Вторник, 23.01.2018, 01:25
Вы вошли как Гость | Группа "Гости" | RSS
Главная  |  Мой профиль |  Выход  Пользовательское соглашение | Правило публикации материалов  | 
Железо

 

Меню сайта

Реклама

Навигация
Технология металлов
и других конструкционных материалов
Черный хлеб металлургии
Защита нефтяных резервуаров от коррозии
Конструкция железнодорожного пути
и его содержание
Путь в космос
Метеоритные кратеры на Земле
В мире застывших звуков
Рентгенотехника
Наука и техника
Термодинамика
Ручная ковка
Юмор

Реклама

Форма входа

Статистика сайта
Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Сегодня были:



Главная » Статьи » Защита нефтяных резервуаров от коррозии

Характер и особенности коррозионного разрушения днища резервуаров
 Днище резервуара находится в особых условиях коррозии по сравнению с корпусом (обечайкой) и кровлей. Внутренняя поверхность кровли, как уже указывалось, подвергается коррозионному разрушению в газовоздушной среде, при непрерывной конденсации компонентов газовой фазы - воды и легкого газобензина, содержащих сероводород СО2 и О2. Днище резервуара с внутренней стороны контактирует с подтоварной водой, в качестве которой выступает пластовая вода, отделяющаяся от добываемой нефти при ее предварительном отстое, смеси пластовой и сточной воды, поступающей из установок по подготовке нефти. Эта вода часто разбавлена пресной при обессоливании нефти. В воде содержится остаточное количество деэмульгаторов, вода несколько подогрета для ускорения процесса обезвоживания и обессоливания. Поэтому по коррозионным свойствам она несколько отличается от пластовой воды,хотя бы по содержанию следов кислорода, что усиливает разрушение металла.

 Эта же вода выделяется в небольшом количестве (0,5 - 1 м) в товарных резервуарах, где собирается для оперативного хранения подготовленная нефть. В этом случае днище и нижние пояса контактируют с этой коррозионной средой. Водяные резервуары, в которых собирается сточная вода с установок по подготовке нефти, подвергаются коррозии, начиная от корпуса резервуара до его днища.

 Таким образом, днище резервуара, как правило, контактирует с коррозионно-агресивной средой - сточной водой, сильноминерализованным электролитом, содержащим сероводород, СО2, С2, сульфатвосстанавливающие бактерии, а также некоторое количество реагентов-деэмульгаторов. И хотя с этой же средой контактируют нижние пояса резервуара, однако днище расположено в коррозионной среде горизонтально, а нижние пояса корпуса резервуара - вертикально. Это вносит принципиально новые особенности в протекание коррозионного процесса - он приобретает локальный (язвенный) характер.

 Как показывает практика эксплуатации всех типов резервуаров на промыслах Урало-Поволжья коррозионные повреждения внутренней поверхности днищ резервуаров носят хаотичный (стохастический) характер. В связи с этим предугадать, где расположатся на днище повреждения в виде глубоких язв, весьма затруднительно. Можно лишь указать, что эти повреждения располагаются в местах скопления продуктов коррозии (сульфидов железа), жизнедеятельности (под осадками) сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), отложений солей и нефтепродуктов в местах, где имеются условия для так называемой щелевой коррозии.

 Наиболее сильную локальную коррозию вызывают осадки сульфида железа. Их появление на днище обусловлено выпадением из пластовой жидкости (нефти и воды), поступающей в резервуар. Второй источник сульфидов железа - это падение их с кровли при постоянном росте объема осадков на внутренней части крыши. Третий источник (наиболее опасный) - это закрепление на металле бактерий СВБ и их жизнедеятельность. В результате на металле появляются осадки сульфида железа, а под ними бактерии выделяют повышенное количество сероводорода, который в процессе коррозии образует дополнительное количество сульфида железа. Известно, что сульфид железа в контакте с металлами образует мощную макрогальваническую пару, в которой железо является анодом и быстро разрушается в виде обширных язв. Особенно опасно в этих условиях воздействие СВБ, так как под ними язвы возникают наиболее быстро.

 Нельзя исключить в данном случае действие макрогальванопар сварной шов - околошовная зона. При наличии сероводорода в подтоварной воде околошовная зона является анодной и быстро разрушается. С этой точки зрения нельзя не указать на возможность образования мощной гальванопары уторный шов - околошовная зона как на нижнем поясе резервуара, так и на днище.

 Значительное влияние на локальную коррозию оказывают так называемые «хлопуны», возникающие на днище. Металл в области «хлопуна» находится в напряженном состоянии, что вызывает развитие разрушения металла, главным образом, на границах «хлопуна», т. е. там, где металл наиболее напряжен.

 Наконец, очень своеобразная местная коррозия возникает на границе опоры центральной стойки резервуара с днищем. Как известно, центральная стойка ставится в резервуарах в ходе строительно-монтажных работ с целью сборки кровли резервуара. По окончании работ согласно правилам СНиП центральная стойка должна убираться. Однако по просьбе нефтяников строители ее оставляют. Коррозия возникает на месте стыка опоры центральной стойки с днищем. Под опорой и рядом с ней появляются местные сквозные углубления и обширные язвы. В результате первые негерметичности на днище возникают именно в этих местах.

 Анализ состава стимулирующих коррозию осадков подтверждает их роль в локальном разрушении днища резервуара. Осадки с днища и стенок представляют собой пастообразную массу черного цвета. Они состоят на 30% из сульфидов железа, на 20% - из нефтепродуктов, на 10-15% - мехпримесей. Осадки с кровли почти полностью состоят из сульфида железа и, частично, элементарной серы, которая является продуктом окисления сульфидов кислородом воздуха, попадающего в резервуар через люки при его опорожнении.

 Следует обратить внимание на коррозию днища резервуара со стороны почвогрунтов, т. е. с внешней его поверхности. По сравнению с коррозией внутренней поверхности днища резервуара она в начальный период эксплуатации резервуара может не приниматься во внимание. Но после появления первого сквозного отверстия в днище почво-грунты под ним пропитываются минерализованной сточной водой и становятся весьма коррозионно-агрессивными. После этого коррозия днища приобретает двухсторонний характер, что и объясняет небольшой межремонтный период эксплуатации резервуара (2-5 лет).

 Коррозионные повреждения днища, случающиеся чаще всего внезапно, носят аварийный характер и связаны с опасной утечкой нефти и минерализованной воды на территорию резервуарного парка, что создает пожароопасную ситуацию. Утечка нефти и воды сильно и необратимо загрязняет в экологическом отношении почву и окружающую среду. Появление одного, даже небольшого сквозного отверствия в днище требует остановки резервуара, откачки из него нефти и проведения сложных ремонтных работ, связанных с пропаркой и очисткой всего резервуара и выполнением сварочных (огневых) работ.

 Важно отметить, что после проведенного ремонта днища (наложение заплат, иногда замена листа, заварка язв и других повреждений), необходимость следующего ремонта наступает раньше первоначального срока эксплуатации до первого сквозного отверстия в днище. Это обусловлено множеством причин, в первую очередь, новым распределением локальной коррозии на днище.

 Из указанного ясно, что защита днища резервуаров от коррозионного воздействия водной среды и ее агрессивных компонентов (осадков сульфида железа, СВБ и т. д.) - необходимое условие повышения безаварийного срока службы всего резервуара в целом, так как кровля выходит из строя чуть позже; нижние пояса резервуара, хотя и подвергаются коррозии, но ее скорость намного меньше скорости коррозии днища и, главное, ее легче контролировать. Что касается появления свищей в корпусе резервуара, то их легко выявить и устранить так называемым безогневым способом ремонта без опорожнения резервуара.

Коррозионное состояние резервуарного парка на промыслах России

 Коррозионное состояние резервуарного парка на нефтепромыслах определяется, в первую очередь, частотой проведения ремонтных работ на резервуарах технологического назначения или их межремонтным периодом.

 В табл. 4.9 приведены данные о сроках службы днищ до первого отказа и межремонтном сроке эксплуатации резервуаров в различных нефтедобывающих предприятиях России. Из них следует, что сроки безаварийной эксплуатации резервуаров различаются по нефтедобывающим предприятиям. В первую очередь, срок службы резервуаров существенно снижен на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки: Урал и Поволжье (Башнефть, Самаранефть, Оренбургнефть, Саратовнефтегаз, Удмуртнефть и др.). В меньшей степени подвержены коррозии резервуары на месторождениях Западной Сибири, хотя и там уже отмечаются случаи сильной коррозии кровли и днищ на резервуарах «старых» месторождений - Сургута, Нефтеюганска, Нижневартовска.



 Еще в меньшей степени подвержены коррозии резервуары в системе магистрального транспорта нефти, поскольку здесь собирают и транспортируют подготовленную нефть (обезвоженную до 1 % и обессоленную до 50-100 мг/л солей). Однако, за последнее время и здесь начали отмечать коррозию днищ и кровли,правда после 15-20-летней эксплуатации резервуаров. Обстановка изменилась в связи с уменьшением загрузки нефтепроводов из-за падения общей добычи нефти в России. Вследствие этого в резервуарах стала задерживаться транспортируемая нефть, в них появилась длительно застаивающаяся подтоварная вода, в которой развиваются сульфатвосстанавливающие бактерии. Они продуцируют сероводород и сульфид железа, которые разрушают, в первую очередь, днище, а затем кровлю. И это несмотря на то,что в перекачиваемой нефти сероводород практически отсутствует.

 Наиболее характерен для коррозионного состояния резервуаров Урала и Поволжья опыт их эксплуатации на нефтепромыслах Башкортостана. Так, по данным НГДУ «Аксаковнефть» все резервуары нефтепромыслов подвергаются коррозии и преждевременно выходят из строя. Средний срок эксплуатации резервуаров составляет 11 - 15 лет (из них, нефтяные резервуары эксплуатируются в среднем 10,7 лет, водяные - 11,3 года). Но подавляющее большинство резервуаров эксплуатируется до первого ремонта от 2 до 5 лет. Разброс в сроках, очевидно, связан с различными условиями эксплуатации резервуаров, и, в первую очередь, с коррозионной агрессивностью хранимой в них среды (нефти и воды). Причиной наибольшего числа преждевременных ремонтов является коррозия днища - 70%, кровли резервуаров- 18%. В меньшей степени общей коррозии подвергаются нижние пояса резервуаров в контакте со сточными водами. Более позднему сроку появления здесь сквозных отверстий способствует повышенная толщина стенок металла. Но и здесь наблюдаются каверны и язвы, а так-же другие последствия сероводородной коррозии, о которых будет сказано ниже.

 По имеющимся данным, аналогичное положение с ремонтами резервуаров отмечается в других НГДУ АНК «Башнефть». Такие же данные по сроку службы и межремонтному периоду эксплуатации резервуаров характерны для месторождений Самары, Оренбурга, Удмуртии, Саратова, Волгограда и других областей России, эксплуатирующих месторождения с нефтью, содержащей сероводород.

 При анализе коррозионного состояния резервуарного парка НГДУ «Аксаковнефть» обращает на себя внимание несходимость данных по скорости коррозии (мм/год), полученных гравиметрическим методом по контрольным образцам, по замерам толщины стенки резервуара (дефектоскопия), а также по рассчетным, т.е. фактическим данным скорости коррозии металла в резервуаре (днище, кровли, стенки), расчитанной по времени наступления отказа.

 На первый взгляд непонятны низкие контрольные скорости коррозии, полученные при использовании металлических образцов из стали 08КП, подвешенных на ленте и расположенных по всей высоте резервуара. По данным контрольных образцов скорость коррозии металла на днище не превышает 0,02 мм/год; около стенки резервуара она несколько возрастает, а около кровли достигает 0,15 мм/год. Низкую скорость коррозии у всех контрольных образцов можно объяснить тем, что условия их разрушения не моделируют фактические условия контакта кровли, стенок нижних поясов и днища резервуара с коррозионной средой.

 Во-первых, кровля резервуара разрушается в условиях непрерывной конденсации среды, а образец металла просто висит в этой среде и, естественно, сильной коррозии не подвергается. Во-вторых, стенки резевуара попеременно контактируют то с нефтью, то с водной средой. Образец, смоченный нефтью, подвергается меньшей коррозии, чем напряженная стенка резервуара. В-третьих, образец при опускании в область подтоварной воды смачивается той же нефтью, и потом при контакте со сточной водой долго не начинает разрушаться из-за экранирующего действия слоя нефти. При этом следует иметь в виду, что коррозия образца из стали 08КП в сточной воде сама по себе не очень велика. И наконец, образцы, даже находящиеся в подтоварной воде на днище, не воспроизводят поведение самого металла днища резервуара, когда на нем осаждаются осадки продуктов коррозии.

 Поэтому смоделировать коррозионное поведение контрольных образцов из стали 08КП (и других марок сталей) представляет настолько сложную задачу, что даже в лабораторных условиях вряд ли возможно и целесообразно. Например, чтобы смоделировать коррозию образцов в газовоздушной зоне, необходимо, с одной стороны, их охлаждать до окружающей атмосферы (от -30'С до +30'С). тогда на стенке, обращенной к газовоздушной атмосфере, начнет конденсироваться жидкость, и скорость коррозии этих образцов приблизится к скорости коррозии кровли.

 Коррозионное поведение днища можно моделировать, лишь расположив образцы горизонтально и наложив на них осадки продуктов коррозии. Но это будет лишь часть факторов. Роль всех факторов на коррозию воспроизводит только само днище резервуара, что характеризуется временем наступления отказа.

 Важно подчеркнуть, что дефектоскопия, т.е. замеры остаточной толщины стенок и днища резервуара тоже не всегда отвечает истинному состоянию металла и не характеризует степень коррозии, рассчитанной по фактическим срокам службы днища и кровли. Это происходит потому, что при наметке контрольных точек для проведения дефектоскопии нет уверенности, что мы замеряли наиболее глубокие коррозионные разрушения. Кроме того, при получении достаточно большого числа замеров важно правильно обработать данные и отобрать среди них лишь максимальные по глубине коррозии. Иначе результаты не будут коррелировать с фактическими сроками появления первых сквозных отверстий.

 Лишь расчетные данные по скорости коррозии металла, полученные на основании фактических сроков службы (до первого сквозного повреждения) металла, отвечают истинному положению дел с коррозией той или иной зоны резервуара. Так, по данным ЦНИПР НГДУ «Аксаковнефть», скорости коррозии, рассчитанные по срокам службы до первого сквозного отверстия, колеблются в диапазоне 0,25 - 4,5 мм/год для днища и 0,4 - 4,7 мм/год для кровли, что определяется, в первую очередь, коррозионной агрессивностью среды и условиями, которые создаются при заполнении этой среды того или иного конкретного резервуара. Усреднять эти данные ни в коем случае нельзя, т.к. каждое значение в указанном диапазоне характерно для определенного резервуара.

 Вместе с тем, данные гравиметрических и дефектоскопических измерений можно использовать в качестве сравнительных, а также для прогнозирования коррозионного состояния днища, стенки и кровли резервуара и принятия технико-технологических мер по недопущению аварийного выхода из строя конкретной зоны резервуара (досрочное обследование резервуара, проведение ремонтных работ, применение противокоррозионных мер и т.д.).



Статьи по теме:
Категория: Защита нефтяных резервуаров от коррозии | Добавил: Talabas07 (02.12.2013)
Просмотров: 7520 | Теги: нефть | Рейтинг: 0.0/0


Ags-metalgroup © 2018