории [14]. Таким образом, скорость коррозии, предсказанная с помощью этих моделей, представляет собой наихудшую скорость коррозии. Для сравнения, скорость коррозии в условиях потока с меньшей обводненностью обычно ниже, чем в худшем случае. Таким образом, прогноз скорости коррозии с помощью этих моделей очень консервативен по сравнению с реальной скоростью коррозии в полевых условиях. При наличии большего количества данных о коррозии, полученных при очистке трубопровода, точность прогнозирования скорости коррозии может быть повышена.
Однако точность прогнозирования скорости коррозии по-прежнему нельзя преувеличивать, поскольку на внутреннюю коррозию влияют многочисленные параметры, как уже обсуждалось. Комбинация метода прогнозирования скорости коррозии и метода очистки трубопровода может служить эталоном для выявления самых слабых звеньев в трубопроводе, прогнозирования остаточного срока службы и поддержания целостности трубопровода.
Рисунок 8. Влияние свободных пролетов на развитие коррозионных дефектов [9]
Заключение
Знание условий возникновения и динамики развития коррозионных дефектов позволяет рационально сочетать капитальный и выборочный ремонт нефтепроводов, повышать эффективность ремонтов за счет оптимального планирования не только по объемам, но и по срокам, что в конечном счете направлено на решение главной задачи - полностью исключить аварии по причине коррозии на магистральных нефтепроводах России.
Защита нефтепромысловых трубопроводов от «ручейковой» (канавочной) коррозии, вызванной взаимодействием металла трубы и перекачиваемой коррозионно-активной среды, является актуальной в настоящее время во многих регионах России, особенно на месторождениях Западной Сибири [12].
Основная причина аварий трубопроводов — их неудовлетворительное техническое состояние. Транспортирование углеводородов сопряжено с постоянными рисками, возникающими из-за коррозии материала тела трубопроводов, в том числе из-за отложений солей.
Эксперимент позволил установить, что лимонная кислота может применяться в качестве соингибитора для предотвращения солевых отложений и коррозии.
Можно предотвратить аварии или избежать катастрофических последствий, используя модели зарождения и влияния нестационарных рисков на процессы транспортирования [11].
Выполнение всех условий безопасности позволит в режиме реального времени управлять эксплуатацией трубопроводных систем транспортировки нефти и газа.
Список литературы:
1. Yong Bai and Qiang Bai Subsea Pipeline Integrity and Risk Management // 2014 Elsevier Inc. p. 3-25.
2. Канайкин В.А Диагностика коррозионных повреждений магистральных газопроводов. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. -104 с.
3. Nyborg R. Controlling internal corrosion in oil and gas pipelines. Exploration Prod Oil Gas Rev 2005;I(2).
4. Медведева, Марина Львовна Коррозия и защита магистральных трубопроводов и резервуаров. Учебное пособие для вузов нефтегазового профиля / Медведева Марина Львовна. - М.: Российский государственный университет (РГУ) нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. - 744 с.
5. Особенности разрушения материалов нефтегазопроводов / А.Г. Гареев, М.А. Худяков, И.Г. Абдуллин [и др.]. — Уфа : Гилем, 2006. — 155 с.
6. Современные методы и средства обеспечения безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов / Н.Х. Абдрахманов, Х.А. Азметов, А.Д. Павлова [и др.] // Нефтегазовое дело : [сайт]. — 2017. — № 6. — С. 192-206.
7. Эффективность химической ингибиторной защиты в борьбе с внутренней коррозией промысловых трубопроводов / А.А. Турдыматов, Н.Х. Абдрахманов, К.Н. Абдрахманова, В.В. Ворохобко // Нефтегазовое дело. — 2016. — № 3. — С. 137-156.
8. Плювинаж Г. Оценка опасности коррозионных дефектов при помощи диаграммы оценки областей разрушения / Г. Плювинаж, О. Буледруа, М. Хадж-Мелиани // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.-2018.-№ 4.-С. 384-396.
9. Новиков В.Ф., Прилуцкий А. Свойства локальной намагниченности в виде полосы и возможности ее использования для неразрушающего контроля (принято в печать: Ж. Дефектоскопия. - 2014. - № 7. - С. 24-30.)
10. Анциферов С.А. Анализ влияния внутренней коррозии на эксплуатацию трубопроводов / С.А. Анциферов, Е.А. Усманова. - Текст : непосредственный // Вестник НГИЭИ. - 2015. - № 6. - С. 5-10.
11. Пустов Ю.А. Диагностика и экспертиза коррозионных разрушений металлов : учебное пособие / Ю.А. Пустов, А.Г. Ракоч. - Текст : непосредственный. - Москва: «МИСиС». - 2013. - 20 с. - Текст : непосредственный.
12. Б.И. Мирошниченко, Д.П. Варламов (НПО Спецнефтегаз). «Оценка состояния и определение срока безопасной эксплуатации газопроводов». Газовая промышленность. - 2006. - № 2. - С. 48 - 50.
13. Исследование и анализ нестационарности возникновения и развития потенциально опасных ситуаций при эксплуатации опасных производственных объектов / Н.Х. Абдрахманов, Н.В. Шутов, К.Н. Абдрахманова [и др.] // Нефтегазовое дело. — 2015. — № 1. — С. 292-306.
14. Failure Rate and Event Data for Use within Risk Assessments 28/06/2012 / HSE. Health and Safety Executive London // efcog.org : [сайт]. — URL: https://www.academia.edu/42630876/Fail-ure_Rate_and_Event_Data_for_use_within_Risk_Assessments_28_06_2012
15. Barreto C.V. Optimization of Pump Energy Consumption in Oil Pipelines / C.V. Barreto, L.F. Gong alves, L.F. Azevedo // Pipeline Technologies — 2004 : materials of international pipeline conference. — 2004. — Vol. 1-3, paper № IPC2004-0385. — P. 23-27.
