USD 70.7479

-0.48

EUR 80.0937

-0.18

BRENT 42.48

+0.28

AИ-92 43.3

+0.01

AИ-95 47.37

0

AИ-98 52.84

-0.01

ДТ 47.82

+0.01

9 мин
250
0

Прогнозирование и предотвращение внутренней коррозии нефтепроводов

Разработка эффективных и экономичных способов защиты от коррозии особенно актуальна для подводных нефтепроводов, доступ к которым ограничен и, как следствие, обнаружение и устранение прорывов намного сложнее. Повышение надежности системы нефтегазосбора улучшит условия охраны окружающей среды и снизит связанные с этим затраты. Что предлагают современные ученые для предотвращения внутренней коррозии нефтепроводов?

В настоящее время для защиты нефтепроводов от внутренней коррозии применяют ингибиторы коррозии и покрытия из коррозионностойких материалов. Технология применения ингибиторов коррозии несовершенна, поскольку нет однозначных ответов на вопросы: когда необходимо начинать защиту, в какие точки, сколько и какого ингибитора подавать в поток. Нанесение защитных покрытий на внутреннюю поверхность трубопроводов не нашло широкого применения, т.к. возникают проблемы в зоне сварного стыка.

Вместе с тем известно, что сами по себе нефть и нефтяной газ не вызывают коррозии. В большинстве случаев внутренняя коррозия нефтепроводов является следствием электрохимических процессов, протекающих при контакте пластовой воды с металлом.

Расслоение водонефтяной эмульсии и образование слоя воды, контактирующего со стенкой трубопровода, создают условия для возникновения коррозии вдоль нижней образующей в виде язв и канавок.

Эффективным способом защиты нефтепроводов от внутренней коррозии является технологический. Сущность этого способа защиты состоит в поддержании таких режимов течения обводненной нефти, при которых исключается контакт пластовой воды со стенками трубопровода.


Режим течения, при котором вся вода под действием турбулентных пульсаций распределена в виде капель в объеме нефти, реализуется при определенных гидродинамических условиях и ограничен обводненностью 50-70%, т.е. до точки инверсии фаз эмульсии. Однако, даже при большей обводненности нефти возможно использование технологического способа защиты от коррозии при условии предварительного сброса воды.

Вместе с тем, для практического использования технологического способа защиты нефтепроводов от коррозии необходимо знать влияние основных параметров потока на закономерности расслоения водонефтяных эмульсий.

Многочисленные попытки обобщения промысловых данных с целью определения влияния отдельных параметров на условия расслоения эмульсий и возникновение внутренней коррозии результата не дали. Это объясняется тем, что на процесс образования и расслоения эмульсий влияет большое число факторов: скорость потока, обводненность нефти, газосодержание, свойства нефти и воды, устойчивость эмульсий, диаметр и профиль трубопровода, режим течения и др. Проследить степень влияния отдельного параметра, при большом различии других, весьма сложно. Однако установлено, что при росте обводненности нефти и снижении скорости потока, вероятность коррозии возрастает, но это справедливо при прочих равных условиях.

Из практики известно, что в одних случаях при сравнительно высокой обводненности нефти коррозия отсутствует, а в других - присутствие следов воды в нефти, ведет к образованию водных скоплений и сопровождается интенсивной внутренней коррозией и порывами нефтепроводов.

Для определения степени влияния основных параметров потока на условия расслоения эмульсий и образование слоя воды, контактирующего со стенками трубопровода, были проведены экспериментальные исследования на лабораторных и промысловых установках, обобщенные результаты этих исследований приведены в данной работе.

Первый этап работ выполнен в лаборатории гидродинамики многофазных потоков Грозненского нефтяного института и на промысловом стенде, расположенном в ЦДНГ-2 ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» [1, 2].

На лабораторной установке в качестве модельных жидкостей использовались трансформаторное масло, вода и воздух, а внутренний диаметр экспериментального участка составлял 39,4 мм.

Промысловые исследования на нефти, пластовой воде и нефтяном газе выполнены на установке, имевшей диаметры участков 46,8 и 39,0 мм.

Второй этап работ выполнен во Вьетнаме [3]. Лабораторные исследования проводились в Институте механики (г. Ханой). На установке использовались: веретенное масло White Spindle, вода и воздух, внутренний диаметр экспериментальных участков составлял 40,5; 30,8; 24,6 мм.

Промысловые исследования на нефти, пластовой воде и нефтяном газе проведены на стенде, имевшем участки с внутренним диаметром 193,6; 100,2; 62,0 мм. Стенд был построен на морской стационарной платформе МСП-7, а опыты по выносу водных скоплений выполнены на действующем подводном нефтепроводе между МСП-7 и МСП-5 (СП «Вьетсовпетро», шельф Вьетнама).

Возможности экспериментальных установок позволили выполнить исследования в широком диапазоне параметров потока: скорость изменялась от 0,05 до 5м/с, водосодержание от 1 до 80%, газосодержание от 0 до 90%.

Лабораторные установки и промысловые стенды имели горизонтальные, восходящие, нисходящие и вертикальные участки, которые моделировали рельефные трубопроводы и райзерные стояки.

Наличие слоя воды, контактирующего со стенкой трубопровода, а также тип образующейся эмульсии и значение обводненности в точке инверсии фаз определялись методом электросопротивления с помощью датчиков, установленных вдоль нижней образующей трубы.

Результаты экспериментальных исследований представлены на рис. 1 и 2.


Рис. 1 . Граница перехода от расслоенного течения к полностью эмульсионному (масло, вода, воздух)


Рис. 2 . Граница перехода от расслоенного течения к полностью эмульсионному (нефть, пластовая вода, газ)

На графиках область, расположенная слева от рассматриваемой границы перехода, характеризует режимы течения, при которых вода в виде капель полностью распределена в объеме нефти и отсутствует ее контакт со стенками трубопровода, т.е. это область антикоррозионных режимов течения (зона А).

Справа от кривых – область режимов течения, при которых эмульсия частично или полностью расслаивается и в трубопроводе имеется слой воды, контактирующий со стенками трубопровода, т.е. это коррозионно-опасная зона режимов течения (на рис. 1, 2 зона В).

Анализ результатов экспериментальных исследований показывает, что при сравнительно малых скоростях потока течение нефти и воды в горизонтальном трубопроводе полностью или частично расслоенное, но с увеличением скорости и, соответственно турбулентности потока, вода в виде капель начинает проникать в объем нефти и, по мере роста скорости течения, слой свободной воды постепенно уменьшается, затем превращается в тонкий слой (в виде ручейка) и, наконец, вся вода переходит во взвешенное состояние.

Ручейковое течение воды, очень опасное с точки зрения коррозии, возникает не только при малой обводненности. При значительной обводненности возможны режимы течения, при которых основное количество воды взвешено за счет турбулентных пульсаций в объеме нефти, а небольшое количество движется вдоль нижней образующей трубопровода в виде ручейка.


Например, при течении нефти с обводненностью 40% (= 0,4) в горизонтальном трубопроводе скорость потока, необходимая для полного эмульгирования воды в нефти должна превышать 1,4 м/с (рис. 2а, кривая 1). Однако, при скоростях меньших 1,4 м/с энергии турбулентного потока недостаточно для эмульгирования всего объема воды и часть ее, в виде ручейка, движется вдоль нижней образующей и может вызывать так называемую «ручейковую» коррозию.

Из графиков видно, что с увеличением обводненности для полного эмульгирования воды в нефти необходима более высокая скорость потока, т.е. требуется более высокий уровень турбулентности.

С ростом скорости потока увеличивается интенсивность турбулентных пульсаций и, в результате дробления, диаметр образующихся капель воды уменьшается, а диаметр капель, которые поток при этом способен поддерживать во взвешенном состоянии под действием турбулентных пульсаций увеличивается. Равенство наибольших диаметров капель, образующихся и взвешиваемых потоком, определяет границу перехода от расслоенного течения к полностью эмульсионному.

Диаметр капель воды, которые поток в состоянии поддерживать во взвешенном состоянии определяется характерной скоростью турбулентных пульсаций - динамической скоростью, а размер образующихся в потоке капель зависит от масштаба турбулентных пульсаций.

Исходя из этих представлений, на основе теории локально-изотропной турбулентности и с использованием результатов экспериментальных исследований, в том числе по определению дисперсности эмульсий, образующихся в потоке, получена зависимость критической скорости потока от основных параметров потока. 

Для нефтепроводов диаметром более 50 мм зависимость имеет вид:


где:
 - критическая скорость потока, м/с;
 - внутренний диаметр нефтепровода, м;
 - поверхностное натяжение на границе раздела между нефтью и водой, Н/м;
 - ускорение свободного падения, м/с²;
  и  - плотность воды и нефти, кг/м;
  и  - вязкость воды и нефти, мПа/с;
 - обводненность нефти, доли ед.;
 - обводненность в точке инверсии фаз, доли ед.

При скорости потока выше критической происходит полное эмульгирование воды в нефти и отсутствует контакт воды со стенками нефтепровода, т.е. формируются антикоррозионные режимы течения.

Намного сложнее эти процессы протекают при течении газоводонефтяных смесей по причине широкого многообразия структурных форм течения и неоднородности потока, как по сечению, так и по длине трубопровода.

В горизонтальных трубопроводах наличие газовой фазы, при прочих равных условиях, существенно увеличивает область режимов, при которых происходит расслоение эмульсии (рис.1а, 2а, кривые 2-4). Это объясняется относительным скольжением фаз в газожидкостном потоке, при котором скорость газа значительно превышает скорость жидкости и это создает условия для расслоения эмульсии и возникновения внутренней коррозии. Однако необходимо учитывать, что на практике скорость в системах совместного транспорта продукции скважин многократно возрастает с появлением газа и это может предотвратить внутреннюю коррозию.

В восходящих трубопроводах (за исключением их начальных участков) переход к полностью эмульсионному течению наступает при значительно меньших скоростях потока (рис.1b, 1c, 2b, кривые 2-4).

На восходящих участках возникают возвратно-поступательные движения эмульсии, которые являются следствием проскальзывания газовых пробок. При этом газ, всплывающий через жидкость (механизм барботажа) приводит к интенсивному эмульгированию воды в объеме нефти и тем самым предотвращается контакт воды со стенками нефтепровода.

С ростом газосодержания и угла наклона трубопровода частота газовых пробок возрастает и, в результате, снижается скорость, при которой завершается переход к полностью эмульсионному течению.

В нисходящих трубопроводах (рис.1d, 2c, кривые 2-4) влияние газа на процесс эмульгирования воды проявляется незначительно.

Анализ графиков показывает, что при прочих равных условиях, наибольшую опасность, с точки зрения внутренней коррозии, представляют горизонтальные нефтегазопроводы и, в первую очередь, участки, предшествующие подъемным, где возможно образование водных скоплений.

Для морских трубопроводов, транспортирующих продукцию скважин, самым опасным местом является горизонтальный участок перед райзером, причем протяженность наиболее опасной зоны сравнительно невелика и примерно соответствует высоте райзера. Однако, учитывая то обстоятельство, что этот участок находится в непосредственной близости от морской платформы необходимо обеспечить его надежную защиту.

В работе также получено условие полного эмульгирования воды в газоэмульсионном потоке:



где:
 - расходное газосодержание потока, доли ед.,
 - истинное газосодержание, доли ед.

Полученное выражение справедливо для горизонтальных нефтегазопроводов в области расходных газосодержаний от 0,55 до 95%.

Основная трудность при определении критической скорости газоэмульсионного потока заключается в определении истинного газосодержания потока. В области пробкового течения истинное и расходное газосодержания имеют линейную зависимость. При скоростях потока соответствующих критерию Фруда Fr > 4 можно принять соотношение, =0,81, а при значениях Fr ≤ 4 истинное газосодержание можно определять по формуле Г.Уоллиса [4].

Сравнение экспериментальных данных с рассчитанными по формулам 1 и 2 показало их удовлетворительную сходимость.

Сопоставляя фактическую скорость движения водонефтяной эмульсии в нефтепроводе с критической, ниже которой начинается расслоение эмульсии и образование слоя воды, контактирующего со стенкой трубопровода, можно решать следующие практические задачи:

во-первых, выявлять участки нефтепроводов подверженных внутренней коррозии с целью своевременной инспекции и обоснованного применения ингибиторов коррозии;

во-вторых, производить выбор режима эксплуатации нефтепровода с учетом обеспечения антикоррозионного режима течения;

в-третьих, выявлять влияние вводимых в поток ПАВ (деэмульгаторов) и, в соответствии с этим, оптимизировать точки их ввода в нефтепровод;

и, в-четвертых, прогнозировать условия эксплуатации нефтепроводов при изменении их загрузки и обводненности нефти.


Литература:

1. Медведев В.Ф., Гужов А.И., Бойко В.И. Условие полного эмульгирования пластовой воды и нефти в трубопроводе. Нефтепромысловое дело, 1984, №2, с. 11-13.

2. Бойко В.И., Кханг Н.Т. Влияние режима течения газоводонефтяных смесей на внутреннюю коррозию нефтепроводов. Сборник докладов на международной конференции «Безопасность трубопроводов». Москва, 28-31 августа 1997, с. 8-15.

3. Khang N.T., Boiko V.I., Tuan L.B. Study and selection of realizable and suitable solution for protection the subsea pipelines system from inside corrosion on oil field «White Tiger» J.V. «Vietsovpetro» - French-Vietnamese Training-Scientific Workshop-Multiphase Flow Application Into Oil-Gas Industry, Hanoi, 19-23 April 1999, p.p. 71-78.

4. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Перевод с англ. под ред. И.А. Аладьева. М., Мир, 1972, 440 с.



Статья «Прогнозирование и предотвращение внутренней коррозии нефтепроводов» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, Август 2017)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus