Файл: Коррозионный мониторинг технологического оборудования.pdf

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Инженерной механики
Кафедра
Металловедения и неметаллических материалов
Оценка:
Рейтинг:
Руководитель:
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(дата)
Реферат на тему:
Коррозионный мониторинг технологического оборудования
ВЫПОЛНИЛ:
Студент группы
МТМ-22-03
(номер группы)
Копылова Н.А.
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
30.10.2022
(дата)
Москва, 20 22

2
СОДЕРЖАНИЕ
Введение ................................................................................................................... 3 1. Задачи коррозионного мониторинга ................................................................. 4 2. Основные методы коррозионного мониторинга .............................................. 8 2.1. Гравиметрический метод ............................................................................. 9 2.2. Метод электрического сопротивления ..................................................... 11 2.3. Ультразвуковой метод ................................................................................ 13 2.4. Анализ проб промысловых сред ................................................................ 14
Вывод ...................................................................................................................... 16
Список литературы ............................................................................................... 17

3
Введение
70% российских нефтегазовых инфраструктур построены более 30 лет назад. Сама по себе нефть — не коррозионно-активная среда, но непременно присутствует сопутствующая вода с примесями, что это делает нефтепроводы уязвимыми для разрушения.
Вопрос коррозионных повреждений особо остро стоит в последние годы, так как огромное количество отказов связаны именно с данным вопросом. Для предотвращения отказов необходимо постоянно собирать информацию о процессах, влияющих на материал оборудования под действием рабочей или внешней среды. Однако такую информацию сложно собрать, например, с внутренней поверхности трубопровода, поэтому о критическом влиянии коррозии часто становится известно только после отказа
[1].
Эти проблемы дали понять, что необходима система контроля за составом рабочей среды, толщиной стенки и рядом других факторов. Поэтому в последнее время все большую актуальность получают различные методы коррозионного мониторинга, позволяющие отслеживать состояние трубопроводов и других объектов в реальном времени, собирать данные, на основании которых можно говорить об агрессивности среды и стойкости материала.
Далее будут рассмотрены различные методы коррозионного мониторинга, а также краткая характеристика анализа проб, взятых с разных точек отбора.

4
1. Материалы трубопроводов
Несмотря на развитие альтернативной энергетики, добыча нефти и газа в мире растёт. Продолжается поиск и разработка новых месторождений.
Транспортируют добытые углеводороды большей частью по металлическим трубопроводам, которые подвержены коррозии [2].
С использованием магистральной трубы строятся протяженные сети для транзита:
• природного, нефтяного попутного, искусственного газа;
• сжиженного углеводородного газа;
• нефти;
• нефтепродуктов.
Другие типы сооружений:
• технологический трубопровод — для работы на территории нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов;
• промысловый — для подачи добытых углеводородов от скважины до пункта подготовки к дальнейшей транспортировке.
Трубный транспорт прокладывают в грунте в специальных траншеях или тоннелях, реже — по земле (в насыпи), над землей (на опорах), под водой.
Эту продукцию изготавливают из листового и рулонного проката — горячекатаного, термически обработанного или после контролируемой прокатки. Классы прочности:
• К34, К38, К42 — из углеродистой стали — спокойной, полуспокойной;
• К48, К50, К52, К54, К55, К56, К60 — из низколегированной стали;
• Х56, Х60, Х65, Х70 — из низколегированной стали по американскому стандарту API-5L.

5
Рассмотрим распространенную в промышленности столь 09Г2С.
Устойчивость свойств в широком температурном диапазоне позволяет применять детали из этой марки в диапазоне температур от -70 до +450 С..
Высокая механическая устойчивость к низким температурам также позволяет с успехом применять трубы из 09Г2С на севере страны.
Также марка широко используется для сварных конструкций. Сварка может производиться как без подогрева, так и с предварительным подогревом до 100-120 С. Так как углерода в стали мало, то сварка ее довольно проста, причем сталь не закаливается и не перегревается в процессе сварки, благодаря чему не происходит снижение пластических свойств или увеличение ее зернистости.
Для оценки устойчивости к коррозии проводились испытания со следующими сталями: сталь марки 13ХФ; сталь 20КТ; сталь 20А; сталь 20; сталь 09Г2С.
Коррозионные испытания проводились при следующих условиях: скорость потока – 0,25 м/с, давление – 1,1 МПа; температура потока – 30 °С
Рисунок 1 – Скорость коррозии для сталей
Были сделаны следующие выводы:

6
– установлено, что стали различного материального исполнения имеют различную коррозионную стойкость при одинаковых условиях испытания;
– наименьшая скорость коррозии установлена для стали марки 09ГС2;
– коррозионная стойкость стали марки 09ГС2 в данных условиях испытания обеспечивается за счет низкого содержания углерода в сочетании с микроструктурой стали феррит + пластинчатый перлит, что препятствует росту межкристаллической коррозии;
– по сравнению с типичными, применяемыми в настоящее время трубопроводами из стали марки 20, при условии применения трубопроводов из стали марки 09Г2С их срок эксплуатации может быть увеличен в два раза.
Однако если сравнивать свойства 09Г2С на воздухе и в коррозионной среде, то отчетливо видно снижение прочностных свойств (рис.2, 3). Для образцов из стали 09Г2С снижение предела прочности в коррозионной среде составило 23,1 %, а время до разрыва сократилось на 4,3 %, что свидетельствует о мгновенном коррозионном воздействии среды на металл
[3].
Рисунок 2 – Результаты испытаний стали 09Г2С на воздухе

7
Рисунок 3 – Результаты испытаний 09Г2С в коррозионной среде.
2. Задачи коррозионного мониторинга
Существующие проблемы по поддержанию эксплуатационного ресурса технологического оборудования ставят две задачи:
• снижение уровня износа оборудования, связанного, прежде всего с коррозионным воздействием на металл.
• предупреждение аварийных ситуаций образующийся во время эксплуатации, по причине нарушения сплошности металла корпусного оборудования, с образованием дефектов типа трещины или сквозные свищи. При этом зачастую в этом может быть повинны действия персонала, которые своевременно не смогли вести необходимые поправки в управлении химико-технологической защиты во время эксплуатации. Все это сопряжено с большими экологическими проблемами, не говоря уже о громадных экономических потерях.
По данным, получаемых с разных стран, можно сделать выводы, что применяемые методы антикоррозионной защиты в нефтегазовой отрасли далеки от идеала. Эксплуатация нефтегазового оборудования часто сопровождается неритмичной загрузкой технологических установок, простоями в результате непредвиденных отказов, нестабильной подачей

8 химических реагентов и неоднородным состава сырья. Скорость коррозии металла может повышаться в сотни раз, а потеря металла за часы эквивалентна его потерям за несколько лет нормальной работы.
Существующие методы защиты от коррозии основываются на осмотрах при проведении планово-предупредительных ремонтов, выборочных испытаний и диагностических работ. В результате коррозионные повреждения фиксируются как совершившийся факт, и при их анализе не получается делать выводы об условиях и начале коррозии [4].
Коррозия и эрозия угрожают металлическим трубопроводам. Если говорить о коррозии внутренней поверхности трубопроводов, то расположение под землёй или на поверхности в этом случае мало влияет на процесс коррозионной активности.
Скорость коррозии во многом зависит от перекачиваемой среды, а именно от ее состава, от объема, скорости потока и режима. Важными факторами являются температура жидкости, обводненность, минерализация и т.д.
Использование тех или иных методов (широкое распространение получили три из них) позволяет заранее определять коррозионное воздействие на металл заранее. Что позволяет оценить начало воздействия, скорость разрушения, влияние тех или иных факторов на процесс, что дает возможность заранее отрегулировать условия эксплуатации или по полученным данным сделать выводы об улучшении проектирования [3].
2. Основные методы коррозионного мониторинга
На сегодняшний день существует несколько методов мониторинга внутренней коррозии, отличающихся у каждого производителя. Однако для различных условий и объектов стоит индивидуально оценивать

9 эффективность каждого метода. В некоторых случаях необходимо применять комплекс из нескольких систем.
Наибольшее распространение получили 3 метода: гравиметрический, электрического сопротивления и ультразвуковой. Подробнее они будут рассмотрены далее.
2.1. Гравиметрический метод
Принцип работы метода следующий: внутри трубопровода размещают образец-свидетель, который изготавливают из такой же марки стали (или близкой по составу).
Образец-свидетель находится какое-то время в агрессивной среде трубопровода и подвергается тем же коррозионным процессам, что и стенка трубы. Через определённый период образец извлекают, обрабатывают, взвешивают и по изменению массы делают расчёт потери металла и скорости коррозии.
Для мониторинга различных процессов гравиметрическим методом важно расположение внутри трубопровода, поэтому применяют разные формы и размеры образцов-свидетелей.
Рисунок 4 – Общий вид системы для мониторинга коррозии в сборе

10
Образец-свидетель коррозии, далее по тексту ОСК, является чувствительным элементом гравиметрической системы и предназначен для оценки скорости коррозии методом потери массы и определения ее вида. ОСК устанавливается в держатель образцов-свидетелей коррозии. В общем случае
ОСК представляет собой плоское изделие прямоугольного сечения (рисунок
5), подлежащее размещению параллельно потоку в соответствии с рисунком
6.
Рисунок 5 – Вид прямоугольного образца свидетеля коррозии
Рисунок 6 – Схема установки ОСК
ОСК также могут изготавливаться в виде дисков (рисунок 4). ОСК такого вида применяются в случаях, когда необходимо сохранение свободного поперечного сечения объекта (например, для прохождения снарядов в

11 трубопроводе) или необходима установка нескольких образцов на разной высоте (при отличии скоростей коррозии на разных высотах ввиду особенностей гидравлического режима) [6].
Рисунок 7 – Дисковый ОСК
2.2. Метод электрического сопротивления
Метод электрического сопротивления схож с гравиметрическим методом, но вместо образца-свидетеля используется чувствительный элемент
— ER-датчик. Принцип работы построен на изменении электрического сопротивления на чувствительном элементе зонда.
Зонд вводят в исследуемую среду и на основании изменения сопротивления чувствительного элемента делают вывод о скорости процесса коррозии.
Физический принцип ER-систем заключается в том, что в результате коррозионных процессов на поверхности чувствительного элемента измерительного зонда происходит постепенное уменьшение площади поперечного сечения чувствительного элемента, а его длина остаётся неизменной. Сопротивление меняется и выполняется пересчет в потерю металла.
При этом дополнительных лабораторных исследовании уже не требуется и можно контролировать состояние зондов в режиме реального времени.

12
Рисунок 8 – Общая схема ER-метода
В зависимости от характеристик исследуемой среды возможны различные варианты исполнений чувствительных элементов ЕР-зонда, представленные в таблице 1 [7].
Таблица 1 – Типы ER-элементов
Тип элемента
Толщина, мм
Срок службы, мм
Проволочная петля
1 0,25 2
0,5
Торцевой зонд
0,1 0,05 0,2 0,1 0,5 0,25
Цилиндрический
0,25 0,125 0,5 0,25 1,2 0,6 0,25 0,125 0,5 0,25 1
0,5

13
2.3. Ультразвуковой метод
Данный метод является одним из самых современных из перечисленных.
Оборудование представляет из себя накладные ультразвуковые датчики, которые могут быть размещены в наиболее уязвимых местах трубопровода. Полученные отражённые сигналы обрабатываются в микропроцессорном устройстве и регистрируют толщину стенки трубопровода с высокой точностью — до 0,0025 мм.
Рисунок 9 – Система ультразвукового мониторинга коррозии
Ультразвуковая система отличается модульной конструкцией, простотой установки, к тому же она не препятствует проведению регламентных работ внутри объекта. Ультразвуковые датчики легко демонтируются и перемещаются. Врезка в трубу при таком методе не требуется, поэтому установка безопасна для монтажа на любые давления.
Применение высокотемпературных датчиков позволяет устанавливать ультразвуковую систему на поверхность с рабочей температурой до 500 °С [8].

14
2.4. Анализ проб промысловых сред
Отдельно стоит отметить важность оценки промысловой среды, так как именно она является основным источником коррозионных повреждений.
Анализы проводятся с целью определения изменения контролируемых параметров промысловых сред и оценки их влияния на скорость коррозии промысловых трубопроводов. Пробы собираются с различных точек отбора, чтобы составить наиболее полную картину коррозионного воздействия во время промысловой подготовки нефти и перекачки ее к месту транспортировки.
Анализ проб среды включает в себя следующую группу исследований:
1. Анализ фазового состава транспортируемых жидкостей
(гидродинамический режим)
2. Определение 6-ти компонентного ионного состава пластовой воды
Na+ + K+, Ca2+, Mg2+, Cl-, CO32-, SO42-, HCO3-
3. Определение рН
4. Анализ содержание железа в воде
5. Определение содержания мех. Примесей
6. Определение содержания агрессивных газов (сероводород, углекислый газ)
7. Определение содержания кислорода, мг/л
8. Определение биозараженности
9. Определение остаточного содержания ингибитора коррозии и ингибитора солеотложений.
Важно также оценивать этапы подготовки нефти и газа к транспортировке. В ходе таких операций осуществляется:
• обессоливание;
• обезвоживание;
• дегазация;