Разработка метода борьбы с коррозией трубопровода с помощью насоса типа НДР

nasos (1).cdw

Наработка на отказ ч
Температура дозированной жидкости от минус 40
Максимальная плотность дозированной жидкости 2000 кгм

FLANETs.cdw

stakan.cdw

Spetsifikatsia.spw

Сборочный чертёж. Сборочный чертеж
Клапан нагнетатеьный
Болт М4х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М4 ГОСТ 5915-70
Болт М8 х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М8 ГОСТ 5915-70

gAJKA.cdw

Tsilindr.cdw

nasos (1).cdw

Наработка на отказ ч
Температура дозированной жидкости от минус 40
Максимальная плотность дозированной жидкости 2000 кгм

FLANETs.cdw

nasos (1).dwg

Наработка на отказ ч
Температура дозированной жидкости от минус 40
Максимальная плотность дозированной жидкости 2000 кгм

Spetsifikatsia.dwg

Сборочный чертёж. Сборочный чертеж
Клапан нагнетатеьный
Болт М4х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М4 ГОСТ 5915-70
Болт М8 х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М8 ГОСТ 5915-70

nasos (1).cdw

Наработка на отказ ч
Температура дозированной жидкости от минус 40
Максимальная плотность дозированной жидкости 2000 кгм

FLANETs.cdw

stakan.cdw

Spetsifikatsia.spw

Сборочный чертёж. Сборочный чертеж
Клапан нагнетатеьный
Болт М4х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М4 ГОСТ 5915-70
Болт М8 х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М8 ГОСТ 5915-70

gAJKA.cdw

Tsilindr.cdw

stakan.cdw

Spetsifikatsia.spw

Клапан нагнетатеьный
Болт М4х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М4 ГОСТ 5915-70
Болт М8 х 30 ГОСТ 7798-70
Гайка М8 ГОСТ 5915-70

gAJKA.cdw

Tsilindr.cdw

диплом.docx

Эффективными методами защиты от коррозии в условиях добычи и транспорта нефти является применение ингибиторов изоляционных покрытий катодной и протекторной защиты. Однако как показывает практика при эксплуатации оборудования можно лишь свести к минимуму потери от коррозии. В результате даже при незначительной коррозии могут возникать проблемы по снижению пропускной способности трубопроводов по причине отложений образующихся в результате взаимодействия добавляемых реагентов с продуктами коррозии а так же минеральных отложений попадающих в нефть из забойной зоны. Продукты коррозии влияя на адсорбционную способность ингибиторов способны снижать их ингибирующую активность.
Исследование коррозионного процесса металлов в системе углеводород - кислый водный электролит дают возможность установить некоторые закономерности в стимулирующем действии сероводорода. Однако вопросы защиты от коррозии в данных условиях еще не нашли удовлетворительного решения что объясняется сложностью коррозионных явлений происходящих в двухфазных средах.
Цель работы заключается в исследовании образования отложений изучении состава осадков трубопровода определении эффективности ингибитора и наблюдении поведения стали в системе углеводород - кислый водный электролит.
ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 8
1 Продукты коррозии8
2 Минеральный состав продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования9
3 Взвешенные частицы14
4 Минеральный состав продуктов коррозии15
5 Коррозия в пластовых водах16
6 Коррозия в многофазных расслаивающихся системах17
7 Канавочная коррозия22
8 Адсорбция ингибиторов23
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ 29
1 Исследование осадка в трубопроводе нефтесбора29
2 Исследование на растворимость сухого остатка поглотителя сероводорода35
3 Коррозионные испытания36
КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ39
1 Устройство и работа дозировочных агрегатов типов НД и НДР39
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 41
1 Расчет заработной платы ремонтной бригады41
2 Годовые затраты на ликвидацию утечек нефти связанных с коррозией45
3 3атраты на проведение антикоррозионных защитных мероприятий46
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ50
1 Техника безопасности при работе с ингибиторами50
2 Противопожарная безопасность53
3 Транспортировка и хранение ингибиторов коррозии 55
4 Эксплуатация установки для закачки ингибитора56
5 Мойка чистка емкостей57
ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 59
1 Влияние трубопроводного транспорта на почвенно-растительный комплекс и рельеф местности59
2 Влияние трубопроводного транспорта на реки и водоемы60
3 Мероприятия по рекультивации нефтезагрязненных почв61
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 66
В ходе коррозии химический состав раствора вблизи металлической поверхности подвергается непрерывным изменениям. Результатом этих изменений являются вторичные реакции. Вблизи участков поверхности где преобладают анодные процессы электролит подкисляется вблизи катодных участков - подщелачивается.
В растворе ионы металла могут вступить в реакцию с продуктами катодных реакций например гидроксильными ионами . При этом образуются гидроокиси металлов например:
Труднорастворимая гидроокись железа выпадает в осадок.
Если процесс протекает в воздушной среде то гидроокись железа (II) окислится кислородом воздуха в гидроокись железа (III):
Гидроокись железа нестабильна и разлагается образуя гидратированный окисел красно-коричневого цвета.
Если количества кислорода недостаточно для полного окисления то образуется магнетит :
Образование гидратированных окислов железа на поверхности железа или стали обычно называется ржавлением а вышеописанные продукты коррозии - ржавчиной.
Ржавчина — это продукт электрохимической коррозии железа и его сплавов состоящий главным образом из гидратированных окислов.
Часто констатируют появление нескольких коррозионных слоев на железе. По составу самый глубокий из них соответствует FeO затем по порядку следуют черный магнетит гидратированный магнетит и обычная красно-коричневая ржавчина являющаяся наружным слоем. Это объясняется затрудненным доступом кислорода к более глубоким слоям продуктов коррозии.
2 Минеральный состав продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования
При изучении коррозионных процессов их механизму традиционно уделяется значительно больше внимания чем вещественному составу продуктов коррозии.
В литературе приводятся отрывочные сведения о продуктах коррозии стали в условиях нефтяных и газовых месторождений [1 2]. Практически не изучены продукты коррозии нефтепромыслового оборудования образующиеся под воздействием агрессивных сред содержащих углеводороды воду хлориды сульфаты органические кислоты сероводород диоксид углерода и другие [3] Смоделировать все разнообразие агрессивного воздействия среды экспериментально не представляется возможным. Знание же состава продуктов коррозии в реальной обстановке может позволять реконструировать условия процесса его динамику и исходя из этого целенаправленно изменять их для ослабления коррозионной активности среды и защиты металла.
Изучено около 500 проб минеральных образований в нефтяных скважинах и другом нефтепромысловом оборудовании месторождений Предуралья Западной Сибири Ставрополья. Из них 50 представляют продукты коррозии. Отбор проб проводили при демонтаже вышедшего из строя оборудования и при производстве профилактических ремонтных работ. Пробы упаковывали в полиэтиленовые пакеты затем исследовали с использованием бинокулярного (МБС-9) и поляризационного (Полам Р-113) микроскопов микрохимических качественных реакций и паяльной трубки лазерного микроспектрального анализа (установка LMA-1 аналитик В.О. Поляков) термодифференциального анализа (прибор системы Паулик и Эрдеи оператор Т.С. Корнилова) инфракрасной спектроскопии (спектрометр UR-20 оператор Л.П. Арзамасцева) рентгенофазового анализа (установка УРС-2. УРС-60 и дифрактометр ДРОН-20 операторы Н.И. Кашигина Т.М. Рябухина).
Установлены следующие продукты коррозии: сера — S макинавит — FeS мельниковит (грейгит) — иоцит (вюстит) — FeO магнетит — маггемит — γ· куприт — тенорит — СиО атакамит — Си2С1(ОН)3 гетит — a-FeOOH. акагянект — 0-FeОOH лепидркрокит — "y-FeOOH фероксигит ' — FeOOH. сидерит — FeC. Описание внешнего вида продуктов коррозии мест их отбора приведено в работе [4].
Рисунок 1.1 - Строение коррозионной корки из трубопровода НГДУ "Альметьевскнефть
Рисунок 1.2 - Схема эволюции состава продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования
Обычные ассоциации продуктов коррозии следующие: сера гидроксиды железа сидерит; сера макинавит мельииковит; иоцит магнетит; куприт тенорит атакамит. Примером более сложной ассоциации является проба из нефтепровода НГДУ "Альметьевнефтъ". Наряду с продуктами коррозии в ней обнаружены и минеральные ("солевые”) отложения. Проба представляет собой обломки корок толщиной до 3 мм темно-бурого цвета. Крупные обломки ее имеют сходное строение (рисунок 1.1). Часть корки прилегающая к трубе сложена веществом буро-черного цвета представляющим собой недиагностированные рентгеноаморфные гидроксиды железа с черными магнитными корочками и шариками магнетита и иоцита. Средняя (пористая и рыхлая) часть корки сложена акаганеитом лепидокрокитом кальцитом магнетитом серой. Красно-коричневые пластинчатые кристаллы наросшие на стенки полостей в этой части корки являются сидеритом. Обломки тонких корок из внутренней части образцов (обращенной к потоку) сложены поперечно-волокнистым агрегатом целестинобарита с примесью кальцита. Как механические примеси в составе пробы присутствуют глинистое вещество и кварцевые песчинки.
Процесс коррозии явно имеет стадийный характер. Схематически его можно себе представить в следующем виде (рисунок 1.2). Эта принципиальная схема разумеется не может претендовать на исчерпывающую полноту картины. Разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем что процесс является сложным многостадийным и происходит при разных концентрациях агрессивных агентов в различных их сочетаниях при изменениях pH давления температуры динамики потока и других факторов оказывающих влияние на его ход. На коррозию оборудования влияют и минеральные отложения которые по своему генезису разделены нами на три группы: минералы солеотложения минералы — продукты коррозии и чужеродные минералы (механические примеси принесенные водонефтяным потоком из коллекторов). В зависимости от состава и структурно-текстурных особенностей минеральных образований их влияние на ход процесса коррозии может быть как позитивным так и негативным. Механизм облегчения пассивации стали при частичном механическом экранировании ее поверхности потребляющей окислитель обнаружен В.М. Новаковским и другие[5]. Экспериментальное подтверждение пассивации стали в результате частичного экранирования поверхности защитной пленкой Mg и приводящего к торможению диффузии агрессивных агентов к поверхности получено А.Н. Лебедевым и А.С. Дербышевым [6]. В условиях нефтяных скважин к торможению коррозии приводят тонкие плотные камнеобразные корки кальцита барита и других минералов на поверхности стали. Обычно плотный осадок образуется на деталях электроцентробежных насосов. Пористые неплотные корки тех же минералов напротив могут ускорять коррозию. Например на зонде по испытанию скорости коррозии установленном в трубопроводе ø273 мм на Правдинском месторождении образовались пористые корочки кальцита. При снятии их в лабораторных условиях обнаружилось что под корками кальцита сильно проявлена подосадковая коррозия тогда как свободные от отложений участки зонда не корродировали. Часть солей является активаторами коррозии. Установлено например резкое повышение скорости коррозии под пленкой NaCl. Считается [7] что присутствие солей-активаторов разрушающе действует на защитную гидроксидную пленку. Сульфиды и оксиды могут усиливать локальную коррозию за счет создания микрогальванопар. А силикаты являющиеся чужеродными минералами отложений и влекомые водонефтяным потоком оказывают механическое действие на оборудование.
Таким образом минеральные отложения в нефтепромысловом оборудовании можно классифицировать по характеру их влияния на коррозию на активаторы и пассиваторы и выделить активаторы электрохимического и механического действия а пассиваторы — экранирующего действия.
Таблица 1.1 - Минералы отложений в нефтепромысловом оборудовании - активаторы и пассиваторы коррозии
Четырехводный хлорид кальция - ·4O
Мельниковит (грейгит) -
Трехсернистое железо -
Ca-кутнагорит - Ca(Ca Mn Mg)()
Плагиоклазы - NaAl -
Изложенное делает очевидным наличие обоюдных связей между минеральными образованиями и процессом коррозии в нефтепромысловом оборудовании. Безусловно эти связи во всей их совокупности заслуживают серьезного в том числе экспериментального изучения. Их недооценка — одна из причин малой эффективности разрабатываемых и используемых ингибиторных методов защиты. Детальное минералогическое изучение продуктов коррозии с учетом всего комплекса реально существующих условий процесса позволит не только разрабатывать более успешные методы борьбы с коррозией но и прогнозировать поведение металлов в различных агрессивных средах.
3 Взвешенные частицы
В сточные воды возможно попадание довольно значительного количества взвешенных частиц что связано с нарушением технологии подготовки нефти и воды или пуском установки в работу после остановок.
Влияние взвешенных частиц на растворение металлов (абразивный износ) проявляется при содержании их в жидкости значительно превышающем допустимые нормы. Кроме того эрозионное действие взвешенных частиц зависит от их природы и состава (песок или глина окислы или сульфиды железа соли карбонатов или сульфатов). Она пропорциональна кубу скорости абразивных частиц и зависит от их микротвердости.
Исследования абразивного действия частиц кварцевого песка от концентрации этой взвеси в интенсивно движущейся среде (скорость потока жидкости 33 мс) показали что существует определенная критическая область концентраций взвеси для различных марок чугунов и сталей после которой стойкость их в сточных водах резко снижается. Так серый чугун и углеродистая сталь начинают быстро изнашиваться после того как содержание взвеси в среде достигает 500—700 мгл. При дальнейшем увеличении содержания взвешенных частиц в среде стойкость всех конструкционных материалов в быстро текущей жидкости еще больше снижается однако по сравнению с другими металлами легированные стали и чугуны достаточно абразивностойки. Сопротивление износу возрастает в ряду: хромомарганцевая сталь 25Х14Г8Т износостойкий чугун 300X1ЗГЗМ и хромоникелевая сталь Х18Н9Т. Сталь 25Х14Г8Т — это специальная сталь для гребных винтов с высокой гидроабразивной и кавитационной стойкостью.
Данные свидетельствуют о большой роли защитных окисных пленок их твердости и коррозионной стойкости при абразивной коррозии.
Большое количество взвешенных частиц поступает в среду при контакте несовместимых нефтей и вод например железосодержащих девонских и сероводородсодержащих верхних горизонтов. Нарушения технологии подготовки нефти и воды частые пуски установок и трубопроводов в эксплуатацию после остановок изменения в режиме их работы приводят также к росту содержания взвешенных частиц. В высокоминерализованных нейтральных сточных водах на поверхности металла часто образуются рыхлые осадки не имеющие защитного эффекта не препятствующие доступу деполяризаторов к поверхности и переходу ионов металла в агрессивную среду. При воздействии аэрированной и анаэробной среды на поверхности металла под осадками продуктов коррозии и механических примесей возможно образование и функционирование эффективно действующих пар дифференциальной аэрации что также стимулирует локальную коррозию черных металлов в этих условиях [8].
4 Минеральный состав продуктов коррозии
В литературе приводятся отрывочные сведения о продуктах коррозии стали в условиях нефтяных и газовых месторождений . Практически не изучены продукты коррозии нефтепромыслового оборудования образующиеся под воздействием сложных агрессивных сред содержащих углеводороды воду хлориды сульфаты органические кислоты сероводород диоксид углерода и др. Смоделировать все разнообразие агрессивного воздействия среды экспериментально не представляется возможным. Знание же состава продуктов коррозии в реальной обстановке может позволить реконструировать условия процесса его динамику и исходя из этого целенаправленно изменять их для ослабления коррозионной активности среды и защиты металла.
Изучено около 500 проб минеральных образований в нефтяных скважинах и другом нефтепромысловом оборудовании месторождении Предуралья Западной Сибири Ставрополья. Из них 50 представляют продукты коррозии. Отбор проб проводили при демонтаже вышедшего из строя оборудования и при производстве профилактических ремонтных работ. Пробы упаковывали в полиэтиленовые пакеты и затем исследовали с использованием бинокулярного (МБС-9) и поляризационного (Полам Р-113) микроскопов микрохимических качественных реакций и паяльной трубки лазерного микроспектрального анализа (установка LMA-1 аналитик В.О. Поляков) термодифференциального анализа (прибор системы Паулик и Эрдеи оператор Т.С. Корнилова) инфракрасной спектроскопии (спектрометр UR-20 оператор Л.П. Арзамасцева) рентгенофазового анализа (установки УРС-2 УРС-60 и дифрактометр ДРОН-20 операторы Н.И. Кашигина Т.М. Рябухина).
Установлены следующие продукты коррозии: сера — S макинавит — FeS мельниковит (грейгит) — Fe3S4 иоцит (вюстит) — FeO магнетит — Fe304 маггемит — γ-Fe2Оэ куприт — Си2О тенорит — СиО атакамит — Сu2Сl(ОН)3 гетит - α-FeOOH акаганеит — -FeOOH лепидокрокит - γ-FeOOH фероксигит — -FeOOH сидерит - FeCО3. Описание внешнего вида продуктов коррозии мест их отбора приведено в работе.
5 Коррозия в пластовых водах
Подземные воды являются непременным спутником нефти и газа которые находятся в тех же самых пластах (коллекторах). При этом происходит естественное разделение по плотности: самое высокое положение занимает газ ниже - нефть а еще ниже - вода. Пластовые воды залегают в одном пласте с нефтью и извлекаются вместе с ней на поверхность. Химический состав вод нефтяных и газовых месторождений формируется обычно при затрудненном водообмене и активном воздействии нефти и газа. Пластовые воды характеризуются разнообразными химическими особенностями. Это высокоминерализованные электролиты представленные преимущественно солями соляной и угольной кислот (хлорид натрия-NaС хлорид магния – MgCl2 карбонаты и гидрокарбонаты кальция и магния).
Коррозионная активность таких растворов во многом определяется наличием в них растворенных газов (кислород углекислый газ сероводород сернистый газ). Пластовые воды делятся на мягкие щелочные и жесткие.
В таблице 1.2 представлены состав жестких и мягких пластовых вод и скорость коррозии в них в присутствии растворенных газов в воде.
Таблица 1.2 - Скорость коррозии стали в пластовой воде
Из таблицы 1.2 видно что жесткая вода более агрессивная в сравнении со щелочной мягкой водой. Присутствие кислорода значительно увеличивает скорость коррозии. При добавлении углекислого газа и сероводорода скорость коррозии возрастает [9].
6 Коррозия в многофазных расслаивающихся системах
Интенсивные коррозионные процессы нефтегазопромыслового оборудования происходят либо на границе раздела двух фаз углеводородное сырье (нефтьгаз) - водный электролит либо ниже границы раздела фаз.
Ускоренному коррозионному разрушению подвергается донная часть резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов нижняя образующая нефте- и газопроводов. В первом случае скорость коррозии обуславливается капиллярным поднятием электролита в условиях неполного погружения металла в электролит.
Этим же обуславливается коррозия металла в узких зазорах и щелях. Механизм этого вида разрушения объясняется работой пар неравномерной аэрации. На более аэрируемых участках металла где содержание кислорода выше локализуется катодный процесс (над ватерлинией) а на менее аэрируемых - анодный процесс ускоренного коррозионного разрушения. Аэрационные пары возникают на поверхности металла корродирующего с кислородной деполяризацией. Обычно такие коррозионные процессы наблюдаются вблизи границы раздела двух несмешивающихся фаз - углеводородной и водной.
Поверхность металла оборудования в этих системах покрыта гидрофильной «любящей воду» оксидной пленкой (толщиной порядка 10-6 – 10-7м) поэтому осуществляется избирательное смачивание металла тонкой пленкой водного электролита с вогнутым мениском. Известно что растворимость кислорода и других газов в углеводородной фазе выше чем в водном электролите. Поэтому под тонкой пленкой электролита скорость коррозии увеличивается и коррозионный процесс локализуется вблизи границы раздела фаз. Установлено что скорость коррозии в этом случае превышает скорость коррозии при полном погружении металлов в электролит в 3-5 раз (рисунок 1.3).
- продукты коррозии; 2 - капли влаги на поверхности продуктов коррозии; 3 - мениск
Рисунок 1.3 - Схема процесса коррозии в двухфазной несмешиваемой системе
При эксплуатации нефтесборных коллекторов наблюдается коррозионное разрушение в объеме электролита. Разрушение (рисунок 1.4) представляется в виде одно- или двухрядной канавки. Такие разрушения наблюдаются на восходящих участках трассы трубопровода с расслоенным режимом течения газоводонефтяных смесей с локализованными водными скоплениями. Это характерно для трубопроводов транспортирующих продукцию скважин до комплексных пунктов сбора сепарации попутного газа и предварительного сброса пластовых вод. Электрохимическая коррозия в этих условиях осложняется абразивно-механическим воздействием механических частиц взвешенных в водной фазе а также действием остаточных механических напряжений в стенке трубы.
На увеличение скорости коррозии большое влияние оказывают состав и свойства неполярной (углеводородной) фазы. Экспериментально доказано что если нефть содержит значительные количества нафтеновых кислот и асфальтенов (природные ингибиторы) под воздействием которых улучшается смачиваемость стали нефтью коррозионный процесс замедляется.
Таблица 1.3 - Скорость коррозии стали в двухфазной системе: Гептан- 3% NаС1 (1:8) (с природными ингибиторами)
Скорость коррозии гм2 ·ч
- сечение стенки трубы; 2 - отложения на поверхности; 3 - газовая фаза; 4 - нефть; 5 - пластовая вода со взвешенными частицами абразива(7); 6 - риски на дне канавки; I - канавка; II - оголенный металл трубы примыкающий к канавке; III - отложения на внутренней поверхности трубы
Рисунок 1.4 - Схема участка трубопровода с характерным канавочным разрушением по нижней образующей в трехфазной расслоившейся системе нефть-газ -водный электролит
Для выявления вклада электрохимического фактора в процессе разрушения были замерены значения стационарных электродных потенциалов участков поверхности трубы I II III. Экспериментально установлено что электродный потенциал металла канавки на участке I составляет (-035 - 037 В); металла поверхности трубы на участке II (-0 45 -0 47 В); на участке III со слоем окалины и отложений (-026 -027 В). На внутренней поверхности трубы работает микрогальванический элемент «окалина-металл трубы» с ЭДС равной 02В. Анодом такой пары является оголенный металл трубы (участок II) который при контакте с высокоминерализованной пластовой водой разрушается.
Природа индивидуального ингибитора и величина его молекулярной массы заметно влияет на скорость коррозии металла (таблица 1.4).
Таблица 1.4 - Влияние природы углеводорода на скорость коррозии (Эмульсионная система 05н раствор NaCl - углеводород (15:1)
Скорость коррозии гм2· ч
По эффективности замедления скорости коррозии металла в эмульсионной системе 05н NаС1 - углеводород (15:1) различные типы углеводородов располагаются в ряд: доказан > гексадекан > циклогексан > октан > гексан. Способность индивидуальных углеводородов подавлять коррозию находится в прямой связи с их поверхностной активностью. Увеличение молекулярной массы алифатических углеводородов способствует снижению поверхностного натяжения на границе фаз что облегчает образование эмульсии типа «вода в масле» и затрудняет коррозионное воздействие на металл [10].
7 Канавочная коррозия
Наиболее опасным видом разрушения внутренней поверхности трубопровода является канавочная коррозия очаги которой имеют вид прямоугольной канавки шириной до 5 см и длиной до 10—12 м расположенной в области нижней образующей трубы. Для канавочной коррозии характерная высокая скорость разрушения (4-8 ммгод в отдельных случаях до 18 ммгод). Этот вид разрушения почти всегда сопровождается разрывами труб что приводит к значительному экологическому ущербу. Первый случай был зафиксирован в 1977 г. на Самотлорском месторождении всего через 8 лет после начала промышленной эксплуатации на трубопроводе диаметром 820 мм при обводненности нефти 30 %.
В последующие годы только на Самотлорском месторождении ежегодно фиксируется 20-25 случаев канавочной коррозии.
На рисунке 1.5 представлена схема формирования очагов канавочной коррозии. Первоначально на внутренней поверхности трубопровода образуется осадок из оксидов и солей железа в результате коррозионного процесса выделения из объема пластовой воды.
Часть осадка уносится потоком жидкости поверхность трубы обнажается. Образуется гальванопара происходит разрушение трубы и появление трещины.
Предупредительными мерами являются рациональное конструирование. В рационально сконструированных узлах устранена возможность скапливания влаги и продуктов коррозии предусмотрена возможность удалений осадка .
I — формирование осадка II — эрозионный износ осадка в области нижней образующей трубы; III — образование гальванопары (Е ~ 200 мВ); IV — разрушение металла в области нижней образующей трубы образование трещин
Рисунок 1.5 - Основные стадии формирования очагов канавочной коррозии
8 Адсорбция ингибиторов
Адсорбция ингибиторов коррозии и формирование на поверхности металла труднорастворимых слоев связаны с гидрофобностью поверхности и зарядом частиц их способностью образовывать химические связи с металлом или продуктами его взаимодействия с компонентами агрессивной среды. Как правило катионоактивные ингибиторы коррозии замедляют активное анодное растворение. т.е. эффективны в области электродных потенциалов. меньших критического потенциала пассивации или тормозят катодные реакции. Для предотвращения питтинговой коррозии более эффективны анионактивные ингибиторы коррозии Часто ионогенные ингибиторы коррозии используют в композиции с различными добавками для более эффективной защиты металлов в широком диапазоне электродных потенциалов.
Окислительная способность ингибитора коррозии может придать ему высокие защитные свойства за счет облегчения пассивации металла но реализация этих свойств сильно зависит от рН среды и наличия в ней агрессивных агентов (активаторов коррозии) в первую очередь анионов Cl- Br- I- CNS- HS- и низших органических кислот. Ингибиторы коррозии не обладающие окислительными свойствами но образующие труднорастворимые комплексы (соли) с ионами растворяющегося металла также способны обеспечить пассивацию металла. Именно этим объясняется защита меди и ее сплавов во мн. средах ингибиторами класса азолов (бензотриазолом бензимидазолом и др.). В случае образования прочной связи органические ингибиторы коррозии с металлом сопровождающейся гидрофобизацией его поверхности пассивация металла может быть вызвана самой адсорбцией ингибиторы коррозии
Связь эффективности различных ингибиторов коррозии с их химической структурой описывается на основе принципа линейности свободной энергии при варьировании например заместителя в молекуле (см. Корреляционные соотношения). Часто наблюдаемая инверсия знака эмпирического параметра r в уравнениях типа Гаммета или Тафта объясняется различной природой адсорбционной связи металл ингибиторы коррозии или сменой лимитирующей стадии гетерогенного процесса. При постоянном реакционнном центре в молекуле ингибиторы коррозии которым обычно является полярная группа варьирование заместителя изменяет защитное действие. Это изменение может быть представлено в виде суммы независимых составляющих взаимодействие заместителя с реакционным центром электронных стерических и сольватационных. Соотношение вкладов этих составляющих как и тип электронного взаимодействия (индукционное мезомерное) зависит от природы металла ингибиторы коррозии и растворителя Специфичность действия ингибиторы коррозии во многом определяется рН среды.
Выделяют следующие типы ингибиторов коррозии:
) Ингибиторы кислотной коррозии. Применяются при кислотном травлении и очистке поверхности металлических изделий; для повышения эффективности химических источников тока; для защиты оборудования и трубопроводов газо- нефтедобывающей или перерабатывающей промышленности. Обычно используют катодные или смешанные ингибиторы коррозии существенно замедляющие выделение Н2. Среди них наиболее эффективны амиды и амины или их производные в том числе гетероалкилированные четвертичные соединения аммония и фосфония высокомол. и ацетиленовые спирты некоторые альдегиды и мн. серосодержащие соединения;
) Ингибиторы для нейтральных сред. Защищают различные системы охлаждения и промышленного водоснабжения емкости балластной морской воды на судах и плавучих доках; предотвращают коррозию металлических изделий при хранении и транспортировке. В последнем случае ингибиторы коррозии наносят на поверхность металла в виде раствора или вводят как компонент лакокрасочного или воскового покрытия (контактные ингибиторы коррозии). Так называемые летучие ингибиторы коррозии насыщают своими парами замкнутое пространство и адсорбируются на металле. В нейтральных средах шире чем в кислых применяют анодные и смешанные ингибиторы коррозии способствующие образованию устойчивого пассивного состояния металла благодаря облагораживанию потенциала питтингообразования. Такими ингибиторами коррозии являются хроматы фосфаты молибдаты нитриты и другие соли неорганических кислот алкил- или арилкарбоксилаты аминокислоты сульфонаты и алкилфосфаты. Хотя поверхностная активность ингибиторы коррозии однозначно не характеризует его эффективность лучшую защиту обеспечивают анионы орг. кислот с числом углеродных атомов порядка 10-12 способные образовывать полимолекулярные адсорбц. слои. При высоких степенях заполнения q тормoзится и диффузионная стадия процесса - подвод О2 к металлу которая часто лимитирует катодную реакцию. Эффективными катодными ингибиторами коррозии в некоторых средах являются катионы металлов связывающиеся в малорастворимые гидроксиды (Zn2+ Ca2+ и др.) а также их комплексные соед. в первую очередь с полифосфатами и фосфонатными комплексонами;
) Ингибиторы щелочной коррозии. Используются при щелочной обработке амфотерных металлов в моющих составах для уменьшения саморазряда щелочных хим. источников тока защиты выпарного оборудования. Здесь адсорбц. ингибиторы коррозии применяют редко но их сочетание с катионами или комплексонатами некоторых металлов способно резко повысить эффективность защиты;
Большое число используемых ингибиторы коррозии обусловлено не только недостаточной универсальностью их защитного действия но и жесткими требованиями технологического экономического и экологического характера существенно различающимися в конкретных случаях применения. Так ингибиторы кислотной коррозии должны одновременно препятствовать наводороживанию металла и уносу паров травильных ванн не замедлять удаление окалины быть устойчивыми к воздействию окислителей не ухудшать сцепление различных покрытий с металлом при их послед. нанесении и т.п. Высокое давление насыщенных паров некоторых ингибиторы коррозии полезное в определенных пределах для борьбы с атмосферной коррозией недопустимо при использовании этих ингибиторы коррозии в оборотных охлаждающих системах где они должны обладать антинакипным и бактерицидным действием. Необходимость совместимости ингибиторов коррозии с компонентами среды очевидна но ее трудно достичь без варьирования состава ингибиторов коррозии при их применении например в водно-органических антифризах жесткой воде растворах сильных кислот моющих или полировальных составах. В связи с этим все шире используют комбинированные методы в которых применение ингибиторы коррозии сочетают с электрохимической защитой (обычно катодной) нанесением защитных покрытий или применением таких конструкционных материалов защита которых легче обеспечивается ингибиторы коррозии Эффективность комбинированной защиты часто превышает суммарный эффект определяемый применением каждого из методов в отдельности.
При эксплуатации залежей нефти в песках и слабосцементированных песчаниках движущиеся к забоям скважин жидкость и газ часто увлекают с собой значительные количества песка. При скоростях дальнейшего подъема жидкости на поверхность не отвечающих условиям полного выноса песка в струе жидкости массы песка накапливаясь и оседая постепенно на забое скважины перекрывают фильтровые отверстия сильно сокращают а иногда полностью прекращают поступление в скважину жидкости и скважина останавливается на ремонт. В скважине образуется песчаная (забойная) пробка требующая ее удаления. Естественно что образованию песчаных пробок сильно способствуют остановки в эксплуатирующихся скважинах. Высота пробок бывает различна и достигает 200—300 м а иногда и выше. Плотность пробок по высоте также различна; наиболее плотные пробки наблюдаются в обводненных скважинах.
а - в обычной скважине б - в скважине с искривленным стволом в - в скважине с частично обвалившимися стенками забоя
Рисунок 1.6 - Схема образования забойных пробок из продуктов коррозии в нефтяных скважинах
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ
1 Исследование осадка в трубопроводе нефтесбора
В трубопроводе нефтесбора на участке ДНС отмечен незначительный рост давления (30 40 атм.). Через несколько месяцев произошло повышение давления до 30-40 атм. в результате чего возникла угроза разрушения трубопровода с последующим разливом добываемой продукции. Проведенными мероприятиями установлено что на участке ДНС происходит снижения пропускной способности трубопровода из стали типа сталь20 по причине его забивки отложениями присутствующими в нефти (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 - Отложения в трубопроводе на участке ДНС
Внешний вид осадка представлен на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 - Внешний вид осадка из системы нефтесбора
По данным НГДУ "Уфанефть" в системе подготовки нефти применялись следующие реагенты: нейтрализаторы сероводорода Реком-102 и ПСВ-3401Б ингибиторы гидратообразования Дегидрат 4010А и Сонгид-1803 и ингибиторы коррозии Нефтехим-1М. В то же время оказалось что начальный рост давления отмечен при смене марки поглотителя сероводорода а максимальный при замене Дегидрата 4010А на Реком-102. Таким образом возможными причинами образования "пробки" в трубопроводе могли быть:
- Несовместимость реагентов нейтрализатора сероводорода и ингибитора гидратообразования;
- Образование полиметиленсульфитов в результате взаимодействия альдегидной основы реагента и преобразования продуктов реакции в полисульфиты;
- Взаимодействие полимерного покрытия с реагентами и последующей его деструкцией.
Отложения в трубопроводе ДНС состоит приблизительно 50 на 50% из органической и неорганической частей. Состав органической части приведен в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Состав отложений с трубопровода ДНС
Содержание в пробе % (масс)
Гексановая фракция ("асфальтены")
Толуольная фракция ("силикагелевые смолы")
Отложения с трубопровода
Рисунок 2.4 - Экспозиция образца стали типа сталь20 в двухфазной система нефть - пластовая вода
Рисунок 2.5 - Образец стали типа сталь20 после экспозиции
Рисунок 2.6 - Образец стали типа сталь20 после экспозиции
На образцах углеродистой стали после экспозиции (рисунки 2.5 и 2.6) наблюдались отложения в виде темной вязкой массы. В то же время известно [ А.А. Гоник] что подобного вида отложения могут присутствовать при наличии в среде сероводорода и образовывать структуру названную конситом.
Таблица 2.3 - Компонентный состав неорганических отложений отобранных с трубопровода АГЗУ и с рабочих органов УЭЦН ДНС
Наименование объекта
Некоторые модификации коррозионных продуктов могут образовывать на металлической поверхности защитные покровные слои из мелких кристалликов тогда как другие модификации более склонны к формированию крупнозернистых слоев обладающих плохими защитными свойствами. В случае углеродистых трубных сталей слой ржавчины как правило не дает удовлетворительной защиты. В дипломном проекте не рассматриваются влияние структуры и морфологии твердых продуктов коррозии на скорость реакции. Однако следует отметить что присутствие в двухфазной среде нефть - пластовая вода твердых минеральных частиц может оказывать существенное влияние на коррозионный износ трубопровода. По нижней образующей трубы обычно перемещаются твердые кристаллы кварца (песок)(рисунок 2.7) и кремния (силикагель) (рисунок 2.8).
Рисунок 2.7 - Исходная структура кристаллов кварцевого песка
Рисунок 2.8 - Исходная структура кристаллов силикагеля
Как видно из рисунков 2.7 и 2.8 кристаллы кварца имеют округлую форму к тому же они достаточно прочны по сравнению с силикагелем ().
При их перемещении осуществляется процесс галтовки нижней части трубы. Продукты коррозии удаляются и образуется гальванопара с боковыми стенками. При контакте металла с происходит микрорезание острыми кромками - кристалл работает как самозатачивающийся резец создавая тем самым условия для протекания механохимического процесса и как следствие возникновение канавочной коррозии по нижней образующей трубы.
2 Исследование на растворимость сухого остатка поглотителя сероводорода
Для установления природы основного соединения в остатке было выделено сухое вещество из поглотителя сероводорода "Реком-102". Представляет собой кристаллический порошок белого цвета (рисунок 2.8).
Рисунок 2.8 - Сухой остаток реагента "Реком-102
Исследована растворимость полученного вещества в различных органических и неорганических растворителях. Результаты представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Растворимость сухого остатка "Реком-102
Дистиллированная вода
Нерастворимость сухого остатка "Реком-102" в органических растворителях свидетельствует о том что это продукт неорганической природы.
3 Коррозионные испытания
С целью оценки эффективности ингибитора Нефтехим-1М используемого для защиты от коррозии трубопровода ДНС были проведены коррозионные испытания углеродистой стали типа сталь20 в перекачиваемой продукции.
Для коррозионных испытаний были выбраны образцы из стали типа сталь20. Метод для определения скорости коррозии был выбран гравиметрический.
Испытания проводились при комнатной температуре время испытаний 150 ч. Коррозионными средами служили:
- Нефть с участка трубопровода ДНС;
- Нефть с участка трубопровода ДНС + ингибитор Нефтехим-1М;
- Пластовая вода с участка трубопровода ДНС;
- Пластовая вода с участка трубопровода ДНС + ингибитор Нефтехим-1М;
- Водный раствор NaC
- Водный раствор NaCl 3% + ингибитор Нефтехим-1М.
Скорость коррозии оценивали гравиметрическим методом.
Таблица 2.4 - Результаты испытаний
Нефть + ингибитор Нефтехим-1М
Пластовая вода + ингибитор Нефтехим-1М
NaCl 3% + ингибитор Нефтехим-1М
Показатель уменьшения массы образца К рассчитывают по формуле:
где - масса образца после экспозиции и коррозионной среде в течение времени испытаний (ч) и удаления продуктов коррозии г;
- начальная масса образца г;
S - площадь поверхности образца м2.
Рассчитаем К для каждой среды:
Защитный эффект ингибитора рассчитывали по формуле:
где Z - степень защиты%;
К0 - скорость коррозии без ингибитора;
К1 - скорость коррозии с ингибитором.
Защитный эффект для нефти составил:
Защитный эффект для пластовой воды составил:
Из результатов коррозионных испытаний видно что ингибитор Нефтехим-1М не проявил высокого защитного эффекта в условиях промысловых технологических средств.
КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ
Для подачи ингибиторов и остальных химических реагентов в производстве используются дозировочные насосы. Дозировочный насос выполняет одновременно функции источника напора и измерительного устройства он применяется преимущественно для дозирования но может быть использован и для смешения компаундирования заполнения мелкой тары отбора проб для анализов
Рисунок 3.1 – Схема агрегата электронасосного дозировочного плунжерного типа НДР
1 Устройство и работа дозировочных агрегатов типов НД и НДР
Конструктивно агрегат является самостоятельным изделием требующим подключения клемм электродвигателя к электросети трехфазного тока подключения гидроцилиндра (или мембранной головки) к всасывающему и нагнетательному трубопроводам подключения узла уплотнения плунжера гидроцилиндра к магистралям промывки (при необходимости) а также подключения (при необходимости) к магистралям обогрева или охлаждения проточной части. В общем случае агрегат состоит из привода 2 (рисунок 3.1) на котором смонтированы гидроцилиндр (или мембранная головка) 3 и электродвигатель 1. Привод предназначен для преобразования вращательного движения вала электродвигателя посредством кривошипно-шатунного механизма в возвратно-поступательное движение ползуна соединенного с плунжером насоса и регулирования подачи агрегата путем изменения длины хода ползуна. Используются 10 основных исполнений приводов которые отличаются друг от друга мощностью длиной хода ползуна и типом регулирования длины хода ползуна.
В результате образования минеральных отложений в трубопроводе растет давление что приводит к дальнейшему его разрыву. Разрыв трубопровода несет за собой большие затраты так как в последствия входит восстановление не только самого трубопровода но и утечка нефтепродуктов а также затраты на ликвидацию вреда причиненного окружающей среде.
1 Расчет заработной платы ремонтной бригады
В таблице 4.1 представлен баланс рабочего времени.
Эффективный фонд рабочего времени составляет:
где t - число дней в году;
tн.д - число нерабочих дней;
tбол. - дни пропущенные по болезни;
tг.о - дни на выполнение гособязанностей.
Таблица 4.1 – Баланс рабочего времени
Календарное время Тк
Номинальный фонд времени Тном.
б) неявки по болезни
Эффективный фонд времени Тэф.
Ремонтная бригада осуществляет ремонт трубопровода в течение 4-х дней.
В таблице 4.2 представлен состав ремонтной бригады.
Таблица 4.2 – Состав ремонтной бригады
Часовая тарифная ставка руб.
Слесарь-ремонтник 5 разряда
Слесарь-сварщик 5 разряда
Экскаваторщик 5 разряда
Расчет заработной платы механика 6 разряда:
где Д - часовая тарифная ставка при 8 часовом рабочем дне.
где N - премиальный коэффициент.
Доплата за работу в праздничные дни:
где Спр - количество праздничных дней.
Основной фонд заработной платы механика 6 разряда
Оплата очередного отпуска
Оплата по выполнению гособязанностей
Дополнительный фонд заработной платы механика 6 разряда
Итого заработная плата механика 6 разряда с учетом районного коэффициента К = 15
Расчет заработной платы остальных членов бригады будем производить через коэффициент:
где Д - часовая тарифная ставка членов бригады р.
где Ф'з.п. - фонд заработной платы i-того члена бригады.
Расчет заработной платы слесаря-ремонтника 5 разряда:
Расчет заработной платы слесаря-сварщика 5 разряда:
Расчет заработной платы экскаваторщика 5 разряда:
Расчет заработной платы крановщика 5 разряда:
Расчет фонда заработной платы бригады:
где f= 302% – отчисления на страхование;
– годовой фонд заработной платы i– члена бригады
Расчет заработной платы бригады за отработанное количество дней:
где 4 – количество дней работы ремонтной бригады.
А также прикрепленная к бригаде техника:
- экскаватор 4000 руб.маш-час;
- автокран 3000 рубмаш-час;
С учетом 8-ми часового рабочего дня и сроком аренды в 4 дня затраты на технику составят 224000 руб.
2 Годовые затраты на ликвидацию утечек нефти связанных с коррозией
где Аф - среднегодовое количество утечек;
Зр - стоимость одного ремонта при утечке нефти с трубопровода р.
где З2 - стоимость ремонта трубопровода с учетом простоя ДНС тыс. р.;
З1 - стоимость разлившейся нефти тыс.р.
При аварии на трубопроводе потери нефти могут составлять до 6 тонн;
Стоимость одной тонны нефти составляет 10064 руб.;
Тогда стоимость разлившейся нефти будет составлять 60384 р.
3 3атраты на проведение антикоррозионных защитных мероприятий
атраты на проведение ингибиторной защиты в течении года:
Для осуществления защиты необходим техник 5 разряда тарифная ставка 220 рубчас
Время на исполнение работы составляет 2 часа
где Синг. - стоимость ингибитора р.;
Mинг – необходимое количество ингибитора кг;
Зз.п. - заработная плата техника 5 разряда р.
Для предотвращения образования минеральных отложений необходимо их научное исследование.
Расходы на научные исследования:
Основной фонд заработной платы научного работника
Дополнительный фонд заработной платы научного работника
Итого заработная плата научного работника с учетом районного коэффициента К = 15
На исследование минеральных отложений и решение данной проблемы необходим 1 год.
Следовательно затраты на научное исследование и решение проблемы будут составлять 130790335 руб. В результате исследования возможна ликвидация образований минеральных отложений в трубопроводе следовательно отсутствие утечки нефтепродуктов.
Таблица 4.2 - Основные технико-экономические показатели
Без исследования образования минеральных отложений
Расходы на аренду техники
Затраты на ликвидацию утечки
Затраты на антикоррозионную защиту
Затраты на научные исследования
Экономический эффект
Вывод: Исследование и решение проблемы образования минеральных отложений является важной задачей для нефтеперерабатывающих предприятий т.к. отсутствие утечки нефтепродуктов несет за собой огромный экономический эффект - 512679065 руб. Так же при отсутствии минеральных отложений последует отсутствие скачков давления в нефтепроводе что положительно скажется на долговечности оборудования и на безопасности его эксплуатации.
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
К работе допускаются наиболее квалифицированные опытные специалисты дополнительно проинструктированные в объеме требований настоящей инструкции. В карточке инструктажа по технике безопасности или в журнале по технике безопасности должна быть сделана отметка.
Работы проводятся под руководством инженерно-технического работника. Посторонние лица не должны находиться при производстве работ.
1 Техника безопасности при работе с ингибиторами
Ингибиторы коррозии металлов являются промышленными ядами в связи с чем не допускается их применение в пищевой промышленности и водоснабжении а также попадание их в наземные и грунтовые воды.
Санитарный режим водоемов определяется по органолептическому показателю.
Физико-химические характеристики ингибиторов коррозии с ГОСТ 12.1.007-76 [11] и ГН 2.2.5.1313–03[12] приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Физико-химические характеристики ингибиторов коррозии
Наименование реагента
Растворимость реагента
Бактери-цидные свойства
Рекомен-дуемая система примене-
ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ ДЛЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ
При всех работах необходимо избегать попадания ингибиторов на тело одежду почву площадки пол машины оборудование.
Во избежание поражения кожи при работе с ингибиторами следует тщательно соблюдать правила личной гигиены (чистоту рук спецодежды посуды инструментов и т.п.).
При случайном загрязнении кожи ингибитором ее надлежит вымыть. Для этого можно воспользоваться мылом эмульгаторами типа ОП-7 ОП-10.
Многократное воздействие ингибиторов на незащищенную кожу приводит к развитию дерматита (воспалительных изменений кожи); однократное попадание видимых изменений кожного покрова не вызывает.
Чтобы предупредить попадание ингибитора на руки при работе и ним следует пользоваться резиновыми перчатками.
Лица работающие с ингибиторами должны быть снабжены спецодеждой желательно с силикатно-казеиновой пленкой препятствующей возникновению вторичных загрязнений[13].
Более сильное местное действие на кожу и слизистыеоболочкиоказывает ингибитор СОНКОР 9601. Это обусловлено его значительной кислотностью. Особую опасность представляет попадание СОНКОР 9601 непосредственно в глаза - в конъюнктивную полость и на роговицу. В этом случае происходит химический ожог глаз 2 - 3-й степени который может привести к помутнению роговицы и частичной потере зрения. Попадание в глаза СОНКОР 9601 приводит к развитию конъюнктивита который серьезной опасности не представляет и без лечения проходит через 2 - 3 дня.
Для защиты глаз от попадания ингибиторов необходимо пользоваться очками типа № 1396 12.[14]
В случае попадания ингибиторов в глаза следует в порядке само- и взаимопомощи немедленно обильно промыть глаза водой и сразу же обратиться к глазному врачу.
При появлении признаков отравления (головной боли головокружения тошноты рвоты потери аппетита и сна) следует сообщить об этом мастеру и обратиться к врачу.
Хранение и прием пищи в местах работы с ингибиторами категорически запрещается.
Применение ингибитора для мытья рук чистки одежды и других бытовых нужд запрещается.
Категорически запрещается наклоняться над люком емкости с ингибитором.
При употреблении СОНКОР 9601 в смеси с соляной кислотой нельзя допускать образования аэрозолей.
Перемешивание ингибиторов производится только механическим путем.
Во избежание вдыхания паров ингибитора во время замера отбора проб открывания люков емкостей и других операций необходимо становиться с наветренной стороны. Отбор проб производить только в противогазах.
Работу внутри емкостей аппаратов предназначенных для ингибиторов необходимо производить в шланговых противогазах ПШ-1 ПШ-2 после специальной промывки и пропаривания емкостей аппаратов инертным газом (азотом) или водяным паром до достижения предельно допустимой концентрации паров ингибитора в воздухе 0001 мгл.
При работе в местах где концентрация газа превышает допустимые санитарные нормы рабочие должны обеспечиваться противогазами. Типы противогазов (марки А М КД КИП-7) согласовываются с командиром газоспасательной службы.
Фильтрующие противогазы применяются когда в воздушной среде содержится не менее 16 % кислорода а содержание вредных газов не превышает пределов допустимых для данного типа и марки противогаза.
Фильтрующие противогазы должны перезаряжаться в те сроки и в том порядке которые указаны в технических паспортах на эти средства защиты.
Продолжительность непрерывной работы в шланговом противогазе не должна превышать 15 мин с последующим отдыхом на свежем воздухе не менее 15 мин.
Противогазы закрепленные за рабочими должны храниться в особых шкафах по возможности ближе к месту работы.
Противопоказаниями длядопускак работе с ингибиторами следует считать имевшиеся в анамнезе поражения кожи (дерматит экзема каратоз) заболеванияпечении почек а также беременность.
Лица находящиеся в контакте с ингибиторами должны проходить медосмотры не реже одного раза в год. Те у кого в процессе работы с ингибитором возникнут кожные заболевания болезни печени почек и нервной системы а также беременные женщины и кормящие матери в обязательном порядке переводятся на другую работу.
Для лиц соприкасающихся с ингибиторами в течение всей смены распоряжением по предприятию устанавливается 6-часовой рабочий день. Основанием для этого являются:
а) содержание в ингибиторах веществ типа пиколинов и метилэтилпиридинов вызывающих острое и хроническое отравление;
б) возможность проникновения ингибиторов через кожу;
в) возникновение при длительном контакте с ингибиторами хронического дерматита.
2 Противопожарная безопасность
Ингибиторы коррозии огнеопасны и взрывоопасны. Пожарные характеристики ингибиторов согласно ГОСТ 12.1.044-89 [15] приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Пожароопасность ингибиторов
Тонкораспыленная вода
Вода раствор смачивателя воздушно-механическая пена
При работе с ингибиторами необходимо соблюдать такие же противопожарные правила как и при работе с нефтью инефтепродуктами.
Установка для закачки ингибиторов должна быть снабженаогнетушителями асбестовым одеялом песком и другими средствами пожаротушения.
Ингибиторы нельзя хранить вместе с самовозгорающимися и самовоспламеняющимися веществами (щелочными металлами перекисными и металлоорганическими соединениями и т.д.) с легковоспламеняющимися веществами (эфирами ацетонами и др.).
При работе с ингибиторами коррозии необходимо использовать только медненный инструмент.
В случае если ингибитор был разлит необходимо засыпать его песком убрать песок и обработать место разлива 5 %-ным раствором соляной кислоты а затем водой.
Около емкостей с ингибитором нельзя производить сварочные работы разводить открытый огонь (без разрешения пожарной охраны на производство огневых работ) курить.
При возникновении пожара следует немедленно сообщить в пожарную охрану и приступить к его тушению имеющимися средствами.
3 Транспортировка и хранение ингибиторов коррозии
Перевозка и хранение ингибиторов коррозии разрешается лишь в герметичных емкостях и бойлерах.
Бойлеры для перевозки ингибиторов коррозии должны быть оборудованы:
а) огнетушителями ведрами лопатами;
б) заземляющим устройством;
в) приспособлениями для крепления сливных шлангов в нерабочем положении;
Если в пути следования в бойлере будет обнаружена течь необходимо принять следующие меры:
а) по возможности удалить бойлер с дороги;
б) ликвидировать утечку;
в) разлитый ингибитор засыпать землей.
При длительной остановке в пути следования бойлер необходимо располагать на безопасном расстоянии от транспортных средств с другими грузами и тщательно охранять [16].
Перед установкой бойлератранспортирующегоингибитор на технический осмотр и после окончания работ с ингибиторами необходимо его промыть или пропарить.
Стоянка агрегатов и автоцистерн с остатками ингибитора в закрытом гараже запрещается.
Перед заполнением ингибитором емкость должна быть тщательно проверена. Наливать ингибитор в неисправные емкости воспрещается.
Емкости предназначенные для ингибитора должны быть заземлены.
На емкостях с ингибитором должна быть надпись "Ингибитор. Ядовит. Огнеопасно".
Емкость для ингибитора должна иметь:
а) металлическую лестницу с перилами;
б) ограждение крыши по всему периметру за исключением мест выхода слестницы;
в) автоматический регулятор уровня.
Учет хранение и расход ингибиторов коррозии следует вести в специальном журнале.
4 Эксплуатация установки для закачки ингибитора
Перед началом работы необходимо проверить исправность агрегатов запорной арматуры контрольно-измерительных приборов иосвещения.
Проверить наличие противопожарного инвентаря - огнетушителей лопат ведер песка.
В процессе эксплуатации установки необходимо строго следить за герметичностью сальников насосов перекачивающих ингибитор сальников задвижек фланцевых и других соединений все неплотности немедленно устранять разлитый ингибитор собирать и загрязненные места засыпать землей.
Во время работы запрещается ремонтировать или крепить какие-либо части насоса.
При длительных остановках насосов в зимнее время запрещается:
а) пускать их в работу без достаточного прогрева (паром горячей водой) манифольда и пробной прокачки жидкости по трубам;
б) прогревать манифольд открытыми источниками огня.
По окончании работ все оборудование и трубопроводы желательно освободить от ингибитора и промыть водой.
Площадка установки для закачки ингибиторов коррозии должна иметь плотный гладкий пол с устройством для стока и сбора пролитого ингибитора и смывных вод а также канализацию.
5 Мойка чистка емкостей
Емкости и их оборудование должны периодически осматриваться ответственным работником.
Очистка емкостей должна быть механизированной и проводиться под руководством ответственного работника.
Работы внутри емкостей разрешаются только после полного спуска остатка ингибитора отсоединения всех трубопроводов и открытия всех отверстий (лазов люков) тщательной промывки или пропарки емкости и проветривания.
При работе внутри емкости рабочие должны быть одеты в непроницаемую для ингибитора спецодежду. Поверх спецодежды надевается пояс с крестообразными лямками к которому прикрепляется сигнально-спасательная веревка. Другой конец веревки должен выходить наружу через люк.
У люка все время должно находиться не менее двух рабочих имеющих при себе шланговые противогазы для оказания в случае необходимости помощи работающему в емкости причем один рабочий все время должен держать конец сигнально-спасательной веревки.
Рабочие допускаемые к очистке емкостей должны быть предварительно проинструктированы по правилам безопасности проведения этой работы.
При появлении трещин в сварных швах или в основном металле корпуса емкость должна быть немедленно опорожнена и поставлена на ремонт. Запрещается чеканка трещин или отдельных свищей в сварном шве емкости а также заварка трещин на емкостях заполненных ингибитором.
Ремонтные монтажные и строительные работы на территории эксплуатируемых резервуаров связанные с применением огня (сварки резки клепки) необходимо проводить под руководством ответственного работника с письменного разрешения технического руководителя после предварительного согласования с пожарной охраной.
При обслуживании и ремонтерезервуаровразрешается применять только переносные светильники напряжением не выше 12 вольт во взрывобезопасном исполнении.
ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Образование минеральных отложений как уже известно приводит к росту давления в трубопроводе что может привести к разрыву трубы который несет за собой огромные последствия.
1 Влияние трубопроводного транспорта на почвенно-растительный комплекс и рельеф местности
Характер и степень воздействия нефти и нефтепродуктов на почвенно-растительный комплекс определяются объемом ингредиента и его свойствами видовым составом растительного покрова временем года и другими факторами. Многие виды сосудистых растений оказываются устойчивыми против нефтяного загрязнения тогда как большинство лишайников погибает при воздействии на них нефти и нефтепродуктов. Установлено что наиболее токсичны углеводороды с температурой кипения в пределах от 150 до 275° С т. е. нафтеновые и керосиновые фракции. Углеводороды с более низкой температурой кипения менее токсичны либо вообще безвредны особенно их летучие фракции поскольку они испаряются не успевая проникнуть через растительную ткань. Высококипящие тяжелые фракции нефти также менее токсичны чем нафтеновые и керосиновые фракции.
Загрязнение почвенно-растительного комплекса нефтью и нефтепродуктами приводит к уничтожению растительного покрова период самовосстановления которого в северных районов может достигать 10—15 лет.
Снежный покров существенно снижает токсичное действие нефти на растительность. Наиболее опасны разливы нефти в период вегетации растений;
2 Влияние трубопроводного транспорта на реки и водоемы
Река (или водоем) считается загрязненной если состав (или свойства) воды изменился под влиянием производственной деятельности настолько что вода стала непригодной для одного или нескольких видов водопользования.
Различают следующие основные виды водопользования: хозяйственно-питьевое культурно-бытовое и рыбохозяйственное. В соответствии с этими видами водопользования нормируются состав и свойства воды и предельно допустимая концентрация (ПДК) вредных веществ.
Практически любая авария подводного нефтепровода может привести к утрате водоема как объекта одного или нескольких видов водопользования. Нефть попадая в воду растекается вследствие ее гидрофобности по поверхности образуя тонкую нефтяную пленку которая перемещается со скоростью примерно в два раза большей чем скорость течения воды. При соприкосновении с берегом и прибрежной растительностью нефтяная пленка оседает па них. В процессе распространения по поверхности воды легкие фракции нефти частично испаряются растворяются а тяжелые опускаются в толщу воды оседают на дно и образуют донное загрязнение.
В результате загрязнения воды нефтью изменяются ее физические химические и органолептические свойства что существенно ухудшает условия обитания и воде животных и растении; использование такой воды в культурно-бытовых и хозяйственно-питьевых целях усложняется.
В нефтедобывающих районах источником загрязнения рек и водоемов являются сбросы отработанных и пластовых вод нефтепромыслов.
Загрязнение нефтью и нефтепродуктами рыбохозяйственных водоемов приводит к ухудшению качества рыбы (появление окраски пятен запаха привкуса); гибели взрослых рыб молоди личинок и икры; отклонениям от нормального развития икры личинок и молоди; сокращению кормовых запасов (бентоса планктона) мест обитания нереста и нагула рыб; нарушению миграции рыб молоди личинок и икры.
Самоочищение рек и водоемов от нефти и нефтепродуктов. Очищение воды от нефти и нефтепродуктов происходит в результате их естественного распада — химического окисления испарения легких фракций и биологического разрушения микроорганизмами обитающими в водной среде. Все эти процессы характеризуются чрезвычайно малой скоростью определяемой главным образом температурой воды. Химическое окисление нефти затрудняется высоким содержанием в ней предельных углеводородов. Окисляются и испаряются в основном легкие фракции а тяжелые трудноокисляемые фракции нефти накапливаются и затем оседают па дно образуя донное загрязнение.
Нефтяные отложения на дне водоема в анаэробных условиях (при дефиците кислорода) сохраняются длительное время и являются источником вторичного загрязнения водоемов[17].
3 Мероприятия по рекультивации нефтезагрязненных почв
Рекультивацию земель в зависимости от объемов нарушения в геосистеме и ее ранга можно ограничивать локальными мероприятиями или крупномасштабными проектами восстановления компонентов свойств и нарушенных связей в ландшафте.
Комплекс рекультивационных работ представляет собой сложную многокомпонентную систему взаимоувязанных мероприятий структурированных по уровню решаемых задач и технологическому исполнению.
Выделяют следующие этапы рекультивации:
а) подготовительный - предпроектные и проектные работы которые содержат концепцию схему обоснования инвестиций инженерные изыскания стадии проектирования (проект и рабочую документацию);
б) технический - инженерно-техническая часть проекта направленная на ликвидацию последствий антропогенной деятельности создание техногенной составляющей обеспечивающей восстановление и функционирование нарушенной геосистемы;
в) биологический - завершающая часть проекта рекультивации которая включает систему земледелия озеленение лесное строительство биологическую очистку почв агромелиоративные и фиторекультивационные мероприятия направленные на восстановление процессов почвообразования и завершение формирования техноприродного (культурного) ландшафта.
Продолжительность выполнения этих этапов условно определяют как рекультивационный период срок окончания которого обосновывается проектом на основе эколого-экономических расчетов. Рекультивационный период в зависимости от состояния нарушенных земель и их целевого использования может длиться от одного до нескольких лет. Однако рекультивация не заканчивается сроком окончания строительства на сильно нарушенных землях необходимо длительное управление физико-химическими и биологическими процессами с использованием инженерно-экологических систем. Ориентировочно этот период может быть определен сроками восстановления компонентов природы которые обеспечат устойчивость геосистемы и ее функционирования.
Процесс рекультивации нефтезагрязненных земель включает:
- удаление из состава почвы нефти и нефтепродуктов;
- рекультивацию земель (технический и биологический этап).
Рекультивация загрязненных нефтью и нефтепродуктами земель проводится в несколько стадий сроки проведения которых должны быть указаны в проекте. Сроки и стадии рекультивации намечаются в соответствии с уровнем (степенью) и временем загрязнения (дата разлива) почвенно-климатическими условиями данной природной зоны ландшафтно-геохимической характеристикой загрязненных земель и состоянием биоценоза.
Выделяются два уровня загрязнения:
) умеренное загрязнение которое может быть ликвидировано путем активизации процессов самоочищения техническими (агротехническими) приемами (внесением удобрений поверхностной обработкой и глубоким рыхлением и т.д.);
) сильное загрязнение которое может быть ликвидировано путем проведения специальных мероприятий способствующих созданию аэробных условий и активизации углеводородоокисляющих процессов.
Нарушенные земли должны быть рекультивированы преимущественно под пашню и другие сельскохозяйственные угодья. В этом случае рекультивация земель должна включать получение заключения агрохимической и санитарно-эпидемиологической служб об отсутствии опасности выноса растениями веществ токсичных для человека и животных.
Если рекультивация земель в сельскохозяйственных целях нецелесообразна создаются лесонасаждения с целью увеличения лесного фонда оздоровления окружающей среды или защиты земель от эрозии; при необходимости создаются рекреационные зоны и заповедники.
Требования к рекультивации земель при рекреационном направлении должны включать: вертикальное планирование территории с минимальным объемом земляных работ сохранение существующих или образованных в результате производства работ форм рельефа на стадии технического этапа.
Рельеф и форма рекультивированных участков должны обеспечивать их эффективное хозяйственное использование.
Рекультивируемые земли и прилегающая к ним территория после завершения всего комплекса работ должны представлять собой оптимально организованный и экологически сбалансированный устойчивый ландшафт.
При умеренном загрязнении достаточно проводить только технический этап рекультивации в расчете на самоочищение почвы.
Технический этап рекультивации
Технический этап включает в себя проведение работ создающих необходимые условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап). Меры технической рекультивации - это ускорение процессов физического очищения почвы.
Биологический этап рекультивации
Биологический этап включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий направленных на улучшение агрофизических агрохимических биохимических и других свойств почвы. Биорекультивация - это оптимизация физико-химического и биологического факторов очищения почвы.
Биологический этап осуществляется после полного завершения технического этапа по восстановлению плодородного слоя почвы в соответствии с ГОСТ 17.5.3.06-85[18] и комплексе с механическими методами. При проведении данного этапа рекультивации должны быть учтены требования к рекультивации земель по направлениям их использования.
На сильно загрязненных нефтью и нефтепродуктами участках для ускорения процесса биодеградации нефти и нефтепродуктов могут вноситься биологические препараты имеющие разрешение государственных служб. Использовать препараты следует согласно инструкции по их применению и по технологии согласованной с местными органами Федерального агентства кадастра объектов недвижимости. Необходимым условием для успешной переработки нефти и нефтепродуктов нефтеокисляющими бактериями является величина активной реакции (рН) почвы она должна быть не менее 65 [19].
В ходе работы над дипломным проектом было установлено что взаимодействие добавляемых реагентов приводит к коагуляции микрочастиц коллоидного размера и осаждения их на стенках трубопровода с последующим налипанием на них минеральных неорганических частиц из забойной зоны.
Присутствие в двухфазной среде нефть - пластовая вода твердых минеральных частиц может способствовать удалению продуктов коррозии частично защищающих металл что создает условия для протекания механохимического эффекта и возникновения канавочной коррозии.
Состав сухого осадка Реком-102 показывает что отложения в виде полимеров отсутствуют.
Из всего вышеизложенного следует что совокупность таких факторов как:
- несовместимость реагентов приводящих к образованию микрочастиц коллоидного размера;
- малая эффективность ингибитора коррозии в условиях промысловых технологических сред;
- минеральные отложения вышедшие из забойной зоны скважины;
приводят к образованию "пробок" в нефтепроводах.
Исследование и решение проблемы образования минеральных отложений является важной задачей для нефтеперерабатывающих предприятий т.к. отсутствие утечки нефтепродуктов несет за собой огромный экономический эффект - 512679065 руб. Так же при отсутствии минеральных отложений последует отсутствие скачков давления в нефтепроводе что положительно скажется на долговечности оборудования и на безопасности его эксплуатации.
Предложены рекомендации по технике безопасности при работе с ингибиторами коррозии при их транспортировке и хранении. А также изучены последствия игнорирования проблемы образования минеральных отложений и мероприятия по ликвидации последствий.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Гутман Э.М. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии Э.М.Гутман М.Д. Гетманский О.В. Клапчук Л.К. Кригман. - М.: Недра - 1988. - С.75.
Рачев Х. Справочник по коррозии Х.Рачев С.Стефанов. - М.: Мир - 1982. - С. 81.
Саакиян Л.С. Повышений коррозионной стойкости нефтепромыслового оборудования Л.С.Саакиян А.П. Ефремов И.А.Соболева. - М.: Недра. - 1988. - С. 3.
Ершов В.В. Минеральный состав солевых отложений в нефтепромысловом оборудовании В.В.Ершов С.С.Потапов Б.В. Чесноков - Препринт. Свердловск: УрО АН СССР. - 1989. - С. 9.
Novakowskiy W.M. Lapshina E.F. Bloch M.S. Z. phys. Chem. 1965. B. 230. S. 313.
Лебедев А.Н. Защита металловА.Н.Лебедев А.С. Дербышев - 1981. Т. 17. № 2. С. 187.
Вайнштейн А.Л. Коррозионные повреждения опор контактной сети А.Л. Вайнштейн А.В.Павлов. - М.: Транспорт. - 1988. - С. 22.
Гутман Э.М. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. Учебное пособие для рабочихЭ. М. Гутман К.Р. Низамов М. Д. Гетманский Э. А. Низамов М.: Недра. - 1983. - 150 с.
Бурдынь Т.А. Химия нефти газа и пластовых вод Т.А. Бурдынь Ю.Б.Закс. –М.: Недра. - 1975. - C. 215.
Молявко М.А. Коррозия металлов: Учебное пособие М.А.Молявко О.Б.Чалова. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2008. - 100 с.
Голованов А.И. Рекультивация нарушенных земель А.И.Голованов Ф.М.Зимин В.И.Сметанин. - М.: КолосС. - 2009. - 325 с.
Другов Ю.С. Экологические анализы при разливах нефти и нефтепродуктов Ю.С. Другов А.А.Родин. - СПб.: 2000 - 250 с.