какие компоненты нефти вызывают сильную коррозию металлов

Компоненты нефти, влияющие на процесс нефтедобычи

Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %.

Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов

На классы нефть подразделяется по содержанию в них серы:

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350°С, нефть делят на три типа:

По содержанию парафина нефть разделяют на три вида:

В нефтепромысловой практике при классификации нефти учитывается содержание смол:

Дата добавления: 2015-01-19 ; просмотров: 25 ; Нарушение авторских прав

Источник

Компоненты нефти, влияющие на процесс нефтедобычи

Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть — вода».

Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность — способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Источник

Другие компоненты нефтей

Другие компоненты нефтей

Асфальтово-смолистые вещества. Эти вещества представляют собой черной или коричневой окраски твердые или полутвердые смеси неуглеводородных соединений содержащих, помимо С и Н, также гетероэлементы ‑ О, S, N, характеризующихся высокими температурами кипения и большими молекулярными весами; они известны как природные образования, а также как тяжелые остатки некоторых нефтей после их переработки. Наряду с поддающимися определению количествами серы, кислорода и азота в асфальтово-смолистых веществах содержатся химически инертные компоненты.

Асфальты тесно ассоциируются с нафтенами (циклопарафинами).

Сера. В некотором количестве (0,1-5,5 вес.%) сера встречается практически во всех нефтях и в каждой входящей в состав нефти фракции. Она может присутствовать в любой или в нескольких из следующих форм: 1) свободная сера; 2) сероводород (H₂S); 3) органические сернистые соединения, такие, как тиолы, или меркаптаны, содержащие группу SH (например, пропантиол, или пропил-меркаптан C₃H₈S) и дисульфиды, содержащие S₂ (например, 2,3-дитиабутан C₂H₆S₂). Много сернистых органических соединений (sulfur hydrocarbons) содержится в крекинг-дистиллятах, однако не известно, образуются ли они в процессе высокотемпературной перегонки или первоначально присутствовали в нефти. Из нефти не было выделено ни одного сернистого соединения, имеющего в молекуле более одного атома серы, за исключением дисульфидов. Сернистые органические соединения образуют полярные вещества, оказывающие сильное влияние на поверхностное натяжение на границе раздела фаз.

Присутствие серы и сернистых соединений в бензине вызывает коррозию металла, обусловливает неприятный запах и плохую вспышку. До разработки современной технологии крекинг-процессов присутствие серы в товарных нефтепродуктах снижало их качество и соответственно их продажную цену. Поскольку в настоящее время сера может быть удалена из нефти, разница в ценах на сернистую и бессернистую нефти в значительной мере сглажена и они стоят почти одинаково.

Нефти с высоким удельным весом, или с низкими значениями плотности в градусах API (American Petroleum Institute), обычно содержат серы больше, чем менее плотные нефти. Содержание серы в нефтях колеблется в широких пределах: от 0,07 или 0,08% в тяжелых нефтях Пенсильвании до 3-5% в некоторых тяжелых нефтях Мексики. Асфальты и другие нафтиды во многих выходах на поверхность, а также горючие сланцы отличаются высоким содержанием серы. Тяжелые нефти из поверхностных нефтепроявлений в Мексике, носящих местное название «чапопотес» (chapopotes) содержат от 6,15 до 10,75% серы. Нефти с содержанием серы менее 0,5% называются «малосернистыми», а более 0,5% ‑ «высокосернистыми»; 42% нефти, добытой в США в 1946 г., относилось к малосернистым, а 58% ‑ к высокосернистым нефтям.

Содержание серы в нефтях может широко варьировать даже в пределах одного нефтегазоносного бассейна. Кроме того, содержание серы в каждой фракции меняется в различных типах нефти. Так, бензины из нефтей западного Техаса имеют высокое содержание серы, в то время как бензины из других высокосернистых нефтей, например нефтей Среднего Востока, содержат серы очень мало, поскольку она концентрируется в тяжелом остатке после отгона легких фракций. Как было установлено, например в Вайоминге, высокосернистые нефти с низким содержанием бензина и ароматически-нафтеновым основанием ассоциируются, очевидно, с известняковыми и доломитовыми коллекторами, а малосернистые нефти с высоким содержанием бензина и парафиновым основанием приурочиваются к песчаным коллекторам. Приблизительное среднее содержание серы в нефтях различной плотности показано на (рис. 1). Приведенная диаграмма свидетельствует об общем увеличении содержания серы в нефтях с понижением их плотности в единицах API (т.е. с возрастанием удельного веса нефтей).

Рисунок 1: Изменение содержания серы в нефтях в зависимости от их плотности в градусах API

Азот. Почти все нефти имеют в своем составе небольшое количество азота. О природе азотистых соединений, содержащихся в непереработанных нефтях, ничего не известно, однако азотистые соединения в дистиллятах принадлежат часто к таким основным их типам, как пиридины (C₅H₅N) и хинолины (C₉H₇N). Поскольку азот является обычным инертным компонентом природного газа, возможно, что содержание его в нефтях объясняется присутствием в них растворенных газов. Азот ‑ нежелательный компонент как нефти, так и природного газа. Около ¹ / ₅ части всех нефтей Америки классифицируются как высокоазотистые и содержат более 0,25% азота, а средневзвешенное содержание азота во всех нефтях США составляет 0,148%. Наиболее высокое содержание азота известно в некоторых нефтях Калифорнии, где оно достигает максимально 0,82%.

Кислород. Кислород обычно составляет в среднем 2% от веса нефтей (при колебании от 0,1 до 4,0%) и присутствует в них в следующих формах:

Асфальтены в отличие от смол представляют собой коллоидные растворы, правда высокодисперсные и устойчивые. Они нерастворимы в лигроинах, но растворяются в бензоле и хлороформе; при нагревании они не плавятся, а вспучиваются и разлагаются, превращаясь в коксоподобное вещество. Их молекулярные веса, очевидно, имеют величину порядка нескольких тысяч единиц, а их химический состав и молекулярная структура отличаются неопределенностью. Согласно анализам, они обнаруживают приблизительно следующий состав: С = 85,2%; Н = 7,4%; S = 0,7% и О = 6,7%. Асфальтены являются главными составными частями таких твердых битумов, как гильсонит и «блестящая смола» (glance pitch) [принадлежащих к асфальтитам].

Примеси. Нефть содержит обычно мельчайшие количества самых разнообразных примесей как органических, так и неорганических. По данным изучения под микроскопом материал органического происхождения включает такие устойчивые образования, как кремнистые скелетные остатки, окаменелые обломки древесины, споры, спикулы, кутикулу, смолы, обломки угля и лигнита, водоросли, одноклеточные организмы, оболочки спор, чешуйки насекомых, волоски.

К химическим элементам, присутствие которых установлено в зольном остатке нефтей, относятся кремний, железо, алюминий, кальций, магний, медь, свинец, олово, мышьяк, сурьма, цинк, серебро, никель, хром, молибден и ванадий. Большая часть этих элементов содержится в морской воде и могла попасть в нефть именно оттуда либо в виде соединений, находящихся в состоянии коллоидной суспензии, либо в составе веществ, выделяемых водорослями и другими морскими организмами, которые сами могли также служить исходным материалом для образования нефти. Известно, что ванадий и никель концентрируются в порфиринах и замещают магний в хлорофилле, в результате чего содержание этих элементов в нефти в несколько тысяч раз превосходит их концентрацию в земной коре. Ванадий и никель используются для корреляции нефтей. Иногда вместе с нефтью на поверхность выносятся глинистые минералы. Они осаждаются из сопутствующей нефти воды, что указывает скорее на их связь с этой водой, чем с нефтью.

Состав (в молевых фракциях) типичных газов и нефтей в природных резервуарах

Источник

Коррозия оборудования

Главными причинами снижения ресурса практически всех видов нефтеперерабатывающего оборудования являются коррозионные повреждения и их эрозионно-механический износ.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой отрасли.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Поломки оборудования, вызванные коррозией, составляют 25% всех аварий в нефтегазовой промышленности. Более половины из них связаны со сладкими (CO₂) и кислыми (H₂S) рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

Углекислотная коррозия

Данный вид коррозии – самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO₂) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO₂ присутствует в полученной жидкости.

Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии).

Сухой газ CO₂ сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью. Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1. Растворяясь в воде CO₂, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую:

_{CO2 + H2O = H + HCO3 = H2CO3}

Коррозия сернистой нефтью

представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин. Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии. Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Кислородная коррозия в морской воде

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы.

Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости. Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра.

Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях. Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы.

Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Источник

Какие компоненты нефти вызывают сильную коррозию металлов

На нефтяных месторождениях страны добывают нефти, отличающиеся между собою по физико-химическому составу и свойствам, а также по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов. В принципе, нефть каждого конкретного месторождения должна проявлять через водную фазу различное по своей интенсивности коррозионное воздействие на металлы группы железа. Однако, классифицировать каждую нефть по коррозионной агрессивности возможно лишь по минимальному числу признаков, как это принято, например, в нефтеперерабатывающей промышленности.

Для характеристики добываемой из скважин сырой нефти такая классификация непригодна, так как при обычной температуре сернистые соединения не разлагаются и, следовательно, коррозии металла (даже при наличии водной фазы) эта нефть не вызывает. Поэтому основным характерным признаком, по которому можно классифицировать почти все добываемые в стране сырые нефти в отношении коррозионной агрессивности, является содержащийся в них свободный сероводород или наличие в них сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Если он отсутствует, коррозионная агрессивность обводненной нефти, даже в присутствии кислорода, заметно снижается. Это позволяет разделить все сырые нефти на две группы, и на основании этого оценивать их коррозионное воздействие через водную фазу на металлы группы железа.

Как уже указывалось, практически каждая безводная нефть, независимо от содержания в ней таких агрессивных (газовых) компонентов как сероводород, СО₂ и кислород, коррозионного разрушения металлов не вызывает.

Установлено, что значимые для общей коррозии концентрации сероводорода находятся в пределах 20-200 мг/л,ниже которых действие сероводорода почти не проявляется, а выше которых коррозия приобретает, как уже указано, иной характер. Определить границы воздействия концентрации сероводорода в нефтях в пределах его обычного содержания не имеет смысла по двум причинам: с ростом концентрации сероводорода кривая скорости коррозии сначала резко растет, а затем приобретает пологий характер.

Как показывает практика коррозии металлов группы железа (черные металлы) колебания в содержании этих ионов в указанных пределах не приводят к существенному изменению величин скорости коррозии металлов даже при существенном колебании в этих средах сероводорода и других коррозионно-активных агентов (О₂, СО₂ и др.), исключая наступление другого вида разрушения металлов после 300 мг/л.

Колебания рН минерализованных вод нефтей также не настолько значимы, чтобы существенно изменить агрессивность водной среды; изменение общей минерализации ведет лишь к небольшому изменению скорости коррозии, но не настолько заметному, чтобы сравняться с действием сероводорода.

Для характеристики площади, приходящейся на коррозию металла в нефтяных резервуарах, вызываемой водной фазой, следует ввести для классификации коррозионной агрессивности сырых нефтей по отношению к металлам степень их обводненности.

Наконец, еще одним, не основным, показателем коррозионной агрессивности сырых нефтей должна стать температура поступающей в резервуары нефти. Причем не столько величина температуры сама по себе, сколько перепад температур, который создается в разное время года и в разных по природно-климатическим условиям районах страны, проявляющийся в стенках резервуара. Особенно это относится к нефтяной и, особенно, газовоздушной зоне резервуара.

Как известно, в добываемой на промыслах нефти имеется еще и газовая фаза, которая после сепарационных процессов в резервуаре, выступает в качестве газовоздушной зоны емкости. Типичный состав газопаровой фазы промысловых резервуаров приведен в табл. 4.1. Из представленных данных видно, что коррозионно-определяющими компонентами этой среды всегда являются пары углеводородов и воды, а также кислород, который часто попадает в газовоздушное пространство при сливо-наливных операциях в резервуарах. Наличие сероводорода в газовоздушной фазе, попадающего в нее из нефти, скачком увеличивает агрессивность этой среды. Вместе с тем, серо-водород и кислород оказывают еще более сильное воздействие на металл, чем каждый в отдельности, что и объясняет быстрый выход из строя кровли промысловых резервуаров. Что касается крупногабаритных резервуаров магистрального транспорта нефти, то перепад температур здесь не так велик, нефть в них в достаточной степени стабилизирована, а содержание сероводорода в парах нефти сведено к минимуму. Тем не менее, сероводородсодержащие нефти быстрее выводят из строя кровли этих резервуаров, чем если он в нефти отсутствует.

Источник