Углекислотная коррозия трубопроводов систем сбора нефти

Введение

Проблемы защиты прав граждан в сфере социального обеспечения.

Практическое занятие 8.

Проблемы назначения компенсационных выплат.

Практическое занятие 7.

Проблемы реализации государственной поддержки гражданам, имеющим детей.

Практическое занятие 6.

Задача 1.

Семья из 2-х человек: мама и ребенок. Доход =10000 руб. (з/п мамы). Посчитайте размер субсидии.

Задача 2.

Ратова обратилась по месту работы с заявлением о назначении ежемесячного пособия на детей: сына в возрасте 16 лет (работает в свободное от учебы время) и дочери - 17 лет (ребенок-инвалид, учащаяся общеобразовательной школы). Имеет ли Ратова право на пособие? В каком размере? Задача 3. Ребенок Васильевых умер не пережив первые пять суток. На какие пособия могут рассчитывать супруги?

Задача 1.

Могут ли быть установлены ЕДВ нижеперечисленным лицам и в каком размере: - Комарову - участнику Великой Отечественной войны; - Соловьеву – Герою Российской Федерации; - Ереминой – труженице тыла; - Рогачеву – жителю блокадного Ленинграда; - Васильеву – пенсионеру по старости; - Шубко – ликвидатору последствий катастрофы на ЧАЭС; - Германову - работавшему в период Великой Отечественной войны на объектах противовоздушной обороны; − Геворкян – дочери умершего инвалида войны;

Задание 1.

Каков порядок разрешения споров в следующих ситуациях: - Ивлева не согласна с решением бюро МСЭ о причине инвалидности и сроке ее установления; - пенсионер Копылов считает, что акт органа местного самоуправления нарушает его права на получение социальной помощи; 33 - Герасимова не согласна с решением ГУ – Управления Пенсионного фонда РФ в г. Ижевске УР об отказе в назначении ей досрочной пенсии по старости; - Зорин обжалует действия начальника отдела субсидий и компенсаций, незаконно отказавшего в принятии заявления на получение социальной выплаты; - Тараканов требует проиндексировать суммы компенсационных выплат, не полученных им своевременно по вине органа социальной защиты; - Белоглазова не согласна с решением центра занятости о снижении размера пособия по безработице. Определите размер госпошлины для каждого случая

Коррозия оборудования в нефтепромысловых системах является электрохимической и обусловлена присутствием в добываемой продукции минерализованной водной фазы и растворенных в ней корозивных газов: кислорода, сероводорода и СО2. Теория и практика коррозионных исследований более полувека назад установила, что роль кислорода в коррозионных процессах несоизмеримо выше, чем H2S и СО 2, вследствие различий их окислительных способностей и парциальных давлений. Развитие нефтедобычи в первой половине XX века выявило технические системы с попутным газом, содержащим до 10 % H2S и СО 2. В те годы добычу нефти вели с небольших глубин, преимущественно ШГН. Наличие в продукции скважин H2S и поступление кислорода воздуха в открытые системы сбора нефти вызывало серьезные проблемы.

Растворенный кислород инициирует коррозию при очень низких концентрациях (менее 1,0 мг/л). Кислород не содержится в продуктивных пластах, и его присутствие в коррозивной среде (КС) всегда имеет техногенное происхождение. Проникновение кислорода в КС происходит в результате нарушения герметичности насосов, запорной и регулирующей арматуры и др. Другой источник кислорода – вода из природных источников, используемая для заводнения пластов и содержащая до 7 мг/л растворенного кислорода. Кислород участвует в коррозионном процессе двумя способами. Во-первых, он является сильным деполяризатором (окислителем). Во-вторых, кислород удаляет ионы железа с анодных зон металла, окисляя их и переводя в объем электролита. Таким образом, кислород предотвращает анодную поляризацию ионами двухвалентного железа. Окисление двухвалентного железа в трехвалентное в присутствии кислорода может происходить достаточно быстро, в результате чего на металле образуется слой гидроокиси железа Fe(OH)3, способный замедлять коррозию. Однако присутствие хлоридов препятствует формированию такого слоя. При углекислотной коррозии стали, особенно в присутствии водорастворимых и вододиспергируемых ингибиторов коррозии, кислород даже при низких (менее 0,05 мг/л) концентрациях вызывает питтинговую и язвенную коррозии.

Сероводород содержится в продукции скважин многих нефтяных месторождений. H2S, обладая высокой, до 3000 мг/л при 30 °С, растворимостью в воде, ведет себя в растворе электролита как сильная кислота. При росте в КС концентрации сероводорода в 20 раз скорость коррозии увеличивается в 2–3 раза. Продуктом сероводородной коррозии являются сульфиды железа с общей формулой FexSy. Установлено, что при низких, до 2 мг/л, концентрациях сероводорода сульфидная пленка состоит преимущественно из троилита FeS и пирита FeS2 сразмерами кристаллов до 20 нм. При концентрациях сероводорода до 20 мг/л появляется некоторое количество кансита Fe9S8, а при концентрациях сероводорода выше 20 мг/л кансит преобладает (размеры кристаллов до 75 нм). Кансит обладает несовершенной кристаллической решеткой, поэтому не препятствует диффузии ионов железа и не обладает защитным действием. Откладываясь на поверхности металла в виде осадка черного цвета с выраженным характерным запахом, сульфиды железа образуют с металлом гальваническую пару, в которой играют роль катода. Разность потенциалов в этой гальванической паре достигает 0,2–0,4 В. Это способствует образованию глубоких язвенных повреждений. По имеющимся данным, скорость коррозии углеродистой стали интенсивно возрастает с ростом концентрации сероводорода от 0 до 150 мг/л, после чего снижается. Совместное действие сероводорода и углекислоты приводит к более интенсивным коррозивным разрушениям, чем раздельное действие этих веществ. В КС, содержащей сероводород, даже следовые концентрации кислорода (менее 0,1 мг/л) инициируют катодную деполяризацию, в результате чего интенсивность коррозионных процессов возрастает. По некоторым данным, при наличии в среде только сероводорода глубина проникновения коррозии достигает 1,0–1,5 мм/год, а в присутствии одновременно сероводорода и кислорода – 6,0–8,0 мм/год. Основная опасность КС, обогащенных сероводородом, не возрастание скорости коррозии, а усиление наводороживания стали, приводящее к охрупчиванию и растрескиванию металла. Водородное охрупчивание в условиях статического нагружения стали приводит к снижению ее длительной прочности (т.е. к статической водородной усталости, или в случае сероводородсодержащих КС – к сульфидному растрескиванию). Сероводород продуцируется также и микроорганизмами. Присутствие микроорганизмов, более известных как сульфат-восстанавливающие бактерии (СВБ), характерно для нефтяных месторождений в средней и поздней стадиях разработки. Наличие СВБ при определенных условиях способствует интенсификации коррозионных процессов. Попадая с пластовой водой или водой поверхностных водоемов в продуктивные пласты и далее в ССН, бактерии восстанавливают свою активность, так как в трубопроводах и технологических емкостях существуют застойные зоны и участки с благоприятной для их развития постоянной температурой 25–40 °С. Бактерии существуют как в планктонных (свободно плавающих), так и в адгезированных (прикрепленных к стенкам оборудования и образующих колонии) формах. Под слоем СВБ протекает реакция продуцирования сероводорода (биогенный сероводород) из сульфатов и сульфитов. Сероводород затем взаимодействует с металлом оборудования с образованием сульфида железа, в результате развивается локальная коррозия. Поэтому адгезированные формы СВБ являются более опасными в коррозивном отношении. Наиболее подвержены бактериальному заражению обсадные колонны скважин, концевые участки трубопроводов СС Н, донная часть резервуаров, трубопроводы систем ППД. Коррозивные разрушения, вызванные СВБ, носят характер больших по площади неглубоких язв, зачастую почти правильной концентрической формы.

Коррозивные условия в трубопроводах ССН по сравнению со скважинами характеризуются более низкими скоростями движения газожидкостной смеси (обычно не более 1–2 м/с) и парциальными давлениями углекислоты. Основным видом коррозивных повреждений трубопроводов ССН при углекислотной коррозии является локальная коррозия в виде язв и свищей. Наряду с этим, особенно в трубопроводах больших диаметров (426 мм и более), возможна так называемая канавочная коррозия – коррозивное повреждение напоминает канавку переменной глубины, «проточенную» по нижней образующей трубопровода. Длина канавки варьирует от 0,3–0,6 до 2–4 м. Сроки эксплуатации трубопроводов ССН до появления первых сквозных повреждений в результате внутренней коррозии, в зависимости от существующих в них коррозивных условий, составляют от 9 мес. до 12 лет при нормативном сроке службы 10 лет. На развитие углекислотной коррозии в трубопроводах ССН большое влияние оказывает режим течения газожидкостной смеси. При транспорте газожидкостных смесей в трубопроводах ССН наиболее распространенными являются две структуры потока – расслоенная и пробковая. Расслоенный режим, как правило, влечет за собой развитие локальной коррозии в подвижных и неподвижных водных скоплениях. При пробковом режиме течения из-за неравномерного смачивания поверхности металла коррозия носит локальный характер по всей длине трубопровода и проявляется в виде отдельных канавок, «ручейков», язв и питтингов. Локальные коррозивные повреждения возникают как по основному металлу трубы, так и по заводскому шву или рядом с ним, но первые коррозивные повреждения, как правило, возникают в зонах термического влияния сварных заводских или стыковочных швов. Когда с течением времени локальные коррозивные повреждения увеличиваются в размерах и объединяются друг с другом, они образуют канавку. Иногда развитие язв вглубь металла происходит быстрее, чем по поверхности трубопровода, и сквозные кор- розивные повреждения возникают до образования канавки.

При образовании канавки достаточной глубины происходит разрыв трубопровода. Причина разрыва – снижение несущей способности трубопровода из-за уменьшения толщины стенки в канавке. При разрывах большой длины всегда можно выделить не очень большую зону зарождения разрушения (свищ, язву или канавку) и зону механического дорыва, распространяющуюся в обе стороны от зоны зарождения. Механизм такого разрушения напрямую связан с пробковым режимом течения газожидкостной смеси. Прохождение пробок газа вызывает сильную вибрацию трубопровода: амплитуда колебаний отдельных участков трубопровода может достигать 70–100 см. Таким образом, при пробковом режиме течения газо- жидкостной смеси трубопроводы ССН испытывают не только статические (давление газожид- костной смеси) и малоцикловые (связанные с периодическими изменениями загрузки трубопроводов) нагрузки, но и циклические. При циклическом нагружении металла упругопластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной механохимической коррозии и развитию коррозионно- усталостной трещины. Концентраторами напряжений могут быть даже малозаметные дефекты внутренней поверхности трубы: царапины, дефекты сварного шва, технологические дефекты экспандирования и др. Коррозивные повреждения внутренней поверхности трубопровода, образовавшиеся в начале процесса по электрохимическому механизму, в дальнейшем также могут выступать концентраторами напряжений. Это приводит к тому, что трубопроводы разрушаются со скоростями до 10 мм/год с характерными разрывами.

Как отмечено выше, скорости движения газожидкостной смеси в трубопроводах ниже, чем в скважинах. Поэтому мейза-коррозия здесь наблюдается довольно редко. Однако в трубопроводах малых диаметров (89–114 мм) от скважин до групповых замерных установок (ГЗУ) при достаточно высоких дебитах скважин могут существовать условия развития мейза-коррозии.

Дата добавления: 2017-02-01