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.