Разливы нефти

Под разливом понимается любой сброс нефти на грунт (по­чвенный покров), поверхность воды и прибрежную зону озер, рек, портов и т.п. независимо от причин и обстоятельств, выз­вавших такой сброс.

К сожалению, достаточно традиционными для современ­ной цивилизации стали экологические катастрофы, связанные с наземными разливами нефти. Аварийные разливы нефти при этом охватывают значительные площади. На некоторых месторождениях Западной Сибири количество разливов на не­больших площадях доходило до 2-х аварий в день. После при­нятых мер число разливов сократилось, а ранее залитые не­фтью земли стали очищаться. Часто порывы трубопроводов не удается сразу ликвидировать, поэтому нефть может залить угодья, попасть в водоемы. Особенно эта проблема актуальна для осенне-весеннего периода года, когда не удается быстро добраться до места аварии, чтобы прекратить выброс нефти.

Разливы нефти, как показывает практика, неизбежны при ее добыче, переработке и транспортировке. Особую опасность представляют нефтепроводы, т.к. в отличие от локально рас­положенных предприятий на них невозможно предусмотреть меры по защите ОС на всей их протяженности, достигающей многих тысяч километров.

Нефтяное загрязнение, обусловленное аварией, отличает­ся от многих других техногенных воздействий тем, что оно дает не постепенную, а, как правило, залповую нагрузку, вы­зывая быструю ответную реакцию.

Площади загрязнения от разлитой нефти варьируют от 0,01 до 10 га на одну аварию, а объем потерянной нефти может достигать 20 000 т. По данным Министерства природных ре­сурсов, количество разливающейся нефти в России составля­ет 17-20 млн т в год. Это около 7% добычи нефти. В зависимости от объема разлившейся нефти и площади разлива на местности во внутренних пресноводных водоемах выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:

- локального значения - до 100 т разлившейся нефти, площадь разлива охватывает территорию объекта;

- муниципального (местного) значения - разлив от 100 до 500 т нефти в пределах административной границы муни­ципального образования (территория населенного пункта, в котором расположен объект) либо разлив до 100 т нефти, выходящей за территорию объекта;

- территориального значения - разлив от 500 до 1000 т нефти в пределах административной границы субъекта РФ либо от 100 до 500 т нефти, выходящей за пределы админи­стративной границы муниципального образования;

- регионального значения - разлив от 1000 до 5000 т не­фти, выходящей за пределы административной границы субъекта РФ;

- федерального значения - разлив свыше 5000 т нефти либо разлив нефти вне зависимости от объема, выходящей за пределы государственной границы РФ, а также разлив не­фти, поступающий с территории сопредельного государства (трансграничного значения).

Из-за разливов нефти в ряде районов РФ концентрация нефтепродуктов превышает допустимые нормы. Так, на тер­ритории Нижневартовского района Тюменской области пре­вышение российских норм достигает почти 50 раз. Считает­ся, что для восстановления нарушенного биологического рав­новесия потребуются столетия (при условии отсутствия до­полнительных разливов). По данным экспертов IWAGO, в на­стоящее время в Западной Сибири нефтью загрязнено от 700 до 840 тыс. га земли - это в 7 раз больше территории Моск­вы. На крупнейшем Самотлорском месторождении общая пло­щадь загрязненных земель составляет 6500 га. Но не только Самотлорское месторождение является зоной экологическо­го бедствия. В 1995 г. произошел большой разлив нефти в республике Коми. Тогда на землю вылилось более 100 тыс. т нефти.

Нефть, попадая в почву и грунты, вызывает необратимые изменения, связанные с их битуминизацией, гудронизацией, це­ментацией, загрязнением и т.д. В результате нарушения почвен­но-растительного покрова усиливаются нежелательные процессы - эрозия почв, деградация. Происходит изменение фильт­рационных и физико-механических свойств грунтов. При раз­ливах нефть, попадая в почву, опускается вниз под влиянием гравитационных сил и распределяется вширь под действием поверхностных и капиллярных сил. Скорость продвижения не­фти зависит от ее свойств, свойств грунта и соотношения не­фти, воздуха и воды в многофазной движущейся системе. Чем меньше доля нефти в такой системе, тем труднее ее фильтра­ция (миграция) в грунте. В ходе этих процессов насыщенность грунта нефтью (при отсутствии новых поступлений) непрерыв­но снижается. При содержании в грунте 10-12% (уровень оста­точного насыщения) нефть становится неподвижной. Движе­ние прекращается также при достижении нефти уровня грунто­вых вод. Легкие фракции ее плавают на поверхности воды. Тен­денция к распространению нефти, обусловленная капиллярны­ми силами, сохраняется. Нефть начинает перемещаться в на­правлении уклона поверхности грунтовых вод.

При загрязнении нефтью поверхности земли уничтожается растительный покров, чем наносится значительный ущерб жи­вотному миру из-за сокращения и уничтожения кормовых ре­сурсов.

При аварийных разливах нефти, загрязненных сточных вод часть нефти уносится ливневыми и талыми водами в водо­емы. Разлитая нефть растекается в виде пленки различной толщины по водной поверхности, частично испаряется, а в основном в виде эмульсированных частиц оседает на дно во-

Таблица 2.13 Зависимость толщины пленки от количества нефти на поверхности в 1 км²

Ориентировочная толщина, мкм	Количество нефти, расходуемое на обра­зование плёнки, л/км	Внешний вид плёнки
0,02		Появление отдельных пятен
0,038		Серебристый блеск поверхности
0,075		Тоже
0,15		Заметны первые цветные пятна
0,3		Блестящие цветные пятна
		Мутный цвет поверхности
		Тёмный цвет
		То же

щины пленки от количества нефти на поверхности воды.

Нефтяные пленки нарушают природный обмен влагой между водоемом и атмосферой, вызывая дефицит кислорода и нарушая биологические процессы водоема, на длительное время изменя­ют состав воды. Замедляется рост водорослей, которыми питаются обитатели водоемов, уменьшается число донных сообществ, рыб, млекопитающих. Разлитая нефть опасна для водоплавающих птиц. Часто птицы не могут отличить нефтяное озеро от озера с обыч­ной водой. Стая садится на такое озеро и погибает.

Осевший на дно мазут, масла придают водоему вторичное заг­рязнение, вызывая гибель рыб, препятствует нормальному разви­тию икры.

Стекание нефти в пониженные участки местности способству­ет попаданию ее в грунтовую среду, и за счет фильтрации может произойти загрязнение подземных вод.

Попадая в водоемы хозяйственно-питьевых, культурно-бытовых объектов, нефть наносит непоправимый вред человеку. В Нижне­вартовске нефтепродуктами загрязнено 97% потребляемой пить­евой воды. Как показали исследования, даже в водных горизонтах на глубине 200 м обнаружена нефть. Такое положение сказыва­ется на здоровье населения. За последние пять лет количество онкологических заболеваний в Нижневартовске, Лангепасе, Меги-оне и Радужном возросло практически в два раза.

При разливах нефти в зимний период проводят с учетом рель­ефа местности отсыпку склонов, дорог песком для направления движения загрязненного снега в дренажную емкость, размеры ко­торой определяются исходя из объема нефтезагрязненного снега и возможности его обработки. В емкости снег с нефтью обрабаты­вается паром, и жидкий отход откачивается в нефтяной коллектор системы сбора и подготовки нефти, где он смешивается с продук­цией скважин.

Суммы штрафов за порывы трубопроводов и загрязнения ОС составляют такие величины, что встает вопрос об оснащении ос­новных трубопроводов системой контроля утечек, которые приво­дят впоследствии к аварии. В деле предупреждения аварий боль­шая роль отводится диагностике оборудования, трубопроводов и прочего. Это сравнительно дешевый, но наиболее эффективный из косвенных методов.

Для предотвращения разливов (уменьшения числа порывов) целесообразно на ряде объектов промысла применять коррозионно-стойкие трубы типа ГПМТ или трубы с внутренним защитным покрытием (эмалированным, лакокрасочным, покрытием эпоксид­ными красками и проч.). Как показывает опыт Татарстана, при рос­те затрат на строительство коррозионно-стойких трубопроводов продолжительность их работы (долговечность) увеличивается в 5-8 раз, что в конечном счете экономически оправдано.

 

Лекция 9. Охрана окружающей среды

1.Подготовка нефти к переработке.

2.Переработка нефти.

3.Выбора НПЗ.

НПЗ и ГПЗ представляют собой металлоемкие сооружения со сложным технологическим процессом

Товарная нефть из магистральных трубопроводов поступа­ет в сырьевой парк завода, где осуществляются следующие основные этапы ее переработки.

1. Подготовка нефти к переработке. Для обеспечения вы­соких показателей работы установок по переработке нефти в них необходимо подавать нефть с содержанием солей не бо­лее 6 г/л и воды - 0,2%. Поэтому нефть, поступающую на НПЗ, подвергают дополнительному обезвоживанию и обессо-ливанию на установке ЭЛОУ.

2. Первичная переработка нефти. В ходе перегонки не­фти в ректификационной колонне путем нагрева до температуры 300-350"С из нефти выделяют бензиновые, керосино­вые, дизельные фракции и мазут. Для более глубокой пере­работки нефти используется АВТ, в которой дополнительно из мазута выделяют масляные фракции (дистилляты), вакуум­ный газойль; в остатке образуется гудрон.

3. Вторичная переработка нефти. Проводится с использо­ванием термических (термический крекинг, коксование и пи­ролиз) и каталитических (каталитический крекинг и риформинг) методов.

Термический крекинг - это процесс разложения высоко­молекулярных углеводородов при температуре 470-540 °С и давлении 4-6 МПа с образованием более легких углеводоро­дов, формирующих бензиновую и керосиновую фракции, и газообразных углеводородов. Сырьем для термического кре­кинга является мазут и другие тяжелые нефтяные остатки.

Коксование - это форма термического крекинга, осуще­ствляемого при температуре 450-550 °С и давлении 0,1-0,6 МПа. При этом получается газ, бензин, керосино-газойлевые фрак­ции, а также кокс.

Пиролиз - это термический крекинг, проводимый при тем­пературе 750-900 °С и давлении, близком к атмосферному, с целью получения сырья для нефтехимической промышлен­ности. Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах, бензины первичной перегонки, керо­сины термического крекинга, керосино-газойлевая фракция. В результате пиролиза получают газы - этилен, пропилен, бутадиен, ацетилен, а также жидкие продукты - бензол, толу­ол, ксилол, нафталин и другие ароматические углеводороды.

Каталитический крекинг - это процесс разложения высоко­молекулярных углеводородов при температуре 450-500 °С и дав­лении 0,2 МПа в присутствии катализаторов (алюмосиликатов и цеолитов). Катализаторы - это вещества, ускоряющие реакцию крекинга и позволяющие осуществлять ее при более низких, чем при термическом крекинге, давлениях. Сырьем для катали­тического крекинга является вакуумный газойль, продукты тер­мического крекинга и коксования мазутов и гудронов. Получае­мые продукты - газ, бензин, кокс, легкий и тяжелый газойли.

Риформинг - это разновидность каталитического крекин­га, осуществляемого при температуре около 500 °С и давле­нии 2-4 МПа с применением катализаторов из окиси молиб­дена или платины. Риформингу подвергают обычно низкоок­тановый бензин прямой перегонки с целью получения высо­кооктанового бензина. Кроме того, при риформинге можно получить ароматические углеводороды - бензол и толуол.

4. Очистка нефтепродуктов. Фракции (дистилляты), полу­чаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. Состав и кон­центрация примесей, содержащихся в дистиллятах (сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы, твердые парафины), зависят от вида используемого сырья, применяемого процесса его переработки, технологи­ческого режима установки. Вредные примеси удаляются из нефтепродуктов, т.к. присутствие, например, в моторных топ-ливах сернистых соединений и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах при хранении и эксплуатации образуют осадки, заг­рязняющие систему топливопроводов и препятствующие нор­мальной эксплуатации двигателей. Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию, осаждению смол на деталях камер сгорания.

На всех этапах переработки и очистки получаемых нефте­продуктов на НПЗ образуются отходы и выбросы, которые за­висят от качества перерабатываемой нефти, мощности завода, его оснащенности технологическими процессами, характера и состояния применяемого оборудования и очистных сооруже­ний, ассортимента вырабатываемой продукции, вида применяемого топлива и используемых энергий, а также географичес­кого расположения завода. Уровень загрязнений вокруг заво­дов зависит и от температуры: возрастает в наиболее холод­ные и жаркие дни (в холодные - за счет увеличения расхода топлива, разгерметизации резервуаров светлых продуктов че­рез дыхательные клапаны; в жаркие - за счет повышения тем­пературы ОС, увеличения расхода охлаждающей воды и ухуд­шения вследствие этого работы очистных сооружений).

В процессе переработки нефти получают большой ассорти­мент товарных и побочных продуктов, а также полуфабрика­тов и компонентов, служащих сырьем для нефтехимических и химических производств, которые часто включаются в состав НПЗ или располагаются на смежных с ними площадках. В про­цессе переработки нефти получают: топлива, нефтяные масла, церезины, вазелины, растворители, керосины, консистентную смазку, сажу, нефтяной кокс, битумы и др. В результате завод становится источником массовых выбросов загрязняющих ве­ществ, представленных во всем многообразии. Поэтому прак­тически нет заводов с одинаковыми показателями.

На НПЗ имеются следующие выбросы вредных веществ в

ОС:

- выбросы в атмосферу: углерод (пары нефтепродуктов, газы), оксид углерода, азота, диоксид серы, сероводород, ам­миак, фенол, бенз(а)пирен;

- выбросы сточных вод в водоемы: нефть и нефтепродук­ты, минеральные соли, фенол, аммиак;

- выбросы в почву: отработанная глина, шлам, ил, нефте-грязь, нефтепродукты от разливов и утечек.

Для отдельных заводов, в зависимости от специфики про­изводства, массовыми загрязнителями могут быть жирные кис­лоты и спирты, кислые гудроны, органические и неорганичес­кие растворители, органические соединения серы, пылевидная сера, ароматические углеводороды, катализаторная пыль и др.

Для мощных НПЗ характерными являются относительная стабильность концентрации загрязняющих веществ в атмос­ферном воздухе, крайне медленное ее снижение по мере удаления от источника загрязнения, а также дифференциро­ванное загрязнение. Так, на заводах, перерабатывающих сер­нистые нефти, загрязнения распространяются на довольно большие расстояния за счет низкой самоочищающей способ­ности атмосферы в районах действия НПЗ. Загрязнители в пределах 1 км от факела выброса наблюдаются затем и на расстоянии 7-10 км.

НПЗ является серьезным источником загрязнения атмосфер­ного воздуха. Даже на современных крупных предприятиях в течение года в атмосферу выбрасываются десятки тысяч тонн углеводородов, оксидов углерода, диоксидов серы, тысячи тонн сероводорода, сернистого газа и других загрязнителей.

По характеру выбросы делятся на организованные и неор­ганизованные. К организованным выбросам относятся те, ко­торые отводятся в атмосферу, водоемы и в почву с помощью специальных сооружений: это очистные сооружения, дымовые трубы и трубы газомоторных компрессоров, заводские факе­лы, печи сжигания шламов и других отходов, вентиляционные системы, шламовые площадки и илонакопители и т.д. К неор­ганизованным относятся выбросы, которые невозможно объе­динить и отвести в ту или иную среду. Например, утечки через неплотности в аппаратах и арматуре, испарение с поверхнос­ти сточных вод в системах канализации и очистки сточных вод, испарение из резервуаров и хранилищ, разливы и залповые выбросы нефтепродуктов в атмосферу при продувках и про-паривании аппаратов, при спусках нефтепродуктов в канали­зацию перед проведением ремонтных работ и т.д.

Крупными загрязнителями атмосферного воздуха являют­ся заводские резервуары для хранения нефти и нефтепро­дуктов. Выбросы углеводородов осуществляются через спе­циальные дыхательные клапаны при избыточном давлении паров нефтепродуктов, открытые люки, неплотности в кровле резервуаров. Особенно увеличивается выброс при заполне­нии резервуаров нефтью или нефтепродуктами.

По содержанию серы нефти условно классифицируются на малосернистые (до 0,5%), сернистые (до 2%), высокосернис­тые (более 2%). Поступление на переработку сернистых и высокосернистых нефтей ухудшает качественные показатели получаемых нефтепродуктов, ведет к повышению коррозии, преждевременному износу оборудования, аппаратуры, арма­туры, трубопроводов и сверхнормативным простоям устано­вок, ухудшению экологической обстановки на заводе.

Для борьбы с выделениями сероводорода и продуктов сго­рания в виде сернистого газа необходимы:

- высокая степень герметизации всех узлов установок и завода в целом; светлые продукты должны храниться в резервуарах с плавающими крышами, а горячие продукты, на­пример гудроны, - под подушкой инертного газа;

- высокая степень рассеивания серосодержащих дымовых газов при помощи дымовых труб высотой более 150 м, при­менение высококачественных горелок, обеспечивающих без­дымное горение всех видов топлив, и факелов высотой не менее 75 м;

- глубокое обессеривание как газообразных, так и жид­ких нефтепродуктов, применение процессов гидроочистки, а также обдувка сернистых органических соединений паром и их сжигание на факелах или в топках печей;

- максимальное удаление технологических установок, от­личающихся большим выделением серосодержащих газов, от мест наибольшего сосредоточения технического персонала завода и ближайшего населения.

На НПЗ сжигают отходящие газы, неорганизованные выб­росы паров углеводородов, дурно пахнущие вещества, окис­ленный воздух от битумных установок, сероводород. При сжи­гании вместо одних загрязнителей появляются другие, кото­рые могут оказаться более токсичными. Например, при сжи­гании углеводородов выделяются непредельные углеводоро­ды, оксид углерода, оксиды азота, технический углерод, диок­сид серы, сероводород, синильная кислота и др. Следователь­но, сжигать выбросы необходимо только в том случае, когда вновь образующиеся вещества менее токсичны и загрязняют воздух меньше, чем исходные.

НПЗ относятся к промышленным предприятиям с высоким уровнем потребления воды - как свежей, так и оборотной. Это делает проблему охраны водных ресурсов от загрязне­ний отходами завода особенно актуальной. Расход воды для производственных целей (а значит, и объем сточных вод) воз­растает с глубиной переработки нефти. Наибольший расход воды отмечается на стадии подготовки нефти в процессе ее обезвоживания и обессоливания. В результате повторного использования воды от II ступени обессоливания нефти на I ступени сокращается на 4-6% объем сточных вод. За счет организации оборотного водоснабжения удается возвратить 97-98% воды.

За последнее время мероприятиями по борьбе с загряз­нением естественных водоемов на установках АВТ явились применение конденсаторов и холодильников воздушного ох лаждения, замена барометрических конденсаторов смешения на поверхностные конденсаторы.

Содержание различных загрязняющих веществ в сточных водах определяется качеством перерабатываемой нефти, тех­нологией ее переработки, качеством конечных продуктов, оснащением предприятия. Особенностью НПЗ является то, что сточные воды образуются совокупностью потоков, собирае­мых на заводе в целом. Производственные сточные воды на НПЗ подразделяются на следующие виды:

- нейтральные нефтесодержащие сточные воды;

- солесодержащие воды;

- сернисто-щелочные воды;

- кислые сточные воды;

- сероводородсодержащие сточные воды.

Крупнотоннажными отходами на НПЗ являются сернисто-щелочные сточные воды. Они содержат сульфиды, гидросуль­фиды, меркаптаны, фенолы и другие соединения. Их обезв­реживают методом карбонации, а также окислением кислоро­дом воздуха. Если загрязнения нельзя устранить механичес­ким путем или путем химического воздействия реагентами, тогда производят окисление загрязнителей хлором и его со­единениями (хлорная известь, гипохлорид натрия или каль­ция). Для глубокой очистки сточных вод служит биохимичес­кая очистка, при которой растворенные в воде органические вещества подвергаются биохимическому разложению при помощи бактерий и микроорганизмов (активный ил) в при­сутствии кислорода или без его участия в процессе очистки.

Требования органов санитарного надзора весьма жестки (менее 10 мг нефтепродуктов на 1 л чистой воды). Очистка и дезодорирование сточных вод с удалением сероводорода, мер­каптанов и аммиака проводятся путем продувки сточных вод паром либо окисления этих веществ воздухом до образова­ния соединений, не имеющих запаха. Применяется также био­химическая очистка сточных вод.

Особенностью технологического процесса переработки не­фти является то, что в колоннах, установках, оборудовании, емкостях, трубопроводах постепенно образуются толстые слои парафиновых и смолистых нефтяных отложений. Для поддер­жания технологического режима асфальто-смолистые отло­жения периодически удаляются с помощью моющих средств. Как показал опыт, эффективным моющим средством является техническое жидкое концентрированное средство «Жени-лен» (разработка ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» и ООО «Пермхимпродукт»). Отработанный раствор после промывки оборудования технологических установок на работу очистных сооружений предприятий существенно не влияет.

 

Лекция 10. Защита от коррозии

1.Виды коррозии.

2.Ингибиторы коррозии.

3.Основные средства защиты.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Агрессивные свойства нефти, нефтепродуктов, пластовых вод вызывают разрушение рабочих поверхностей механиз­мов, оборудования, коммуникаций, соприкасающихся с жид­костями, на всем протяжении движения нефти от пласта до НПЗ. Скорость разрушения металла может достигать 1 мм в год и более. Коррозионные разрушения приводят к техноген­ным авариям с тяжелыми экологическими последствиями. Прямые убытки от коррозии оцениваются в 4% от националь­ного дохода экономически развитых стран. В США эти убытки ежегодно исчисляются суммой в 50 млрд долларов, в Рос­сии - более 100 млрд рублей.

Ежегодно только на нефтепромысловых трубопроводах про­исходит 50-70 тыс. отказов, из них 90% отказов являются след­ствием коррозионных повреждений. Из общего числа аварий 50-55% приходится на долю систем нефтесбора, 42% труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а 17% - даже двухлет­ней. На ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходу­ется 7-8 тыс. км труб, или 400-500 тыс. т стали.

Видов коррозии и их проявлений в технике множество. Прак­тически оборудование и другая техника, используемая в нефтя­ной и газовой промышленности, подвержены сильной корро­зии. В связи со специфическими условиями работы оборудова­ния (в скважине, в земле, под открытым небом, в различных метеорологических условиях, в коррозионной среде, подверга­ясь циклическим нагрузкам и т.д.) вопрос защиты нефтяного обо­рудования встает остро. Внешняя и внутренняя коррозия в про­цессе эксплуатации технических устройств является главной при­чиной преждевременного выхода из строя наземного и подзем­ного нефтегазопромыслового оборудования, подземных ком­муникаций и прочего.

В качестве примера воздействия коррозионной среды на работу механизмов можно привести работу УЭЦН. Основная причина отказа установки - коррозия погружного электродви гателя, выполненного в обычном, не коррозионно-стойком ис­полнении (рис. 2.38).

Двигатели с антикоррозионным хромоникелевым покрытием (ТЗСП) корпуса защищают поверхность от коррозии (рис. 2.39), в результате чего срок работы двигателя резко возрастает.

Эффективность защиты оборудования в значительной сте­пени зависит не только от правильного выбора средств защи­ты, но и от метода его использования, позволяющего при ми­нимальных затратах получать значительное торможение кор­розионных процессов на металле. Если с наружной коррозией можно бороться в силу доступности, то борьба с внутренней коррозией представляет серьезную задачу. Поэтому защита от коррозии с помощью ингибиторов является наиболее совре­менным и перспективным методом, применяемым в мировой практике. В результате использования ингибиторов коррозии значительно снижается аварийность за счет создания защит­ной пленки на рабочих поверхностях оборудования и трубо­проводов, которая и предотвращает коррозию металла.

Ингибиторная защита является одним из наиболее простых, эффективных и во многих случаях экономически целесооб­разных методов борьбы с коррозией. Несомненным достоин­ством этого метода следует считать возможность его приме­нения без изменения соответствующих технологических про­цессов на уже существующих объектах. Кроме того, ингиби­торная защита значительно снижает количество аварийных порывов, разливов сточных вод, что улучшает экологическую обстановку на месторождениях. Так, на промыслах при эксп­луатации скважин ШГНУ применяется дозатор ингибиторов ДИС-146, который устанавливается под глубинный насос. Дозатор используется для подачи специальных химических добавок -ингибиторов коррозии, предназначенных для защиты от об­разования парафиновых и солевых отложений. При эксплуа­тации погружных электронасосов применяется глубинный до­затор типа ДГ 0,2/0,5, предназначенный для объемного дози­рования ингибиторов коррозии; устанавливается дозатор ниже приема скважинного насоса

Следует отметить, что по рассмотренной схеме можно под насос подавать эмульгатор (типа СПХ 4114) для сниже­ния вязкости нефти, что приведет к дроблению (дисперги­рованию) эмульсии добываемой жидкости (нефти и плас­товой воды) в виде капель (глобул).

Для борьбы с явлениями коррозии оборудования, на­пример, в системе ППД проводится обработка сточных вод ингибиторами коррозии. Сточные воды характеризуются высокой коррозионной активностью из-за наличия солей, сероводорода, кислорода, сульфидов железа и др. Техно­логия защиты оборудования с помощью ингибиторов кор­розии предусматривает проведение следующих операций. Ингибитор коррозии завозится на участки ППД бойлерами (в насосные станции) и сливается в емкости хранения ин­гибитора. Из них ингибитор коррозии поступает в расход­ный бак установки дозирования химреагента, откуда насос-дозатор подает ингибитор в приемный трубопровод. Насо­сом-дозатором регулируется норма подачи ингибитора (приблизительно 40 г/м³), которая зависит от типа ингиби­тора и норм расхода ингибитора, установленных для объе­мов закачки подтоварной воды. Ингибитор коррозии в за­щищаемую систему вводится при непрерывной закачке. Обработанная сточная вода поступает в приемные трубо­проводы насосов ЦНС, которые подают ее по высокона­порному трубопроводу в блок напорной гребенки, откуда жидкость распределяется по разводящим водоводам к на­гнетательным скважинам. При такой схеме все техничес­кие устройства, входящие в систему ППД (насосное обору­дование БКНС, нагнетательные трубопроводы, оборудова­ние нагнетательных скважин), защищаются ингибитором коррозии.

В качестве ингибиторов коррозии применяются отече­ственные и зарубежные составы: «Сонкор 9601 М», «Сон-кор 9701», «Кор Мастер 1045», АКМА, «Амдор ИК-3», «До-дикор V 4712», «Кор Клиар 3435», «Дигасфен», «Катамин-АБ», «Додиген-3-180», «Гипх-ЗБ», ИКТ-1, Servock-378 (Ни­дерланды), «Бактирам-607» (Франция), «Союз 2000», «Неф-техим-3», СНПХ6438Б, «Азол 5010», «Рекорд 608», «Вфикс-82», «Витал», «Антик-1», ВНПП-1, «Викор» (г. Уфа) и др. Успешно применяются ингибиторы для защиты нефтегазо­вого оборудования от сероводородного растрескивания.

Это формальдегиды, тетраэтиленпентамин и добавки «Ду-омен Т» (на основе анионов жирного ряда), ингибиторы коррозии «Волга» (обладают также бактерицидными свой­ствами). Ингибиторы коррозии серии «Азимут» (г. Уфа) используется для защиты оборудования, работающего в се-роводородсодержащих высокоминерализованных средах.

На Астраханском газоконденсатном месторождении для защиты технологического оборудования и трубопроводов от коррозии успешно применяются ингибиторы коррозии «Секангаз-9Б», «Сепакорр 5478 АМ», «Додиген 4482-1», об­ладающие высокой термостабильностью, стойкостью плен­ки и предохраняющие от наводораживания. Для снижения порывов газопроводов попутный газ обрабатывается ин­гибиторами коррозии «Донбасс-3» и «Донбасс-4».

Особую опасность представляют трубопроводы для транспортировки различных по составу продуктов: сырой нефти, продуктов перегонки нефти (бензин, дизельное топливо), природных газов. Трубопроводы имеют значи­тельную протяженность, проходят через несколько клима­тических зон, форсируют многочисленные водные бассей­ны, проложены вблизи больших городов, промышленных предприятий, что представляет опасность как для людей, так и экологической обстановки. Например, на Усть-Балык-ском месторождении (ОАО «Роснефть») на ДНС из-за кор­розии металла произошел разлив нефтяной эмульсии. Была приостановлена работа 249 скважин Усть-Балыкского мес­торождения и 20 скважин Омбинского месторождения. На следующий день на Усть-Балыкском месторождении про­изошел разрыв нефтепровода, из-за которого была при­остановлена работа еще 92 скважин. Авария также про­изошла из-за коррозии.

Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:

- общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла;

- местную (локальную) коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности. Она бывает в виде пя­тен (неглубокие, небольшие по площади поражения), язв (глу­бокие поражения на небольших участках поверхности), то­чек (питтингов), ручейковой коррозии (протяжное коррози­онное разрушение по нижней образующей трубопровода). На рис. 2.41 показан результат воздействия ручейковой коррозии.

В зависимости от вида повреждения применяют соответству­ющий способ восстановления трубопроводов при их ремонте. Одиночные коррозионные язвы, точки, пятна, риски, задиры на поверхности трубы устраняются зачисткой поверхности, шлифов­кой. Одиночные язвы сферической или цилиндрической фор­мы устраняются наплавкой металла на них. Глубокие язвы сфе­рические или цилиндрические ремонтируются приваркой зап­лат. Групповые язвы, сплошная коррозия по периметру трубы устраняются приваркой муфты. Ручейковая коррозия, групповые коррозионные повреждения, трещины, свищи, вмятины, гофры восстановлению не подлежат: такие участки труб вырезаются и сдаются в металлолом, а на их место привариваются новые.

Число аварий прогрессирует со «старением» трубопроводов. Кроме того, при эксплуатации трубопроводов возможны экстре­мальные ситуации в результате изменения гидрогеологии, мик­роклимата и связанных с ними деформаций грунтов и силовых воздействий.

Причинами аварий и отказов магистральных нефтепроводов являются:

- почвенная коррозия труб;

- разрушение сварных стыков труб;

- ручейковая коррозия внутренней поверхности труб;

- дефекты труб;

- механические повреждения трубопроводов строительной, транспортной и сельскохозяйственной техникой;

- брак при строительно-монтажных работах.

Анализ разрушений магистральных трубопроводов показы­вает, что размеры разрушений труб нефтепроводов по длине не превышают 5-6 диаметров, газопроводов - составляют де­сятки, сотни метров и даже километры. Разрушение по кольце­вому (монтажному) шву происходит вследствие непроваров и других дефектов сварки с повышенными внутренними напря­жениями в теле трубы.

Разрушения по механизму и физической природе имеют сле­дующие разновидности: статические, квазистатические, устало­стные; коррозионный износ, коррозионно-механическое растрес­кивание, сероводородное охрупчивание. Так, например, кислый влажный газ Астраханского ГКМ является высокоагрессивным по отношению к углеродистым, легированным сталям и к другим сплавам из-за агрессивности углекислого газа и сероводорода. Углекислотная коррозия характеризуется обычно язвенными раз­рушениями, а сероводородная - охрупчиванием металла и кор­розионным растрескиванием. Поэтому с целью предотвращения процессов коррозии при добыче и транспортировке газоконден-сатной смеси применяются специальные стали, сплавы и мате­риалы, ингибиторы коррозии, антикоррозионные покрытия, элек­трохимическая защита подземных трубопроводов. Кроме того, предусматривается ряд мер технологического характера: поддер­жание скоростей потока транспортирующей газоконденсатной смеси на уровне, препятствующем эрозионному или кавитаци-онному разрушению, устранение застойных зон в трубопрово­дах, периодическая очистка трубопроводов с применением спе­циальных поршней с целью удаления образующихся отложений.

Для магистральных нефтепроводов наиболее распространен­ной является электрохимическая коррозия - окисление металла в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока; для газопроводов наиболее вероятной яв­ляется химическая коррозия.

Трубопроводы (кроме надземных) независимо от условий экс­плуатации подлежат электрохимической (катодной) защите. Она дол­жна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерыв­ную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении таким образом, чтобы значения потенциалов на тру­бопроводе были не менее и не более максимального значения. дной защиты, каждая из которых состоит из источника электро­снабжения, катодной станции (преобразователя), сосредоточен­ных, распределительных, глубинных и протяжных анодных зазем-лителей, линий постоянного тока, объединенных в одну электри­ческую цепь, шунтов, поляризованных элементов, блоков дис­танционного контроля и регулирования параметров защиты.

В последнее время при проведении капитальных ремон­тов скважин стали применять катодную защиту обсадных ко­лонн от коррозионного разрушения. Это вызвано тем, что обсадные трубы интенсивно разрушаются под действием до­бываемой агрессивной жидкости (нефть, пластовая вода, газ), проходящей через колонну.

Для защиты от коррозии различных аппаратов, оборудова­ния, резервуаров, выкидных линий небольшой протяженности применяют протекторные защиты. Система протекторной защи­ты включает установки протекторной защиты, состоящие из оди­ночного сосредоточенного или протяжного протектора или их группы, соединительных проводов (кабелей), контрольно-изме­рительных пунктов. Протекторы изготавливаются из сплавов магния, алюминия, цинка, обладающих стабильным во время эксплуатации электродным потенциалом, более отрицательным, чем потенциал защищаемого оборудования или трубопровода.

Для нефтепромыслов характерно образование биокоррозии - коррозии под действием микроорганизмов. Под бактериаль­ным фактором понимается зараженность пластовых вод мик­роорганизмами и прямое или косвенное влияние, которое они оказывают на процессы коррозии. В большинстве случаев факты появления ускоренных коррозионных повреждений нефте­промыслового оборудования и трубопроводов традиционно свя­зывают с действием сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и продуктов их жизнедеятельности - сероводорода и сул