CC BY
420
ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. ПРИКЛАДНАЯ ХИМИЯ И БИОТЕХНОЛОГИЯ, 2015, № 1 (12) УДК 620.197.69
ВЛИЯНИЕ БИОКОРРОЗИИ НА ОБЪЕКТЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ И СПОСОБЫ ИХ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ
А.Н. Баранов, П.А. Лобова, Е.М. Комова
Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83, [email protected]
В данной статье рассматривается влияние коррозионной активности сульфатвосстанавливаю-щих бактерий на объекты нефтегазодобычи и способы их антикоррозионной защиты. Коррозионное поражение металлической составляющей индустриально-промышленного комплекса многообразно и зависит от технологических, физико-химических и микробиологических факторов, которые нельзя рассматривать изолированно друг от друга без совокупности всех признаков, в той или иной степени влияющих на коррозионные процессы и требующих выработки мероприятий по их устранению.
Интенсивное применение пресной воды на объектах нефтегазодобычи в процессе поддержания пластового давления со временем приводит к заражению бактериями и появлению растворенного кислорода там, где ранее этот агрессивный агент отсутствовал. Наличие и рост микроорганизмов в системе «пласт - скважина - оборудование» вызывает ряд проблем при добыче нефти, требующих решения. Ил. 3. Библиогр. 15 назв.
Ключевые слова: коррозия; нефтегазодобыча; сульфатвосстанавливающие бактерии; адгезиро-ванные формы бактерий; планктонные формы бактерий; питтинговая коррозия; полисахаридные биообразования.
INFLUENCE OF BIOCORROSIVE ACTIVITY ON OIL AND GAS PRODUCTION OBJECTS AND METHODS OF ANTICORROSIVE PROTECTION
A.N. Baranov, P.A. Lobova, E.M. Komova
Irkutsk national research technical university,
83, Lermontov St., 664074, Irkutsk, Russia, [email protected]
This article reviews the influence of corrosive activity of sulfate reducing bacteria on oil and gas production objects and methods of anticorrosive protection.
Corrosive lesion of metallic components of industrial complex is diverse and depends on technological, physical, chemical and microbiological factors, that cannot be observed individually without keeping in mind the whole combination of features, that in varying degrees affect the corrosive processes and demand the development of prevention and elimination measures. Intense use of fresh water on the plant, in order to maintain reservoir pressure, in time led to bacterial contamination and appearance of dissolved oxygen in places, where this aggressive agent was absent previously. Existence and growth of microorganisms in "reservoir -well - equipment" system causes a number of problems in process of extraction that demand a solution. 3 figures. 15 sources.
Keywords: corrosion; oil and gas production; sulfate reducing bacteria; adherent bacteria forms; planktonic bacteria forms; pitting corrosion; polysaccharide bioformations.
ВВЕДЕНИЕ
Естественная скорость коррозии углеродистых сталей в минерализованных водных средах является незначительной величиной и достигает порядка десятых долей миллиметра в год [10]. В присутствии сероводорода скорость коррозии увеличивается до 1...1,5 мм/год, что представляет уже реальную опасность для
оборудования, задействованного в технологических процессах добычи, подготовки и транспорта нефти. Если одновременно с сероводородом в среде присутствуют углекислый газ, кислород или другие компоненты, усиливающие агрессивность сероводорода, скорость коррозии резко возрастает и достигает катастрофи-
ческих значений - 6...8 мм/год. В средах, содержащих сероводород биогенного происхождения, наряду с равномерной коррозией, часто наблюдают локальные поражения металла вследствие образования на поверхности местных сульфидных отложений и колоний микроорганизмов. При этом скорость коррозии в отдельных случаях достигает 10 мм/год и более [8].
РЕЗУЛЬТАТ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИХ БАКТЕРИЙ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
Основным агрессивным агентом, резко усиливающим разрушение конструкций, является присутствующий в добываемой нефти сероводород - продукт жизнедеятельности суль-фатвосстанавливающих бактерий, развивающихся в пластовых флюидах нефти на поздней стадии развития. По степени агрессивного воздействия на коррозионный процесс и разнообразию форм проявления его разрушительного действия сероводород является наиболее опасным из всех известных стимуляторов коррозии. В присутствии сероводорода происходит проникновение атомов водорода в металл, что снижает его механическую прочность [13]. Появляющиеся в результате коррозии сульфиды железа различных структурных форм осаждаются на поверхности железа и образуют на металле макрогальванические пары «железо -сульфид», в которых первое является анодом и ускоренно разрушается.
К заражению бактериями со временем также приводит интенсивное применение пресной воды на объектах нефтегазодобычи в процессе поддержания пластового давления, что сопровождается и появлением растворенного кислорода там, где ранее этот агрессивный агент отсутствовал [1,12]. Наличие и рост микроорга-
низмов в системе «пласт - скважина - оборудование» вызывает ряд проблем при добыче нефти [6]. К основным из них относятся: коррозия оборудования, снижение приемистости скважин, ухудшение фильтрационных характеристик пород, уменьшение нефтеотдачи пластов за счет закупорки коллектора скоплениями живых и мертвых бактериальных клеток и продуктов их жизнедеятельности - осадки кальция, серы, магния, железа; слизь и полисахаридные биообразования.
Недооценка опасности бактериальной коррозии в нефтедобыче приводит к преждевременному выходу из строя насосного оборудования, подземных трубопроводов, поверхностных коммуникаций в нефтепромысловой системе добычи [7,11].
На рис. 1 представлены образцы скорости коррозии трубопроводов, погруженных в коррозионную среду и подвергающихся действию биокоррозии.
Как и указывалось ранее, основной причиной неблагоприятной коррозионной обстановки на объектах нефтегазодобычи сегодня является высокая биозараженность сульфатвосста-навливающими бактериями (СВБ) промысловых сточных вод.
Бактерии могут быть представлены в системе как в виде адгезированных форм, так и планктонных. С точки зрения коррозии, адгези-рованные формы наиболее опасны. На рис. 2 изображен трубопровод в разрезе и показано образование микробиологической коррозии.
Сероводород обладает агрессивными свойствами и способствует разрушению металлических конструкций в результате электрохимической, а также химической коррозии и водородного охрупчивания. Интенсивность сероводородной коррозии возрастает с повышением парциального давления сероводорода и концентрации сульфидов [15].
Рис. 1. Образцы коррозии стали в коррозионной среде нефтедобычи ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ ПРОИЗВОДСТВА И ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
Существуют такие месторождения, на которых сероводород в добываемой жидкости отсутствует, например Верхнечонское газокон-денсатное месторождение. Мы предполагаем, что образование сероводорода и сульфидов в подтоварной воде (определяются совместно) может быть вызвано микробиологическими причинами (деятельностью присутствующих в подтоварной воде сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ)).
Сероводород, выделяемый микроорганизмами (СВБ), которые находятся в агрессивной среде, вследствие химических реакций, под воздействием энергетического поля металла адсорбируется поверхностью металла и по дислокациям, т.е. несовершенствам металлических сплавов, диффундирует внутрь металла (рис. 3). Наибольший вред СВБ наносят в условиях подземной коррозии трубопроводов и при коррозии нефтегазодобывающего оборудования.
вать сульфит-ионы или другие серосодержащие вещества [4,14]. Производимые при метаболизме сульфид-ионы могут реагировать с растворенным железом (и другими металлами) с образованием сульфида железа - нерастворимого черного осадка (способного откладываться в различных частях системы и способного нарушать процесс сепарации нефть-вода) или с водородом с образованием сероводорода, вызывающего значительные коррозионные проблемы.
При коррозии стальных конструкций (в частности, труб) образуется катодный слой - поверхность из атомов водорода, если водород не удаляется, он поляризует стенку трубы, вызывая уменьшение скорости коррозии. Используя водород в анаэробном дыхании, СВБ удаляют его с поверхности, вызывая тем самым деполяризацию и увеличение скорости коррозии (микробиологически индуцированной). Как результат - появление питтинговой коррозии.
СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИЕ
БАКТЕРИИ
Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) - это наиболее распространенный и проблематичный тип бактерий, встречающийся в условиях нефтегазовых систем. Будучи анаэробными, эти бактерии могут выживать и в системах, содержащих растворенный кислород. СВБ толерантны к широкому интервалу рН от 5 до 9,5, наиболее хорошо размножаются в интервале температур от 25 до 35 °С, обнаруживаются и в адгезированной, и в планктонной формах. Хотя СВБ производят различные продукты метаболизма, они окисляют органические соединения до органических кислот или углекислого газа, редуцируют сульфат-ионы до сульфид-ионов через анаэробное дыхание. При отсутствии сульфат-ионов СВБ могут редуциро-
ПОДАВЛЕНИЕ
ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ СВБ
Наиболее надежным и эффективным средством подавления жизнедеятельности микроорганизмов в нефтедобыче является применение бактерицидов, но борьба с СВБ не должна сводиться только к обработкам зараженных объектов. Необходимо бороться с первопричиной всех осложнений, проводя стерилизацию всей воды, направляемой на заводнение пласта [2].
Ингибиторы микробиологической коррозии по характеру воздействия на СВБ можно подразделить на два типа. Первый относится к «биоцидам», которые убивают организмы, второй - к «биостатам», которые угнетают рост и инактивируют процессы жизнедеятельности. Различие между этими двумя типами довольно
Рис. 2. Развитие микробиологической коррозии в трубопроводе
FeS
Стенка трубы
Рис. 3. Сульфатредуцирующие бактерии
условное и заключается прежде всего в выборе концентрации применяемого реагента: вещество может быть бактериостатическим при низкой концентрации и бактерицидным - при более высокой. Эффективный «бактериостат» может иногда не стать «бактерицидом».
К бактерицидам и ингибиторам микроорганизмов, вызывающих коррозию, должны быть предъявлены следующие требования:
1. Реагенты должны прочно соприкасаться с микроорганизмами. При использовании ингибиторов должна быть учтена его специфичность к организму, против которого направлено действие реагентов.
2. Бактерициды должны сохранять свои ингибирующие и бактерицидные свойства, т.е. они не должны инактивироваться другими веществами. Реагенты должны быть устойчивыми к заданной температуре системы и должны быть веществами, к которым микроорганизм не развивает устойчивости и привыкания.
3. Бактерицид не должен сам оказывать какое-либо коррозионное действие на систему, в которой применяется.
В каждом конкретном случае при выборе бактерицида и оптимальной концентрации его применения должен быть индивидуальный подход. Например, на спорообразующие термофильные сульфатвосстанавливающие бактерии Dtm. nigrificans будет оказывать достаточное бактериостатическое действие 0,25 мг/л глюконата хлоргексидина, на мезофильный штамм D. vulgaris - 2,5 мг/л, на D. desulfuricans 10.25 мг/л, а облигатный галлофил D. sale-xigenes будет устойчивым к 1000 мг/л [10].
Исследования характера подавления жизнедеятельности микроорганизмов различных физиологических групп показало, что для каждой группы микроорганизмов характерна своя строго определенная эффективная концентрация [5].
Подбор возможных эффективных бактерицидов предварительно осуществляют в лабораторных условиях, но поскольку их результаты не могут быть напрямую перенесены в промы-
словые условия, то проводят и пилотные испытания, являющиеся необходимым и обязательным дополнением к лабораторным исследованиям [3,9].
После определения зараженности подбирают наиболее эффективную для данных конкретных условий марку бактерицида и проводят обработку либо локальных объектов, либо всей системы, что, конечно, приносит больший эффект. Возможны два варианта проведения бактерицидной обработки:
1. Периодическая, 1-2 раза в год, обработка всего объема нефтепромысловой жидкости ударными дозами бактерицида, при этом его подают в нефтепромысловые воды в течение 1-2 сут.
2. Непрерывная дозировка в рабочих концентрациях.
После обработки ударной дозой вновь отбирают пробы на зараженность СВБ, что позволяет судить об эффективности действия реагента. Технологический же эффект проявляется прежде всего в уменьшении скорости локальной биокоррозии и, как следствие, в сокращении числа аварийных порывов трубопроводов и увеличении срока службы оборудования [5].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На объектах нефтегазодобычи стальные трубопроводные системы подвергаются коррозии при контакте с нефтесодержащими солевыми водными растворами и согласно шкале коррозионной стойкости являются пониженно-стойкими. При наличии сероводорода и углекислого газа скорость коррозии повышается в 10 раз, и сталь становится нестойкой, а при биокоррозии - скорость коррозии достигает 8 мм/год и сталь становится совершенно нестойкой. В настоящее время для защиты от коррозии применяются ингибиторы коррозии, применение которых в незамкнутых трубопроводных системах требуют больших материальных затрат.
В связи с вышеизложенным, борьба с био-
коррозией должна проводиться не только при помощи ингибиторов, но и подбором новых материалов для изготовления оборудования тру-
1. Баранов А.Н., Верхозина В.А., Гаври-ленко Л.В. Удаление сульфатов из растворов газоочистки алюминиевых заводов с использованием микроорганизмов Сб. науч. ст. Алюминий Сибири. Красноярск: Бона компании, 2003. С.25-26.
2. Баранов А.Н., Гусева Е.А., Красноперов
A.Н., Победаш А.С., Юдин А.Н. Исследование коррозионных процессов в производстве алюминия и разработка новых методов защиты металлов // Известия высших учебных заведений. Цветная металлургия. 2008. № 4. С. 10.
3. Баранов А.Н., Ковалюк Е.Н., Кухарев Б.Ф., Михайлов Б.Н. Известия высших учебных заведений. Цветная металлургия. 1998. № 3. С. 53.
4. Баранов А.Н., Кухаров Б.Ф., Станкевич
B.К., Томаровская М.Г., Быргазов В.А., Костю-ковский О.Л. А.с. 1482151. СССР, МКИ С 07 Д 263/04, С 23F 11/14. ^(2,5-Диоксагентен-6-ил-1) Оксазолидин в качестве ингибитора кислотной коррозии стали / ДСП.
5. Баранов А.Н., Тимофеева С.С., Зубарев Л.Д. Комплексная технология утилизации осадков сточных вод гальванических производств // Химия и технология воды.1991. Т. 13, № 1. С. 68-70.
6. Баранов А.Н. Электрохимические методы очистки сточных вод промышленных предприятий // Вестник ИрГТУ. 2007. Т. 29, № 1. С. 13-14.
7. Гамидова Н.С. Защита нефтепромыслового оборудования от микробиологической коррозии реагентами серии «Нефтегаз» / Н.С. Гамидова, Н.А. Азимов, А.В. Ахмедова // Научные труды НИПИ НЕФТЕГАЗ ГНКАР. 2013. № 02. С. 71-75.
бопроводных систем, и применением электрохимической протекторной защиты.
ЖИЙ СПИСОК
8. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть первая. М.: Химия, 1972.
9. Защита металлов от коррозии: учеб. пособие. 3-е изд. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. -152 с.
10. Каменщиков Ф.А., Черных Н.Л. Бор ьба с сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях. М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2007. - 412 с.
11. Макаренко А.В. Технические требования к насосно компрессорные трубам и повышение эффективности работы и срока их службы // Нефтяное хозяйство. 2006. № 4. С. 120.
12. Франк Ю.А. Культивируемые микроорганизмы из нефтяных пластов месторождений западной сибири / Ю.А. Франк, Е.В. Комлева, И.В. Лущаева, В.В. Тепляшина, А.Л. Герасимчук // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2011. № 6. С. 38-44.
13. Шангареев И.Р. Оценка скорости коррозии образцов-свидетелей в скважинных условиях / И.Р. Шангареев, Р.А. Дмитриев, А.М. Со-зонов, А.И. Маланин, Р.В. Авершин // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 108-110.
14. RajagopalS. Микробиологическая коррозия на нефтеперерабатывающих заводах и трубопроводах / S. Rajagopal, A.A. Gupta, M.P. Singh, M.K. Upreti // Нефтегазовые технологии. 2013. № 4. С. 67-69.
15. WahabAl-MithinA. Ультразвуковое о б-следование и анализ пригодности к эксплуатации нефтепровода с интенсивной внутренней коррозией / A. WahabAl-Mithin, S. Safri, A. Pfanger // Нефтегазовые технологии. 2013. № 7. С. 80-86.
REFERENCES
1. Baranov A.N., Verkhozina V.A., Gavrilenko L.V. Removing sulphates from solution gas cleaning aluminium smelters using microorganisms. In: Aluminii Sibiri [Aluminum of Siberia]. Krasnoyarsk, Bon company Publ., 2003, pp. 25-26. (In Russ.)
2. Baranov A.N., Guseva E.A., Krasnoperov
A.N., Pobedash A.S., Yudin A.N. Research of corrosive processes in aluminum production and development of new methods of protection. Izvestiya Vuzov.Tsvetnaya Metallurgiya - Proceedings of Higher School. Non-ferrous metallurgy, 2008, no. 4, pp. 10. (In Russ.)
3. Baranov A.N., Kovalyuk E.N., Kukharev
B.F., B.N. Mikhailov. Izvestiya Vuzov.Tsvetnaya
Metallurgiya - Proceedings of Higher School. Non-ferrous metallurgy, 1998, no. 3, pp. 53. (In Russ.)
4. Baranov A.N., Kukharov B.F., Stankevich V.K., Tomarovskaya M.G., Byrgazov V.A., Kostyukovskii O.L. N-(2,5-Dyoxagenten-6-yl-1) oxazolidine as inhibitor of acidic corrosion of steel. Inventor's certificate USSR no. 1482151, MKIS 07D 263/04, C 23F 11/14. (In Russ.)
5. Baranov A.N., Timofeev S.S., Zubarev L.D. Comprehensive utilization technology of sewage sludge electroplating industry. Khimiya I tekhnologiya vody - Journal of Water Chemistry and Technology, 1991, vol. 13, no. 1, pp. 68-70. (In Russ.)
6. Baranov A.N. Corrosive protection of metals. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta - The Bulletin of Irkutsk State Technical University, 2007, vol. 29, no. 1, pp. 13-14. (In Russ.)
7. Gamidova N.S., Azimov N.A., Akhmedova A.V. Protection of oilfield equipment from microbial corrosion by reagents of "Naftogaz" series. In: Proceedings RDI NEFTEGAZ SOCAR, 2013, no. 2, pp. 71-75. (In Russ.)
8. Gurevich I.L. Technology of oil and gas processing. Part 1. Moscow, Khimiya Publ., 1972.
9. Protection of metals from corrosion. Textbook. Irkutsk, Irkutsk State Technical University Publ., 2012, 152 p. (in Russ.)
10. Kamenshchikov F.A., Chernykh N.L. Control of sulfate reducing bacteria on oil and gas plants. Moscow-Izhevsk, SRC "Regular and chaotic dynamic", Institute of computed research Publ., 2007, 412 p. (In Russ.)
11. Makarenko A.V. Technical requirements for the pump tubing and increase the efficiency of their service life. Neftyanoe khozyaistvo - Oil In-
dustry, 2006, no. 4, p. 120. (In Russ.)
12. Frank Y.A., Komlev E.V., Lushchaeva I.V., Teplyashina V.V., Gerasimchuk A.L. Cultured microorganisms from an oil reservoir fields in Western Siberia. Zashchita okruzhayushchei sredy v neftegazovom komplekse - Protection of the environment in oil and gas sector, 2011, no. 6, pp. 3844. (In Russ.)
13. Shangareev I.R., Dmitriev R.A., Sozonov A.M., Malanin A.I., Avershin R.V. Evaluation of corrosion rate of samples in reservoir conditions. Neftyanoe khozyaistvo - Oil Industry, 2013, no. 8, pp. 108-110. (In Russ.)
14. Rajagopal S., Gupta A.A., Singh M.P., Upreti M.K. Microbiological corrosion in refineries and pipelines Oil and gas technology magazine, 2013, no. 4, pp. 67-69.
15. Wahab Al- Mithin A., Safri A., Pfanger A. Ultrasonic research and analysis of exploitation availability of pipelines with intensive inner corrosion. Oil and gas technology magazine, 2013, no. 7, pp. 80-86.
Поступила в редакцию 26 февраля 2015 г. После переработки 10 марта 2015 г.
