Технологические особенности применения резервуаров
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИ ДОБЫЧЕ И ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ
Как уже указывалось, при поступлении в резервуар сырой обводненной нефти, содержащей остаточное количество попутного газа, распределение коррозии его внутренних стенок носит зональный характер в соответствии с разделением нефти на воду, нефть и газовую фазу. В каждой такой зоне разрушение внутренних стенок резервуара протекает по особому механизму, отличающемуся друг от друга по конечному результату разрушения металла. Менее всего страдает зона, контактирующая с нефтью, более всего подвержены коррозионному разрушению днище, нижние и верхние пояса корпуса и, особенно, кровля.
Основными факторами, определяющими суммарно коррозионную агрессивность сырой нефти являются: содержание сероводорода и (или) кислорода, СО₂, обводненность нефти, ее температура после скважины или после процесса подготовки нефти.
Содержание сероводорода задается свойствами пластовой нефти или жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий. Здесь мы можем влиять лишь на интенсивность действия бактерий. Кислород неизбежно попадает в газовоздушное пространство резервуара из атмосферы при его опорожнении. Принципиально предотвратить бесконтрольное поступление кислорода в газовоздушное пространство каждого резервуара мы в состоянии, используя герметичные газоуравнительные системы типа технологии улавливания легких фракций углеводородов, предложенные ТатНИПИнефтью (РД 39-1-1095-84) и ВНИИ углеводородного сырья (Казань).
Предотвратить поступление кислорода воздуха внутрь резервуара при его опорожнении в принципе возможно путем удаления из воздуха этого компонента, но это достаточно сложная химико-техническая задача.
Уменьшить до минимума температуру поступающей в резервуар нефти мы в состоянии с помощью теплосберегающих технологий (теплообменники), или, в крайнем случае, с помощью воздушных холодильников, что намного снизит коррозионное разрушение кровли и верхних поясов резервуаров, а также его корпуса.
Наиболее сложный и независимый от нашего желания фактор - заданная разработкой месторождения и свойствами добываемой нефти, особенно на поздней стадии, ее обводненность. Она определяет площадь внутренней поверхности резервуара, которая контактирует с наиболее агрессивной водной средой. Нефтяники применяют различные технологические меры, чтобы освободиться от воды: предварительный сброс воды до поступления ее на установки по обезвоживанию, использование резервуаров для отделения дополнительного количества воды из сырой нефти и т. д. К сожалению, на промыслах нередко используют резервуары типа РВС для несвойственных для таких тонкостенных сооружений операций по разделению нефти и воды. Поэтому сейчас на промыслах проводится большая работа по сокращению применения резервуаров для несвойственных им функций, и в то же время для использования их только по прямому назначению. Это позволит снизить общее число мало загруженных емкостей, а с другой - даст возможность защитить от коррозии те резервуары, которые неизбежно эксплуатируются при добыче нефти.
При добыче нефти, сборе и подготовке нефти на промыслах используют стальные цилиндрические резервуары вместимостью 1000, 2000, 5000 и 10000 м³. Чаще всего они сосредоточены на центральном сборном пункте (ЦПС), и каждый из них выполняет определенные технологические функции, определяемые технологией добычи, сбора и подготовки нефти, а также необходимостью интенсификации при сборе в резервуарах нефти процессов отделения попутной воды от нефти.
2.1. Сырьевые резервуары
Технологическое назначение этих резервуаров - собрать, дать отстояться в них нефти от воды, сбросить при возможности эту воду в систему промканализации, а оттуда - в систему поддержания пластового давления.
Эти резервуары используются в двух режимах. При первом режиме - это процесс обычного заполнения и опорожнения резервуара. Вода сбрасывается в промканализацию, а частично обезвоженная нефть направляется на установки по подготовке нефти. Процесс заполнения и опорожнения этих резервуаров - циклический, а частота цикла в сутки зависит от производительности скважин.
Распределение агрессивных зон здесь обычное: объем подтоварной воды достаточно велик и занимает 2 - 5 м высоты, затем идет слой нефти, выше - активная газовоздушная зона.
Коррозионные процессы на внутренних стенках резервуаров распределяются пропорционально объему трех фаз, а также с учетом смачивающего и экранирующего действия самой нефти при циклах заполнения и опорожнения. При наличии сероводорода, кислорода, СО₂ и сульфатвосстанавливающих бактерий сильнокоррозионные условия характерны для всех без исключения зон резервуара, с преобладанием разрушения днища и нижних поясов на высоту отстаивающейся воды, а также верхних поясов и крыши на объем газовоздушной среды (табл. 2.1).
Примечание: 1. При отсутствии в нефтяных средах сероводорода степень агрессивного воздействия снижается на одну степень. 2. При повышении температуры нефти выше 20'С степень агрессивного воздействия повышается на одну степень.
При большом объеме добываемой нефти, при сильной ее обводненности и необходимости частого заполнения и опорожнения сырьевых резервуаров, работники промыслов, в соответствии с ВНТ 3 - 85, используют в этих резервуарах так называемый гидрофильный фильтр.
Технологически это представляется в следующем виде. Стальной резервуар оборудуется системой равномерной по площади подачи сырой обводненной нефти через стабильно поддерживаемый уровень пластовой воды. Стабильность этого уровня поддерживается расчетной (или практически определенной) скоростью удаления из резервуара отстоявшейся от нефти воды. Сырая нефть подается в резервуар через этот водный слой в виде капелек. Благодаря большой площади контакта капелек обводненной нефти с пластовой водой (гидрофильным фильтром) нефть освобождается от части попутной воды и собирается в верхней части резервуара, откуда постоянно откачивается, как и вода, на установки по подготовке нефти. Это мероприятие, при ограниченной производительности установок ППН, хорошо себя оправдывает и снимает перегрузку этих установок. Зато страдает от коррозии тонкостенный резервуар, который никоим образом не планировался для этой цели. Наиболее целесообразно вместо тонкостенных резервуаров использовать для этой цели толстостенные аппараты горизонтального типа, которые могут служить без капитального ремонта более длительное время.
Оба типа резервуара по всем трем зонам характеризуются по коррозионно-агрессивному воздействию в соответствии со СНиП 2.03.11 - 85 как сильноагрессивные и требуют полной антикоррозионной защиты по всей внутренней поверхности.
2.2. Технологические резервуары
Их назначение - довести до требуемых кондиций (по обезвоживанию и обессоливанию) нефть, подготовленную на установках ППН.
Для этой цели используются две технологии. Если объем подготавливаемой нефти невелик, то технологические резервуары используются как обычные отстойники, где обезвоженная и обессоленная на установках ППН нефть циклически отстаивается и приобретает качество, соответствующее стандарту на нефть (обводненность не более 1%, содержание солей не более 50 мг/л).
Есть, однако, другой, более эффективный способ доведения нефти до требуемых кондиций. Для этого резервуар оборудуется на днище трубной системой для дробления нефти на капельки. В нижней части резервуара на высоту 5 - 6 м образуется динамически стабильный слой сточной воды, поступающей с установок по дегидратации нефти и содержащей остаточное количество неиспользованного деэмульгатора (обычно это половина или третья часть идущего на обезвоживание химреагента). Кроме того, вода нагрета до 40 - 60'С. Через этот гидрофильный фильтр снизу пропускают обезвоженную нефть. Капельки нефти, контактируя с остаточным количеством деэмульгатора при достаточно высокой температуре, приобретают требуемые качества.
При этом сколько воды поступает с установок и отделяется от нефти, столько же постоянно сбрасывается в канализацию. Подготовленная нефть также постоянно сбрасывается из этого резервуара и направляется в товарный резервуар, откуда сдается предприятиям магистрального транспорта. Поскольку нефть не стабилизирована, то при этой температуре происходит довольно сильное газовыделение. Образуется высокоагрессивная газовоздушная зона.
Очевидно, все зоны внутри резервуара контактируют с очень сильно агрессивной средой, которая по ГОСТУ 9.908-85 характеризуется как сильноагрессивная (табл. 2.1).
Все три зоны требуют антикоррозионной защиты.
2.3. Товарные резервуары
Эти резервуары используются по своему прямому назначению: принимают периодически подготовленную нефть, в них она некоторое время выдерживается, благодаря чему в нижней части образуется слой подтоварной воды до 1,5 м. Остальное - нефть. Если нефть имеет повышенную температуру, то в верхней части резервуара образуется коррозионно-агрессивная зона. Согласно ГОСТУ 9.908-85 сильноагрессивная среда лишь в нижней части, при контакте с нефтью и газовоздушной средой условия коррозии - среднеагрессивные (табл. 2.1).
2.4. Очистные резервуары
Сточные воды перед закачкой их в нефтяной пласт должны пройти соответствующую подготовку: путем отстоя они освобождаются от избыточного количества взвешенных частиц (норма 5 - 10 мг/л). Далее, они должны освободиться от взвешенной в них нефти (норма не более 50 мг/л). Для подготовки таких вод используют технологический прием: устройство гидрофобного фильтра.
С этой целью в верхнюю часть резервуара заливают 1 - 2 м нефти. Неочищенная сточная вода сверху подается через этот слой в резервуар. Благодаря этому в нефти задерживаются взвешенные частички и остатки нефти. После кратковременного отстоя подготовленная вода направляется в систему утилизации сточных вод - для закачки ее в пласт. Достоинство гидрофобного фильтра заключается еще в том, что он предотвращает контакт зеркала воды с атмосферным воздухом, т. е. закачиваемая в пласт вода имеет минимальное, а в некоторых случаях нулевое содержание кислорода, что снижает коррозию внутренних стенок резервуаров, а затем и трубопроводной сети.
2.5. Аварийные резервуары
Для нормального функционирования системы добычи, сбора и подготовки нефти, в каждом резервуарном парке имеется несколько резервных емкостей, служащих для аварийного заполнения нефтью в случаях, когда система магистрального транспорта не может принять с ходу промысловую нефть. Эти резервуары, как правило, имеют небольшое количество нефти и воды на дне, часто используются попеременно в качестве технологических или товарных, так что подвергаются заметной внутренней коррозии. Особенность этих резервуаров заключается в том, что при попеременном использовании они накапливают на внутренних стенках сульфиды железа (пирофорные соединения), подвергаются действию окружающей атмосферы, словом, всегда покрыты продуктами коррозии. Можно считать, что лишь нижняя часть аварийных резервуаров имеет сильноагрессивные условия, а вся остальная зона контактирует с газовоздушной средой,и в присутствии сероводорода может считаться среднеагрессивной (табл. 2.1).
2.6. Резервуары магистрального транспорта нефти
При магистральном транспорте нефти используют три типа крупногабаритных резервуаров. Объем резервуаров: 5000, 10000, 20000, 50000 м³. Встречаются резервуары с купольным покрытием, с купольным покрытием и понтоном и резервуары с плавающими крышами.
Если в них собирают обезвоженную, т. е. подготовленную для магистрального транспорта нефть, то в этих резервуарах собирается сравнительно мало подтоварной воды: от 0,25 до 1 м. Вода, как правило, слабоминерализована. Если в воде содержатся сероводород и, особенно, сульфатвосстанавливающие бактерии, то согласно ГОСТУ 9.908-85, эта подтоварная вода вызывает сильную коррозию. Чаще всего нефть в процессе товарно-транспортных операций практически теряет сероводород, и подтоварная вода приводит к среднеагрессивным условиям. В зоне контакта с подготовленной и обезвоженной нефтью среда является слабоагрессивной. Если понтон в резервуаре с купольным покрытием герметичен, то коррозионная проблема с газовоздушным пространством практически отсутствует. Но, как правило, понтоны негерметичны, и выше их образуется под куполом газовоздушная среда, содержащая такие агрессивные агенты как кислород, сероводород, влагу, пары углеводородов. При положительной температуре газовоздушного пространства и отрицательной температуре окружающей среды (т. е. стенок резервуара и кровли) на этой поверхности начинает конденсироваться вода. Постепенно коррозионный процесс развивается, появляются продукты коррозии, которые, как известно, гигроскопичны,и процесс коррозии усиливается. Кровля крупногабаритных резервуаров выходит из строя через несколько лет (появляются сквозные отверстия), что чревато большими осложнениями в отношении пожароопасности, загрязнения окружающей среды и значительных потерь легких нефтепродуктов.
В лучшем положении находятся крупногабаритные резервуары с плавающими крышами. Здесь газовоздушного пространства практически не должно быть, хотя при нестабилизированной нефти скопления газа под плавающей крышей имеют место, и с этим приходится бороться. Кроме того нефтяники, эксплуатирующие такие резервуары в Западной Сибири и на Крайнем Севере, жалуются на чрезмерное скопление на крышах снега, невозможность его своевременного удаления и, вообще, выступают против применения в северных районах резервуаров с плавающими крышами.
Коррозионные разрушения в таких резервуарах сосредоточены, в основном, на днище, где скапливается небольшое количество воды (по нормам до 0,25 м), осадки тяжелой нефти и парафина. Если же в этих осадках развиваются сульфатвосстанавливающие бактерии, то даже в отсутствии сероводорода в нефти днище этих резервуаров и нижние пояса подвергаются серьезной коррозии, которая приводит к утоньшению стенки резервуара до критической величины, что требует замены днища и нижних поясов. Это очень сложная и дорогостоящая операция, если не учесть хронический недостаток у нас резервуарной емкости.
Резервуары магистрального транспорта эксплуатируются в нашей стране, в основном, в двух режимах: слива и налива, а также в режиме подключенной емкости, когда транспортируемая по нефтепроводам нефть, часто имеющая температуру выше 60'С подается из насоса в насос, используя эти емкости в качестве буферных. В таком случае коррозия внутренних стенок резервуаров определяется наполовину газовоздушной средой, а другая половина резервуара контактирует с обезвоженной нефтью, которая имеет тенденцию к медленному колебанию уровня. Если нефть содержит сероводород, то коррозия верхней части резервуара сопровождается образованием чрезвычайно опасных пирофорных соединений. Корпус резервуара, контактирующий с нефтью, практически не корродирует. Коррозии подвергается лишь днище, нижние пояса и частично внутренняя, обращенная к нефти, поверхность понтонов и плавающих крыш.
Таким образом, все стальные цилиндрические резервуары типа РВС подвергаются зональной коррозии, интенсивность разрушения их внутренних стенок зависит от наличия в среде сероводорода, кислорода, СО₂ обводненности нефти и температуры поступающей в резервуары сырой (обводненной или обезвоженной нефти).
Коррозия, в первую очередь, зависит от агрессивности среды, которая, конечно, изменяется с изменением химического состава нефти, воды и газа, но не в такой степени, как тогда, когда в добываемой, обрабатываемой и транспортируемой нефти есть сероводород, кислород, СО₂ и включена попутно добываемая из пласта вода. В связи с этим частично облегчается (т. е. унифицируется) назначение антикоррозионной защиты для резервуаров различных нефтедобывающих районов, а с другой стороны - требуется строгий учет технологического назначения и надлежащий выбор конструктивного решения резервуаров. Зональный характер распределения коррозии его внутренних стенок открывает определенные возможности для повышения эффективности защиты их внутренней поверхности от коррозии путем выбора соответствующего метода защиты применительно к каждой зоне агрессивного воздействия. Эти методы по технико-экономическим затратам могут существенно отличаться друг от друга.
