Осложнения в нефтедобыче

Разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем, что про­ цесс коррозии является сложным, многостадийным (рис. 4.6) и происходит при различных концентрациях и сочетаниях агрес­ сивных агентов, изменениях pH, давления, температуры, динами­ ки потока и других факторов, оказывающих влияние на его ход.

Чаще всего встречаются следующие ассоциации продуктов коррозии промысловых трубопроводов: сера, гидроксиды железа, сидерит; сера, макинавит, мельниковит; иоцит, магнетит; куприт, тенорит, атакамит. Примером более сложной ассоциации являет­ ся проба отложений из нефтепровода НГДУ "Альметьевнефть" [134], в которой, наряду с продуктами коррозии, обнаружены неор­ ганические соли, частицы глины и кварца. На поперечном срезе образца отобранных отложений различимы три характерных слоя:

—пристенный — плотный, состоящий из аморфных гидро­ ксидов железа с шаровидными и пластинчатыми включениями магнетита, а также шаровидными включениями иоцита;

—средний — пористый и рыхлый, представленный акаганеитом, лепидокрокитом, кальцитом, магнетитом, серой и сидеритом;

—наружный — образованный поперечно-волокнистым агре­

гатом целестинобарита с примесью кальцита.

Под плотным пристенным слоем отложений наблюдалась равномерная коррозия, а в случае его отсутствия — локальное поражение металла трубы.

Рис. 4.6. Схема эволюции состава продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования [134|

В условиях эксплуатации нефтяных скважин к торможению коррозии (пассивации) приводят, как правило, фазные пленки кальцита и барита. Пористые, неплотные отложения тех же со­ единений, напротив, могут ускорять коррозию (активировать).

Экспериментальное подтверждение пассивации стали в ре­ зультате частичного экранирования поверхности защитной плен­ кой Mg(OH)2 и СаСОэ за счет торможения диффузии агрессив­ ных агентов к поверхности металла получено А. Н. Лебедевым и А. С. Дербышевым [135]. Механизм пассивации стали при частичном механическом экранировании ее поверхности, потреб­ ляющей окислитель, обнаружен В. М. Новаковским и др. [136].

Таким образом, отложения в нефтепромысловом оборудова­ нии можно классифицировать по характеру их влияния на корро­ зию на активаторы и пассиваторы, а также выделить активаторы электрохимического и механического действия, а пассиваторы — экранирующего действия (табл. 4.1).

Изложенное делает очевидным наличие связей между компо­ нентным составом отложений, их структурно-текстурным строе­ нием и процессом коррозии в нефтепромысловом оборудовании. Их недооценка — одна из причин малой эффективности разраба­ тываемых и используемых ингибиторных методов защиты. Изу­ чение состава механических примесей с учетом всего комплекса ре­ ально существующих условий процесса позволит не только разраба­ тывать более успешные методы борьбы с коррозией, но и прогнози­ ровать поведение металлов в различных агрессивных средах.

Анализ количества и химического состава механических при­ месей производят путем периодического отбора проб жидкости или непосредственно отложений и исследования их состава. Недостатками такого метода являются:

1) получение характеристик в отдельно взятый промежуток времени без учета возможных выбросов механических примесей при проведении технологических мероприятий;

2) невозможность получения результатов по различным уров­ ням течения жидкости;

3) невозможность отбора фазы, перемещаемой потоком по верхней (легкие углеводороды) и нижней (тяжелые механические примеси) образующим трубопровода.

Рис. 4.7. Схема монтажа устройства для оценки механических примесей:

Л, В — точки врезки в трубопровод; QT, Qk — расход жидкости через трубопровод и фильтр соответственно

В качестве набивки фильтра используется кварцевый песок белый, фракционированный, обработанный соляной кислотой с последующей промывкой дистиллированной водой. Проницае­ мость составляет 1-10 Д. Через устройство протекает определен­ ное количество Qk перекачиваемой по трубопроводу жидкости. Очевидно, что в данном сечении концентрацию примесей в жид­ кости, проходящей через фильтр и трубопровод, следует считать одинаковой. Тогда, оценив количество удержанной взвеси в фильтре, можно рассчитать ее количество в потоке жидкости, перекачиваемой по трубопроводу. В. В. Шайдаковым, А. В. Еме­ льяновым, Н. Г. Ибрагимовым и др. данное устройство было усо­ вершенствовано и применено в системе ППД Вятской площади Арланского месторождения. На низконапорном водоводе БКНС-7 (Dy = 720 мм) было смонтировано по нижней, верхней и боковой образующим трубы три данных устройства.

Для определения компонентного состава отобранных проб механических примесей был проведен их качественный рентгено­ фазовый анализ. Анализ проводили на дифрактометре ДРОН-ЗМ в Си-Ка-излучении (к = 1,54178 А) с использованием плоского графитового монохроматора на дифрагированном пучке, мето­ дом шагового сканирования [137, 138]. На рентгенограмме (рис. 4.8) удается идентифицировать реперные линии отражения кварца, соединений железа в виде гематита, магнетита и маггемита, а так-

Рис. 4.8. Рентгенограмма отфильтрованных механических примесей

же оксида алюминия. Кроме этого, при малых углах дифракции заметно повышение колебания фона, а при больших углах диф­ ракции "брегговские" отражения заметно размываются, что мо­ жет быть следствием наличия аморфной фазы, вероятнее всего, оксида кремния.

Физико-химический анализ состава отобранных проб под­ твердил высокое содержание в механических примесях соедине­ ний железа, кварца, аморфного оксида кремния, алюминия в виде различных модификаций оксида алюминия (табл. 4.2).

Дополнительное исследование состава механических приме­ сей проводили методами оптической и растровой электронной микроскопии (рис. 4.9-4.11).

С использованием лабораторного набора сит (ЛО 251-1) оп­ ределен гранулометрический состав механических примесей (табл. 4.3). Основную долю (68,7 %) примесей составляют частицы размером не более 50 мкм.

Состав отобранных механических примесей

Содержание примесей Соединение По нижней По боковой По верхней

образующей образующей образующей