بخشی از مقاله
چکیده
صنعت بهرهبرداری و استخراج نفت و گاز در سالهای گذشته پیشرفتهای زیادی کرده است. متأسفانه این پیشرفتها منجر به بروز خوردگیها و شکستهای شدیدتری نیز شده است. با کمتر شدن منابع و دخایر نفت و گاز، نیاز به حفر چاهای عمیقتر، روزبهروز بیشتر میشود. با عمیقتر شدن چاهها، فشار و دمای انتهای چاه نیز افزایش مییابد و بدیهی است که مشکلات ناشی از خوردگی نیز افزایش مییابد.
خوردگی چاه و وسایل مرتبط با آن مشابه با خوردگی خطوط لوله است با این تفاوت که شرایط دما و فشار در اینها بیشتر و خوردگی نیز بیشتر است. بنابراین شناخت خوردگی و روشهای کنترل آن برای کاهش خسارات احتمالی بسیار مهم است، که در این پروژه انواع خوردگی در لولههای حاوی نفت خام و راه-های جلوگیری از آنهامورد بررسی قرار گرفته است.
مقدمه
از سال 1950 میلادی به بعد صنعت بهرهبرداری و استخراج نفت و گاز پیشرفتهای زیادی کرده است. لوله کشی در پالایشگاهها را معمولاً بر طبق ASME/ANSI B31.1 طراحی میکنند. طراحی خطوط انتقال نفت بر طبق ASME/ANSI B31.4 و خطوط انتقال گاز نیز توسط ASME/ANSI B31.8 تعیین شده و به صورت یک کد در آمده است.
فولادهای کربنی و کم آلیاژ، بیشترین کاربرد را در خطوط لوله به خود اختصاص دادهاند. بسیاری از خطوط لوله، به وسیلهی یکی از روش های زیر ساخته میشوند:
روش UOE - جوشکاری به وسیلهی زیرپودری در یک خط مستقیم و در هر دو طرف - سطح داخل و خارج لوله - صورت میگیرد. -
▪ جوشکاری مقاومت الکتریکی.
▪ لولههای بدون درز
▪ لوله با درز محیطی - 2مارپیچی - میباشد.
به منظور کاهش خسارات در حین خرید و حمل و نقل، از حداقل ضخامت برای لولها استفاده می شود که اکثراً نسبت قطر به ضخامت لوله را 100 تا 150 در نظر میگیرند.[1] در مورد خوردگی علاوه بر عوامل ایجاد خوردگی، عوامل موثر بر نرخ خوردگی نیز برای ما مهمند که عبارتند از بیکربنات، دما، کسر مولی CO2، ضخامت دیواره لوله، کلریدها، فشار و حجم آهن.
خوردگی لولهها به 2 بخش تقسیم میشود:
▪ خوردگی سطوح داخلی لولهها
▪ خوردگی سطوح خارجی لولهها
خوردگی سطوح داخلی لولهها
جهت انتقال نفت و گاز از چاهها به سایر مناطق از لولههای با استحکام بالا استفاده میشود. در حالیکه برای انتقال آب از لولههای با استجکام کم استفاده میشود. خوردگی در لوله های آب به میزان اکسیژن موجود در آب، بستگی دارد. اگر اکسیژن به کمک فرآیندهای مکانیکی یا شیمیایی حذف گردد و نیز در صورت عدم وجود گازهای خورنده در آب، خوردگی به طور چشمگیری کاهش مییابد.
در مواقعی که امکان حذف اکسیژن و دیگر گازهای خورنده وجود نداشته باشد، استفاده از پوششهای داخلی نظیر اپوکسی، وینیل، اپامین و بخصوص استر سیمانی، الزامی میباشد. پوششهای آلی، به دلیل نقایص موجود در آنها و نیز حساس بودن به خسارت مکانیکی نیازمند تعمیر 5 تا 15 سال میباشند که این مسئله خود تابع آمادهسازی سطح و نوع پاشش به کار رفته میباشد. استفاده از حفاظت کاتدی در مقابله با خوردگی سطوح داخلی لولهها نیز امکان پذیر نمی-باشد. چرا که اولاً نیازمند تعداد بسیار زیادی آند بوده و ثانیاً مشکلاتی را در برابر حرکت سیال و نیز عملیات بازرسی غیرمخرب نظیر pig ایجاد میکند.
خطوط طویل لوله نفت و گاز را از چاهها به درون پالایشگاهها و مجتمع پتروشیمی انتقال میدهند. به طور معمول خطوط لوله را از درون خاک یا دریاها عبور میدهند. بنابراین تحت تأثیر محیط اطراف بوده و خوردگی در سطوح خارجی لولهها نیز رخ میدهد. جهت مطالعه خوردگی و نحوه کنترل آن باید انواع گازهای خورنده آشنا شویم. به طور کلی گازهای طبیعی علاوه بر پروپان و بوتان، حاوی مقادیری ناخاصی میباشند که عبارتند از H2، H2O، CO، CO2، H2S، .N2 که سه مورد H2O، CO2، H2S مخربترین مواد مذکور میباشند.
آب موجود در نفت و گاز، حاوی نمکهای NaCl، MgCl2 و CaCl2 بوده که در اثر سرد شدن سیال، کندانس شده و باعث تر شدن سطوح داخلی لولهها میگردد. آب حاصله، به دلیل وجود مقادیر زیاد نمک در آن، بسیار خورنده میباشد و خوردگی به صورت حفرههایی در سطوح داخلی پایین لولهها بروز میکند. برای جلوگیری از این پدیده، گاز را به وسیله خشک کنندههایی نظیر تری اتیلن گلیکول 1و ممانعت کنندههایی نظیر منواتانول2 آمین، قبل از ورود گاز به لوله، خشک کرده و آب آنها را حذف میکند. در مواردی که امکان آب زدایی در ابتدای امر، وجود نداشته باشد، لازم است که مواد خشک کننده و ممانعت کننده را به درون لوله تزریق کرد. با این وجود مقداری آب درون لولهها به وجود میآید که باعث بروز خوردگی میشود.
شکل:1 مواد مناسب برای استفاده در صنعت نفت و گاز
خوردگی ناشی از CO و : CO 2
به طور معمول، نفت و گازی را که حاوی CO2 باشد، نفت و گاز شیرین مینامند. حضور اینگونه گازها در گاز طبیعی و گاز سنتز باعث خوردگی و نیز SCC میشود، البته لازمه وقوع خوردگی تماس با آب یا فازهای آبی است. در حقیقت CO2 با آب واکنش داده و اسید کربنیک بوجود میآورد. جهت مقابله با این خوردگی، حذف آب و نیز جلوگیری از تماس آب کندانسه با سطوح داخلی لولهها الزامی است. بدین منظور از ممانعت کننده-های سه فازی آب/ گاز/ نفت استفاده میگردد تا با تشکیل یک لایه مقاوم بر روی سطح داخلی فلز، از تماس آب با لوله جلوگیری شود.
شکل:2 ترک خوردگی ناشی از [7] SCC
مکانیزم خوردگی CO2
علت استفاده از ممانعت کنندههای سه فازی، حضور همزمان آب/ گاز/ نفت میباشد. چرا که همراه با آب مقداری از هیدروکربنها نیز کندانس می-شود. از آنجایی که آب سنگینتر از هیدروکربنهای کندانسه میباشد، در زیر هیدروکربنها در تماس با سطوح داخلی لوله قرار میگیرد. بدین جهت از ممانعت کنندههای قابل حل در هیدروکربن و دافع آب استفاده میگردد.
شکل:3 نمایی از خوردگی حفرهای ناشی از CO2 درون لوله[2]
خوردگی ناشی از : H2S
این گاز که به گاز ترش نیز موسوم میباشد. بسیار خورنده بوده و میزان آن در چاههای گاز، از چند درصد تا %98 تغییر میکند. در مواردی که درصد H2S در گاز طبیعی از %60 بیشتر شود به آن، گاز بسیار ترش اطلاق میشود. سولفید هیدروژن دارای کاربرد وسیعی در صنایع تولید کود شیمیایی و سولفوریک اسید میباشد. بنابراین گاز H2S را پس از جداسازی به مصارف بعد میرسانند.
این گاز باعث بروز SSC در سطوح داخلی لولهها میگردد. ترکهای ناشی از سولفید هیدروژن ، علاوه بر پالایشگاهها و چاههای نفت و گاز در خطوط لوله نیز اتفاق میافتد. طبق NACE MR0175، ماکزیمم سختی در خطوط لوله و نیز خطوط جوش و مناطق متأثر از جوش، نباید از 22RC - و یا 260 تا - 280HV تجاوز کند. NACE MR0175 - شامل لولههای APL 5L X-65 و کمتر، میشود. -
