Контроль подтоварной и сточной воды в нефтеперерабатывающей промышленности
Для предотвращения развития коррозии нефтепромыслового оборудования в средах, содержащих растворенные соли, сернистые соединения, кислород и углекислый газ используется экспресс-метод - тест-наборы CHEMetrics. Эти наборы компактны, удобны, могут применяться как в лабораториях, так и на объекте, не требуют навыков работы. Подробная информация в разделе «Промышленный анализ воды» и на сайте CHEMetrics.
Существует множество классификаций коррозии. Классификация по агрессивному агенту транспортируемой среды (СО2,H2S,O2, неорганические кислоты, бактерии) является одной из наиболее удобных с точки зрения борьбы с внутренней коррозией трубопроводов. Зная причины, вызвавшие разрушения, можно целенаправленно проводить защитные мероприятия.
В чистой нефти и нефтепродуктах процессы коррозии неинтенсивны. Наибольшие коррозионные разрушения имеют место в зоне раздела фаз: подтоварная вода-нефть и нефть-воздух. Нефть залегает в земле и в своем составе содержит большое количество минеральных солей, которые вымываются в воду. В ней содержится также и растворенный кислород. По своей активности подтоварная вода является одной из наиболее коррозионно-активных сред.
Основная технологическая предпосылка появления внутренней коррозии в промысловых условиях - это наличие свободной воды в трубопроводе нефтесбора, выделяющейся из потока. Трубопроводы системы сбора нефти, в основном, подвержены углекислотной и сероводородной коррозии (сероводород может быть как в свободном виде, так и выделяться вследствие жизнедеятельности сульфат-восстанавливающих бактерий). Причиной коррозии в трубопроводах системы ППД, помимо растворённых в подтоварной воде углекислоты и сероводорода, является кислород, который инициирует разрушения даже при очень низких концентрациях, менее 1 мг/л.
Кислород не содержится в продуктивных пластах и его присутствие в коррозионной среде всегда имеет техногенное происхождение. Наиболее существенный источник данного коррозионного агента – вода из природных водоёмов, используемая при заводнении пластов и обессоливании нефти, и содержащая до 7 мг/л растворённого О2. Таким образом, водоводы, транспортирующие пресную воду, в особенности подвержены кислородной коррозии.
Кислородная коррозия нефтепромыслового оборудования, как правило, является более интенсивной, чем углекислотная. Кроме того, растворённый кислород значительно снижает эффективность работы широко применяемых на нефтяных месторождениях ингибиторов коррозии. Для исключения негативного влияния растворённого кислорода его концентрация в водной фазе не должна превышать 0,1 мг/л (РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений»).
С каждым годом возрастает доля месторождений с повышенным содержанием сероводорода и меркаптанов в отечественной нефтяной промышленности. Это представляет серьезную проблему при добыче, транспорте и переработке нефти, поскольку сероводород вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 максимальное содержание сероводорода и меркаптанов в нефти не должно превышать 100ppm.
Также необходимо контролировать сточные воды, которыевыделяютсяобратно вокружающую среду по следующим параметрам: аммиак, хлориды, хлор, молибдат, фенолы, фосфат.Очистку сточных вод и вентиляционных выбросов следует осуществлять в соответствии с Санитарными нормами и правилами (СНиП П-32-74).
Защита от коррозии
| Наименование определяемого параметра | Диапазон | Кат. № | Метод | Кол-во тестов | Запасные ампулы |
| Кислород | 0-40ppb | K-7540 | VIS | 30 | R-7540 |
| Кислород | 0-100ppb | K-7599 | VIS | 30 | R-7540 |
| Кислород | 0-1ppm | К-7501 | VIS | 30 | R-7501 |
| Кислород | 1-12ppm | К-7512 | VIS | 30 | R-7512 |
| Железо | 0-1&1-10 ppm | К-6210 | VIS | 30 | R-6201 |
| Железообщее и растворенное | 0-1&1-10 ppm | К-6010 | VIS | 30 | R-6001 |
| Железообщее и растворенное | 0-30 30-300 ppm |
К-6010D | VIS | 30 | R-6001D |
| Железообщее и растворенное | 0-1200 1200-12000 ppm |
К-6010C | VIS | 30 | R-6001C |
| Сульфиты | 2-20ppm | К-9602 | VIS | 30 | - |
Контроль сточных вод
| Наименование определяемого параметра | Диапазон | Кат. № | Метод | Кол-во тестов | Запасные ампулы |
| Аммиак | 0-2&0-20 ppm | К-1410 | VIS | 30 | R-1401 |
| Хлорид | 2-20ppm | К-2002 | VIS | 30 | - |
| Хлор | 0-1&1-5ppm | К-2504 | VIS | 30 | R-2500 |
| Молибдат | 0-7ppm | К-6701 | VIS | 30 | R-6702 |
| Фенолы | 0-1&0-12ppm | К-8012 | VIS | 30 | R-8012 |
| Фосфаты | 0-1&1-10ppm | К-8510 | VIS | 30 | R-8510 |
Портативные тест-наборы CHEMetrics уже укомплектованы всем необходимым для проведения 30 анализов. Для тест-наборов, основанных на инструментальном методе, необходимо использовать мультипараметрический фотометрV-2000. Существует широкий список тест-наборов с различными диапазонами для контроля воды в нефтеперерабатывающей промышленности. Для получения подробной технической информации и по вопросам покупки, пожалуйста, обращайтесь в наши офисы.
ГОСТР 51858-2002 устанавливает максимальное содержание сероводорода и меркаптанов в нефти (пункт 4.5 - По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида).
ГОСТ9.602-2005 устанавливает общие требования к защите от коррозии наружной поверхности подземных металлических сооружений.
ГОСТ Р 52079-2003 и ГОСТ 30732-2006 устанавливают технические условия труб для газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а ГОСТР 51164-98устанавливает общие требования к защите от коррозии трубопроводов стальных магистральных.
ГОСТ 17.1.1.04-80, ГОСТ17.1.3.02-77, ГОСТ17.1.3.05-82, ГОСТ17.1.3.10-83 и ГОСТ17.1.4.01-80 классифицируют подземные воды и описывают правила охраны вод от загрязнения, а также описывают общие требования к охране поверхностных и подземных вод.