Барковская Д.В. , Звягинцева А.В.

Воронежский государственный технический университет, Воронеж, Россия

Коррозионно-электрохимические исследования разрушений трубопроводов нефтегазового комплекса

Нефтегазоносный комплекс представляет объекты повышенного экологического риска, который возникает в результате аварий на техногенных объектах [1]. Цель данной работы: для повышения безопасности эксплуатации нефтескважин, ёмкостей и нефтепровода - определение скорости коррозии трубной стали без ингибиторов и в их присутствии в модельных растворах, имитирующих пластовую воду в нефти на Волжско-Уральском нефтегазодобывающем комплексе. Нефть Поволжья содержит 7—11% парафина, 12—20% смол, значительный процент легких углеводородов и отличается повышенным содержанием серы 3—3,5%. Пластовые воды нефтяных месторождений высоко минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л являются коррозионным агентом. Наиболее распространенной (91%) является внутренняя коррозия, 71% из которой составляет канавочная коррозия. На рис.1. представлена схема формирования очагов «канавочной» коррозии. В трубопроводе формируется коррозионный гальванический элемент (ΔЕ = 200мВ), в котором анодом является материал трубы, которой коррозируя, образует трещины и происходит ее разрушение. Очаги канавочной коррозии имеют вид прямоугольной канавки шириной до 5 см и длиной до 10-12 м, расположенной в области нижней образующей трубы.

Коррозионные испытания проводили в растворе, имитирующим пластовую воду, в состав которого входил NaCl и Na₂SO₄ при общей минерализации 50 мг/дм³. В качестве исследуемого материала использовали сталь 40Х. Методика эксперимента описана в работе [1,2].

Рис.1. Основные стадии формирования очагов «кановочной» коррозии

На рис.2. представлены поляризационные потенциодинамические Е-i кривые, полученные на стали в 3%-ном растворе NaCl и в пластовой воде. Видно, что с большей скоростью процесс ионизации железа (основной компонент стали) происходит в 3% растворе NaCl (кр.1), чем в пластовой воде (кр.2). Например, при Е=-0,3 В плотность тока i = 1,8 мА/см² для раствора NaCl, и 0,2 мА/см² – для пластовой воды, что очевидно связано с активирующим действием Cl^- - ионов (с их повышенной концентрацией в растворе NaCl), которые активнее разрушают оксидную пленку на поверхности железа. Процесс коррозии железа в обоих растворах можно представить в виде схеме:

А(-): Fe – 2e = Fe²⁺

K(+): O₂ + 2H₂O + 4e = 4OH^ֿ

Из этого следует, что в нейтральной солевой среде железо коррозирует с кислородной деполяризацией.

Результаты поляризационных потенциодинамических Е-i кривые, полученные на стали в 3%-ном растворе NaCl и в пластовой воде показали, что с большей скоростью процесс ионизации железа (основной компонент стали) происходит в 3% растворе NaCl, чем в пластовой воде. Из данных анодных поляризационных исследований следует, что скорость коррозионного тока i_корр. = 0,13 мА/см² в 3% растворе NaCl, масса растворенного железа в соответствии с законом Фарадея составляет 0,041 мг и при S = 1см² скорость коррозии V_корр. = 0,041 мг/см²·час. Электрохимическими исследованиями в пластовой воде было установлено, что i_корр. = 0,03 мА/см², а скорость коррозии V_корр. = 0,009 мг/см²·час. В пластовой воде, входящий в состав нефти, наблюдается коррозия стали 40Х с кислородной деполяризацией. Полученные данные при электрохимических измерениях согласуются с результатами гравиметрических коррозионных испытаний, проведенных при определении потери массы образцов в солевой среде без протектора V = 0,036 мг/см²час и в пластовой воде V_кор = 0,0059 мг/см²час.

Рис.2. Потенциодинамические Е-i кривые стали 40Х в 3% растворе NaCl (1) и пластовой воде (2)

Результаты эксперимента показали, что защитное действие Mg-протектора достаточно эффективно в солевой среде и пластовой воде, но при этом в менее агрессивной пластовой воде Mg-протектор защищает в большей степени. Определенным недостатком Mg-протектора является то, что в процессе работы коррозионной пары А(-) Mg |NaCl, H₂O| Fe К(+), он как более активный металл коррозирует с водородной деполяризацией:

A(-): Mg - 2e^- = Mg²⁺

K(+): 2H₂O + 2e = H₂ + 2OHֿ .

В процессе работы этого коррозионного элемента выделяющийся газообразный водород, может накапливаться в нефти и снижать безопасность эксплуатации нефтяных трубопроводов. В таблице 1 показан расчёт экономической эффективности применения протекторной защиты и ингибиторной защиты от коррозии стали 40Х нефтяного трубопровода от коррозии в пластовой воде.

Таблица 1. Экономическая эффективность протекторной и ингибиторной защиты стали 40Х от коррозии в пластовой воде.

Защита: протектор, ингибитор	Потеря массы металла, кг/год	Стоимость потерь металла, руб/год	Экономическая эффективность, руб/год
Mg	228	34200	44300
Zn	140,5	66056	14094
уротропин	60	4700	78800

В качестве рекомендации по повышению эффективности защиты стали 40Х нефтяных трубопроводов от внутренней коррозии является использование протекторной защиты с применением Mg в качестве протектора и применение ингибиторов коррозии – уротропина и совершенно очевидно, необходим поиск новых оптимальных решений по защите от коррозии трубопроводов. В заключении можно отметить, что необходим поиск новых оптимальных решений по защите от коррозии трубопроводов.

литература:

1. Д.В. Барковская, А.В. Звягинцева. Особенности проведения инженерно-технических мероприятий по повышению безопасности при эксплуатации техногенных объектов /Машиностроение и техносфера XXI века //Сборник трудов XVIII международной научно-технической конференции. Донецк: ДонНТУ. 2011. Т.1. С. 69 – 75.

2. Д.В. Барковская, С.С.Беломыльцева, А.В. Звягинцева. Электрохимические исследования для снижения коррозионного износа внутренней поверхности трубопроводов объектов техносферы /Инженер. Студенческий научно-технический журнал. Донецк: ДонНТУ. 2011. №12. С.166 – 168.