| Статистика |
|---|
Онлайн всього: 1 Гостей: 1 Користувачів: 0
|
|
Характер і особливості корозійного руйнування днища резервуарів
Днище резервуара знаходиться в особливих умовах корозії порівняно з корпусом (обичайкою) і покрівлею. Внутрішня поверхня покрівлі, як вже зазначалося, піддається корозійному руйнуванню газоповітряної середовищі, при безперервній конденсації компонентів газової фази - води і легкого газобензина, що містять сірководень СО2 і О2. Днище резервуара з внутрішньої сторони контактує з підтоварної водою, в якості якої виступає пластова вода, яка відділяється від нафти, що видобувається при її попередньому відстої, суміші і пластової стічної води, що надходить з установок підготовки нафти.Ця вода часто розбавлена прісної при знесоленні нафти. У воді міститься залишкову кількість деемульгаторами, вода кілька підігріта для прискорення процесу зневоднення та знесолення. Тому за корозійним властивостям вона дещо відрізняється від пластової води,хоча б за змістом слідів кисню, що посилює руйнування металу.
Ця ж вода виділяється в невеликій кількості (0,5 - 1 м) у товарних резервуарах, де збирається для оперативного зберігання підготовлена нафту. У цьому випадку дно і нижні пояси контактують з цієї корозійним середовищем. Водяні резервуари, в яких збирається стічна вода з установок підготовки нафти, піддаються корозії, починаючи від корпуса резервуара до його днища.
Таким чином, днище резервуара, як правило, контактує з корозійно-агресивного середовищем - стічною водою, сильноминерализованным електролітом, що містить сірководень, СО2, С2, сульфатвосстанавливающие бактерії, а також деяка кількість реагентів-деемульгаторами. І хоча з цією ж середовищем контактують нижні пояси резервуара, однак днище розташоване в корозійному середовищі горизонтально, а нижні пояси корпусу резервуара - вертикально. Це вносить принципово нові особливості протікання корозійного процесу - він набуває локальний (виразковий) характер.
Як показує практика експлуатації всіх типів резервуарів на промислах Урало-Поволжя корозійні пошкодження внутрішньої поверхні днищ резервуарів носять хаотичний (стохастичний) характер. У зв'язку з цим передбачити, де розташуються на днище ушкодження у вигляді глибоких виразок, досить важко. Можна лише вказати, що ці ушкодження розташовуються в місцях скупчення продуктів корозії (сульфідів заліза), життєдіяльності (під дощем) сульфатвосстанавливающих бактерій (СВБ), відкладень солей і нафтопродуктів у місцях, де є умови для так званої щілинної корозії.
Найбільш сильну локальну викликають корозію опади сульфіду заліза. Їх поява на днище зумовлене випаданням з пластової рідини (нафти і води), надходить в резервуар. Другий джерело сульфідів заліза - це падіння з покрівлі при постійному зростанні обсягу опадів на внутрішній частині даху. Третій джерело (найбільш небезпечний) - це закріплення на металі бактерій СВБ та їх життєдіяльність.В результаті на металі з'являються опади сульфіду заліза, а під ними бактерії виділяють підвищену кількість сірководню, який в процесі корозії утворює додаткову кількість сульфіду заліза. Відомо, що сульфід заліза в контакті з металами утворює потужну макрогальваническую пару, в якій залізо є анодом і швидко руйнується у вигляді великих виразок. Особливо небезпечно у цих умовах вплив СВБ, так як під ними виразки виникають найбільш швидко.
Не можна виключити в даному випадку дія макрогальванопар зварний шов - околошовная зона. При наявності сірководню у підтоварній воді околошовная зона є анодної і швидко руйнується. З цієї точки зору не можна не вказати на можливість утворення потужної гальванопари уторний шов - околошовная зона як на нижньому поясі резервуара, так і на днище.
Значний вплив на локальну корозію надають так звані «хлопуны», що виникають на днище. Метал в області «хлопуна» знаходиться в напруженому стані, що викликає розвиток руйнування металу, головним чином, на кордонах «хлопуна», тобто там, де метал найбільш напружений.
Нарешті, дуже своєрідна місцева корозія виникає на межі опори центральної стійки резервуара з днищем. Як відомо, центральна стійка ставиться в резервуарах в ході будівельно-монтажних робіт з метою складання покрівлі резервуара. По закінченні робіт згідно з правилами СНиП центральна стійка повинна забиратися. Однак на прохання нафтовиків будівельники її залишають. Корозія виникає на місці стику опори центральної стійки з днищем. Під опорою і поряд з нею з'являються місцеві наскрізні поглиблення і великі виразки. У результаті перші негерметичності на днище виникають саме в цих місцях.
Аналіз складу стимулюють корозію опадів підтверджує їх роль в локальному руйнуванні днища резервуара. Осади з дна і стінок являють собою пастоподібну масу чорного кольору. Вони складаються на 30% сульфідів заліза, на 20% - з нафтопродуктів, на 10-15% - мехпрімесей. Опади з покрівлі майже повністю складаються з сульфіду заліза і, частково, елементарної сірки, яка є продуктом окислення сульфідів киснем повітря, що потрапляє в резервуар через люки при його спорожнення.
Слід звернути увагу на корозії днища резервуара з боку почвогрунтов, т. е. з його зовнішньої поверхні. Порівняно з корозією внутрішньої поверхні днища резервуара вона в початковий період експлуатації резервуара може не прийматися до уваги. Але після появи першого наскрізного отвори в днищі ґрунтово-грунти під ним просочуються мінералізованою стічною водою і стають досить корозійно-агресивні.Після цього корозія днища набуває двосторонній характер, що і пояснює невеликий міжремонтний період експлуатації резервуара (2-5 років).
Корозійні пошкодження днища, що трапляються найчастіше раптово, носять аварійний характер і пов'язані з небезпечною витоком нафти і мінералізованої води на територію резервуарного парку, що створює пожежонебезпечну ситуацію. Витік нафти і води сильно і необоротно забруднює в екологічному відношенні грунт і навколишнє середовище. Поява одного, навіть невеликого наскрізного отвори в днищі вимагає зупинки резервуара, відкачування з нього нафти і проведення складних ремонтних робіт, пов'язаних з пропарюванням і очищенням всього резервуара і виконанням зварювальних (вогневих) робіт.
Важливо зазначити, що після проведеного ремонту днища (накладання латок, іноді заміна листа, заварка виразок та інших пошкоджень), необхідність наступного ремонту настає раніше початкового терміну експлуатації до першого наскрізного отвору в дні. Це обумовлено безліччю причин, в першу чергу, новим розподілом локальної корозії на днище.
Із зазначеного ясно, що захист днища резервуарів від корозійного впливу водного середовища і її агресивних компонентів (опадів сульфіду заліза, СВБ і т. д.) - необхідна умова підвищення безаварійного всього терміну служби резервуара в цілому, так як покрівля виходить з ладу трохи пізніше; нижні пояси резервуара, хоча і піддаються корозії, але її швидкість набагато менша швидкості корозії днища і, головне, її легше контролювати. Що стосується появи свищів в корпусі резервуара, то їх легко виявити і усунути так званим безвогневим способом ремонту без спорожнення резервуара.
Корозійний стан резервуарного парку на промислах Росії
Корозійний стан резервуарного парку на нафтопромислах визначається, в першу чергу, частотою проведення ремонтних робіт на резервуарах технологічного призначення або їх міжремонтними періодом.
В табл. 4.9 наведено дані про строки служби днищ до першої відмови і міжремонтного терміну експлуатації резервуарів в різних нафтовидобувних підприємствах Росії. З них випливає, що терміни безаварійної експлуатації резервуарів розрізняються за нафтовидобувним підприємствам. В першу чергу, термін служби резервуарів істотно знижений на родовищах, що перебувають на пізній стадії розробки: Урал і Поволжя (Башнефть, Самаранефть, Оренбургнефть, Саратовнефтегаз, Удмуртнефть та ін).У меншій мірі схильні до корозії резервуари на родовищах Західного Сибіру, хоча і там вже відзначаються випадки сильної корозії покрівлі і днищ на резервуарах «старих» родовищ - Сургут, Нафтоюганська, Нижньовартовськ.
Ще в меншій мірі схильні до корозії резервуари в системі магістрального транспорту нафти, оскільки тут збирають і транспортують підготовлену нафту (зневоднену до 1 % і обессоленную до 50-100 мг/л солей). Однак, останнім часом і тут почали відзначати корозію днищ і покрівлі,правда після 15-20-річної експлуатації резервуарів. Обстановка змінилася в зв'язку з зменшенням завантаження нафтопроводів через падіння загального видобутку нафти в Росії.Внаслідок цього в резервуарах стала затримуватися транспортується нафта, у них з'явилася довго застоюється підтоварна вода, в якій розвиваються сульфатвосстанавливающие бактерії. Вони продукують сірководень, сульфат заліза, які руйнують, в першу чергу, днище, а потім покрівлю. І це незважаючи на те,що перекачується нафти сірководень практично відсутня.
Найбільш характерний для корозійного стану резервуарів Уралу і Поволжя досвід їх експлуатації на нафтопромислах Башкортостану.Так, за даними НГВУ «Аксаковнефть» всі резервуари нафтопромислів піддаються корозії і передчасно виходять з ладу. Середній термін експлуатації резервуарів становить 11 - 15 років (з них, нафтові резервуари експлуатуються в середньому 10,7 років, водяні - 11,3 року). Але переважна більшість резервуарів експлуатується до першого ремонту від 2 до 5 років.Розкид в терміни, очевидно, пов'язаний з різними умовами експлуатації резервуарів, і, в першу чергу, з корозійною агресивністю, що зберігається в них середовища (нафти і води). Причиною найбільшого числа передчасних ремонтів є корозія днища - 70%, покрівлі резервуарів - 18%. У меншій мірі загальної корозії піддаються нижні пояси резервуарів в контакті зі стічними водами. Більш пізнього строку появи тут наскрізних отворів сприяє підвищена товщина стінок металу.Але й тут спостерігаються каверни і виразки, а також інші наслідки сірководневої корозії, про яких буде сказано нижче.
За наявними даними, аналогічне становище з ремонтами резервуарів відзначається в інших НГВУ АНК «Башнефть». Такі ж дані по терміну служби і міжремонтного періоду експлуатації резервуарів характерні для родовищ Самари, Оренбурга, Удмуртії, Саратова, Волгограда та інших областей Росії, що експлуатують родовища з нафтою, яка містить сірководень.
При аналізі корозійного стану резервуарного парку НГВУ «Аксаковнефть» звертає на себе увагу незбіжність даних по швидкості корозії (мм/рік), отриманих гравіметричним методом за контрольними зразками, за вимірами товщини стінки резервуара (дефектоскопія), а також за розрахунковим, тобто фактичними даними швидкості корозії металу в резервуарі (днище, покрівлі, стінки), обчисленої за часом настання відмови.
На перший погляд незрозумілі низькі контрольні швидкості корозії, отримані при використанні металевих зразків із сталі 08КП, підвішених на стрічці і розташованих по всій висоті резервуара. За даними контрольних зразків швидкість корозії металу на днище не перевищує 0,02 мм/рік; біля стінки резервуара вона дещо зростає, а близько покрівлі досягає 0,15 мм/рік. Низьку швидкість корозії у всіх контрольних зразків можна пояснити тим, що умови їх руйнування не моделюють фактичні умови контакту покрівлі, стінок нижніх поясів і днища резервуара з корозійним середовищем.
|
| Категорія: Захист нафтових резервуарів від корозії | Додав: 26.09.2016
|
| Переглядів: 1174
| Рейтинг: 0.0/0 |
|
