Редактирование: Коррозия стальных резервуаров (объекты нефтедобычи)

Резервуарный парк на нефтепромыслах представлен емкостями различной вместимости и сосредоточен обычно на центральных пунктах сбора - около установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. 

На нефтепромыслах применяются резервуары с вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000.

Обычно, они поступают на нефтепромыслы в рулонированном виде; их монтируют на местах установки по особой технологии. Конструктивно резервуар представляет собою цилиндрическую емкость, сваренную из крупных металлических листов с изменяющейся сверху вниз толщиной. Крыша резервуара для придания ей большей жесткости имеет стропильные фермы, для поддержки крыши может использоваться центральная стойка (металлическая труба).

Нефтепромысловый резервуар выполняет важные технологические функции в процессе добычи и транспорта нефти, и при хранении в нем жидкой среды подвергается разнообразному механическому и коррозионному воздействию. Резервуар корродирует в объеме электролита (в нижней части в условиях отстоя пластовой воды), на границе нефть-вода, в нефтяной фазе, в газовоздушной среде, образующейся в верхней части резервуара вследствие испарения из нефти углеводородов и паров воды; он подвергается электрохимической коррозии при контакте продуктов коррозии с металлом днища, атмосферной коррозии под воздействием окружающей среды, а также почвенной коррозии. Это все и определяет сложность и своеобразие протекающих внутри резервуара коррозионных процессов. 

Наиболее сильному разрушению подвергаются резервуары для хранения сероводородсодержащей нефти, и в случае отсутствия антикоррозийной защиты службы может изменяться от 1,5 до 5 лет.

Особенность эксплуатации резервуаров состоит в том, что скорость коррозии, определенная по установленным внутри резервуара контрольным образцам, характеризует только агрессивность хранимых в нем коррозионных сред и часто не дает представления о действительной скорости разрушения стенок самого резервуара. Поэтому наиболее объективны и близки к фактическим данные периодических замеров толщины стенок резервуара. Обследованиями толщины стенок большого числа нефтепромысловых резервуаров установлено , что средняя скорость коррозии в емкостях для хранения сероводородсодержащей нефти колеблется от 0,5 до 1,5 мм/год, а для слабоагрессивных нефтей - от 0,2 до 0,5 мм/год. С учетом локальной и язвенной коррозии скорость коррозии стенок резервуаров должна увеличиться в 2-3 раза. 

По характеру разрушения и степени воздействия поступающей в резервуар нефти его внутреннее пространство можно разделить на три зоны: 

* верхнюю - газовоздушную, состоящую из газообразных углеводородов, паров воды и содержащую агрессивные агенты (сероводород, кислород и СО2); 
* среднюю, где стенки резервуара контактируют с нефтью и эмульсией воды в нефти; 
* нижнюю, где днище и стенки нижнего пояса резервуара соприкасаются с пластовой (сточной) водой, выделившейся из нефти в процессе заполнения и опорожнения резервуара. 

Как показывают исследования, коррозия различных зон резервуара при контакте с нефтью, пластовой водой и газовоздушной средой протекает по-разному. Менее всего страдает от коррозии зона резервуара, постоянно или длительно смачиваемая нефтью.

Наиболее агрессивной средой в резервуарах для хранения товарной нефти является газовоздушная среда. В этой среде собираются наиболее коррозионно-активные агенты: сероводород, кислород воздуха, углекислый газ и пары воды. 

Скорость коррозии внутри нефтяных резервуаров и распределение разрушения их стенок по высоте связано с действием разнообразных факторов ( внутренних и внешних). Внутренние факторы (коррозионная устойчивость металла, его структура и состав). К внешним факторам, оказывающим определяющее влияние на коррозию металла в условиях нефтяных резервуаров, относятся: содержание сероводорода в нефти, воде и газовоздушной среде, соотношение в ней сероводорода и кислорода, температура жидкой и газовой сред и окружающей резервуар атмосферы, степень насыщенности газовоздушной среды влагой и углеводородами, характер и условия конденсации жидкости на стенках резервуаров из газовой среды, время контакта внутренних стенок резервуара с агрессивной средой, состав и механические примеси в нефти, состав и свойства продуктов коррозии, состояние поверхности металла, конструктивная форма резервуара в целоrо и отдельных элементов его. 

Температура - один из определяющих факторов в развитии коррозии нефтепромысловых резервуаров. Однако следует различать температуру поступающей в резервуар нефти и воды от зависящей от нее температуры газовоздушной среды и стенок резервуара. Фактическое же распределение температуры стенок резервуара по его высоте зависит от суммарного влияния окружающей атмосферы и уровня (количества) поступающей сюда жидкости. 

Значительная разность температур стенок резервуара и контактирующей с ними газовой среды (при насыщенности ее влагой и парами углеводородов) является движущей силой процесса непрерывной конденсации жидкости на внутренних стенках резервуара. Эта жидкость, состоящая из воды и углеводорода, постоянно стекает по стенкам вниз до границы раздела газнефть. Очевидно, при поступлении в резервуар нефти с постоянной и повышенной температурой характер и степень конденсации жидкости на его стенках будут зависеть от времени года. Конденсация может быть незначительной в летний период (капиллярная конденсация), более заметной в весеннее и осеннее время (капельная и пленочная конденсация) и наиболее значительной в зимнее время (когда ,со стенок резервуара на границу раздела газ-нефть постоянно стекает смесь воды и легкого бензина). Нетрудно себе представить, что при наличии в газовоздушной среде сероводорода, углекислого газа и ,кислорода коррозионный процесс развивается весьма интенсивно. 

Состав и механические примеси, содержащиеся в нефти (железистые и сульфидные осадки, кристаллы солей, силикаты, продукты коррозии и т. д.) сами по себе по отношению к металлу мало активны. Однако эти примеси (особенно кристаллы солей и продукты коррозии), попадая в соответствующие условия, заметно стимулируют коррозионный процесс. В резервуарах в зависимости от состава хранимой в них нефти образуются продукты коррозии трех типов: сульфиды, окислы металлов (ржавчина) и смесь окислов и сульфидов. Для развития коррозии внутри резервуаров характерно опадание продуктов коррозии с крыши на днище. Если это сульфиды железа, то в месте контакта с металлом днища они образуют гальваническую пару, которая быстро разрушает стальной лист, и резервуар выходит из строя. 

Большое значение в развитии коррозии внутренней поверхности резервуаров имеет состояние его стенок и металлических конструкций (наличие окалины, вмятин, потертостей, царапин, зоны сварного шва и т. д.). Резервуар по мере заполнения и опорожнения подвергается также значительным механическим нагрузкам. Интенсивность коррозионных разрушений внутри резервуаров обусловлена не только технологическими факторами их эксплуатации, но и конструктивными особенностями устройства их отдельных узлов. Это приводит к резко выраженному и неравномерному распределению коррозии в конструкционных элементах резервуаров и к более быстрому выходу их из строя. К условиям, вызывающим локальную коррозию конструкционных элементов, относят наличие узких зазоров и щелей, трудно доступных и медленно осушающихся от агрессивной среды участков, застойных зон, зоны периодического смачивания поверхности и т. д. 

Все изложенные факторы, влияющие на коррозию внутренней поверхности промысловых резервуаров, оказывают статическое воздействие. Однако промысловый резервуар в течение суток один-два раза заполняется и опорожняется нефтью. Поэтому коррозия внутренней поверхности стального резервуара протекает в результате сложного взаимодействия металла с нефтью, водой и газом, содержащим сероводород, кислород и влагу.

Как уже указывалось, газовое пространство внутри резервуара всегда насыщено при данной температуре углеводородами и парами воды, содержащимися в нефти. В соответствии с технологическим процессом нефтепромысловый резервуар (особенно предназначенный для заполнения товарной нефтью) периодически заполняется и опорожняется. Цикличность этого процесса различна для тех или иных резервуаров. Поэтому внутри резервуаров постоянно меняется состав газовоздушной среды: идет интенсивный процесс обмена паров и газов между закачиваемой жидкостью и окружающей средой (атмосферой). По мере снижения уровня нефти в процессе ее откачки через открытые люки или клапаны внутрь резервуара засасывается холодный воздух из атмосферы, и газовое пространство перенасыщается влагой, содержащей кислород.  

При этом наиболее перенасыщенными оказываются слои, прилегающие к более холодным стенкам резервуара, поскольку они постоянно охлаждаются окружающей атмосферой. В этих условиях на внутренней поверхности обильно конденсируются пары ;воды и легких углеводородов, содержащих агрессивные агенты. Стекая вниз по стенке резервуара, образовавшиеся жидкости интенсивно перемешиваются и дополнительно насыщаются находящимися в объеме газа кислородом и (или) сероводородом. Аналогичные процессы протекают и при заполнении резервуаров нефтью, особенно если нефть поступает в резервуар подогретой. 

Известно, что скорость коррозионного процесса в тонких слоях электролита в десятки раз превосходит скорость коррозии металла в объеме электролита. В тонких слоях жидкости основные деполяризаторы коррозии-кислород и сероводород перемещаются к корродирующей поверхности несравненно быстрее, чем в объеме среды. Поэтому в тонких слоях диффузия не лимитирует коррозионный процесс и металл разрушается с повышенной скоростью.

Таким образом внутри нефтяных резервуаров идет своеобразный процесс коррозии металла с кислородной и (или) водородной деполяризацией в условиях конденсации жидкости и образования на поверхности металлических стенок тонких пленок воды и углеводорода. при этом углеводородная фаза стекающей жидкости При этом углеводородная фаза стекающей жидкости служит эффективным переносчиком агрессивных агентов коррозионного процесса к корродирующей поверхности. 

Вместе с тем на коррозию металла внутри нефтяных резервуаров в условиях конденсации воздействует периодически закачиваемая и выкачиваемая нефть. Смачивая тонким слоем стенку резервуара, она вследствие избирательного смачивания и гидрообизации его поверхности оказывает двойственное влияние на скорость коррозии металла. Поэтому, пока конденсирующийся из газовоздушного пространства резервуара легкий углеводород не смоет пленку нефти, последняя тормозит коррозионный процесс.

Чем длительнее контакт металла с пленкой нефти, тем меньше скорость его коррозии. Наименьшую скорость коррозии имеет металл, постоянно погруженный в нефть. Пока металл большую часть времени контактирует с нефтью, коррозионный процесс зависит только от ее экранирующих свойств. Когда время контакта металла с нефтью становится равным времени ее контакта с конденсирующейся из газовоздушного пространства средой, ,скорость ,коррозии возрастает и достигает максимального значения, что соответствует оптимальному числу смачивании металлической поверхности нефтью.

В этом случае экранирующие свойства нефти перекрываются агрессивностью конденсата. Кроме того, удаление нефтяной пленки углеводородом, конденсирующимся из газовой среды резервуара, способствует усилению агрессивного действия конденсирующейся влаги. Когда металл в резервуаре большую часть времени контактирует с газовой средой, коррозионный процесс целиком определяется механизмом конденсации влаги и углеводорода на стенке резервуара, т. е. двухфазной жидкости углеводорода.