X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

В настоящее время на территории России общая протяженность находящихся в эксплуатации стальных нефтегазопродуктопроводов, включая промысловые, магистральные, газораспределительные трубопроводы, приближается к одному миллиону километров (980тыс.км). Роль этих трубопроводов в экономике страны трудно переоценить.

Поддержание в работоспособном и безопасном состоянии трубопроводов длительное время представляет собой сложную техническую и экономическую задачу.

Транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов по трубопроводам является эффективным и безопасным способом их транспортировки. Этим способом доставки нефти и газа от месторождений к потребителям пользуются уже более 100 лет. Долговечность и безопасность работы трубопроводов напрямую зависит от эффективности их противокоррозионной защиты. Одним из наиболее эффективных методов борьбы с внутренней коррозией труб является нанесение на их внутреннюю поверхность различных покрытий. Для создания долговечной внутренней изоляции труб, обладающей высокими защитными свойствами, обеспечивающими их сохранность в процессах транспортировки, хранения, монтажа и эксплуатации большое значение имеет правильный подбор изоляционного материала и соблюдение технологического процесса нанесения внутреннего покрытия труб. Существующие технологические процессы внутренней изоляции труб предусматривают в основном применение лакокрасочных материалов на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенолформальдегидных смол (для труб большого диаметра) и порошковых полимеров (для бурильных, насосно-компрессорных и нефтегазопромысловых). При этом только нанесение антикоррозионных покрытий в стационарных заводских условиях позволяет использовать современные технологии и оборудование для очистки, нагрева и изоляции труб, проведения последовательного пооперационного технологического контроля и обеспечивает высокое качество готовых изделий. Для того, чтобы защитное покрытие эффективно выполняло свои функции, оно должно удовлетворять целому ряду требований, основными из которых являются: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к УФ и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.

Для того, чтобы защитное покрытие эффективно выполняло свои функции, оно должно удовлетворять целому ряду требований, основными из которых являются: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к УФ и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.

На первой и второй стадиях разработки нефтяных месторождений, которые характеризуются ростом и стабилизацией уровня добычи нефти, а также нарастанием обводненности продукции скважин, коррозия насосно-компрессорных труб проявляется незначительно, если в добываемой из скважин жидкости не содержится сероводород и углекислый газ. Из-за разрушения слоя продуктов коррозии и аккумуляции их в кольцевом пространстве создаются металлические сальники, которые приводят к авариям, а иногда и к ликвидации скважин.

Особенно опасно применять сжатый воздух при компрессорной эксплуатации нефтяных скважин, продукция которых содержит сероводород. Значительно снижается долговечность работы насосно-компрессорных труб на месторождениях, продукция которых содержит углекислый газ. Интенсивно эти процессы протекают в скважинах газоконденсатных месторождений.

Зависимости интенсивности разрушения труб от глубины скважины, сопоставленные с изменениями температур и давлений, показывают, что возрастание поражений начинается с момента появления в скважине конденсационных вод, т.е. с появлением возможности образования углекислоты за счет растворения углекислого газа в конденсационной воде.

Угольная и органические кислоты снижают рН среды и усиливают коррозионное разрушение углеродистой стали, протекающее с постоянной скоростью, так как продукты коррозии образуют рыхлую пленку, через которую электролит легко проникает к металлу. По промысловым и лабораторным данным максимальная коррозия в присутствии углекислого газа наблюдается в интервале температур 60-90°С.

Защитные покрытия наносятся на поверхность НКТ с целью предотвращения отложений в них парафина, солей и гипса, а также защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, наблюдается снижение гидравлических сопротивлений протоку на 20 - 25%.

Внутреннюю поверхность НКТ покрывают стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб.

Основным недостатком остеклованных труб является разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого являются различные модули упругости стали (0,21 10⁶МПа) и стекла (0,057-10⁶МПа). Вследствие этого при растяжении металла труб тонкому слою стекла передаются большие усилия, нарушающие его целостность. Это сказывается при больших глубинах подвески труб и при их транспортировке.

Чтобы не превышать напряжения в стекле выше допустимых, необходимо соблюдать условие равенства относительных удлинений стекла и металла труб:

Покрытие труб эпоксидными смолами и лаками также хорошо защищает их от отложений парафина и солей. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не трескается. Однако, температура применения покрытий из эпоксидных смол по данным ВНИИТнефть ограничена 80 - 100 ºС.

Эмалированные трубы обладают наиболее прочным покрытием, высокой теплостойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью.

Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями. Однако технология нанесения эмалей значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидными смолами.

По износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят полимерные (смолы и лаки). Термостойкость силикатных покрытий также значительно выше полимерных и составляет 200 - 600°С.

Общим недостатком всех покрытий является незащищенность муфтового соединения труб. В этом месте рекомендуется устанавливать эластичные полимерные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых значительно ниже потенциала стали.

Перспективным способом защиты стальных насосно-компрессорных труб от водородного охрупчивания в условиях сероводородсодержащих нефте- и газопромысловых сред могут стать гальвонические титановые покрытия. Защитные свойства титанового покрытия против водородного охрупчивания объясняется низким коэффициентом диффузии водорода в титане в условиях образования его гидрида, а также обеднением углеродом и повышением пластичности слоя стали, прилегающего к титановому покрытию.

Основными полимерными материалами, применяемыми для предотвращения отложений парафина и защиты от коррозии являются эпоксидные смолы, бакелитоэпоксидные композиции и бакелитовый лак. Лакокрасочные покрытия эластичны и допускают некоторые остаточные деформации при транспортировании труб и их эксплуатации. С их помощью можно легко покрывать как внутреннюю, так и наружную поверхность труб. Однако общим их недостатком является старение полимерных материалов и, следовательно, сравнительно непродолжительный срок службы, а низкая твердо ть поверхности вызывает повышенный износ при добыче нефти с песком или механизированным способом. В настоящее время во ВНИИТнефти продолжают совершенствоваться эпоксидно-бакелитовые лакокрасочные материалы горячего отверждения, применяемые для защиты насосно-компрессорных труб.

Для борьбы с коррозией и сульфидным растрескиванием оборудования нефтяных и газоконденсатных скважин широко используются органические ингибиторы коррозии.

Однократную обработку ингибитором оборудования скважин для создания на металлических поверхностях защитных пленок проводят различными способами. В скважины, где отсутствует пакер, закачивают ингибитор через затрубном пространство или создают в них в течение некоторого времени принудительную циркуляцию раствора ингибитора между внутренним пространством колонны насосно-компрессорных труб и межтрубным пространством.

В газлифтных скважинах или скважинах с пакером ингибитором вытесняют добываемую среду в пласт через насосно-компрессорные трубы или отпускают на забой скважины желонку с раствором ингибитора.

При этих способах однократных обработок необходимо периодическое их повторение для восстановления разрушающихся защитных пленок.

Правильно подобранное внутреннее покрытие для НКТ позволяет не только оптимизировать прямые и косвенные затраты, возникающие в результате их коррозии, но и снизить шероховатость внутренней поверхности в 10 раз. Столь существенное снижение шероховатости обеспечивает улучшение гидравлических характеристик потока в нефтедобывающих скважинах и, как следствие, может способствовать увеличению дебита скважин на 13 % при неизменном забойном давлении.

Кроме того, технико-экономические расчеты, проведенные для обычных НКТ, работающих в условиях сильноагрессивной среды показывают, что увеличение наработки на отказ НКТ в 2 раза, в результате нанесения на них внутреннего покрытия позволяет сократить эксплуатационные затраты на добычу в 2,5 раза, а при увеличении наработки в 4 и 8 раз затраты сокращаются в 5,5 и 10 раз соответственно.

Таким образом, механизм коррозии углеродистой стали в средах с СО2 чрезвычайно сложен. В зависимости от условий он может вести к общей или локальной коррозии, в том числе в форме язвы, питтинга, канавочной коррозии и коррозионного растрескивания. Поэтому, в зависимости от механизма процесса коррозии, должны быть применены соответствующие способы защиты.

Список научной литературы

1. Черкасов Н.М., Гладких И.Ф., Гумеров К.М., Субаев И.У. Асмол и новые

изоляционные материалы для подземных трубопроводов. М.: Недра, 2005. 155 с.

2. Кравцов В.В., Черкасов Н.М., Гладких И.Ф., Шингаркина О.В. Неметаллические материалы и покрытия в противокоррозионной технике.М.: Недра,2008. 456 с.

3. Черкасов Н.М., Гладких И.Ф., Загретдинова Н.М., Гумеров К.М. Инновационный подход к повышению надежности изоляционного покрытия трубопровод// Коррозия «Территории Нефтегаз». 2007. No3. С.24 – 29

Код для цитирования: Скопировать