101. Способы защиты оборудования от коррозии в нефтедобыче.

Коррозия – это разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней коррозионной средой. Скорость коррозии обычно выражается числом граммов металла, разрушенных в течение часа или года на площади 1 м² или величины распространения вглубь металла (мм/год). Различают общую и местную коррозию. К общей относят электрохимическую коррозию, продукты которой не остаются на поверхности металла. Общая коррозия может быть равномерной и неравномерной. Равномерная коррозия – наименее опасный вид при условии, что ее скорость не превышает норм. Потери при коррозии компенсируются припуском металла к расчетным размерам деталей оборудования.

Припуск металла на коррозию дают в случаях:

1. давление больше 25 атм, независимо от группы стойкости металла;

2. пре давлении меньше 25 атм при глубинном показателе скорости коррозии более 1 мм/г.

Разновидности местной коррозии:

а) пятна, язвы, точки (питтинг);

б) избирательная коррозия:

• компонентно-избирательная;

• структурно-избирательная (разрушается ферритное составляющее серых чугунов);

в) межкристаллическая коррозия – растворение металла по границам зерен;

г) коррозионное растрескивание;

д) подповерхностная коррозия.

Для защиты от коррозии применяют: ингибиторы коррозии, металлические покрытия, неметаллические покрытия и электрохимическую защиту.

1. В нефтедобыче применяют следующие методы защиты:

• обсадная колонна – это наиболее ответственная часть скважины. Поэтому для защиты от коррозии ее изолируют диэлектрическими материалами

• в затрубное пространство заливают буферную жидкость, содержащую бактерицид и поглотитель кислорода

• производят технологические мероприятия такие, как снижение в межтрубном пространстве давления в газовой среде

• проводят ингибирование

• проводят герметизацию резьбовых соединений НКТ ингибированными смазками

• НКТ можно делать из алюминиевых сплавов, но при минерализации пластовых вод до 5,70 г/л.

2. Система ППД

• технологические мероприятия (водоподготовка перед закачкой в пласт; раздельная обработка сероводород и железосодержащих вод, что уменьшает скорость коррозии в 2 раза; деаэрация воды с целью удаления кислорода до 0,05 мг/л)

• лакокрасочные покрытия внутри труб: Фа 723, ЭП 755

• лакокрасочные покрытия внутри резервуаров: эпоксидные смолы

• ингибирование

• применение бактерицидов для удаления сульфатвосстанавливающих бактерий

• борьба с биообрастанием в морской воде – добавляют мочевину и гипохлорид натрия

3. Промысловые нефте- и газопроводы

Нефть – не коррозионно-агрессивная среда. Агрессивна – когда содержание воды – 1 – 5%.

Кислород, сероводород и углекислый газ увеличивают коррозию.

Для защиты применяют все методы.

91. Характеристика основных технологических процессов, применяемых при подготовке нефти на промысле.

1. Дегазация нефти

Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50÷100 м³ попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти - дегазация проводится с помощью сепарации и стабилизации. Система многоступенчатой сепарации. На устье нефтяной скважины поддерживается повышенное давление. В непосредственной близости от скважины размещается газоотделитель первой ступени сепарации. Из газоотделителя первой ступени нефть вместе с оставшимся в ней растворенным газом самотеком перемещается на центральный сборный пункт. На этом пункте собираются потоки от большого числа скважин. В результате снижения давления на центральном сборном пункте вновь происходит выделение газа в сепараторе. Этот газ подается на газобензиновый завод компрессорами. Преимущества многоступенчатой схемы сепарации:

* более полное отделение газа от нефти;

* сокращение уноса капель нефти с газом;

* уменьшение расхода электроэнергии на сжатие газа.

2. Стабилизация нефти. Чтобы максимально извлечь углеводороды С₁-С₄ из нефти применяют установки стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи. Для большинства нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации. Нефть, поступающая с промысловых установок сепарации, проходит через теплообменники, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе холодильнике и поступают в емкость. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С₁ до С₅ включительно. В емкости происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость. С низа стабилизатора уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике и доохлаждается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа (углеводородов С₁ - С₄) в стабильной нефти составляет 0,8-1,5%.

3. Обезвоживание нефти. Термохимическое отстаивание под давлением. Сырую нефть забирают из емкости насосом, смешивают с деэмульгатором, прокачивают через теплообменник и паровой подогреватель в термоотстойник. В термоотстойнике под давлением нефть находится в течение 1-3 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник направляется в резервуар. В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в нефтеловушку, а затем закачивается в скважину. Нефть из ловушки вновь подается на обезвоживание.

4. Обессоливание нефтей. При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, происходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании. Установки носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).