Анализ воды на коррозию к стали

Металл водогрейных котлов подвергается кислородной, углекислотной, подшламовой и щелевой коррозии. Известно, что повышение температуры способствует развитию коррозионных процессов, протекающих как с поглощением кислорода (кислородная коррозия), так и с выделением водорода (углекислотная коррозия).

Причинами язвенной коррозии труб водогрейных котлов и другого оборудования являются некачественная деаэрация подпиточной воды, низкое значение рН, обусловленное присутствием агрессивной углекислоты и накопление продуктов кислородной коррозии на теплопередающих поверхностях.

Особый вид подшламовой коррозии протекает в условиях незначительного содержания кислорода, при этом рыхлые продукты коррозии, состоящие в основном из гидратированных трехвалентных окислов железа, являются активными деполяризаторами катодного процесса. Важную роль в возникновении подшламовой коррозии играет процесс ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под действием атмосферного воздуха на влажные поверхности, продолжают функционировать при работе котлов.

Особенностью щелевой коррозии, т.е. избирательного, интенсивного коррозионного разрушения металла в узких зазорах, является замедленный отвод продуктов коррозионной реакции. В результате накопления последних и их гидролиза возможно снижение рН раствора в зазоре с последующим появлением сквозных отверстий (свищей).

Предупреждение коррозии водогрейных котлов достигают с помощью противокоррозионной обработки воды и защиты оборудования от коррозии. К противокоррозионной обработке относятся термическая деаэрация (вакуумная и при атмосферном давлении), силикатная обработка или подщелачивание с помощью едкого натра. Защита оборудования от коррозии осуществляется с помощью применения коррозионно-стойких материалов и защитных покрытий. Защита водогрейных котлов во время простоя в ремонте или в резерве в летний период осуществляется с помощью консервации.

Для выявления причин коррозии водогрейного оборудования большое значение имеет систематический контроль коррозионной активности воды с помощью индикаторов коррозии. Контрольные вырезки труб из водогрейных котлов во время капитальных ремонтов позволяют судить о правильности водно-химического режима тепловых сетей. В водогрейном котле наиболее часто повреждения возникают в экранных трубах и в трубах нижнего конвективного пакета (в первом по ходу дымовых газов ряду).

Коррозионная активность воды независимо от источника водоснабжения (поверхностного или подземного) характеризуется тремя основными показателями: индексом равновесного насыщения воды карбонатом кальция J, содержанием растворенного кислорода и суммарной концентрацией хлоридов и сульфатов.

При отсутствии условий образования защитных карбонатных пленок на металле (J 3 , являются коррозионно-активными. Хлориды и сульфаты усиливают коррозию металла под действием кислорода.

Исходя из принятой в теплоэнергетике шкалы коррозии и данных по скорости коррозии стальных труб в нагретой воде, разработана условная классификация водопроводных вод по коррозионной активности, указанная в таблице 6. Таблица 6

Дата добавления: 2015-07-02 ; Просмотров: 2162 ; Нарушение авторских прав? ;

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

источник

Определение состояния металла трубопроводов тепловых сетей по результатам обследования индикаторов коррозии и инженерной диагностики

В. И. Матвеев, заведующий лабораторией неразрушающего контроля и диагностики, МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1»,
д.т.н. С.Я.Алибеков, профессор, заведующий кафедрой «Машиностроение и материаловедение», МарГТУ, г. Йошкар-Ола

Коррозия наружная и внутренняя

Коррозия трубопроводов тепловой сети (ТС) является одним из основных факторов, определяющих надежность эксплуатации систем теплоснабжения. Наружная, внутренняя, двусторонняя коррозия значительно сокращают ресурс эксплуатации трубопроводов.

В СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» устанавливается только «скорость наружной коррозии труб, которая не должна превышать 0,03 мм/год», поскольку считается, что в ТС внутренняя коррозия должна отсутствовать за счет надлежащего качества химводоподготовки.

Наружная коррозия всегда на виду. Достаточно провести шурфовку, вскрыть канал, удалить покрывные слои и становятся явными: нарушения, выполненные при монтаже и строительстве; затопление канала; близость расположения недостаточно изолированных подземных коммуникаций (кабелей и пр.). Как правило, коррозия и причина, вызвавшая ее, всем очевидны.

Все обстоит гораздо сложнее при развитии внутренней коррозии металла трубопроводов. Чаще всего ее фиксируют, когда уже возник порыв. Надо иметь убедительные факты, чтобы вырезать катушку из трубопровода с удовлетворительным состоянием строительных конструкций, с неповрежденным наружным антикоррозионным слоем.

Внутренняя коррозия, как и наружная, может быть локальной и сплошной. Причины, вызывающие сплошную внутреннюю коррозию, различны. Наиболее частыми причинами являются: неудовлетворительное качество химводоподготовки или «подсос» в тепловую сеть сырой воды, а так же развитие стояночной коррозии.

Развитие локальной внутренней коррозии в значительной мере зависит от коррозионной стойкости сталей, применяемых для изготовления труб, и определяется чистотой металла по коррозионно-активным неметаллическим включениям (КАНВ). Эти включения имеют сложный состав, но, как правило, содержат кальций [1].

Коррозионные пятна и язвы локализуются по местам скоплений КАНВ. Тепловые и гидравлические удары при проведении гидравлических испытаний около скоплений КАНВ могут привести к коррозионному растрескиванию и развитию микротрещин в полноценные порывы.

Установка индикаторов коррозии

В соответствии с [2, п. 4.12.27] на водяных тепловых сетях должен быть организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализа сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах с ТЭЦ, концевых участках и двух-трех участках магистрали).

Индикаторы коррозии устанавливаются в тепловых сетях согласно [3] и предназначены для контроля скорости внутренней коррозии тепловых сетей гравиметрическим методом.

В качестве индикаторов коррозии применяют стальные круглые пластины толщиной 2-3 мм, наружным диаметром 50-60 мм с отверстием диаметром 12 мм в центре диска. Индикаторы коррозии, в количестве 3-6 пластин, устанавливаются на штоке-держателе, привариваемом к глухому фланцу. Расстояние между индикаторами коррозии в сборке от 5 до 20 мм.

Для изготовления индикаторов предусмотрен ограниченный выбор сталей: ВСт3сп по ГОСТ 380 и стали 10 и 20 по ГОСТ 1050 [3]. В то же время индикаторы коррозии — это образцы-свидетели, которые должны быть изготовлены из материала, идентичного материалу трубопровода и находиться в одинаковых гидрохимических условиях со стенками трубопровода.

Периодическим осмотром в конце каждого отопительного сезона визуальным контролем контролируется характер коррозионного процесса по ГОСТ 9.908-85, а взвешиванием индикаторов коррозии через определенный отрезок времени — скорость коррозии материала трубопровода по методике [3].

При контроле скорости коррозии магистрального участка остается неизвестной скорость коррозии трубопровода на выходе из микрорайонов в магистральную линию.

Мы предлагаем, к ранее имеющимся индикаторам коррозии, дополнительно установить индикаторы коррозии на обратных трубопроводах тепловой сети на входе в магистральную линию из микрорайонов.

Кроме того, установка индикаторов коррозии на расходные и рециркуляционные трубопроводы позволяет оценить внутреннее состояние металла аккумулирующих емкостей (объемом 1000-2000 м3), корректировать последовательность работы емкостей и предотвратить коррозию металла емкостей, вызванную разложением герметика.

Оценка скорости внутренней коррозии

Для оценки, как состояния металла трубопроводов, так и водно-химического режима, необходимо иметь данные по скорости коррозии в различных участках ТС, виду коррозионного поражения и интенсивности образования отложений. Кроме того, эти данные позволяют установить причины коррозионного повреждения трубопроводов, определить влияние коррозионных повреждений на долговечность трубопроводов и разработать обоснованные мероприятия по защите трубопроводов от внутренней коррозии.

В табл. 1 представлена скорость (проницаемость) коррозии, соответствующая агрессивности сетевой воды [3].

В [4, 5] оценка интенсивности внутренней коррозии приводится по группам интенсивности коррозионного процесса (табл. 2).

Интенсивность коррозии, соответствующая 1-й группе, считается безопасной.

При интенсивности коррозии, соответствующей 2-й группе, должны быть проанализированы причины коррозии и выработаны мероприятия по их устранению.

При интенсивности коррозии, соответствующей 3-й и 4-й группам, эксплуатация трубопровода до устранения причин, вызывающих интенсивную внутреннюю коррозию, должна быть запрещена в соответствии с [5].

В различных нормативно-технических документах, несмотря на незначительные различия в терминологии определения интенсивности коррозии, имеет место единый поход к количественной оценке скорости коррозии.

Методика очистки [3] индикаторов коррозии от накипи и ржавчины не всегда позволяет добиться их полного удаления. Данная очистка эффективна только в случае, если продукты коррозии рыхлые и не «прикипают» к основному металлу.

Поэтому при неполном удалении коррозионных отложений и накипи результаты расчета скорости коррозии будут занижены.

С другой стороны, скорость любого коррозионного процесса имеет тенденцию изменяться от высокой скорости к постоянной, более низкой, скорости коррозии [6]. Для установления равновесной скорости коррозии требуется несколько месяцев. Следовательно, результаты скорости коррозии, определенные по индикаторам, превышают скорость реально существующего коррозионного процесса в ТС, где имеет место установившаяся коррозия.

Характерные виды внутреннего коррозионного поражения трубопроводов ТС

В зависимости от применяемого способа химводоподготовки, природного состава подпиточной воды, рабочих параметров: давления и температуры, на трубопроводах ТС может появиться язвенная или сплошная равномерная коррозия. Коррозионные поражения чаще всего развиваются под слоем накипи и ржавчины.

Наименее опасным и легко прогнозируемым повреждением является сплошная равномерная коррозия. Но одной равномерной коррозии на практике никогда не бывает. Общая равномерная и местная коррозия — пятнами или язвами, обычно развиваются рядом, но с разными скоростями.

Язвенная коррозия труб со временем переходит в сквозное поражение. Язвы могут оказаться инициаторами зарождения усталостных трещин и хрупких разрушений. Язвенная коррозия обычно сопровождается образованием вокруг отдельных крупных язв толстых расслаивающихся слоев продуктов коррозии, покрывающих всю поверхность металла или значительную ее часть.

Образование коррозионных отложений в трубопроводах тепловой сети, в значительной степени, обусловлено стояночной коррозией, интенсивность которой в период простоя в среднем в 15-20 раз больше, чем в период эксплуатации. Стояночная коррозия приводит к накоплению большого количества железооксидных отложений в ТС к началу отопительного периода. С началом отопительного периода эти отложения при включении циркуляции теплоносителя в большом количестве попадают в сетевую воду. Концентрация загрязнений в обратной сетевой воде в этот период может многократно превышать нормативные значения по содержанию железа, взвешенных частиц, цветности, мутности. Механические загрязнения размером свыше 100 мкм распределяются по нижней образующей трубы и, тем самым, образуют наносные отложения на участках труб с низкими скоростями движения воды [7].

Исследование скоростей коррозии по индикаторам коррозии

С 1998 г. на МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» проводится контроль внутреннего состояния металла по индикаторам коррозии в соответствии с [3]. Результаты исследований приведены на рис. 1 и в табл. 3.

Скорость коррозии (проницаемость) на пластинах одной сборки, установленной в одной точке ТС, может значительно отличаться. В [3] это предусмотрено, и если отклонение скорости коррозии одной или нескольких пластин превышает 60% значений средней скорости в сборке, то этот результат считается недостоверным и исключается из расчета средней скорости коррозии в сборке. Это объясняется тем, что пластины в сборке по-разному омываются сетевой водой. Промежутки между пластинами заполнены ржавчиной, накипью, и в зависимости от свойств этих отложений (химического состава, плотности), подвергаются коррозии в большей или меньшей степени. Чем больше расстояние между пластинами, тем меньше вероятность образования коррозионного шлама. Кроме того, чем меньше расстояние между пластинами, тем больше условий для развития щелевой коррозии.

Скорость общей коррозии отдельной пластины П рассчитывалась по формуле [3]:

n=47000(g1-g2-Ag)/(S-T), г/м2.сутки, где g1 — масса пластины до установки в трубопровод, г; g2 — масса пластины после извлечения из трубопровода и очистки от продуктов коррозии, г; Ад — потеря в весе непрокорроди-ровавшей пластины при кислотной обработке, г; S — средняя площадь поверхности пластины, мм2; T — продолжительность пребывания пластины в трубопроводе, сутки.

Для оценки скорости язвенной коррозии и прогнозирования ее развития в последующий период необходимо определить среднюю скорость проникновения коррозии в наиболее глубоких язвах и количество язв на единицу поверхности.

Именно на анализе скорости коррозий, в первую очередь, язвенной, точечной и питинговой базируются оценка поврежденности и коррозионной опасности и возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопроводов. Но гравитационный метод позволяет определить только скорость общей коррозии.

Защита металла от внутренней коррозии

Защитить металл ТС от внутренней коррозии можно за счет введения добавок или применения специальной обработки воды, снижающей ее коррозионную активность. Применим этот способ только для снижения скорости внутренней коррозии. Можно решать проблему наружной и внутренней коррозии более радикально -использовать химически стойкие материалы и покрытия. Применение же толстостенной трубы не гарантирует защиту металла от язвенной коррозии, хотя существенно увеличивает срок эксплуатации трубопроводов при развитии сплошной равномерной коррозии.

Исследование скоростей коррозии металла по индикаторам коррозии позволяет выбрать оптимальный режим химводоподготовки.

В ОК-20 (отопительной котельной) сетевая вода имеет высокое природное содержание железа (1,8-2 мг/л). Трубопроводы ТС от этих котельных имели сильное внутреннее коррозионное поражение язвами и пятнами. Коррозионный нарост достигал 25-30% от веса установленных индикаторных пластин.

Традиционные способы химводоподготовки оказались не эффективными. В 2003-2004 гг. для защиты от коррозии в ОК-20 применили комплексон ККФ. Как с комплексоном ККФ, так и без него, скорость коррозии металла по индикаторам коррозии в трубопроводах «подачи» и «обратки» фиксировалась как высокая. Неэффективность применения комплексона ККФ вызвана высоким природным содержанием железа в сетевой воде.

В 2005 г. в ОК-20 была применена магнитная обработка воды. Извлеченные индикаторные пластины оказались чистыми от продуктов коррозии и накипи. Рассчитанная скорость коррозии оказалась низкой, как на подающем, так и на обратном трубопроводах; из рис. 2 видно, что скорость внутренней коррозии металла трубопровода уменьшилась в 10 раз.

Внутренняя коррозия на подающих и обратных трубопроводах ТС

Повышение коррозионной повреждаемости на трубопроводах «подачи» может быть связано с более высоким давлением и температурой сетевой воды, большим ее аэрированием. На трубопроводе «обратки» эти факторы коррозионного поражения металла действуют в меньшей степени (растворенные газы, проходя по подающим трубопроводам, взаимодействуют с металлом трубы и снижают свою активность).

Рассмотрим две основные причины, которые могут вызвать ускоренную коррозию и порывы на обратных трубопроводах.

1. Застойная вода в трубах после проведения гидравлических испытаний. Несдренированная или неполностью сдренированная вода может вызвать стояночную коррозию металла. Так развивается внутренняя коррозия металла язвами и пятнами по нижней образующей трубы.

2. Низкий гидравлический напор в трубах. Если при монтаже ТС заложены диаметры трубопроводов, значительно превышающие расчетные, то низкий гидравлический напор в трубах приведет к медленному току воды, вызванному недостаточным потреблением тепла потребителями, что спровоцирует развитие коррозии.

Механизм коррозионного поражения такой же, как и при стояночной коррозии.

Застойная вода или низкий ток воды необходимо рассматривать как высокий фактор риска внутреннего коррозионного поражения труб.

Так, в отопительный период 2006-2007 гг. (октябрь) на трубопроводе (0159×6 мм, протяженность участка 185 м) на ТС от ТК-4 до ТК-5 в микрорайоне Ленинский произошли 3 порыва на «обратке», вызванные внутренней коррозией металла трубы (все порывы выявлены с использованием метода инженерной диагностики с применением корреляционного течеискателя «Вектор-2001»).

Визуально-измерительный контроль вырезок катушек с трубопроводов показал, что наружное состояние металла труб удовлетворительное, а течи образовались с внутренней стороны по нижней образующей трубы. При этом обратный трубопровод, на котором выявлены течи, прокорродировал сильнее трубопровода подачи.

Определение коррозии металла по результатам инженерной диагностики

Индикаторы коррозии позволяют по скорости коррозии (от высокой к постоянной), развившейся за отопительный год, определить долговечность трубопровода, принять меры по снижению агрессивности сетевой воды. Это возможно только при сплошной равномерной коррозии. Но из года в год могут меняться свойства теплоносителя и, соответственно, вместе с ними меняется характер коррозионного процесса. Рассчитанная низкая скорость коррозии не гарантирует долговечный ресурс трубопровода и не уменьшает опасности локального коррозионного поражения. И, естественно, не может предупредить коррозию труб от прокапывания через плиты перекрытий, затопления канала и пр.

Участившиеся в последние годы порывы трубопроводов ТС во многих случаях обусловлены именно процессами локальной коррозии. Одной из основных причин сильного коррозионного поражения труб и участившихся порывов в 2005-2006 гг. является передача ветхих тепловых сетей на баланс МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1».

Решение проблемы — это выборочный капитальный ремонт наиболее опасных участков

трубопроводов. Надо только определить и оценить их степень опасности.

Целью проведения инженерной диагностики ТС как раз и является определение местоположения и оценка уровня напряжений на трубах, в том числе вызванных коррозионными поражениями в металле.

С июня 2006 г. по июнь 2007 г. на тепловых сетях МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» лабораторией неразрушающего контроля и диагностики были записаны акустические сигналы корреляционным течеискателем 294-х участков тепловых сетей. Обследовано 45,52 км тепловых сетей (двухтрубное исполнение), что составило 14% погонных км от общей протяженности ТС на МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» (протяженность ТС на 2007 г. — 175,6 км). Рекомендовано участков на шурфовки — 106. Сразу после инженерной диагностики было проведено 23 шурфовки, результаты обследования которых представлены в табл. 4.

Оценка состояния ТС проводится по шурфу, который, как правило, длиной около 3 м (длина одной плиты перекрытия). В шурфе, из-за ограниченности его размеров, не всегда видны строительно-монтажные дефекты: коррозия или обрушение скользящих и неподвижных опор, вызывающие провисание труб, компенсаторы, не полностью компенсирующие напряжения, и даже «упирание» труб в углах поворота и пр. Сильная эмиссия акустических сигналов вызывается любыми напряжениями на трубах. Это объективная данность, которую надо выявить и правильно интерпретировать. Ни по амплитуде, ни по виду сигнала на коррелограмме нельзя однозначно установить природу возмущения. И шурфовка, установившая удовлетворительное состояние труб, показывает только то, что не установлена причина, вызвавшая напряжение на трубах. Но неоспорим факт, что трубы, находящиеся под напряжением, корродируют быстрее рассчитанного ресурса. Устранение выявленных коррозионных и строительных дефектов -это предотвращенный порыв.

Нами была проведена запись акустических сигналов корреляционным течеискателем вновь смонтированного участка по ул. Красноармейская с целью оценки напряженного состояния на трубопроводах. Отсутствие всплесков акустической эмиссии на коррелограмме послужило еще одним показателем качественно проведенного монтажа.

Мы предлагаем использовать корреляционный течеискатель «Вектор-2001» не только для диагностики уже бывших в эксплуатации участков ТС для определения течей, коррозионных поражений и пр., но и производить запись акустических сигналов на вновь смонтированных участках ТС.

Анализ произведенных работ по инженерной диагностике ТС за 2006 г. показал, что коррозионные поражения металла труб в основном обусловлены наружной коррозией, которую неизбежно провоцируют строительно-монтажные дефекты.

С июня 2006 г. по июнь 2007 г. на ТС МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» корреляционным те-чеискателем выявлено дефектов:

■ 26% — сильная наружная коррозия;

■ 39% — строительных дефектов, в том числе: обрушение плит перекрытий — 25%, каналы завалены землей — 6%, отсутствие строительных подушек — 4%, сильная коррозия скользящей опоры — 4%.

Акустическая запись вновь смонтированного участка позволяет оценить напряжения на компенсаторах, углах поворота, при пересечениях со смежными коммуникациями, кабелями. Конечно, обрушение плит перекрытий, засыпание канала землей на новом участке не должно быть. Но защемление трубопровода, вызванное неполной температурной компенсацией, упирание труб в стенку канала на углах поворота и даже оценка качества монтажных сварных стыков — вполне надежно регистрируются по всплеску акустической эмиссии на корреллограммах. Кроме того, повторная диагностика участков по истечении нескольких лет покажет динамику изменений напряжений на трубопроводах и позволит оценить состояние не только металла трубы, но и участка ТС.

Инженерная диагностика позволяет достаточно надежно выявлять обрушение плит перекрытий, завалы землей и пр., т.е. все, что касается труб, диагностируется достаточно надежно: сигнал высокой амплитуды и протяженности. Коррозионные повреждения, чаще всего, надежно диагностируются совместно со строительно-монтажными дефектами.

С использованием программного обеспечения «течь» было выявлено 27 порывов. Протяженность обследованных участков 3,87 км (в двухтрубном исполнении). На всех участках были проведены шурфовки. Точность определения течи составила: 92,6%. На 25-ти участках течи определены с погрешностью ±2%. И только на двух участках течь была определена с погрешностью 9%. Ошибка в определении течи была связана с близостью расположения смежных коммуникаций (кабелей и пр.). Необходимо отметить, что только одновременная расшифровка акустических сигналов с трубопроводов «подачи» и «обратки» позволяет точно установить место порыва, поскольку струя воды с одной трубы бьет в стенку другой. И этот второй сигнал часто оказывается доминирующим.

Таким образом, использование современных методов инженерной диагностики позволяет достаточно надежно установить и устранить коррозионно-опасные напряжения на трубопроводах ТС.

1. Шарапов А.А., Родионова И.Г., Бакланова О.Н. и др. Повышение коррозионной стойкости сталей для труб тепловых сетей путем обеспечения чистоты по коррозион-но-активным неметаллическим включениям // Новости теплоснабжения. 2005. № 9. С. 41-45.

2. РД 34.20.501-95 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации».

3. РД 153-34.1-17.405-00 «Методические указания по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях».

4. РД 153-34.0-20.507-98 «Типовая инструкция по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей)».

5. МУ34-70-171-87 «Методические указания по определению готовности систем теплоснабжения к прохождению отопительного сезона».

6. Жук Н. П. Курс теории коррозии и защиты металлов. — М.: Металлургия, 1976. -472 с.

7. Батуев С.П. Защита водогрейных котлов и теплообменников от заноса механическими загрязнениями // Новости теплоснабжения. 2007. № 5. С. 32-35.

источник

Документ по состоянию на август 2014 г.

1. Утвердить и ввести в действие с 1 января 1980 года «Инструкцию по определению коррозионной активности воды», разработанную отделом защиты от коррозии АКХ им. К.Д. Памфилова.

2. АКХ (т. Тарнижевскому) издать в IV квартале 1979 года «Инструкцию по определению коррозионной активности воды» в количестве 300 шт. и разослать ее по разнарядке Главводоканала.

3. Контроль за выполнением настоящего Приказа возложить на Главводоканал (т. Елфимова).

Утверждаю
Заместитель Министра
жилищно-коммунального
хозяйства РСФСР
С.М.ИОНОВ

1.1. Агрессивность воды является чисто химической проблемой. Коррозия металла в воде — электрохимический процесс. Поэтому использование методов определения агрессивности воды (по показателю стабильности, индексу насыщения и др.) для определения ее коррозионности во многих случаях дает неправильные результаты.

1.2. Целесообразно разграничить понятия агрессивность и коррозионность. Понятие агрессивность следует использовать при определении отношения воды к карбонату кальция. Понятие коррозионность воды — при определении отношения воды к металлу трубопровода.

1.3. Электрохимический процесс коррозионного разрушения металлических труб в воде — сложный, многостадийной процесс, определяемый большим числом факторов, в значительной степени связанных как с температурой и химическим составом воды, с наличием в ней в определенных соотношениях компонентов, ингибирующих и стимулирующих коррозию, так и с режимом работы водопроводной системы, с гидродинамическими условиями, геометрическими особенностями отдельных участков трубопровода, оказывающими влияние на защитные свойства образующихся осадков и характер коррозионных разрушений.

1.4. Для разграничения этих факторов понятие коррозионность воды разделяется на абсолютную коррозионность или коррозионную активность и относительную коррозионность. Коррозионная активность определяется физико-химическими характеристиками воды. Относительная коррозионность определяется конкретными условиями, в которых находится участок водопровода, его конструктивными особенностями, режимом работы.

1.5. Коррозионная активность воды на источниках водоснабжения весьма различна. Она может заметно изменяться в процессе обработки воды на водоочистных станциях. Кроме того, коррозионная активность меняется в течение года из-за изменения физико-химических характеристик воды.

1.6. Для уменьшения ущерба, причиняемого внутренней коррозией, и правильного, своевременного и наиболее рационального выбора мер по борьбе с ней необходимо знать и постоянно контролировать коррозионную активность воды.

2.1. Определение коррозионной активности воды в лаборатории следует проводить в условиях, аналогичных условиям работы полностью заполненного водой трубопровода при постоянном гидродинамическом режиме. Поскольку абсолютная коррозионность воды определяется только ее физико-химическими характеристиками, работа пар дифференциальной аэрации должна быть по возможности исключена и металл в условиях определения коррозионной активности воды должен подвергаться сравнительно равномерной коррозии.

2.2. При погружении неподвижного металлического образца в исследуемую воду нельзя получить достоверные данные по коррозионной активности воды. Защитные свойства осадков, образующихся в статических условиях, значительно отличаются от таковых в условиях движения воды. Для определения коррозионной активности воды следует использовать вращающиеся электроды.

2.3. При использовании вращающихся электродов для определения коррозионной активности воды важную роль играет форма образца, режим его вращения, а также способ определения продуктов коррозии, который должен учитывать общее количество продуктов коррозии металла.

2.4. Вращающийся электрод должен иметь такую форму, чтобы обеспечить гидродинамическое подобие внутренней поверхности трубы, обтекаемой турбулентным потоком воды, и поверхности вращающегося в определенном режиме образца. При этом скорость вращения должна быть достаточной для исключения возможности работы пар дифференциальной аэрации.

2.5. Для определения коррозионной активности природных вод наиболее подходящим является электрод в форме цилиндра.

2.6. В случае вращающихся цилиндров возможны три режима течения. Простое ламинарное течение с концентрическими линиями тока, которое не дает увеличения скоростей массопереноса (в этом случае равнодоступность поверхности искажается из-за естественной конвекции). Регулярное течение с вихрями Тейлора остается ламинарным, но несколько увеличивается массоперенос (в этом случае равнодоступность поверхности искажается из-за ячеистого характера течения). Турбулентное течение обеспечивает эффективное перемешивание жидкости и оказывает существенное влияние на массоперенос.

2.9. Касательные напряжения одинаковы вдоль поверхности вращающегося цилиндра, что способствует более равномерному отводу продуктов коррозии.

2.10. Благодаря равнодоступности цилиндрического электрода, скорость аэрации одинакова по всему образцу. Изменение скорости аэрации может возникнуть лишь на краевых участках, влияние которых для достаточно длинных цилиндрических электродов с помощью определенных приемов можно исключить. Поэтому влияние пар дифференциальной аэрации в случае вращающегося в развитом турбулентном режиме цилиндрического электрода невелико.

3.1. Устройство для определения коррозионной активности поверхностных природных вод (рис. 1 — не приводится) состоит из смонтированного на кронштейне 1 электродвигателя 2, вал которого через промежуточные детали 3, 4, 5 вращает цилиндрический образец 6.

Кронштейн 1 может перемещаться по штативу 7 и фиксироваться на нем винтом 8. Штатив 7 крепится к плите 9. Стакан 10 с испытуемой жидкостью устанавливается на кронштейне 11, который перемещается по штативу 7 и крепится на нем винтом 8. Цилиндрический образец 6 в верхней части имеет хвостовик с резьбой и ввинчивается в медный корпус 3. Для обеспечения возможности измерения электрического потенциала устройство снабжено щеткодержателем 12 с угольной щеткой 13, прижимаемой к медному корпусу пружиной 14. На медный корпус насажена фторопластовая обойма 5. Кнопки «Пуск» 15 и «Стоп» 16 находятся в шкафу управления, который крепится к стене.

Устройство укомплектовано 30 образцами.

3.2. Цилиндрические образцы изготавливаются из углеродистой Ст.3 Сп и имеют диаметр 10 мм, длину 35 мм. Чистота обработки поверхности должна соответствовать классу чистоты не ниже 10. Цилиндрический образец с одного конца имеет хвостовик с резьбой. Этим концом он ввинчивается в медный токосъем.

3.3. Для обеспечения возможности количественного определения коррозионной активности воды и соответствия ее определенным критериям (п. 4.3) необходимо использовать образцы из углеродистой стали постоянного состава и структуры. Пригодность образцов для определения коррозионной активности воды определяется согласно Приложению 2.

3.4. Рабочая поверхность образца имеет площадь примерно 10 кв. см и является достаточной для образования продуктов коррозии в количестве, необходимом для фотоколориметрического определения количества железа и в водах с очень малой коррозионной активностью при длительности опыта 3 часа.

3.5. Устройство обеспечивает чистоту вращения образца 1500 об./мин., что для диаметра образца 10 мм соответствует числу Рейнольдса более 5000, что соответствует развитому турбулентному режиму.

3.6. Диаметр цилиндрического стакана, в котором проводится определение коррозионной активности воды, равняется 80 — 100 мм, а высота его не менее 120 мм.

3.7. Необходимый объем раствора для определения коррозионной активности составляет примерно 0,5 л.

3.8. Если определение коррозионной активности воды проводится при 15 — 22 °C, то термостатирование сосуда необязательно.

В остальных случаях сосуд с раствором помещается в термостат, где поддерживается заданная температура.

4.1. Коррозионная активность воды определяется по общему количеству продуктов коррозии (в растворе и на образце), образовавшихся за время опыта (3 часа).

4.2. При определении коррозионной активности воды следует использовать следующую классификацию:

невысокая — не более 0,15 мг/кв. см;

средняя — от 0,15 до 0,25 мг/кв. см;

высокая — более 0,25 мг/кв. см.

4.3. Дополнительной характеристикой коррозионной активности воды является величина компромиссного потенциала, установившегося в конце опыта.

4.4. Если величина компромиссного потенциала положительнее — 300 мВ (относительно хлорсеребряного электрода сравнения), то коррозионная активность воды невелика. При более отрицательных значениях потенциала она является средней или высокой. Измерение потенциала проводится согласно Приложению 3.

5.1. Подготовка цилиндрического образца к опыту.

5.1.1. Механическая подготовка образца к опыту заключается в зачистке его боковой поверхности абразивными шкурками различной крупности.

5.1.2. Для обеспечения равномерной чистоты поверхности образца зачистка производится на токарном станке (скорость вращения патрона в процессе зачистки порядка 1000 об./мин.).

5.1.3. Хвостовик образца обертывается полиэтиленовой пленкой или вставляется в тефлоновую втулку и зажимается в патроне токарного станка.

5.1.4. Зачистка производится путем продольных перемещений вдоль образующей вращающегося цилиндрического образца полосок шкурки. Если образец при зачистке нагревается, то ему дают остыть и операцию повторяют.

5.1.5. Если перед зачисткой на поверхности образца имеются риски от резца или язва после опытов по определению коррозионной активности воды, то первоначально образец обрабатывается грубой шкуркой (14А10НМ354) до тех пор, пока риски и язвы не исчезнут.

5.1.6. Последующая обработка проводится шкуркой средней крупности (например, 13А4ПМ679) до исчезновения шероховатостей, вызванных зачисткой грубой шкуркой.

5.1.7. Окончательная зачистка производится тонкой шлифовальной шкуркой КЗ-М-28.

5.1.8. После окончательной зачистки на поверхности образцов не должно быть видимых глазом рисок, царапин и других механических дефектов. Только обеспечение качественной механической подготовки образца перед опытом обеспечивает возможность получения достоверных данных по коррозионной активности воды.

5.1.9. Длительность механической зачистки одного образца в зависимости от исходного состояния поверхности колеблется от 2 до 5 мин. Если на поверхности не имеется рисок от резца и коррозионных язв, то зачистку можно начинать шкуркой средней крупности.

5.1.10. Для избежания щелевой коррозии и устранения краевых эффектов образец оксидируется.

5.1.11. Оксидирование производится в кипящем растворе состава:

азотнокислый натрий — 40 г;

дистиллированная вода — 390 г.

Оксидирование производится обязательно под тягой. При проведении оксидирования и приготовлении раствора необходимо исключить возможность попадания раствора на кожу рук и глаза.

5.1.12. Оксидирование проводится в стакане из коррозионностойкой стали марки Х18Н9Т. Примерные размеры стакана (мм): диаметр — 90, высота — 120.

5.1.13. Навески реагентов, необходимых для оксидирования, высыпаются в стакан, затем в него добавляется дистиллированная вода (под тягой) при перемешивании стеклянной палочкой. Раствор перемешивается до полного растворения реагентов.

5.1.14. После растворения реагентов стакан плотно закрывается металлической крышкой и на электрической плитке с закрытой спиралью и переключателем мощности доводится до кипения. Не допускается проводить нагревание стакана с раствором на открытом огне или электрической плитке с открытой спиралью.

5.1.15. Доведение раствора до кипения производится при положении переключателя мощности на отметке III (максимальная мощность).

5.1.16. После закипания раствора в стакан загружаются пинцетом 8 — 10 образцов и переключатель мощности на электрической плитке устанавливается в положение II (средняя мощность). Крышка стакана вновь закрывается и образцы оксидируются в течение 30 мин.

5.1.17. После окончания оксидирования положение переключателя мощности устанавливается в положение «0» и после прекращения кипения образцы пинцетом извлекаются из стакана, переносятся в фарфоровую чашку и в течение 8 — 10 мин. промываются струей горячей воды. В конце промывки образцы протираются ватой до тех пор, пока на ней не остается черных следов. Промытые образцы высушиваются фильтровальной бумагой.

5.1.18. После оксидирования высушенный образец должен иметь ровный черный (вороненый) цвет.

5.1.19. Оксидированные образцы устанавливаются в вертикальном положении в пенале в отверстиях для хвостовой части образцов.

5.1.20. Раствор для оксидирования может использоваться несколько раз. После каждого оксидирования в холодный раствор доливается до метки дистиллированная вода, т.к. часть ее выкипает при оксидировании.

5.1.21. Если после оксидирования долитый до метки раствор плохо размешивается, то он не пригоден для последующего использования.

5.1.22. Если после оксидирования на образцах образуется пленка с коричневым оттенком, то ее необходимо удалить шкуркой (средней и тонкой крупности) на токарном станке, заново приготовить раствор и образцы вновь оксидировать.

5.1.23. Торцы образцов, установленных в панели, изолируются эпоксидной смолой, нитролаком (2 — 3 слоя) или какой-либо другой водостойкой краской. Повторное окрашивание торцов после опытов проводится только в случае отслаивания или каких-либо повреждений покрытия.

5.1.24. После высыхания окрашенных торцов образцы вновь обрабатываются на токарном станке средней и тонкой шлифовальной шкуркой таким образом, чтобы с каждого края цилиндрической поверхности остались полоски оксидированной пленки шириной 1 — 2 мм.

5.1.25. После механической зачистки оксидированного образца он обезжиривается окисью магния.

5.1.26. Обезжиривание производится влажным ватным тампоном, предварительно погруженным в порошок окиси магния.

5.1.27. Качество обезжиривания проверяется промывкой образца струей дистиллированной воды из промывалки. Если образец покрыт сплошной пленкой влаги, то образец считается обезжиренным. Если влага собирается в отдельные капельки, то обезжиривание выполняют повторно.

5.1.28. Обезжиривание можно проводить также ацетоном или каким-либо другим органическим растворителем.

5.1.29. Промытый обезжиренный образец высушивается несколькими слоями фильтровальной бумаги.

5.1.30. Образец считается непригодным для последующих опытов, если он имеет искривленную, не строго цилиндрическую форму и диаметр его уменьшился примерно на 2 мм по сравнению с исходным. Каждый образец, как правило, пригоден для 20 — 25 опытов.

5.2. Проведение опыта по определению коррозионной активности воды.

5.2.1. Для избежания появления жировых загрязнений на поверхности образца его нижняя часть (примерно 2 — 2,5 см) обертывается фильтровальной бумагой и образец ввертывается в медный токосъем устройства для определения коррозионной активности воды таким образом, чтобы пальцы касались только части образца, обернутой в бумагу. После этого бумага снимается.

5.2.2. Вода, коррозионная активность которой определяется, наливается в стакан емкостью 0,6 — 0,8 л в количестве 0,5 л.

5.2.3. Образец погружается в исследуемую воду так, чтобы уровень воды был выше верхнего оксидного пояска примерно на 8 — 10 мм. В таком положении винт на стойке штатива, по которой перемещается кронштейн со стаканом, плотно зажимается.

5.2.4. После опускания образца сразу же включается кнопка «Пуск» и образец приводится во вращение.

5.2.5. Образец вращается в исследуемой воде в течение 3 часов.

5.2.6. После окончания опыта нажимается кнопка «Стоп».

5.2.7. Кронштейн со стаканом перемещается по стойке штатива вниз и закрепляется так, чтобы торец образца находился на расстоянии 5 — 6 мм от поверхности воды.

5.3. Определение количества прокорродировавшего металла.

5.3.1. Продукты коррозии после опыта находятся на поверхности образца и в воде (в растворенном и нерастворенном виде). Чем выше коррозионная активность воды, тем большее количество продуктов коррозии находится в воде.

5.3.2. Растворение продуктов коррозии, имеющихся на поверхности образца, производится ингибирующим составом, в которых растворяются только продукты коррозии металла, а сам металл не растворяется. Состав раствора следующий:

соляная кислота (плотность 1,12) — 50 мл;

дистиллированная вода — 50 мл.

5.3.3. Ингибирующий раствор подается на поверхность образца с помощью пипетки на 2 — 5 мл, на конец которой надета груша. При надавливании на грушу из пипетки вытекает струя раствора, которая направляется на образец. Фторопластовая обойма при этом проворачивается вручную (в результате образец тоже вращается). Под образцом находится стакан с исследуемой водой, куда стекают растворенные в ингибированной кислоте продукты коррозии. Необходимо следить, чтобы они полностью попали в стакан.

5.3.4. Количество ингибированного раствора кислоты зависит от количества продуктов коррозии на образце. Обычно расходуется 2 — 10 мл. Если количество продуктов коррозии значительно, то пипетка заполняется ингибирующим раствором несколько раз.

5.3.5. После этого образец промывается водой, высушивается фильтровальной бумагой и вывинчивается.

5.3.6. Фторопластовая обойма протирается фильтровальной бумагой снаружи и изнутри.

5.3.7. Исследованная вода с нерастворенными продуктами коррозии, попавшими в нее с образца во время опыта, фильтруется в коническую колбу. Отфильтрованные продукты коррозии остаются на фильтре.

5.3.8. Растворение продуктов коррозии производится соляной кислотой плотностью 1,12. Для этого 20 — 30 мл кислоты наливается в цилиндр. Сначала кислота наливается в стакан, в котором проводился опыт и из которого вылита вода, для растворения небольшого количества продуктов коррозии, остающихся в ряде случаев на его стенках. Затем эта кислота из стакана осторожно (под тягой) выливается на поверхность фильтра до полного растворения имеющихся на ней продуктов коррозии. При этом фильтр обесцвечивается. После этого фильтр ополаскивается небольшим количеством фильтрата. Таким образом, общее количество металла, подвергшегося коррозии, переводится в раствор и находится в фильтрате.

5.3.9. После этого в колбу помещается магнит и в течение 15 мин. производится перемешивание фильтрата на магнитной мешалке.

5.3.10. Для удобства последующего расчета можно перед перемешиванием фильтрата объем его довести дистиллированной водой до 1 л.

5.3.12. Определение концентрации железа производится с помощью калибровочной кривой, построение которой описано в Приложении 1.

5.3.13. Оптимальная точность роданового метода лежит в интервале 0,3 — 2,0 мг/л железа. В случаях вод, обладающих высокой коррозионной активностью следует применять такое разведение дистиллированной водой, чтобы в пробе после разведения содержание железа было в рамках этого диапазона.

5.3.14. При разведении следует руководствоваться таблицей 5.1.

5.3.15. Для анализа на ФЭКе необходима проба раствора 50 мл. Если разведение не требуется, то 50 мл раствора отбирается в цилиндре с притертой пробкой на 50 мл. Если требуется разведение вдвое, то пипеткой отбирается 25 мл раствора и добавляется 25 мл дистиллированной воды и т.д.

5.3.16. Определяется общее содержание железа, поэтому необходимо все закисное железо перевести в окисное.

5.3.17. В анализируемую пробу раствора добавляют 2 мл соляной кислоты плотностью 1,12 и вносят стеклянной ложечкой или палочкой небольшое количество персульфата калия или аммония. После чего цилиндр закрывают притертой пробкой и содержимое тщательно взбалтывают и дают постоять 10 мин. Затем добавляют 1 мл роданистого калия или аммония, перемешивают содержимое цилиндра, дают пробе постоять 3 мин. при комнатной температуре и производят определение железа на ФЭКе. Определение заканчивается получением показания прибора.

5.3.18. Получив показание прибора, находят искомую концентрацию железа по калибровочным кривым (построение калибровочных кривых описано в Приложении 1).

5.3.19. Содержание железа и соответственно коррозионная активность исследуемой воды определяется по формуле:

n — коэффициент по таблице 5.1, зависящий от степени разведения;

К — коррозионная активность воды;

a — концентрация железа, определенная по калибровочной кривой;

5.3.20. Для определения коррозионной активности воды проводят 3 опыта и берут среднеарифметическое значение K.

6. Описанная методика позволяет быстро, просто и с достаточно высокой точностью определять коррозионную активность воды, контролировать ее изменение в течение года и в процессе водоподготовки. Можно также определять с помощью нее причины высокой коррозионной активности воды и подбирать наиболее рациональные способы ее снижения, осуществлять контроль за эффективностью противокоррозионной обработки воды. Во многих случаях можно подобрать такой вид обработки воды, чтобы она на выходе с водоочистной станции обладала невысокой коррозионной активностью, а отбирая воду в различных точках системы, контролировать ее изменение в процессе транспортировки по трубам.

Для построения калибровочной кривой необходимо предварительно приготовить серию стандартных растворов железоаммонийных квасцов, пользуясь исходными растворами N 1, 2 и 3, разводя их до желаемой концентрации, выраженной в мг/л Fe. Для построения калибровочной кривой необходимо получить показания прибора для стандартных растворов всех концентраций выбранного диапазона, в том числе и для нулевой, контрольной пробы, служащей в данном случае поправкой на реактивы.

Получение данных для построения калибровочной кривой осуществляется следующим образом.

В колбочку на 100 — 150 мл с притертой пробкой вливают 50 мл дистиллированной воды для нулевой пробы или 50 мл стандартного раствора, вводят туда последовательно 2 мл соляной кислоты плотностью 1,12 и 1 мл роданистого калия или аммония, перемешивая содержимое колбочки после добавления каждого реактива. Затем пробе дают постоять 3 мин.

После этого, проверив нулевое положение стрелки гальванометра, заменяют дистиллированную воду в кювете исследуемым раствором (предварительно тщательно сполоснув кювету этим же раствором) и производят определение.

Закончив определение, промывают кювету дистиллированной водой и вновь устанавливают нулевое положение стрелки гальванометра для проведения следующего определения.

После того как для каждого стандартного раствора в необходимом диапазоне концентраций установлены показания прибора, приступают к построению калибровочной кривой. Для этого на миллиметровой бумаге по оси абсцисс откладывают взятые концентрации железа (не менее 8 точек), а по оси ординат — показания прибора. Соединив точки пересечения перпендикуляров, восстановленных от осей абсцисс и ординат, получают калибровочную кривую, по которой в дальнейшем определяют величины искомых концентраций.

Перед проведением опытов по определению коррозионной активности воды необходимо проверить пригодность образцов на основании результатов опытов в растворах следующего состава (г/л):

Если в первом растворе получают не более 0,15 мг/кв. см, а во втором не менее 0,25 мг/кв. см, то образцы пригодны для опытов и можно пользоваться критериями, указанными в п. 4.3. В противном случае необходим подбор другой углеродистой стали для образцов, удовлетворяющих приведенным значениям К в указанных растворах. Обязательно проведение опытов в двух указанных растворах.

Потенциал образца измеряется относительно хлорсеребряного электрода сравнения. Измерения потенциала проводятся с помощью прибора pH-340. Для измерения потенциала к положительной клемме присоединяется хлорсеребряный электрод, а к отрицательной — провод от контактной щетки, т.е. фактически электрод, потенциал которого измеряется. Заполнение электролитического ключа производится перед опытом. Сначала одноходовый кран поворачивается влево и левая часть ключа заполняется насыщенным раствором хлористого калия, затем кран поворачивается вправо и правая часть ключа несколько раз промывается дистиллированной водой, а затем заполняется исследуемой водой и кран поворачивается в нейтральное положение. Электрод сравнения вставляется в левое колено электролитического ключа, заполненное насыщенным раствором хлористого калия. Носик электролитического ключа подводится к боковой поверхности вращающегося цилиндрического образца на расстояние 2 — 3 мм. Измерения потенциала производятся периодически через 20 — 30 мин. в течение опыта.

источник

Исследование влияния природной пластовой воды на коррозию стальных труб, применяемых при строительстве и эксплуатации нефтедобывающих скважин (на примере Юрубчено-Тохомского месторождения)

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 19.04.2017 2017-04-19

Статья просмотрена: 476 раз

Лазуткин Е. А. Исследование влияния природной пластовой воды на коррозию стальных труб, применяемых при строительстве и эксплуатации нефтедобывающих скважин (на примере Юрубчено-Тохомского месторождения) // Молодой ученый. — 2017. — №16. — С. 184-187. — URL https://moluch.ru/archive/150/42414/ (дата обращения: 01.06.2019).

Ключевые слова:солеобразование, отложение солей, коррозия, факторы коррозии, влияние природной пластовой воды

Проблема коррозии металлических труб остро стоит в области бурения и эксплуатации нефтедобывающих скважин. Технический прогресс тормозится из-за ряда нерешенных проблем с коррозией. В результате коррозии ежегодно теряются десятки миллионов тонн металлов, приходит в негодность огромное количество аппаратуры, оборудования, приборов, инструментов.

Широко применяемые в настоящее время методы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления могут приводить к осложнениям в добыче нефти, которые связаны с отложением твердых осадков неорганических солей, накапливающихся на стенках труб.

Важнейшей задачей в нефтяной промышленности является повышение эффективности добычи нефти. Одно из существенных направлений в решении этой проблемы — решение задачборьбы с отложениями неорганических солей при эксплуатации скважин. Образование отложений солей приводит к снижению продуктивности скважин, преждевременному выходу из строя глубинного насосного оборудования, внеплановым текущим и дорогостоящим капитальным ремонтам скважин и, как следствие, значительному ухудшениютехнико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Самыми распространенными факторами, влияющими на техническое состояние и срок службы стальных труб, являются коррозионно-агрессивное влияние скважинной среды и циклические нагрузки, которые испытывают трубы в процессе эксплуатации.

Химический состав пластовых вод нефтяных и газовых месторождений разнороден и классифицируется по характерным признакам. Состав и свойства пластовых вод в процессе разработки месторождений изменяются и зависят от снижения давления и температуры, а также от контакта с другими пластовыми водами, что приводит к дегазации и нарушению ионного обмена.

Природная пластовая вода содержит в себе множество различных солей и их соединений. Эти соли могут оседать на стенках труб, иными словами — солеобразование представляет собой отложения, закупоривающие перфорационные каналы, обсадные и эксплуатационные колонные НКТ, клапаны, засоряя, таким образом скважину и препятствуя потоку жидкости. [1]

К основным причинам отложения солей можно отнести следующие факторы:

‒ изменение химического состава воды, при смешивании вод различных типов.

‒ Плотные, с выпадением кристаллов среднего размера (15–18 мм)

‒ Плотные крупнокристаллические (до 25 мм)

Максютин А.В [2] называет следующие причины отложения солей:

Скорость и объем выпадения солей зависит от ряда факторов:

‒ первоначальной солевой насыщенности пластовой воды;

‒ типа ионов в пластовой воде;

‒ режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов;

‒ совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов;

Рис. 1. Солеобразование в эксплуатационной колонне

Солевой осадок в эксплуатационных колоннах НКТ может встречаться в виде толстого слоя, плотно прилегающего к их внутренней поверхности. Зачастую он имеет толщину в несколько сантиметров и имеет кристаллы диаметром до 1 см и более. Первичный эффект роста солевых отложений заключается в том. что скорость добычи снижается за счет увеличения неровности поверхности труб, при этом в них снижается диаметр протока. Солеотложение крайне негативно влияет на безопасность эксплуатации стальных труб.

Так же эти соли могут привести к различного вида коррозии.

Коррозию различаю по прямым и косвенным показателям.

‒ убыль или увеличение массы, отнесенные к единице поверхности;

‒ доля поверхности, занятая продуктами коррозии;

‒ количество коррозионных язв или точек, на единице поверхности;

‒ объем выделившегося с единицы поверхности водорода или поглощенного кислорода;

‒ время до появления первого очага коррозии;

‒ время до появления коррозионной трещины или до полного разрушения образца;

Косвенные показатели. После определенного времени коррозионных испытаний степень коррозионного разрушения можно определить по изменению:

По скорости протеканию коррозию можно разделить на 3 типа:

1) Мало подвержены разрушению (до 0.1мм / год)

2) Среднекоррозионные (до 0.5 мм / год)

3) Агрессивные (более 0.5 мм / год)

Факторы влияющие на скорость коррозии можно разделить на две группы:

Внутренние факторы. К внутренним факторам, влияющим на скорость коррозии, относятся химический состав, структура, внутренние напряжения и состояние поверхностии металла. Чистые металлы при прочих равных условиях менее подвержены коррозии, чем сплавы.

Менее других подвержены коррозии сплавы, имеющие структуру твердого раствора.

Внутренние напряжения материала способствуют коррозии его наклепанный материал разъедается больше, чем материал с нормальной структурой. Наличие внутренних напряжений и наклеп способствуют образованию гальванопар.

Чем ровнее поверхность металла, тем меньше он корродирует. При повреждении поверхности металл начинает корродировать быстрее. Причиной этого является то обстоятельство, что гладкая поверхность лучше покрывается защитной пленкой.

Внешние факторы. К внешним факторам, влияющим на скорость коррозии, относятся действие на металла окружающей среды: воды, кислот, щелочей, солей и газов, а также температура окружающей среды. [4]

Целью настоящей работы является исследование влияния природной пластовой воды на коррозию стальных труб, применяемых при строительстве и эксплуатации нефтедобывающих скважин (на примере Юрубчено-Тохомского месторождения).

В работе решаются следующие задачи:

1. Анализ влияния природной пластовой воды на протекание коррозии. Факторы, влияющие на коррозию стали.
2. Исследование влияния природной пластовой воды, на коррозию стальных труб.
3. Результаты испытания сталей.

Юрубчено-Тохомское крупное нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Красноярском крае, в 280 км к юго-западу от п. Тура. Открыто в 1982 году. Освоение началось в 2009 году.

По системе геологического нефтегазового районирования Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в пределах Байкитской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении местрождение приурочено к центральной части Камовскоого свода Байкитской антеклизы. Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями вендского и рифейского возрастов. Извлекаемые запасы Юрубчено-Тохомского месторождения составляют по категории С1–64,5 млн тонн нефти, С2–172,9 млн тонн, газа (С1+С2) — 387,3 млрд кубометров. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 0,2 %. Содержание парафина составляет 1 %. [5]

С данного месторождения была взята природная пластовая вода(СКВ № 76 Юрубченская пл., 2500–2504м) и проанализирована в лаборатории. В результате был составлен отчет, в котором был указан подробный состав солей и другая информация.

Отчет осоставе пластовой воды

Метод анализа

Чувст-ть метода, мг/дм 3

Концентрация, мг/дм 3

источник

Коррозионная активность воды определяется ее физико-химическими характеристиками. Она может заметно меняться в процессе обработки воды на водопроводных станциях. [1]

Коррозионная активность воды возрастает при обработке природных вод на водопроводных станциях гидролизующимися солями-коагулянтами, приводящей к подкислению воды. Изменение рН воды при этом не пропорционально дозе введенного коагулянта, так как бикарбонаты, присутствующие в природных водах, образуют буферную систему. [2]

Коррозионная активность воды зависит от содержания растворенных солей, газов, механических примесей и от температуры. Например, скорость коррозии углеродистой стали в водопроводной воде, насыщенной ССЪ, достигает 8 4 г / ( м2 ч) при нормальной температуре; при насыщении воды кислородом скорость коррозии углеродистых сталей сначала возрастает, а затем снижается. При наличии в воде незначительных количеств хлор-иона возможна точечная коррозия сталей. [3]

Коррозионная активность воды зависит от содержания растворенных солей, газов, механических примесей и от температуры. [4]

Коррозионная активность воды определяется не только солями жесткости, но и содержанием хлоридов и сульфатов. Агрессивность воды в зависимости от содержания в ней ионов официально еще не регламентирована. Можно предложить следующую классификацию: при суммарном содержании сульфат — и хлорид-ионов меньше 50 мг / л вода является слабо агрессивной, при 50 — — 150 мг / л — средне агрессивной и при 150 мг / л и выше — сильно агрессивной. При совместном присутствии солей кальция агрессивные свойства хлоридов и сульфатов могут уменьшиться. По ГОСТу 2761 — 57 в воде источников централизованного водоснабжения концентрация солей не может превышать 500 мг / л по сульфат-ионам и 350 мг / л по хлорид-ионам. [5]

Коррозионная активность воды определяется ее физико-химическими характеристиками. Она может заметно меняться в процессе обработки воды на водопроводных станциях. [6]

Коррозионная активность воды возрастает при обработке природных вод на водопроводных станциях гидролизующимися солями-коагулянтами, приводящей к подкислению воды. Изменение рН воды при этом не пропорционально дозе введенного коагулянта, так как бикарбонаты, присутствующие в природных водах, образуют буферную систему. [7]

Коррозионная активность воды зависит от содержания в ней растворенного кислорода и солей, а также от наличия взвешенных частиц, оседающих на поверхности аппаратов и создающих благоприятные условия для протекания местной коррозии. [8]

Чем выше коррозионная активность воды , тем больше продуктов коррозии находится в воде. [9]

Зависимость коррозионной активности воды от первых двух показателей определяется тем, что присутствие в воде неравновесной ( агрессивной) углекислоты приводит к резкому усилению кислородной коррозии. [10]

Определение коррозионной активности воды проводят на устройстве типа ОКА. Кронштейн может перемещаться по штативу и фиксироваться на нем винтом. Штатив крепится к плите. Стакан с исследуемой водой устанавливают на кронштейн. [11]

С — коррозионная активность воды ; п — коэффициент ( по таблице), зависящий от степени разведения; а — концентрация железа, определенная по калибровочной кривой; S — поверхность образца. [12]

Методика определения коррозионной активности воды приведена в прил. [13]

Для определения коррозионной активности воды проводят три опыта и берут среднее арифметическое значение К. [14]

Если определение коррозионной активности воды проводится при температуре 15 — 22 С, то термостатирование сосуда необязательно. В остальных случаях сосуд с раствором помещают в термостат, где поддерживается заданная температура. [15]

источник