МЕТОДИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ

по дисциплине

«Технологические и экологические проблемы кор-

розии»

Направление 240100 (18.03.01) Химическая технология

Профиль (направленность) Технология электрохимических произ-

водств и защита от коррозии в нефтегазовом комплексе

1 Методические рекомендации

для студентов по организации

самостоятельной работы

Цели и задачи дисциплины

Дисциплина «Технологические и экологические проблемы коррозии» от-

носится к специальной дисциплине, знание которой необходимо для выполне-

ния проектной и научно-исследовательской работы по направлению 240100

Химическая технология.

Целью преподавания дисциплины является формирование у студентов

системы знаний по обоснованию и реализации ресурсосберегающих решений

при выборе конструкционных материалов и защите их от коррозии во всех сфе-

рах природной и производственной деятельности.

Задачами дисциплины является изучение и усвоение студентами следу-

ющих вопросов:

- основных положений современной теории коррозии материалов и спо-

собов защиты металлов от коррозии;

- сущность коррозионных процессов нефтегазового оборудования; техно-

логические проблемы коррозии;

- экологические проблемы нефтедобывающей отрасли.

Изучение курса базируется на знании студентами дисциплин:

- Общая химическая технология,

- Процессы и аппараты химической технологии,

- Основы теории коррозии и защиты металлов.

Требования к уровню подготовки студента по дисциплине

В результате изучения дисциплины студенты должны знать основы тео-

рии коррозионных процессов; общие сведения о состоянии и изменении

свойств конструкционных материалов под влиянием техногенных и антропо-

генных факторов; основные источники коррозионного воздействия на кон-

струкционные материалы в производственной деятельности, их качественные и

количественные характеристики, методы и способы прогнозирования надежно-

сти оборудования и последствий коррозионного воздействия; классификацию

коррозионных сред и процессов; методы защиты от коррозии; технологические

и экологические проблемы нефтегазодобывающей и перерабатывающей про-

мышленности.

Студенты должны уметь определять тип коррозии и скорость коррозион-

ного процесса; выбирать конструкционные материалы; обосновать конструк-

цию аппарата и комплекс мероприятий по защите оборудования и транспорт-

ных коммуникаций от коррозионного воздействия окружающей среды.

Содержание дисциплины

Дисциплина «теоретические и экологические проблемы коррозии» изуча-

ется в течение одного семестра, при этом общая трудоемкость дисциплины со-

стоит из аудиторных занятий (лекции и лабораторные работы) и самостоятель-

ной работы студента. Итоговым контролем является экзамен, перед которым

студенты обязательно должны пройти промежуточный рейтинговый контроль.

Раздел 1. Введение. Понятие коррозии

Общие сведения о коррозии

Определение понятия "коррозия металлов". Роль термодинамики и кине-

тики в учении о коррозии и защите металлов. Прямые и косвенные показатели

коррозии. Оценка коррозионной стойкости металлических материалов.

Характеристики и сущность коррозионных процессов

Классификация коррозионных сред, коррозионных процессов по меха-

низму, условиям протекания и характеру разрушения. Классификация методов

коррозионных испытаний. Лабораторные методы и их основные принципы.

Испытания на газовую коррозию. Электрохимические исследования и испыта-

ния в электролитах. Коррозионно-механические испытания. Эксплуатационные

(полевые и натурные) испытания.

Раздел 2. Классификация коррозионных процессов

Химическая коррозия металлов

Виды химической коррозии. Термодинамическая вероятность ее протека-

ния. Газовая коррозия металлов. Процесс образования окисной пленки. Клас-

сификация пленок и их защитные свойства. Кинетика газовой коррозии. Теория

жаростойкого легирования сплавов. Влияние внутренних факторов на скорость

газовой коррозии металлов: химического состава сплава, внутренних напряже-

ний в металле, качества механической обработки поверхности металла, предва-

рительной деформации металла. Влияние внешних факторов на скорость газо-

вой коррозии металлов: температуры газовой среды, состава газовой среды,

движения газовой среды, давления газа. Факторы, влияющие на процесс окис-

ления железоуглеродистых сплавов. Коррозия под действием продуктов сгора-

ния топлива. Коррозия металлов в жидких неэлектролитах и жидкометалличе-

ских средах.

Электрохимическая коррозия металлов

Теоретические основы электрохимической коррозии. Явления на границе

раздела фаз металл-электролит. Катодные и анодные процессы. Термодинамика

электрохимической коррозии. Влияние состава коррозионной среды и продук-

тов коррозии на кинетику анодной реакции. Катодные реакции с водородной и

кислородной деполяризацией. Влияние природы металла, структуры сплава,

состава и температуры коррозионной среды на протекание катодных реакций с

водородной или кислородной деполяризацией. Контролирующие факторы про-

цесса коррозии. Пассивное состояние металлов и его практическое значение.

Контактная коррозия биметаллических систем. Влияние внутренних факторов

на скорость электрохимической коррозии металлов: термодинамической устой-

чивости металла, положения металла в периодической системе элементов, со-

става и структуры сплава, состояния поверхности металла. Влияние внешних

факторов на скорость электрохимической коррозии: состав и концентрация

коррозионной среды; кислотность, температура, давление, перемешивание;

наличие в агрессивной среде активаторов или ингибиторов коррозии; внешняя

анодная или катодная поляризация постоянным и переменным током.

Раздел 3. Основные пути защиты металлических материалов от кор-

розии

Нанесения металлических защитных покрытий

Воздействие на металл, коррозионностойкие защитные покрытия. Требо-

вания к металлическим защитным покрытиям. Анодные и катодные металличе-

ские покрытия. Методы нанесения металлических защитных покрытий. Осо-

бенности цинкования, кадрирования, никелирования, хромирования, оловяни-

рования. Термодиффузионные покрытия алюминием, хромом, кремнием. По-

крытия, получаемые методом погружения в расплавленные металлы. Плакиро-

вание. Металлизация напылением.

Неметаллические защитные покрытия

Неорганические покрытия: силикатные и керамические материалы. Фос-

фатные и оксидные защитные пленки: фосфатирование, оксидирование, пасси-

вирование, анодирование. Органические покрытия: лакокрасочные покрытия,

покрытия смолами и пластмассами. Эмали, цементные и бетонные покрытия,

керамические и кислотоупорные плитки. Антикоррозионные плотные и жидкие

смазки.

Ингибиторы и другие методы защиты от коррозии

Ингибиторы коррозии. Ингибиторы для растворов: анодные, катодные,

органические. Ингибиторы атмосферной коррозии. Обработка растворов элек-

тролитов: уменьшение содержания деполяризатора, введение ингибиторов кор-

розии.

Консервация металлоизделий. Назначение консервации, условия хране-

ния и классификация изделий, подвергаемых консервации. Средства, методы и

типовые схемы консервации.

Электрохимическая защита: катодная защита внешним током, протектор-

ная защита, анодная защита, кислородная защита.

Обработка среды при газовой коррозии; инертные и защитные атмосфе-

ры, осушение атмосферы.

Раздел 4. Экологические и технологические проблемы коррозии ме-

таллов

Технологические аспекты коррозии

Технологические процессы строительства скважин, обустройства и экс-

плуатации нефтепромыслов, предприятий и оборудования нефтегазопереработ-

ки, организация работ по охране окружающей среды. Аварийные разливы

нефти. Коррозионный мониторинг. Коррозионно-активные компоненты: серо-

водород, кислород, двуокись углерода, ионы хлора и др. Агрессивности транс-

портируемых сред по трубопроводам. Внутренняя и внешняя коррозия нефтега-

зового оборудования.

Экологические аспекты коррозии

Социальные и экономические проблемы коррозии металлов. Загрязнение

окружающей среды и истощение природных ресурсов. Общность коррозион-

ных и экологических проблем. Экологические последствия, вызванные корро-

зией и применением современных способов защиты от коррозии. Специфика

экологического сопровождения проектирования разработки нефтяных место-

рождений. Экологическое сопровождение на стадии ликвидации объекта.

Общие сведения о самостоятельной работе студентов (СРС)

Самостоятельная работа студентов включает в себя:

- изучение теоретических вопросов дисциплины по конспекту лекций и

рекомендуемой литературе и практическое их применение при выполнении ла-

бораторных работ;

- сдача экзамена по дисциплине.

Самостоятельная работа с книгой

Приступая к изучению курса «Основы теории коррозии и защиты метал-

лов», прежде всего необходимо ознакомиться с программой курса, т.е. с содер-

жанием дисциплины. Изучать дисциплину рекомендуется по отдельным темам,

начиная с проработки основной литературы, а затем воспользоваться дополни-

тельной литературой. Для лучшего усвоения изучаемого материала необходимо

иметь рабочую тетрадь, в которую следует вносить формулировки законов, ос-

новные понятия, новые термины и названия, математическое выражение зако-

нов, формулы, уравнения реакции и т.п. Полезно также составить краткий кон-

спект изучаемого раздела, который пригодится при повторении перед экзаме-

ном. Пока не усвоен тот или иной раздел, переходить к изучению новых разде-

лов не следует.

Лабораторный практикум

Выполнение лабораторных работ способствует укреплению знаний, раз-

вивает у студента самостоятельность и прививает практические навыки. Подго-

товка и выполнение лабораторных работ проводится по учебным и методиче-

ским указаниям. После выполнения лабораторного практикума студент должен

предъявить отчет по выполненным лабораторным работам, которые преду-

смотрены учебным планом. Во время сдачи отчета студент обязан уметь изло-

жить ход проведения лабораторных опытов, объяснить результаты эксперимен-

та, произвести необходимые расчеты.

Лекции

По важнейшим и наиболее трудным разделам курса студентам читают

лекции в течение семестра по расписанию занятий.

Экзамен

К сдаче экзамена допускаются только те студенты, которые выполнили

лабораторные работы и предъявили отчеты по ним, а так же набрали необходи-

мый минимальные рейтинговые баллы (начисляются за посещение лекционных

занятий, посещение и выполнение лабораторно-практических занятий). При

сдаче экзамена студент предъявляет экзаменатору зачетную книжку и краткие

формулировки ответов на экзаменационные вопросы по полученному билету.

2 Учебно-методические материалы

2.1 Лекции

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Понятие коррозии

2. Характеристики и сущность коррозионных процессов

2.1 Классификация коррозионных сред

2.2 Скорость коррозии

2.3 Основы теории коррозии

2.4 Классификация коррозионных процессов

3 Методы защиты от коррозии

3.1 Легирование

3.2 Защитные пленки

3.3 Грунтовки и фосфатирование

3.4 Электрохимическая защита

3.5 Силикатные покрытия

3.6 Цементные покрытия

3.7 Покрытия металлами

3.8 Ингибиторы

4 Применение противокоррозионных защитных покрытий

5 Экологический, научно-технический и экономический аспекты проблемы теории кор-

розии и защиты металлов

5.1 Технологические проблемы коррозии

5.1.1 Технологические проблемы эксплуатации нефтепромыслов

5.2 Специфика экологического сопровождения проектирования разработки нефтя-

ных месторождений

5.3 Экологическое сопровождение на стадии ликвидации объекта

5.4 Экологические проблемы нефтедобывающей отрасли

5.5 Экологический риск

Заключение

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

1. Понятие коррозии

Термин коррозия происходит от латинского слова corrodere, что означает разъ-

едать, разрушать.

Коррозия – это самопроизвольный процесс разрушения материалов и изделий

из них под химическим воздействием окружающей среды.

Коррозия металлов – разрушение металлов вследствие физико-химического воздей-

ствия внешней среды, при котором металл переходит в окисленное (ионное) состояние и те-

ряет присущие ему свойства.

В тех случаях, когда окисление металла необходимо для осуществления какого-либо техно-

логического процесса, термин «коррозия» употреблять не следует. Например, нельзя гово-

рить о коррозии растворимого анода в гальванической ванне, поскольку анод должен окис-

лятся, посылая свои ионы в раствор, чтобы протекал нужный процесс. Нельзя также гово-

рить о коррозии алюминия при осуществлении алюмотермического процесса. Но физико-

химическая сущность изменений, происходящих с металлом во всех подобных случаях, оди-

накова: металл окисляется.

2. ХАРАКТЕРИСТИКИ И СУЩНОСТЬ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

2.1 Классификация коррозионных сред

Среда, в которой металл подвергается коррозии (коррозирует) называется кор-

розионной или агрессивной средой. По степени воздействия на металлы коррозионные среды

целесообразно разделить на:

неагрессивные;

слабоагрессивные;

среднеагрессивные;

сильноагрессивные.

Для определения степени агрессивности среды при атмосферной коррозии

необходимо учитывать условия эксплуатации металлических конструкций зданий и соору-

жений. Степень агрессивности среды по отношению к конструкциям внутри отапливаемых и

неотапливаемых зданий, зданий без стен и постоянно аэрируемых зданий определяется воз-

можностью конденсации влаги, а также температурно-влажностным режимом и концентра-

цией газов и пыли внутри здания. Степень агрессивности среды по отношению к конструк-

циям на открытом воздухе, не защищенным от непосредственного попадания атмосферных

осадков, определяется климатической зоной и концентрацией газов и пыли в воздухе. С уче-

том влияния метеорологических факторов и агрессивности газов разработана классификация

степени агрессивности сред по отношению к строительным металлическим конструкциям. С

учетом влияния метеорологических факторов и агрессивности газов разработана классифи-

кация степени агрессивности сред по отношению к строительным металлическим конструк-

циям, которые представлены в таблице:

Относительная

влажность внутри

помещений и

Степень агрессивности среды в зависимости от усло-

вий эксплуатации конструкций

характеристика внутри зданиий

климатической

зоны

на открытом

воздухе

в условиях

периодической

конденсации влаги

без конденсации

влаги

60 %

сухая

слабая

слабая

средняя

сильная

неагрессивная

слабая

средняя

средняя

неагрессивная

неагрессивная

слабая

средняя

61-75 %

нормальная

слабая

средняя

средняя

сильная

слабая

средняя

средняя

сильная

неагрессивная

слабая

средняя

средняя

более 75 %

влажная

средняя

средняя

сильная

сильная

слабая

средняя

сильная

сильная

слабая

средняя

средняя

средняя

Таким образом, защита металлических конструкций от коррозии определяется

агрессивностью условий их эксплуатации. Наиболее надежными защитными системами ме-

таллических конструкций являются алюминиевые и цинковые покрытия.

2.2 Скорость коррозии Скорость коррозии металлов и металлических покрытий в атмосферных условиях определяется комплексным воздействием ряда факторов: наличием на поверхности фазовых и адсорбционных пленок влаги, загрязненностью воздуха коррозионно-агрессивными ве-

ществами, изменением температуры воздуха и металла, образованием продуктов коррозии и так далее.

Оценка и расчет скорости коррозии должны основываться на учете продолжи-

тельности и материальном коррозионном эффекте действия на металл наиболее агрессивных

факторов.

В зависимости от факторов, влияющих на скорость коррозии, целесообразно

следующее подразделение условий эксплуатации металлов, подвергаемых атмосферной кор-

розии:

1. Закрытые помещения с внутренними источниками тепла и влаги (отапливаемые

помещения);

2. Закрытые помещения без внутренних источников тепла и влаги (неотапливаемые

помещения);

3. Открытая атмосфера.

2.3 Основы теории коррозии

Любой коррозионный процесс является многостадийным.

1. Подвод коррозионной среды или отдельных ее компонентов к поверхности ме-

талла.

2. Взаимодействие среды с металлом.

3. Полный или частичный отвод продуктов от поверхности металла (в объем

жидкости, если среда жидкая).

Большинство металлов (кроме золота, серебра, платины, меди) встречаются в природе

в ионном состоянии: оксиды, сульфиды, карбонаты и так далее и называются обычно руда-

ми. Ионное состояние более выгодно, оно характеризуется меньшей внутренней энергией.

Это заметно при получении металлов из руд и их коррозии. Поглощенная энергия при вос-

становлении металла из соединений свидетельствует о том, что свободный металл обладает

более высокой энергией, чем металлическое соединение. Это приводит к тому, что металл,

находящийся в контакте с коррозионно-активной средой стремится перейти в энергетически

выгодное состояние с меньшим запасом энергии. Первопричиной коррозии металла является

термодинамическая неустойчивость металлов в заданной среде.

2.4 Классификация коррозионных процессов

По типу разрушений

По типу разрушений коррозия бывает сплошной и местной.

При равномерном распределении коррозионных разрушений по всей поверхности ме-

талла коррозию называют равномерной или сплошной. Она не представляет собой опасности

для конструкций и аппаратов, особенно в тех случаях, когда потери металлов не превышают

технически обоснованных норм. Её последствия могут быть сравнительно легко учтены.

Если же значительная часть поверхности металла свободна от коррозии и по-

следняя сосредоточена на отдельных участках, то ее называют местной. Она гораздо опас-

нее, хотя потери металла могут быть и небольшими. Её опасность состоит в том, что, снижая

прочность отдельных участков, она резко уменьшает надёжность конструкций, сооружений,

аппаратов. Местной коррозии благоприятствуют морская вода, растворы солей, в частности

галогенидных: хлорид натрия, кальция, магния. Особенно большие неприятности связаны с

хлоридом натрия, который разбрасывают в зимнее время на дорогах и тротуарах для удале-

ния снега и льда. В присутствии солей они плавятся, и образующиеся растворы стекают в

канализационные трубы. Соли являются активаторами коррозии и приводят к ускоренному

разрушению металлов, в частности транспортных средств и подземных коммуникаций. Под-

считано, что в США применение для этой цели солей приводит к потерям на сумму 2 млрд.

долларов в год в связи с коррозией двигателей и 0,5 млрд. на дополнительный ремонт дорог,

подземных магистралей и мостов. Причина же использования хлорида натрия заключается в

его дешевизне. В настоящее время выход лишь один – вовремя убирать снег и вывозить его

на свалки. Экономически он белее чем оправдан.

Язвенная (в виде пятен различной величины), точечная, щелевая, контактная, меж-

кристаллическая коррозия - наиболее часто встречающиеся в практике типы местной корро-

зии. Точечная - одна из наиболее опасных. Она заключается в образовании сквозных пора-

жений, то есть точечных полостей – питтингов.

Коррозионное растрескивание возникает при одновременном воздействии на металл

агрессивной среды и механических напряжений. В металле появляются трещины транскри-

сталлитного характера, которые часто приводят к полному разрушению изделий.

По механизму

По механизму коррозионного процесса различают два основных типа коррозии: химическую и

электрохимическую. Строго отделить один вид от другого трудно, а иногда и невозможно.

Под химической коррозией подразумевают взаимодействие металлической поверхно-

сти с окружающей средой, не сопровождающееся возникновением электрохимических (элек-

тродных) процессов на границе фаз. Она основана на реакции между металлом и агрессив-

ным реагентом. Этот вид коррозии протекает в основном равномерно по всей поверхности

металла. В связи с этим химическая коррозия менее опасна, чем электрохимическая. Примером химической коррозии служат ржавление железа и покрытие патиной бронзы. В про-

мышленном производстве металлы нередко нагреваются до высоких температур. В таких услови-

ях химическая коррозия ускоряется. Многие знают, что на прокатке раскаленных кусков металла

образуется окалина. Это типичный продукт химической коррозии.

Установлено, что коррозии железа способствует наличие в нём серы. Античные пред-

меты, изготовленные из железа, устойчивы к коррозии именно благодаря низкому содержа-

нию в этом железе серы. Сера в железе обычно содержится в виде сульфидов FeS и других. В

процессе коррозии сульфиды разлагаются с выделением сероводорода H2S, который является

катализатором коррозии железа.

Механизм химической коррозии сводится к реактивной диффузии атомов или ионов

металла сквозь постепенно утолщающуюся пленку продуктов коррозии (например, окалины)

и встречной диффузии атомов или ионов кислорода. По современным воззрениям этот про-

цесс имеет ионно-электронный механизм, аналогичный процессам электропроводности в

ионных кристаллах.

Особенно разнообразные процессы химической коррозии встречаются в различных

производствах. В атмосфере водорода, метана и других углеводородов, оксида углерода (II),

сероводорода, хлора, в среде кислот, а также в расплавах солей и других веществ протекают

специфические реакции с вовлечением материала аппаратов и агрегатов, в которых осу-

ществляется химический процесс. Задача специалистов при конструировании реактора – по-

добрать металл или сплав, который был бы наиболее устойчив к компонентам химического

процесса.

Практически наиболее важным видом химической коррозии является взаимо-

действие металла при высоких температурах с кислородом и другими газообразными актив-

ными средами (HS, SO , галогены, водяные пары, CO). Подобные процессы химической кор-

розии металлов при повышенных температурах носят также название газовой коррозии.

Многие ответственные детали инженерных конструкций сильно разрушаются от газовой

коррозии (лопатки газовых турбин, сопла ракетных двигателей, элементы электронагревате-

лей, колосники, арматура печей). Большие потери от газовой коррозии (угар металла) несет

металлургическая промышленность. Стойкость против газовой коррозии повышается при

введении в состав сплава различных добавок (хрома, алюминия, кремния). Добавки алюми-

ния, бериллия и магния к меди повышают ее сопротивление газовой коррозии в окислитель-

ных средах. Для защиты железных и стальных изделий от газовой коррозии поверхность из-

делия покрывают алюминием (алитирование).

Под электрохимической коррозией подразумевают процесс взаимодействия металлов

с электролитами в виде водных растворов, реже с неводными электролитами, например, с

некоторыми органическими электропроводными соединениями или безводными расплавами

солей при повышенных температурах.

Рассмотрим схему этого процесса. Сложность его заключается в том, что на одной и

той же поверхности происходят одновременно два процесса, противоположные по своему

химическому смыслу: окисление металла и восстановление окислителя. Оба процесса долж-

ны протекать сопряженно, чтобы сохранялось равенство числа электронов, отдаваемых ме-

таллом и присоединяющихся к окислителю в единицу времени. Только в этом случае может

наступить стационарное состояние. По такому принципу протекают, например, взаимодей-

ствие металла с кислотами:

Zn + 2HCl Zn +2Cl +H

Эта суммарная реакция состоит из двух актов:

Zn Zn + 2e

2H + 2e H

Электрохимическая коррозия часто связана с наличием в металле случайных приме-

сей или специально введенных легирующих добавок.

Многие химики в своё время были озадачены тем, что иногда реакция

Zn + H2SO4 = ZnSO4 + H2

не протекает. Было выяснено, что в такой ситуации в раствор нужно добавить немного суль-

фата меди (II) (медного купороса). В этом случае на поверхности цинка выделится медь

CaSO4 + Zn = ZnSO4 + Cu

и водород начнёт бурно выделяться. При объяснении данного явления в 1830 году швейцар-

ским химиком А. де-ля Ривом была создана первая электрохимическая теория коррозии.

В 1800 году, вскоре после открытия итальянцем Л. Гальвани электрохимического яв-

ления, его соотечественник А. Вольта сконструировал источник электрического тока – галь-

ванический элемент, что открыло человечеству эру электричества. В одном из вариантов ис-

точник состоял из чередующихся медных и цинковых дисков, разделенных пористым мате-

риалом и пропитанных раствором соли. В зависимости от числа дисков получается ток раз-

личной силы. При осаждении на поверхности цинка металлической меди получается корот-

козамкнутый элемент. В нём цинк является анодом, а медь – катодом. Поскольку медь нахо-

дится в контакте с цинком и оба эти металла окружены раствором электролита, гальваниче-

ский элемент является «включенным». Цинк в виде иона Zn2+

переходит в раствор серной

кислоты, а оставшиеся от каждого атома два электрона перетекают на более электроположи-

тельный металл – медь:

Zn = Zn2+

+ 2e–

К медному аноду подходят ионы водорода, принимают электроны и превращаются в атомы

водорода, а затем и в молекулы водорода:

H+ + e (Cu) = H

2H = H2

Таким образом, потоки движения ионов разделены и при избытке кислоты процесс

протекает до тех пор, пока не растворится весь цинк.

Итак, процессы электрохимической коррозии протекают по законам электрохимиче-

ской кинетики, когда общая реакция взаимодействия может быть разделена на следующие, в

значительной степени самостоятельные, электродные процессы:

анодный процесс - переход металла в раствор в виде ионов (в водных растворах, обычно

гидратированных) с оставлением эквивалентного количества электронов в металле;

катодный процесс - ассимиляция появившихся в металле избыточных электронов депо-

ляризаторами.

Различают коррозию с водородной, кислородной или окислительной деполяри-

зацией. При наличии в растворе газообразного кислорода и невозможностью протекания

процесса коррозии с водородной деполяризацией основную роль деполяризатора исполняет

кислород. Коррозионные процессы, у которых катодная деполяризация осуществляется рас-

творенным в электролите кислородом, называют процессами коррозии металлов с кислород-

ной деполяризацией. Это наиболее распространенный тип коррозии металла в воде, в

нейтральных и даже в слабокислых солевых растворах, в морской воде, в земле, в атмосфере

воздуха. Общая схема кислородной деполяризации сводится к восстановлению молекулярного кисло-

рода до иона гидроокисла:

O + 4e +2HO 4OH

Коррозия металла с кислородной деполяризацией в большинстве практических

случаев происходит в электролитах, соприкасающихся с атмосферой, парциальное давление

кислорода в которой равно 0,21 атм.

Каждый процесс с кислородной деполяризацией включает следующие последо-

вательные стадии.

1) Растворение кислорода в электролите.

2) Транспортировка растворенного кислорода в растворе электролита (за счет диф-

фузии или перемешивания).

3) Перенос кислорода в результате движения электролита.

4) Перенос кислорода в диффузионном слое электролита или в пленке продуктов

коррозии металла к катодным участкам поверхности.

5) Ионизация кислорода:

В реальных условиях коррозии металла наиболее затрудненными стадиями процесса

являются:

1. Реакция ионизации кислорода на катоде. Возникающую при этом поляризацию

называют перенапряжением кислорода. Говорят, что процесс идет с кинетическим

контролем.

2. Диффузия кислорода к катоду, либо перенапряжение диффузии. В этом случае,

говорят, что процесс идет с диффузионным контролем.

Возможны случаи, когда обе стадии – ионизация кислорода и диффузия кислорода

оказывают влияние на процесс. Тогда говорят, о кинетически-диффузионном контроле.

Сущность первой электрохимической теории состояла в том, что примеси в металлах

создают микрогальванические элементы, в которых происходит перетекание электронов от

анодных участков к катодным. Поскольку катодный и анодный процессы разделены на по-

верхности, то разделены и противоположные потоки ионов, атомов и молекул. Разделенные

потоки не мешают друг другу, и по этой причине процесс коррозии протекает быстрее, чем в

случае микрогальванических элементов.

Конечно, в настоящее время теории электрохимической коррозии выглядят гораздо

более совершенными. Они основаны на многочисленных экспериментальных фактах и вы-

ражены в математической форме.

Различают следующие типы электрохимической коррозии, имеющие наиболее важное

практическое значение.

1. Коррозия в электролитах. К этому типу относятся коррозия в природных

водах (морской и пресной), а также различные виды коррозии в жидких средах. В зависимо-

сти от характера среды различают:

а) кислотную;

б) щелочную;

в) солевую;

г) морскую коррозию.

По условиям воздействия жидкой среды на металл этот тип коррозии также ха-

рактеризуется как:

коррозия при полном погружении;

при неполном погружении;

при переменном погружении.

Каждый из этих подтипов имеет свои характерные особенности.

2. Почвенная (грунтовая, подземная) коррозия - воздействие на металл грунта,

который в коррозионном отношении должен рассматриваться как своеобразный электролит.

Характерной особенностью подземной электрохимической коррозии является большое раз-

личие в скорости доставки кислорода (основной деполяризатор) к поверхности подземных

конструкций в разных почвах (в десятки тысяч раз). Значительную роль при коррозии в поч-

ве играет образование и функционирование макрокоррозионных пар вследствие неравно-

мерной аэрации отдельных участков конструкции, а также наличие в земле блуждающих то-

ков. В ряде случаев на скорость электрохимической коррозии в подземных условиях оказы-

вает существенное влияние также развитие биологических процессов в почве.

3. Атмосферная коррозия - коррозия металлов в условиях атмосферы, а также

любого влажного газа; наблюдается под конденсационными видимыми слоями влаги на по-

верхности металла (мокрая атмосферная коррозия) или под тончайшими невидимыми ад-

сорбционными слоями влаги (влажная атмосферная коррозия). Особенностью атмосферной

коррозии является сильная зависимость ее скорости и механизма от толщины слоя влаги на

поверхности металла или степени увлажнения образовавшихся продуктов коррозии.

4. Коррозия в условиях механического воздействия. Этому типу разрушения

подвергаются многочисленные инженерные сооружения, работающие как в жидких электро-

литах, так и в атмосферных и подземных условиях. Наиболее типичными видами подобного

разрушения являются:

Коррозионное растрескивание; при этом характерно образование трещин, ко-

торые могут распространяться не только межкристально, но также и транскристально. При-

мером подобного разрушения является щелочная хрупкость котлов, сезонное растрескивание

латуней, а также растрескивание некоторых конструкционных высокопрочных сплавов.

Коррозионная усталость, вызываемая воздействием коррозионной среды и

знакопеременных или пульсирующих механических напряжений. Этот вид разрушения так-

же характеризуется образованием меж- и транскристаллитных трещин. Разрушения металлов

от коррозионной усталости встречаются при эксплуатации различных инженерных кон-

струкций (валов гребных винтов, рессор автомобилей, канатов, штанг глубинных насосов,

охлаждаемых валков прокатных станов и др.).

Коррозионная кавитация, являющаяся обычно следствием энергичного меха-

нического воздействия коррозионной среды на поверхность металла. Подобное коррозионно-

механическое воздействие может приводить к весьма сильным местным разрушениям метал-

лических конструкций (например, для гребных винтов морских судов). Механизм разруше-

ния от коррозионной кавитации близок к разрушению от поверхностной коррозионной уста-

лости.

Коррозионная эрозия, вызываемая механическим истирающим воздействием

другого твердого тела при наличии коррозионной среды или непосредственным истирающим

действием самой коррозионной среды. Это явление иногда называют также коррозионным

истиранием или фреттинг-коррозией.

3. МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

Проблема защиты металлов от коррозии возникла почти в самом начале их использо-

вания. Люди пытались защитить металлы от атмосферного воздействия с помощью жира,

масел, а позднее и покрытием другими металлами и, прежде всего, легкоплавким оловом. В

трудах древнегреческого историка Геродота (V век до нашей эры) уже имеется упоминание о

применении олова для защиты железа от коррозии

Задачей химиков было и остается выяснение сущности явлений коррозии, разработка

мер, препятствующих или замедляющих её протекание. Коррозия металлов осуществляется в

соответствии с законами природы и поэтому ее нельзя полностью устранить, а можно лишь

замедлить.

В зависимости от характера коррозии и условий ее протекания применяются различ-

ные методы защиты. Выбор того или иного способа определяется его эффективностью в

данном конкретном случае, а также экономической целесообразностью.

3.1 Легирование

Имеется способ уменьшения коррозии металлов, который строго нельзя отнести к за-

щите. Этим способом является получение сплавов, которое называется легирование. В насто-

ящее время создано большое число нержавеющих сталей путем присадок к железу никеля,

хрома, кобальта и др. Такие стали, действительно, не покрываются ржавчиной, но их по-

верхностная коррозия имеет место, хотя и с малой скоростью. Оказалось, что при использо-

вании легирующих добавок коррозионная стойкость меняется скачкообразно. Установлено

правило, названное правилом Таммана, согласно которому резкое повышение устойчивости

к коррозии железа наблюдается при введении легирующей добавки в количестве 1/8 атомной

доли, то есть один атом легирующей добавки приходится на восемь атомов железа. Считает-

ся, что при таком соотношении атомов происходит их упорядоченное расположение в кри-

сталлической решетке твердого раствора, что и затрудняет коррозию.

3.2 Защитные пленки

Одним из наиболее распространенных способов защиты металлов от коррозии являет-

ся нанесение на их поверхность защитных пленок: лака, краски, эмали, других металлов. Ла-

кокрасочные покрытия наиболее доступны для широкого круга людей. Лаки и краски обла-

дают низкой газо- и паропроницаемостью, водоотталкивающими свойствами, поэтому они

препятствуют доступу к поверхности металла воды, кислорода и содержащихся в атмосфере

агрессивных компонентов. Покрытие поверхности металла лакокрасочным слоем не исклю-

чает коррозию, а служит для нее лишь преградой, а значит, лишь тормозит процесс корро-

зии. Именно поэтому важное значение имеет качество покрытия – толщина слоя, пористость,

равномерность, проницаемость, способность набухать в воде, прочность сцепления (адгезия).

Качество покрытия зависит от тщательности подготовки поверхности и способа нанесения

защитного слоя. Окалина и ржавчина должны быть удалены с поверхности покрываемого

металла. В противном случае они будут препятствовать хорошей адгезии покрытия с по-

верхностью металла. Низкое качество покрытия нередко связано с повышенной пористо-

стью. Часто она возникает в процессе формирования защитного слоя в результате испарения

растворителя и удаления продуктов отверждения и деструкции (при старении пленки). По-

этому обычно рекомендуют наносить не один толстый слой, а несколько тонких слоев по-

крытия. Во многих случаях увеличение толщины покрытия приводит к ослаблению адгезии

защитного слоя с металлом. Большой вред наносят воздушные полости, пузыри. Они обра-

зуются при низком качестве выполнения операции нанесения покрытия.

Для снижения смачиваемости водой лакокрасочные покрытия иногда, в свою очередь,

защищают восковыми составами или кремнийорганическими соединениями. Лаки и краски

наиболее эффективны для защиты от атмосферной коррозии. В большинстве случаев они не-

пригодны для защиты подземных сооружений и конструкций, так как трудно предупредить

механические повреждения защитных слоев при контакте с грунтом. Опыт показывает, что

срок службы лакокрасочных покрытий в этих условиях невелик. Намного практичнее оказа-

лось применять толстослойные покрытия из каменноугольной смолы (битума).

В некоторых случаях пигменты красок выполняют также роль ингибиторов коррозии

(об ингибиторах будет сказано далее). К числу таких пигментов относятся хроматы строн-

ция, свинца и цинка (SrCrO4, PbCrO4, ZnCrO4).

3.3 Грунтовки и фосфатирование

Часто под лакокрасочный слой наносят грунтовки. Пигменты, входящие в ее состав,

также должны обладать ингибиторными свойствами. Проходя через слой грунтовки, вода

растворяет некоторое количество пигмента и становится менее коррозионноактивной. Среди

пигментов, рекомендуемых для грунтов, наиболее эффективным признан свинцовый сурик

Pb3O4.

Вместо грунтовки иногда проводят фосфатирование поверхности металла. Для этого

на чистую поверхность кистью или распылителем наносят растворы ортофосфатов железа

(III), марганца (II) или цинка (II), содержащих и саму ортофосфорную кислоту H3PO4. В за-

водских условиях фосфатирование ведут при 99-970

С в течение 30-90 минут. В образование

фосфатного покрытия вносят вклад металл, растворяющийся в фосфатирующейся смеси, и

оставшиеся на его поверхности оксиды.

Для фосфатирования поверхности стальных изделий разработано несколько различ-

ных препаратов. Большинство из них состоят из смеси фосфатов марганца и железа. Воз-

можно, наиболее распространенным препаратом является «мажеф» – смесь дигидрофосфатов

марганца Mn(H2PO4)2, железа Fe(H2PO4)2 и свободной фосфорной кислоты. Название препа-

рата состоит из первых букв компонентов смеси. По внешнему виду мажеф – это мелкокри-

сталлический порошок белого цвета с соотношением между марганцем и железом от 10:1 до

15:1. Он состоит из 46-52% P2O5; не менее 14% Mn; 0,3-3% Fe. При фосфатировании маже-

фом стальное изделие помещается в его раствор, нагретый примерно до ста градусов. В рас-

творе происходит растворение с поверхности железа с выделением водорода, а на поверхно-

сти образуется плотный, прочный и малорастворимый в воде защитный слой фосфатов мар-

ганца и железа серо-черного цвета. При достижении толщины слоя определенной величины

дальнейшее растворение железа прекращается. Пленка фосфатов защищает поверхность из-

делия от атмосферных осадков, но мало эффективна от растворов солей и даже слабых рас-

творов кислот. Таким образом, фосфатная пленка может служить лишь грунтом для последо-

вательного нанесения органических защитных и декоративных покрытий – лаков, красок,

смол. Процесс фосфатирования длится 40-60 минут. Для его ускорения в раствор вводят 50-

70 г/л нитрата цинка. В этом случае время сокращается в 10-12 раз.

3.4 Электрохимическая защита

В производственных условиях используют также электрохимический способ – обра-

ботку изделий переменным током в растворе фосфата цинка при плотности тока 4 А/дм2 и

напряжении 20 В и при температуре 60-700

С. Фосфатные покрытия представляют собой сет-

ку плотносцепленных с поверхностью фосфатов металлов. Сами по себе фосфатные покры-

тия не обеспечивают надежной коррозионной защиты. Преимущественно их используют как

основу под окраску, обеспечивающую хорошее сцепление краски с металлом. Кроме того,

фосфатный слой уменьшает коррозионные разрушения при образовании царапин или других

дефектов.

3.5 Силикатные покрытия

Для защиты металлов от коррозии используют стекловидные и фарфоровые эмали,

коэффициент теплового расширения которых должен быть близок к таковому для покрывае-

мых металлов. Эмалирование осуществляют нанесением на поверхность изделий водной

суспензии или сухим напудриванием. Вначале на очищенную поверхность наносят грунто-

вочный слой и обжигают его в печи. Далее наносят слой покровной эмали и обжиг повторя-

ют. Наиболее распространены стекловидные эмали – прозрачные или загашенные. Их ком-

понентами являются SiO2 (основная масса), B2O3, Na2O, PbO. Кроме того, вводят вспомога-

тельные материалы: окислители органических примесей, оксиды, способствующие сцепле-

нию эмали с эмалируемой поверхностью, глушители, красители. Эмалирующий материал

получают сплавлением исходных компонентов, измельчением в порошок и добавлением 6-

10% глины. Эмалевые покрытия в основном наносят на сталь, а также на чугун, медь, латунь

и алюминий.

Эмали обладают высокими защитными свойствами, которые обусловлены их непро-

ницаемостью для воды и воздуха (газов) даже при длительном контакте. Их важным каче-

ством является высокая стойкость при повышенных температурах. К основным недостаткам

эмалевых покрытий относят чувствительность к механическим и термическим ударам. При

длительной эксплуатации на поверхности эмалевых покрытий может появиться сетка тре-

щин, которая обеспечивает доступ влаги и воздуха к металлу, вследствие чего и начинается

коррозия.

3.6 Цементные покрытия Для защиты чугунных и стальных водяных труб от коррозии используют цементные покрытия.

Поскольку коэффициенты теплового расширения портландцемента и стали близки, то он довольно

широко применяется для этих целей. Недостаток портландцементных покрытий тот же, что и эма-

левых, – высокая чувствительность к механическим ударам.

3.7 Покрытие металлами Широко распространенным способом защиты металлов от коррозии является покрытие их слоем

других металлов. Покрывающие металлы сами корродируют с малой скоростью, так как покры-

ваются плотной оксидной пленкой. Покрывающий слой наносят различными методами:

горячее покрытие – кратковременное погружение в ванну с расплавленным метал-

лом;

гальваническое покрытие – электроосаждение из водных растворов электролитов;

металлизация – напыление;

диффузионное покрытие – обработка порошками при повышенной температуре в

специальном барабане;

с помощью газофазной реакции, например:

3CrCl2 + 2Fe 1000 ‘ C

2FeCl3 + 3Cr (в расплаве с железом).

Имеются и другие методы нанесения металлических покрытий. Например, разновид-

ностью диффузионного способа является погружение изделий в расплав хлорида кальция, в

котором растворены наносимые металлы.

В производстве широко используется химическое нанесение металлических покрытий

на изделия. Процесс химического металлирования является каталитическим или автокатали-

тическим, а катализатором является поверхность изделия. Используемый раствор содержит

соединение наносимого металла и восстановитель. Поскольку катализатором является по-

верхность изделия, выделение металла и происходит именно на ней, а не в объеме раствора.

В настоящее время разработаны методы химического покрытия металлических изделий ни-

келем, кобальтом, железом, палладием, платиной, медью, золотом, серебром, родием, руте-

нием и некоторыми сплавами на основе этих металлов. В качестве восстановителей исполь-

зуют гипофосфит и боргидрид натрия, формальдегид, гидразин. Естественно, что химиче-

ским никелированием можно наносить защитное покрытие не на любой металл.

Металлические покрытия делят на две группы:

- коррозионностойкие;

- протекторные. Например, для покрытия сплавов на основе железа в первую группу входят никель, серебро, медь,

свинец, хром. Они более электроположительны по отношению к железу, то есть в электрохимиче-

ском ряду напряжений металлов стоят правее железа. Во вторую группу входят цинк, кадмий,

алюминий. Они более электроотрицательны по отношению к железу.

В повседневной жизни человек чаще всего встречается с покрытиями железа цинком

и оловом. Листовое железо, покрытое цинком, называют оцинкованным железом, а покрытое

оловом – белой жестью. Первое в больших количествах идет на кровли домов, а второе – на

изготовление консервных банок. Впервые способ хранения пищевых продуктов в жестяных

банках предложил повар Н.Ф. Аппер в 1810 году. И то, и другое железо получают, главным

образом, протягиванием листа железа через расплав соответствующего металла.

Металлические покрытия защищают железо от коррозии при сохранении сплошности.

При нарушении же покрывающего слоя коррозия изделия протекает даже более интенсивно,

чем без покрытия. Это объясняется работой гальванического элемента железо–металл. Тре-

щины и царапины заполняются влагой, в результате чего образуются растворы, ионные про-

цессы в которых облегчают протекание электрохимического процесса (коррозии).

3.8 Ингибиторы

Применение ингибиторов – один из самых эффективных способов борьбы с коррозией

металлов в различных агрессивных средах. Ингибиторы – это вещества, способные в малых

количествах замедлять протекание химических процессов или останавливать их. Название

ингибитор происходит от латинского inhibere, что означает сдерживать, останавливать. Ещё

по данным 1980 года, число известных науке ингибиторов составило более пяти тысяч. Ин-

гибиторы дают народному хозяйству немалую экономию.

Ингибирующее воздействие на металлы, прежде всего на сталь, оказывает целый ряд

неорганических и органических веществ, которые часто добавляются в среду, вызывающую

коррозию. Ингибиторы имеют свойство создавать на поверхности металла очень тонкую

пленку, защищающую металл от коррозии.

Ингибиторы в соответствии с Х. Фишером можно сгруппировать следующим обра-

зом.

1) Экранирующие, то есть покрывающие поверхность металла тонкой пленкой.

Пленка образуется в результате поверхностной адсорбции. При воздействии физических ин-

гибиторов химических реакций не происходит

2) Окислители (пассиваторы) типа хроматов, вызывающие образование на поверхно-

сти металла плотно прилегающего защитного слоя окисей, которые замедляют протекание

анодного процесса. Эти слои не очень стойки и при определенных условиях могут подвер-

гаться восстановлению. Эффективность пассиваторов зависит от толщины образующегося

защитного слоя и его проводимости;

3) Катодные – повышающие перенапряжение катодного процесса. Они замедляют

коррозию в растворах неокисляющих кислот. К таким ингибиторам относятся соли или

окислы мышьяка и висмута.

Эффективность действия ингибиторов зависит в основном от условий среды, поэтому

универсальных ингибиторов нет. Для их выбора требуется проведение исследований и испы-

таний.

Наиболее часто применяются следующие ингибиторы: нитрит натрия, добавляемый,

например, к холодильным соляным растворам, фосфаты и силикаты натрия, бихромат

натрия, различные органические амины, сульфоокись бензила, крахмал, танин и т. п. По-

скольку ингибиторы со временем расходуются, они должны добавляться в агрессивную сре-

ду периодически. Количество ингибитора, добавляемого в агрессивные среды, невелико.

Например, нитрита натрия добавляют в воду в количестве 0,01-0,05%.

Ингибиторы подбираются в зависимости от кислого или щелочного характера

среды. Например, часто применяемый в качестве ингибитора нитрит натрия может исполь-

зоваться в основном в щелочной среде и перестает быть эффективным даже в слабокислых

средах.

Нефтяная промышленность, по всей вероятности, — самый крупный потребитель

ингибиторов коррозии. Она применяет огромные количества этих материалов, причем на

различных стадиях переработки, начиная от добычи и кончая использованием нефтепродук-

тов потребителем. Широкая область использования ингибиторов обусловлена коррозионной

природой жидкостей, чаще всего воды, а также газов. Детальному обсуждению потребления

ингибиторов коррозии в нефтяной промышленности посвящена значительная часть этой

книги. В применении ингибиторов в нефтяной промышленности можно условно выделить

ряд специфических коррозионных проблем. Многие из этих проблем возникают при добыче

нефти, и поэтому настоящая глава посвящена обсуждению применения ингибиторов корро-

зии при первичной добыче нефти. В следующих главах рассматривается использование ин-

гибиторов при другом варианте ее добычи, переработке, транспортировке и в конечных про-

дуктах.

Литература об использовании ингибиторов коррозии при добыче нефти весьма об-

ширна, несмотря на то, что эти работы были опубликованы в течение последних 15 лет, ко-

гда появление высокомолекулярных органических ингибиторов коррозии совершило перево-

рот в нефтяной промышленности. Оказалось, что скважины, заброшенные после кратковре-

менной эксплуатации из-за разрушения насосного оборудования, теперь имеет смысл ис-

пользовать до тех пор, пока водо-нефтяной фактор в перекачиваемой жидкости не сделает их

экономически невыгодными. Широкое использование органических ингибиторов оказало

заметное влияние на общую добычу нефти и на промышленность в целом.

Рекомендуются две книги, подробно рассматривающие проблему коррозии при добы-

че нефти. В одной из них обсуждаются проблемы «нейтральной», «кислой», кислородной и

электрохимической коррозии. Для каждого случая приведены методы оценки важности про-

блемы, кратко описаны повреждения и убытки, изложены меры борьбы с коррозией. Вторая

книга посвящена характерному типу «нейтральной» коррозии — коррозии в газоконденсат-

ных скважинах. В книге подробно рассматривается данная проблема, и она является наибо-

лее исчерпывающим трудом по этому вопросу. Обе книги написаны видными специалистами

в этой области.

Ли и Хайнс рассматривают общие вопросы коррозии нефтедобывающего оборудова-

ния и сборных линий, а также пути ее предотвращения. Общие проблемы коррозии в нефтя-

ных и газовых скважинах обсуждаются также в работах Стантона, Кавалларо, Уэхара, Гри-

нуэлла, Билхарца, Колдуэлла, Мура и в отчетах Технического комитета Т-1 N.A.C.E. Боль-

шой интерес представляют обзорные работы Шока, Билхарца, Бертнесса, Брегмана и Блера

по предотвращению коррозии. В некоторых статьях рассматривается применение ингибито-

ров в конкретных случаях. Так, Бил и Шнейк описывают длительное исследование (5 лет)

Огайо Ойл Компани по переработке сырой нефти при низких значениях рН. Бредли описы-

вает опыт Шелл Ойл Компани на нефтяных месторождениях Трапп в Канзасе; Клементе и

Барретт обсуждают испытания Станолинд Компани на нефтяных месторождениях Мидленд

Фармс в Западном Техасе, а Когер описывает меры борьбы с коррозией, применяемые Сатис

Сервис при добыче нефти в Канзасе. Имеется много других ценных работ по различным во-

просам коррозии и применению ингибиторов. Упомянутые здесь статьи дают лишь разроз-

ненное представление о проблеме.

Трудно определить количество или процент нефтяных скважин, подверженных кор-

розии и требующих применения защитных мер. Так как практически все скважины до неко-

торой степени подвергаются коррозии, время, по истечении которого в скважине необходи-

мо применять ингибиторы, различно и зависит от обслуживания скважины, ее дебита, срока

службы, а также точности приборов, определяющих степень коррозии. Поэтому одни могут

считать, что в данной скважине необходимо применять ингибиторы, другие же придержива-

ются противоположного мнения. Кроме того, сама способность скважины подвергаться кор-

розии может изменяться со временем. Так, чем дольше эксплуатируется скважина, тем выше

становится водо-нефтяной фактор, а следовательно, и подверженность коррозии. Коррози-

онное действие воды в новой скважине может не проявляться в разрушении оборудования в

течение нескольких месяцев или даже лет эксплуатации. Таким образом, скважина, которая

как бы внезапно подвергалась коррозии, возможно, корродирована уже давно, но это не было

замечено.

Колдуэлл, сообщая о работе 8215 скважин, добывающих сернистую нефть, указывает,

что в 44% из них коррозия наносила экономический ущерб. В английском журнале опубли-

кована работа Басса, который подсчитал, что в 80% всех действующих скважин, Добываю-

щих сернистую нефть, необходимо применять ингибиторы коррозии. Однако в книге, выпу-

щенной N.A.C.E. и A.P.I. И посвященной коррозии оборудования нефтяных и газовых сква-

жин, утверждается, что только 12% всех кислых скважин можно считать подверженными

коррозии. Различие между этими двумя цифрами, очевидно, связано с различным понимани-

ем термина «коррозионный». При отсутствии защитных мер ущерб, наносимый коррозией

оборудования кислых скважин, может достигать 150 долларов в месяц, что составляет свыше

32 млн. долларов в год. Авторы сообщают далее, что по крайней мере 20% всех нейтральных

и 45% всех конденсатных нефтяных скважин можно считать подверженными коррозии.

Приблизительно 16 000 существующих газонапорных скважин ежегодно корродируют, и

ущерб, наносимый при этом промышленности, составляет 16 млн. долларов в год. К книге

приложена карта коррозионно-активных газовых и нефтяных районов США. Интересно от-

метить, что авторы не относят Пенсильванию, Огайо, Западную Виргинию, а также Восточ-

ный Канзас и почти всю Оклахому к коррозионноактивным районам. Большинство других

газо- и нефтедобывающих районов считаются коррозионноактивными.

В работе приведен средний размер убытков от коррозии в газовых и нефтяных сква-

жинах США; он составляет 56,5 цента на 1 м3 добываемой и перерабатываемой нефти. Более

определенные цифры сообщаются об убытках, наносимых коррозией в конденсатных сква-

жинах. В книге Национальной ассоциации бензина Америки (N. G. А. А.) убытки от корро-

зии оцениваются в 1,27 доллара на 10 000 м3 добываемой нефти или 12 100 000 долларов

ежегодно. Там же отмечается, что 1,27 долларов на 10 000 м3

является средней цифрой, фак-

тически же потери колеблются от 0,25 до 147 долларов, причем чаще всего они составляют

от 0,35 до 7,8 долларов на 10 000 м3 добываемой нефти. По Колдуэллу ущерб, наносимый

коррозией под воздействием сернистой нефти, составляет в среднем от 270 долларов на

скважину в нефтедобывающем районе Западный Техас — Нью-Мехико до 2000 долларов в

Канзасе.

Почти на каждом нефтяном промысле груды разрушенного оборудования, подобные

показанным на рисунке, свидетельствуют об ужасающем разрушительном действии корро-

зии.

Использование ингибиторов при добыче нефти значительно уменьшает коррозию

глубинного оборудования и экономит сотни долларов на каждой защищенной скважине, зна-

чительно удлиняя средний срок ее службы. В литературе приведено много экономических

данных. Например, Бредли, обсуждая стоимость убытков от коррозии штанг, насосно-

компрессорных труб и насосов, заявляет, что компания Шелл Ойл сэкономила приблизи-

тельно 110 000 долларов на нефтепромысле Трапп в Канзасе в течение 1948—1951 гг. глав-

ным образом благодаря применению ингибиторов коррозии. N. G. А. А. считает, что из 12,1

млн. долларов ежегодных потерь от коррозии в конденсатных скважинах 10 млн. могут быть

сохранены, если применять известные в настоящее время защитные средства.

Как указывается N. G. А. А., стоимость химической обработки хроматами, нейтрали-

заторами и жидкими органическими ингибиторами полностью открытых конденсатных

скважин составляла в 1951 г. соответственно 6; 6,4 и 18,7 цента на 10 000 м3 добываемого

сырья, а для полностью закупоренных скважин — 35; 28,3 и 29 центов соответственно для

нейтрализаторов, жидких органических ингибиторов и ингибиторов, спрессованных в виде

патронов.

4. ПРИМЕНЕНИЕ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ

Для защиты оборудования и строительных конструкций от коррозии в отече-

ственной и зарубежной противокоррозионной технике применяется большой ассортимент

различных химически стойких материалов – листовые и пленочные полимерные материалы,

биопластмассы, стеклопластики, углеграфитовые, керамические и другие неметаллические

химически стойкие материалы.

В настоящее время расширяется применение полимерных материалов, благо-

даря их ценным физико-химическим показателям, меньшему удельному весу и др.

Большой интерес для применения в противокоррозионной технике представля-

ет новый химически стойкий материал – шлакоситалл.

Значительные запасы и дешевизна исходного сырья – металлургических шла-

ков – обусловливают экономическую эффективность производства и применения шлакоси-

талла.

Шлакоситалл по физико-механическим показателям и химической стойкости

не уступает основным кислотоупорным материалам (керамике, каменному литью), широко

применяемым в противокоррозионной технике.

Среди многочисленных полимерных материалов, применяемых за рубежом в

противокоррозионной технике, значительное место занимают конструкционные пластмассы,

а также стеклопластики, получаемые на основе различных синтетических смол и стеклово-

локнистых наполнителей.

В настоящее время химическая промышленность выпускает значительный ас-

сортимент материалов, обладающих высокой стойкостью к действию различных агрессив-

ных сред. Особое место среди этих материалов занимает полиэтилен. Он инертен во многих

кислотах, щелочах и растворителях, теплостоек до температуры + 7000 С и так далее.

Другими направлениями использования полиэтилена в качестве химически

стойкого материала являются порошкообразное напыление и дублирование полиэтилена

стеклотканью. Широкое применение полиэтиленовых покрытий объясняется тем, что они,

будучи одними из самых дешевых, образуют покрытия с хорошими защитными свойствами.

Покрытия легко наносятся на поверхность различными способами, в том числе пневматиче-

ским и электростатическим распылением.

Также в противокоррозионной технике особого внимания заслуживают моно-

литные полы на основе синтетических смол. Высокая механическая прочность, химическая

стойкость, декоративный вид - все эти положительные качества делают монолитные полы

чрезвычайно перспективными.

Продукция лакокрасочной промышленности находит применение в различных

отраслях промышленности и строительства в качестве химически стойких покрытий. Лако-

красочное пленочное покрытие, состоящее из последовательно наносимых на поверхность

слоев грунтовки, эмали и лака, применяют для противокоррозионной защиты конструкций

зданий и сооружений (ферм, ригелей, балок, колонн, стеновых панелей), а также наружных и

внутренних поверхностей емкостного технологического оборудования, трубопроводов, газо-

ходов, воздуховодов вентиляционных систем, которые в процессе эксплуатации не подвер-

гаются механическим воздействиям твердых частиц, входящих в состав среды.

В последнее время большое внимание уделяется получению и применению

комбинированных покрытий, поскольку в ряде случаев использование традиционных мето-

дов защиты является неэкономичным. В качестве комбинированных покрытий, как правило,

используется цинковое покрытие с последующей окраской. При этом цинковое покрытие иг-

рает роль грунтовки.

Перспективно применение резин на основе бутилкаучука, которые отличаются

от резин на других основах повышенной химической стойкостью в кислотах и щелочах,

включая концентрированную азотную и серную кислоты. Высокая химическая стойкость ре-

зин на основе бутилкаучука позволяет более широко применять их при защите химической

аппаратуры.

Данные способы находят широкое применение в промышленности в силу мно-

гих своих преимуществ – уменьшения потерь материалов, увеличения толщины покрытия,

наносимого за один слой, уменьшения расхода растворителей, улучшение условий производ-

ства окрасочных работ и т.д.

5. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ И ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АС-

ПЕКТЫ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИИ И ЗАЩИТЫ МЕТАЛЛОВ

5.1 Технологические проблемы Всесторонний анализ технологических процессов строительства скважин, обустрой-

ства и эксплуатации нефтепромыслов, организации работ по охране окружающей среды

(ООС) показал, что определяющими причинами, снижающими эффективность недостаточная

эффективность экологических решений в проектах разработки и обустройства нефтяных место-

рождений, строительства и ремонта скважин, комплексных программ по повышению нефте-

отдачи пластов и интенсификации разработки;

- некачественная реализация имеющихся проектных решений ввиду слабой оснащен-

ности техническими средствами высокой эксплуатационной надежности, контрольной аппара-

турой и низкой эффективности системы контроля;

- недостаточный уровень экологической подготовки руководящего звена добывающих

предприятий, а также рабочих на всех технологических участках цепочки "скважина - маги-

стральный нефтепровод".

Аварии. Давно назревшей и актуальной проблемой для всех уровней добывающих пред-

приятий являются аварийные разливы нефти, обусловленные большой протяженностью и низ-

кой технической надежностью внутри- и межпромысловых нефтяных и водоводных линий в

системе поддержания пластового давления (ППД). На некоторых месторождениях износ этих

сооружений к настоящему времени достигает 80 %. Основные же причины аварийности на

магистральных нефтепроводах следующие: внешние воздействия (34 %), брак при строитель-

стве (23 %), коррозия (23 %), брак при изготовлении труб на заводах (14 %), ошибочные дей-

ствия персонала (3 %). Для внутренних и межпромысловых нефтепроводов эти соотношения

могут быть другими.

Статистические данные свидетельствуют о том, что вследствие высокой агрессивно-

сти пластовых вод на месторождениях Западной Сибири сквозные отверстия в оборудовании

могут появляться через 3-5 лет после начала эксплуатации, а при подачах ингибиторов корро-

зии, применении труб улучшенного качества из углеродистых сталей, проведении коррозион-

ного мониторинга срок безаварийной службы трубопроводов может быть продлен до 10 лет.

Ежегодно по нефтепромысловым трубопроводам перекачиваются миллионы кубомет-

ров нефти, технической жидкости, содержащих в больших количествах коррозионно-активные

компоненты: сероводород, кислород, двуокись углерода, ионы хлора и др. Вследствие высокой

агрессивности транспортируемых сред основной проблемой при эксплуатации скважин и сети

промысловых трубопроводов является коррозия оборудования. В 90 % случаев порывы тру-

бопроводов обусловлены снижением их нормативных сроков службы из-за внутренней и

внешней коррозии. Коррозионная активность добываемых флюидов увеличивается за счет ро-

ста обводненности продукции скважин. Опытными данными показано, что с увеличением

обводненности нефти (с присутствием СО2) вода играет роль высокоминерализованного по-

лиэлектролита, активность нефти увеличивается с 0,206 до 0,465 г/м2-час, т.е. более чем вдвое.

Далее, при обводненности от 10 до 80 % скорость коррозии находится в пределах 0,450 ...

0,440 г/м2-час, а при обводненности 90 % происходит резкий рост этого параметра до 0,540

г/м2-час. Для пластовых вод скорость коррозии составляла 0,350 г/м

2-час, что значительно ни-

же, чем для смесей различного соотношения. Наибольшие значения параметров коррозионной

агрессивности зафиксированы в смеси "нефть - вода" с соотношением 1:8.

Такие или близкие к ним соотношения зафиксированы в настоящее время на многих

месторождениях Башкирии и Татарстана, где достаточно четко прослеживается тенденция ро-

ста порывов (до 88% общего числа) на выкидных линиях от скважин. Удельные показатели

для этого вида нефтепромыслового оборудования могут достигать величины 0,25 порыва/км.

Порывы выкидных линий, напорных трубопроводов минерализованных вод для поддержания

ППД, нефтесборных и магистральных трубопроводов влекут за собой серьезные экологические

последствия от загрязнения (засоления) почв до вывода из строя многих водозаборных со-

оружений и необходимости реабилитации компонентов ОС. Несмотря на активное применение

ингибиторов и бактерицидов, а также замену традиционных труб на трубы с внутренним по-

лиэтиленовым покрытием, аварийные ситуации происходят, что приводит к необходимости

оптимизировать разработку мероприятий (сервисной службы) по диагностике технического

состояния трубопроводов всех уровней и технологического парка резервуаров для хранения

нефти и нефтепродуктов.

Учитывая остроту данной проблемы, можно констатировать, что одним из важнейших

противокоррозионных мероприятий является постоянный контроль качества труб на заводах

при изготовлении. Многие крупные добывающие компании имеют собственные службы диа-

гностики на заводах - изготовителях труб. Двойной контроль с ОТК завода позволяет свести

поставку бракованной продукции к минимуму, практически к нулевым величинам.

Достаточно острой проблемой является эффективное применение ингибиторов корро-

зии, а также организация системы коррозионного мониторинга. Выбор и дозирование ингиби-

торов зависят от состава пластовых флюидов, что не всегда учитывается добывающими пред-

приятиями, а также от своевременного включения в проекты эксплуатации оборудования ку-

стов скважин дозировочных установок ингибиторов.

Учитывая то, что на многих многопластовых месторождениях нефти эксплуатируется

одновременно несколько горизонтов с различной степенью агрессивности пластовых вод, про-

блема выбора универсальных ингибиторов коррозии и их дозировок с целью защиты обору-

дования становится весьма серьезной.

Служба коррозионного мониторинга многими предприятиями воспринимается как вто-

ростепенное и необязательное подразделение. Однако если учесть величины экологического

ущерба ОПС, наносимого авариями на внутрипромысловых трубопроводах, и стоимость реа-

билитации и ремедиации компонентов экосистем, такие представления покажутся, по крайней

мере, наивными. Предупреждение аварийности является необходимой превентивной мерой, ко-

торая должна быть отражена в экологической политике предприятия, не говоря уже о Декла-

рации промышленной безопасности.

Назрела также необходимость совершенствования защитных покрытий для предотвра-

щения асфальто-парафиновых отложений, методов очистки промысловых труб и методик кон-

троля этих нежелательных явлений. Данные мероприятия входят в противоречие с использова-

нием футерованных полиэтиленовых труб в системе нефтесбора в отличие от системы ППД.

Проблема заключается в сокращении (схлопывании) полиэтиленовой оболочки из-за ее га-

зопроницаемости и ингибировании межтрубного пространства, удалении продольного внут-

реннего грата, образующегося при изготовлении труб, внутренних заусенец и других дефек-

тов. Срок службы битумной изоляции на внешних покрытиях не превышает 10 лет, поэтому

необходим переход к новым материалам и технологиям покрытия при строительстве трубо-

проводов для транспортирования нефти.

Вплотную к проблеме коррозии оборудования примыкает проблема утилизации жид-

кости и твердых примесей в составе добываемой нефти.

По некоторым оценкам, считается, что в процессе добычи 1 т нефти образуется около

0,28 м3 сточных вод, из которых на очистные сооружения направляется 0,18 м

3, загрязненными

являются 0,1 м3 (твердые взвеси). По природе это преимущественно подземные воды высокой

минерализации, обладающие агрессивностью по отношению к цементному камню в затруб-

ном пространстве и металлическим конструкциям оборудования нефтепромыслов.

Одной из главных причин засоления вышележащих пресных подземных вод является

неудовлетворительное состояние крепи ствола скважин, особенно на старых месторождениях,

начало эксплуатации которых относится к 50-м гг. XX в. Например, при разбуривании Шка-

повской структуры в Башкирии в целях экономии металла, цемента и времени, необходимого

для крепления скважин, применялись обсадные колонны уменьшенного диаметра, что резко

сократило сроки проходки скважин и привело к экономии 28 т металла (в 2,5 раза), 60 т це-

мента (экономия в 7-8 раз), 65 т глины. Данные приведены для скважин глубиной 2000 м.

Кроме того, применялись технологии частичного крепления ствола скважин, при котором до-

пускалась замена промежуточных колонн глинистыми корками. Утончение цементной оболоч-

ки по всей глубине скважин и сокращение зазора между колонной и стенками скважины (за-

трубного пространства) приводят к тому, что изначально при бурении создаются условия для

разрушения цементного камня, что сопровождается образованием заколонных перетоков и

прорывом рассолов в скважину.

Коррозионное поражение цементного камня в скважинах приводит не только к сниже-

нию доли нефти в добываемых объемах флюидов, но и к негативным экологическим послед-

ствиям: загрязняются артезианские и грунтовые воды, используемые для водоснабжения. С

учетом процессов взаимодействия подземных вод с поверхностными в зону техногенного воз-

действия попадают многие водотоки и водоемы. Поэтому последствия некачественного строи-

тельства скважин активно проявляются в настоящее время во многих районах Волго-

Уральской нефтяной провинции и Западной Сибири.

К этой проблеме следует добавить отсутствие специальных изоляционных работ при

ликвидации или консервации скважин, которые становятся потенциальным источником вы-

вода агрессивных высокоминерализованных вод не только в поверхностную зону активного

водообмена, но и на поверхность земли.

К проблеме коррозионной диагностики нефтепромыслового оборудования в целях его

безопасной эксплуатации примыкает проблема контроля технического состояния скважин и

периодической их переаттестации. В настоящее время достаточно хорошо разработаны ме-

тоды и приборы технической диагностики и дефектоскопии действующих скважин. Нефте- и

газодобывающие скважины являются достаточно сложными и дорогостоящими сооружениями,

которые нуждаются в постоянном контроле и проведении технических мероприятий по под-

держанию рабочих режимов. Вследствие некачественных и несвоевременных диагностиче-

ских исследований в нефтедобывающей отрасли простаивает огромное число скважин (более

20 тыс.), подлежащих капитальному ремонту. Большинство из них имеют нарушение крепи,

что в свою очередь приводит к межколонным газопроявлениям, перетокам воды и нефтей. В

отдельных случаях при достижении земной поверхности происходит образование грифонов у

устья скважин.

Опыт технической диагностики и дефектоскопии скважин свидетельствует о необхо-

димости проведения таких работ на всех этапах: проектирования (фоновые измерения), строи-

тельства (комплекс методов), эксплуатации и ликвидации. При этом кроме технологических

условий необходимо оценивать ситуации, связанные с риском возникновения опасных ситуаций

для ОПС и человека.

5.1.1 Технологические проблемы эксплуатации нефтепромыслов

Управление старыми скважинами. Суть проблемы состоит в том, что, по данным МПР,

в России насчитывается 150 тыс. нефтяных и газовых скважин, из них около 15 тыс. приходит-

ся на нераспределенный фонд. Это в основном старые скважины, пробуренные еще в советские

времена, треть которых была законсервирована более 10 лет назад.

Около 4-5% скважин нераспределенного фонда могло оказаться опасными, причем эта

доля постоянно растет. Скважины, даже законсервированные и ликвидированные с учетом всех

нормативных требований являются своеобразными минами замедленного действия и под влия-

нием изменений в земной коре могут "ожить", начав выделение нефти, газа, сероводорда, пла-

стового рассола. Так, за последние 10 лет, по данным Тюменского госгортехнадзора, на терри-

тории области на заброшенных скважинах было зафиксировано 58 открытых фонтанов, 44 из

которых сопровождались пожарам! Такие случаи можно отнести к экстремальным, однако не

меньшую опасность представляют выход на поверхность пластовых рассолов и смешение их с

питьевыми водами, а также выход газов, содержащих сероводород.

В распределенном фонде скопилось немалое число "подвисших" скважин, за которые

компании не несут ответственности. Ранее владельцы лицензий получали право вести работы

на лицензионных участка!, но пользоваться старыми скважинами не могли. Лишь в последние

годы кампании вместе с горным отводом получают в пользование и имеющиеся на территории

участка скважины.

По данным НПЦ "Недра", на сегодняшний день в России в "черном списке" состоят свыше

1500 опасных скважин, которые по арктическим территориям распределены в следующих ко-

личествах (табл. 1.1).

В ряде регионов реализуются собственные программы по старым скважинам, в первую

очередь - в центрах российской нефтегазодобычи - в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком

автономных округах. С1996 г. только на ликвидацию старых скважин администрация ХМАО

выделяла по 3-4 млн долл. ежегодно. Всего за пять лет было ликвидировано около 100 сква-

жин.

Особую проблему представляют скважины, которые бурили и использовали для прове-

дения подземных ядерных испытаний, поскольку они являются сточником радиоактивного за-

грязнения и находятся вблизи месторождений Нефти.

Стоимость одной скважины в зависимости от сложности, глубины и удаленности от

населенных пунктов колеблется от 1 до 50 млн руб.; консервация обходится примерно на 30%

дешевле, однако законсервированные скважины требуют регулярного обследования, что свя-

зано с новыми расходами. Так, в ЯНАО ежеквартальный облет только аварийно-опасных сква-

жин обходится как минимум в 2 млн руб.

По данным НПЦ "Недра", ежегодный мониторинг законсервированных скважин требует

от 50 тыс. до 100 тыс. руб. на скважину. К этому добавляются расходы на ликвидацию. В це-

лях экономии бюджетных средств на ликвидацию единичных скважин предлагается выдавать

лицензию на недропользование при условии ликвидации особо опасных скважин, которые

представляют реальную угрозу геологической среде, даже если эти скважины находятся вне

контура месторождения. Существуют также предложения о продаже фонда скважин в преде-

лах отводов.

При обеспечении экологической безопасности добычи нефти, а также соблюдении эко-

логических и санитарных ограничений одной из важнейших в нефтяной отрасли ТЭК являет-

ся проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Считается, что только в факелах

нефтепромыслов Западной Сибири ежегодно сжигается около 15 млрд. м3 этого ценнейшего

источника энергии. Общие ресурсы ПНГ в проектных объемах добываемой в 2005 г. нефти

оцениваются 5 млрд м3. В настоящее время показатель утилизации ПНГ на предприятиях от-

расли варьирует от 24 до 96% при среднем значении 80%.

Нормативными документами нормы использования ПНГ не устанавливаются, однако при

эксплуатации месторождений взимается плата за его сжигание и рассчитываются ПДВ с целью

регулирования качества состояния атмосферного воздуха. Как правило, такие нормативы ПДВ

назначаются по фактическим данным дегазации нефти. В случае их превышения на границе

санитарно-зашитной зоны производится совершенствование факельной системы с целью бо-

лее полного сжигания ПНГ, а не мероприятия по его переработке или использованию как энер-

гетического сырья. В этом случае ПНГ относится к отходам добычи нефти, что позволяет пла-

тежи за загрязнение воздуха отнести к себестоимости продукции, как и затраты на утилиза-

цию пластовых вод. Последние, так же как и ПНГ, являются источником ценного сырья для

нефтехимии, поскольку содержат полезные компоненты (В, Вг, I и др.). Переработка газа не

относится к деятельности нефтедобывающего предприятия, поэтому наиболее часто он ис-

пользуется как источник тепла в котельных, трубчатых печах при сепарации, при утилизации

промышленных и бытовых сточных вод пиролизом. Особенно много газа теряется вследствие

недостаточной герметичности технологических резервуаров. В отличие от твердых отходов,

которые можно складировать, ПНГ необходимо использовать в качестве топлива, если даже

это экологически неоправданно.

Одним из перспективных методов утилизации ПНГ является его закачка в смеси с газом

возврата в пласты-коллекторы с целью повышения нефтеотдачи. Особенно актуально газовое

заводнение на месторождениях с пониженной начальной нефтенасыщенностью (рн< 0,5), т.е.

для пластов со средней, пониженной и низкой продуктивностью. Отметим, что до 50-х гг. XX

в. для поддержания пластового давления и вытеснения нефти закачка газа применялась на

многих месторождениях. При закачке воды процессы вытеснения нефти происходят более

активно, да и стоимость ее как ресурса чрезвычайно низка, поэтому часть предприятий пере-

шла на заводнение, поскольку на многих месторождениях количество воды для поддержания

пластовых давлений (ППД) практически не ограничено. Газовое заводнение в целях безопас-

ности требует создания газопроводов высокого давления (25-30 МПа) и установки компрес-

сорных станций, что влечет дополнительные затраты, которые могут быть не всегда оправ-

данны, особенно для мелких нефтяных месторождений с запасами менее 15 млн. т нефти.

Закачка ПНГ в продуктивные пласты-коллекторы может проводиться циклически с ис-

пользованием подтоварных вод или газонефтяных смесей. При этом решается целый ком-

плекс экологических проблем, таких, как:

• поддержание качества атмосферного воздуха, в том числе и в рабочей зоне, на уровне

нормативов;

• обеспечение экологически безопасного метода добычи УВ-продукции за счет снижения

рисков;

• экономическая выгода за счет сокращения платежей за выбросы в ОС;

• снижение общего уровня опасности производства (нефтедобывающего предприятия в

целом);

• сокращение протяженности промысловых коррозионно опасных коммуникаций;

• возможности льготного налогообложения и привлечения инвестиций в другие природо-

охранные объекты;

• геодинамическая стабилизация залежи с предотвращением нежелательных экзогенных

и эндогенных последствий;

• снижение обводненности продукции и сохранение ПНГ как полезного ресурса с по-

следующим его извлечением для потребителей.

Следует отметить одну важную закономерность, которая заключается в том, что эффек-

тивность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается по мере ухуд-

шения филътрациоино-емкостных свойств продуктивных пластов.

Одна из основных технологических проблем, возникающих на всех стадиях жизненного

цикла разработки месторождений нефти, утилизация и размещение отходов производства и

потребления. Считается, что только при добыче нефти в отрасли ежегодно образуется свыше

600 тыс. т различных видов отходов, не говоря об объемах образования этих отходов при

нефтепереработке.

Отходы возникают уже на поисковой стадии, где они представлены преимущественно

порубочными остатками, которые не утилизируются так, как этого требуют санитарные пра-

вила рубки леса. Объемы таких вырубок под сейсмопрофили и временные дороги очень

трудно поддаются учету и компенсируются платежами (порубочными билетами), покрыва-

ющими лишь незначительную часть того ущерба, который наносится ОС.

Следующая стадия образования отходов - бурение скважин, при котором под земель-

ный отвод предоставляется от 3 до 5 га земли во временное краткосрочное пользование - на

период строительства. Во временное долгосрочное пользование выделяется только 0,36 га на

период эксплуатации скважин. В течение года после строительства скважины территория бу-

ровой площадки должна быть очищена от образовавшихся отходов, рекультивирована и пере-

дана постоянному землепользователю.

В качестве примера можно привести данные по количеству материалов бурения, обра-

зующихся при строительстве одной скважины (табл. 1.2).

Учитывая достаточно большое количество выбуренных в процессе бурения нефтенасы-

щенных пород, необходимо внедрять технологии, исключающие применение нефти в каче-

стве смазывающей добавки, и переходить на полимерные растворы. Буровые отходы после их

нейтрализации вполне пригодны для использования в качестве материалов при строительстве

скважин. При невозможности восстановления технологических параметров отработанные бу-

ровые растворы (ОБР) вместе с выбуренной породой могут закачиваться в поглощающие го-

ризонты в качестве тампонажного материала.

Технология нейтрализации отходов бурения методом отверждения с использованием

местных промышленных отходов реализована в ДОАО "ВолгоградНИПИнефть" Ю.Г. Без-

родным и др. и в общих чертах сводится к следующим мероприятиям:

уменьшению количества образующихся буровых растворов и бурового шлама, скла-

дируемых в амбаре, с одновременным сокращением его объема и повышением его экологи-

ческой безопасности;

исключению трудоемкой и малоэффективной операции по сооружению противофиль-

трационной защиты на боковые стенки земляного амбара с применением технологии "стена в

грунте";

механизации процессов гидроизоляции стенок земляного шламового амбара.

На стадиях испытания, освоения, бурения эксплуатационных скважин и скважин для

ППД количество отходов, как и изъятие земель из хозяйственного использования, резко воз-

растает. Это связано с возрастанием плотности размещения скважин на территории, увели-

чением притоков нефти, которая сливается в резервуары. Здесь очень важно минимизировать

землеемкость за счет укрупнения кустовых площадок и снижения площадей, занятых про-

мысловыми коммуникациями. Рационализация размещения кустов скважин позволяет кроме

сокращения отводов земель снизить экологический риск от возможных аварий на внутри-

промысловых трубопроводах.

Локализация протяженности коммуникационных систем достигается заменой штанго-

вых насосов на струйные и гидропоршневые, работающие на гидроприводе. Укрупнение ку-

стовых площадок и минимизация промысловых систем, связанных с транспортировкой пла-

стовой воды и обводненной нефти, происходят за счет использования микродожимных

насосных станций (ДНС) и установок предварительного сброса воды (ПСВ). Это позволяет

сократить аварийность за счет снижения масштабов коррозии и прорывов промысловых

коммуникаций, снизить энергетические затраты на перемещение пластовых вод в прямом и

обратном направлениях [4].

Потенциальным источником мощного загрязнения нефтью и минерализованными вода-

ми являются резервуарные парки нефтедобывающих предприятий. В целях продления их сро-

ка действия и исключения аварийных ситуаций необходимо проведение своевременной диа-

гностики, профилактических, антикоррозионных и ремонтно-восстановительных работ. К со-

жалению, на многих предприятиях такие работы начинают только при обнаружении утечек

нефти или жидкости. Это приводит к тому, что большие объемы нефти растекаются по по-

верхности земли, инфильтруются в почвы с последующим проникновением через зону аэра-

ции в грунтовые воды. Специальные исследования указывают на то, что многие резервуарные

парки "плавают" на линзах нефтепродуктов, которые образовались за годы непрерывных уте-

чек нефти.

Периодическая очистка резервуаров и емкостей от осадков с последующей их утилиза-

цией позволяет снизить остроту этой экологической проблемы. Как показывает опыт добыва-

ющих предприятий АО "Татнефть", очистка резервуаров должна производиться специально

обученным персоналом, с применением современных научно-технических средств, качествен-

ных лакокрасочных материалов и при строжайшем контроле качества работ на каждом этапе.

Таким образом, решение проблемы экологической безопасности при строительстве

скважин сводится к:

• разработке экологически безопасных систем буровых растворов с низким содержани-

ем твердой фазы;

• разработке и применению экологически безвредных смазывающих добавок для утяже-

ления буровых растворов;

• разработке технологий и технологических средств вторичного вскрытия, исключающих

появление водонефтяной эмульсии в скважине при ее освоении;

• разработке эффективной технологии заканчивания горизонтальных скважин с целью

эффективного использования отвода земель и сокращения количества наклонно-

направленных скважин;

• созданию технических средств для раздельного сбора и транспортировки чистого и

загрязненного шлама с целью дальнейшей его переработки;

• переходу на безамбарные технологии бурения скважин.

Проблемы экологической безопасности при ремонте скважин возникают вследствие

разорванности технологических операций, а также отсутствия земляных амбаров для сбора

технологических жидкостей загрязненных взвесями, химическими веществами и нефтью. От-

сутствие герметизирующих сальниковых устройств, быстросъемных трубных соединений,

полиэтиленового покрытия в амбарах приводит к загрязнению почв, поверхностных и под-

земных вод. Здесь, как нигде, необходим контроль за использованием растворителей, гелей,

кислот и других реагентов, которые должны полностью закачиваться в пласт при стимуляции

повышения нефтеотдачи скважин. Образующиеся пастообразные высоковязкие смеси, со-

держащие нефть и нефтепродукты, а также асфальто-смоло-парафинистые вещества не

должны захораниваться в амбарах. Следует подвергать их переработке и использовать в каче-

стве тампо-нажных материалов для ликвидации зон поглощения при ремонте и бурении.

На месторождении необходимо иметь специальную скважину с поглощающими гори-

зонтами для утилизации жидких отходов от технологических процессов нефтедобычи. По-

требности в закачке токсичных отходов могут быть достаточно велики. Только при ремонте

скважин возникает до 2 м3 токсичных жидкостей на одну скважино-операцию. Кроме того,

жидкие отходы, содержащие поверхностно-активные вещества (ПАВ), возникают при про-

мывке автоцистерн, насосных агрегатов, ствола скважин насосно-компрессорных труб (НКТ),

что составляет примерно 5 м3 на одну скважино-операцию при ремонте.

Система ППД предполагает кроме закачки вод в нагнетательные скважины для увеличе-

ния нефтеотдачи применение таких веществ, как неонолы, полигликоль, различные щелочные

агенты, а также соли хлорида магния и хлорида железа, растворы полиакриламида и др. При

обработке призабойной зоны скважин применяются растворы соляной и плавиковой кислот с

содержанием HCI и HF до 8-10 и 3-5% соответственно. Применение перечисленных реаген-

тов (с учетом их токсичности) должно быть жестко регламентировано в целях сведения к ми-

нимуму экологического риска, поскольку их закачка в подземное пространство осуществляет-

ся при достаточно высоком давлении.

5.2 Специфика экологического сопровождения проектирования разработки нефтяных ме-

сторождений Система разработки месторождения представляет собой комплекс мероприятий по из-

влечению нефти и газа из недр и управлению этим процессом. Система разработки определя-

ет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора

нефти, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и

режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки,

охране недр и ОС.

Под эксплуатационным объектом понимается продуктивный пласт, часть пласта или

группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объ-

единяемые в один объект разработки, должны характеризоваться близкими литологическими и

коллекторскими свойствами пород, физико-химическими свойствами и составом насыщающих

их флюидов, а также величинами начальных приведенных пластовых давлений.

В состав технологических проектных документов, регламентирующих осуществление

пробной эксплуатации нефтегазодобывающими предприятиями промышленной разработки

нефтяных и газонефтяных месторождений, входят проекты пробной эксплуатации, технологи-

ческие схемы опытно-промышленной разработки, технологические схемы разработки, проекты

разработки, уточненные проекты разработки, анализы разработки.

В проектных документах на разработку приводится обоснование:

- выделения эксплуатационных объектов и порядка ввода объектов в разработку;

- выбора способов и агентов воздействия на пласты;

- системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин;

- способов и режимов эксплуатации скважин (уровней, темпов и динамики добычи

нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов);

- повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением и требова-

ний к системам ППД, а также к качеству используемых агентов;

- применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеиз-

влечения из пластов;

- выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважин-

ного оборудования;

- мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации сква-

жин;

- требований к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

- требований и рекомендаций к конструкциям скважин и производству буровых работ,

методам вскрытия пластов и освоения скважин;

- мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки;

- комплекса геофизических и гидродинамических исследований скважин;

- специальных мероприятий по охране недр и ОС при бурении и эксплуатации сква-

жин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении мето-

дов повышения нефтеизвлечения из пластов;

- объемов и видов работ по доразведке месторождения;

- вопросов, связанных с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и

технических решений.

Технологические проектные документы служат основой для составления проектов

обоснования инвестиций в ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции, обустрой-

ства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и раз-

мещения нефтегазодобывающей промышленности в регионе, разработки перспективных про-

гнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, региональных про-

грамм по ООС и других мероприятий.

Основная цель проекта пробной эксплуатации - уточнение имеющейся и получение

дополнительной информации по добыче УВ, ценных компонентов, содержащихся в недрах,

построения адресной геологической модели месторождения, обоснование режима работы за-

лежей, выделение эксплуатационного объекта и оценка перспектив развития добычи УВ-

месторождения.

В материалах проекта пробной эксплуатации должны быть сведения, гарантирующие

выполнение недропользователем всех обязательств в соответствии с лицензионным соглаше-

нием. Особенно подчеркивается, что это касается прежде всего вопросов недропользования,

охраны недр и ОС, выбора промышленных участков, вскрытия пластов, объемов добычи

нефти. Необходимо отметить, что на этой стадии в проекте должны быть разработаны такие

важные природоохранные аспекты, как:

- предотвращение потерь нефти в недрах;

- исключение возможных заколонных перетоков жидкости между продуктивными и со-

седними горизонтами;

- отсутствие нарушений обсадных колонн и цемента за ними и т.п.;

- планирование мероприятий по безопасности населенных пунктов, поверхностных и

подземных водозаборов, рациональному использованию и охране земель, вод, атмосферы,

животного и растительного мира с учетом состояния объектов ОС;

- оценка воздействия производства на ОС.

Технологическая схема опытно-промышленной разработки залежей или их участков

предусматривает испытания новой техники и технологий разработки в конкретных геолого-

физических условиях месторождения с учетом экономической эффективности, а также состав-

ление геологической модели. На этой стадии должны быть обоснованы мероприятия по

охране недр и ОС, разработаны меры безопасности при работе с агентами воздействия с учетом

всех объектов ОС и экологических ограничений.

Технико-экономические расчеты проводятся на период не менее 20 лет, и на этой стадии

важным моментом представляется введение в схему промыслового обустройства экологиче-

ских требований к проектированию оборудования. Кроме того, комплекс мероприятий по

охране недр в соответствии с выводом добывающих скважин из эксплуатации должен преду-

сматривать ликвидационные работы согласно существующему порядку и составу работ, а

также реабилитационные мероприятия по восстановлению почв, растительности и, если необ-

ходимо, качества поверхностных и подземных вод.

Технологическая схема является основным проектным документом, определяющим с

учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и систему промыш-

ленной разработки месторождения. В этом документе определяется предварительная система

промышленной разработки эксплуатационного объекта (нескольких объектов) нефтяного ме-

сторождения на основе данных его разведки и пробной эксплуатации. В разделе "Охрана

окружающей среды и недр" рассматриваются специальные мероприятия по охране недр и ОС

при бурении и эксплуатации скважин, применении технологий извлечения нефти и утилизации

сопровождающих ее агентов (механических взвесей, пластовых вод, ПНГ), по безопасности

жизнедеятельности, выполнению санитарно-гигиенических требований и др.

При авторском надзоре за реализацией проектов и технологических схем разработки

проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и ОС (организационно-

технических, технологических), связанных с эксплуатацией данного месторождения.

Таким образом, при составлении проектных документов на разработку месторождения

нефти должны быть освещены следующие вопросы.

1. Охрана атмосферного воздуха на территории нефтепромысловых объектов, которая

обеспечивается за счет:

- мероприятий, направленных на сокращение потерь нефти, газа;

- повышения надежности нефтепромыслового оборудования;

- высокой степени утилизации ПНГ;

- снижения выбросов вредных веществ котлоагрегатами за счет применения природно-

го газа.

Должен быть проведен расчет валовых выбросов вредных веществ в атмосферу и

намечены мероприятия по контролю за ее состоянием.

2. Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения, которая до-

стигается путем:

- выделения водоохранных зон;

- повышения надежности магистральных и внутрипромысловых нефтепроводов;

- организации канализации и очистных сооружений;

- закачки подтоварных вод в промысловые горизонты;

- применения совершенных конструкций скважин и технологий бурения, препятствую-

щих загрязнению подземных вод.

3.Охрана земель, лесов, флоры и фауны, которая проводится за счет:

- исключения расположения скважин в охранных зонах;

- исключения сооружения буровых амбаров и котлованов для захоронения отходов на

участках со слабой защищенностью зоны аэрации (подземных вод) от загрязнений сверху;

- герметизации системы сбора, подготовки и транспортировки нефти;

- комплексного использования природных и техногенных ресурсов;

- уменьшения отходов, загрязняющих ОС;

- организации комплексного экологического мониторинга;

- своевременного проведения рекультивации земель, очистки промысловых и буровых

сточных вод.

4. Охрана недр, обеспечиваемая надежностью строительства скважин различного

назначения, что препятствует развитию следующих негативных явлений:

- заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализован-

ных вод на поверхность земли и в вышележащие горизонты;

- аварийного фонтанирования;

- образованию грифонов;

- формированию зон растепления и просадки устьев скважин;

- смятию НКТ и др.

5. Решение проблем экологической безопасности на объектах сбора и подготовки нефти

достигается путем проведения следующих технологических мероприятий:

- разрушения водонефтяной эмульсии в системах сбора и сброса пластовых вод в усло-

виях ДНС с целью уменьшения объема их перекачки;

- разрушения эмульсий с применением кольцевых делителей фаз перед установками

предварительного сброса воды (УПСВ), что позволяет сбрасывать воды на месторождении без

перекачек на другие станции;

- снижения расходов пресной воды при обессоливании с учетом опреснения пластовых

вод и применения эффективных смесительных устройств;

- оптимизации режимов работы ДНС, УПСВ и установок подготовки нефти (УПН) с

учетом резкого снижения объемов добычи нефти и переводом части оборудования в резерв

для подключения при аварийных ситуациях;

- проектирования оптимального диаметра нефтесборных коммуникаций с учетом дебитов

скважин с целью стабильного режима скоростей подаваемой жидкости, что предупреждает

развитие волновых процессов, стимулирующих активизацию коррозии;

- очистки, сброса и утилизации 70-90 % пластовых вод в пунктах добычи нефти и ис-

ключения встречных перекачек;

- монтажа системы улавливания легких фракций - испарений - на резервуарах товар-

ных парков.

Проект разработки является главным документом, на основании которого осуществля-

ется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из

недр, а также контроль за процессом разработки, обеспечение безопасности населения, охра-

на недр и ОС.

В процессе эксплуатации скважин требуется контроль за выработкой запасов УВ, уче-

том добываемой продукции и ее потерь, который эффективно осуществляется при помощи

материальных балансов, составляемых по технологическим стадиям.

Контролируется также состояние надпродуктивной части геологического разреза в

процессе всего периода эксплуатации месторождения. По мере осложнений, возникающих

при добыче сырья, должны проводиться ремонтно-изоляционные работы (РИР), консервация

и ликвидация скважин, перевод их под наблюдение, нагнетание, добычу минеральных или

пресных вод, закачку сточных вод и др.

5.3 Экологическое сопровождение на стадии ликвидации объекта Стадия ликвидации объекта также должна начинаться с предпроектной и проектной

проработки и экологического обоснования предлагаемых решений с последующим обеспече-

нием их выполнения в тех случаях, когда объект относится к опасным и процесс его ликвида-

ции может сопровождаться значительным негативным воздействием на ОС.

Для предприятий, добывающих нефть и газ, наиболее сложными объектами ликвида-

ции являются скважины, представляющие горнотехнические сооружения большой протяжен-

ности в недрах, пересекающие различные флюидосодержащие пласты. Через скважины воз-

можно выделение флюидов (часто опасное для человека и ОС), поэтому необходимо обеспе-

чить их ликвидацию. Учитывая ограничения, связанные с недоступностью ствола скважины,

ликвидировать скважину как материальный объект полностью невозможно. Можно лишь

уменьшить риск ее техногенного воздействия на ОС до определенного предела. Согласно Фе-

деральным законам "О недрах" и "О промышленной безопасности опасных производственных

объектов" ответственность за скважину на всех этапах ее жизненного цикла несет недрополь-

зователь, который обязан обеспечить ее безопасность для ОС после проведения ликвидаци-

онных работ.

Следуя современным представлениям, эффективная ликвидация скважины должна

проводиться с учетом ее предыстории, а также дефектов, сформировавшихся на предыдущих

этапах жизненного цикла. Следовательно, обеспечение безопасности скважины для ОС после

этапа ее ликвидации должно обеспечиваться еще на этапе ее проектирования.

Опасность для ОС представляют не только ликвидированные, но и законсервирован-

ные скважины. В настоящее время при общем фонде более 150 тыс. скважин около 35 тыс. про-

стаивающих, т.е. находящихся без консервации более 6 мес. Эти скважины представляют по-

тенциальную опасность для ОС. Все большее распространение получает восстановление ра-

нее ликвидированных скважин.

Даже с этих позиций консервация и ликвидация скважин должны осуществляться

строго в соответствии с проектной документацией, согласованной с органами Госгортехнадзо-

ра России.

Из сказанного выше можно сделать следующие выводы.

Из всех видов и типов экологического сопровождения строительства и производства, а

также других видов хозяйственной деятельности важнейшими являются оценка воздействия

на ОС и его нормирование. При этом ОВОС (в полном объеме либо укрупненно) должна быть

обязательна в любой предплановой, предпроектной и проектной документации.

Материалы экологических обоснований инвестиций в природоохранные мероприятия

(ПОМ) на предпроектном этапе используются для разработки бизнес-плана, обеспечивающе-

го подтверждение гарантии по кредитам, платежеспособности и финансовой устойчивости

предприятия, переговоров с государственными и местными органами исполнительной власти

о предоставлении ему субсидий и налоговых и иных льгот согласно природоохранному зако-

нодательству. В обосновании должны выполняться альтернативные проработки, включающие

расчеты по экологической безопасности проживания населения, рациональному землепользо-

ванию, улучшению экологической обстановки, оценке последствий эксплуатации объекта и

др.

Предпроектная и проектная подготовка могут различаться в зависимости от категории

сложности объектов строительства.

Проектная подготовка строительства предприятий также включает соответствующие

этапы экологического сопровождения инвестиционно-строительного проекта. На проектном

этапе проводится более детальная экологическая проработка, которая состоит в подготовке

экологических обоснований (или ограничений) намечаемой хозяйственной (или нехозяй-

ственной) деятельности.

Основной целью разработки экологического обоснования в проектной документации

(как и на предыдущем этапе) являются предотвращение или снижение вредного воздействия

на ОПС, сохранение ПР и создание благоприятных условий для жизни людей за счет всесто-

роннего рассмотрения потерь и преимуществ, связанных с реализацией намечаемой деятель-

ности.

Главным моментом в проектных разработках является экологическое обоснование вы-

бора производства, к которому применяются технологические нормативы использования сы-

рья, ресурсов, отходоемкости, санитарно-гигиенические и другие нормативы для ОПС. При

анализе проектируемой технологии в первую очередь обращается внимание на качественный

и количественный состав выбросов в ОС и возможные физико-химические превращения

вредных техногенных веществ в природных средах.

Экологическая опасность технологии оценивается с трех позиций: землеемкости (раз-

мер территории, занятой собственно производством и зоной его отрицательного воздействия

на ландшафты); ресурсоемкости (объемы вещества и энергии, извлекаемых из природной

среды); отходоемкости, которая оценивается материальными потоками техногенных веществ

и энергии в ОС. Показатели опасности выражаются в удельных единицах, которые рассчиты-

ваются на единицу мощности, площади или продукции. При этом оценка технологий прово-

дится в такой последовательности:

1) оценка технологической уникальности объекта по зарубежным аналогам;

2) оценка экологичности способа производства;

3) оценка экологичности технических и технологических параметров основных техно-

логических переделов;

4) оценка экологической опасности продукции, ее использования и хранения;

5) оценка экологической опасности хранения и использования отходов;

6) соблюдение нормативов технологии, сырья, использования территории, ресурсов,

выбросов загрязнений в ОС;

7) соблюдение санитарно-гигиенических нормативов;

8) определение превышения нормативов над зональными (фоновыми) показателями

для прилегающих ландшафтов;

9)определение степени экологической опасности технологий;

10) разработка технологической альтернативы.

Разработка проектной документации осуществляется следующим образом:

- детализируются технические решения выбранного варианта;

- согласовываются условия природопользования;

- разрабатываются мероприятия по ООС;

- уточняются технико-экономические показатели;

- оформляются согласования природоохранных и надзорных органов.

Для проведения детализированной оценки влияния проектных решений предприятия

на ОС и выбора на этой основе эффективных средозащитных мероприятий на стадии проек-

тирования (рабочего проектирования) необходимо провести следующие мероприятия:

- анализ природно-климатических характеристик района планируемого размещения

малого предприятия;

- определение состава реципиентов (природных и антропогенных) в зоне возможного

влияния объекта на состояние ОС;

- краткая характеристика объекта строительства, намечаемой деятельности, вариантов

проектных решений строительного, планировочного, технологического, хозяйственного и

экономического характера;

- обеспечение охраны атмосферы от загрязнения, вызванного деятельностью предприя-

тия;

- разработка мероприятий по защите ОС от вредных физических воздействий (шума,

электромагнитных полей, ионизирующих излучений и радиации);

- организация санитарно-защитной зоны (СЗЗ);

- организация охраны поверхностных вод от загрязнения;

- организация обращения с производственными и бытовыми отходами создаваемого

предприятия;

- анализ сценариев возможных аварийных ситуаций на объекте;

- обоснование системы локального экологического мониторинга объекта;

- вариантная комплексная оценка экологических и социальных последствий строи-

тельства и эксплуатации предприятия;

- оценка эколого-экономической эффективности предлагаемых средозащитных меро-

приятий и всего проекта в целом.

Экологическое сопровождение проектной подготовки строительства предприятия, раз-

работка раздела "Охрана окружающей среды и санитарно-гигиенические требования" проекта

(рабочего проекта) осуществляются на основе следующих сведений:

- условий природопользования и установленных на их основе экологических требова-

ний к проекту, прошедших согласование при выборе места размещения объекта на стадии

предпроектного обоснования инвестиций;

- материалов инженерно-экологических исследований, характеризующих состояние

компонентов ОПС на момент разработки проекта (атмосферы, почв, подземных и поверхност-

ных вод, растительного и животного мира);

- данных экологического мониторинга или других материалов, отражающих динамику

состояния компонентов ОС;

- данных мониторинга социальной и санитарно-гигиенической обстановки (статисти-

ческих отчетов), характеризующих динамику социальных условий жизни населения на терри-

тории района размещения предприятия;

- материалов технологических, строительных, архитектурно-планировочных, организа-

ционно-управленческих, экономических и других проектных решений, рассматриваемых в

проекте;

- данных по составу выбросов, сбросов, образующихся отходов, полученных на основе

материалов проекта.

Проектная документация объектов нового строительства, реконструкции и расшире-

ния подлежит обязательному рассмотрению в городских или областных административных ор-

ганах. Кроме того, проекты согласуются в центрах государственного санитарно-

эпидемиологического надзора, а также в органах ООС для подготовки заключения. Если

проектируемый объект представляет определенную опасность для состояния ОС города или

региона, принимается решение о проведении государственной экологической экспертизы

проекта.

5.4 Принципы формирования экологической политикии, концепция природоохранной

деятельности Экологическая политика формируется на разных уровнях. Безусловно, определяющими

являются межгосударственный и региональный уровни политики в области ООС, сохранения и

использования природных ресурсов (ПР). Принципы международной экологической политики

нашли отражение во многих итоговых документах конференций последних лет, посвященных

ООС.

Отношение государства к проблемам ООС отражается в Конституции страны и законо-

дательных документах. Основные положения политики государства в данной области детали-

зируются в специальных государственных программах. Так, в России экологическая политика

на уровне государства наиболее четко сформулирована в Экологической доктрине РФ. Как от-

мечено в этом документе, к числу основных факторов деградации природной среды относятся

ресурсодобывающие и ресурсоемкие секторы в структуре экономики.

На уровне конкретных отраслей и субъектов Федерации положения государственной

экологической политики детализируются с учетом отраслевой и региональной специфики.

Здесь также формируются программы действий, направленные на гармонизацию отношений с

ОС, программы развития отраслей и регионов с учетом экологических приоритетов. В отрас-

лях ТЭК таким документом является Энергетическая стратегия РФ.

При формировании экологической политики важнейшим является уровень конкретно-

го природопользователя (предприятия). Здесь конкретизируются положения межгосударствен-

ной, национальной, региональной и отраслевой экологической политики. Особую актуальность

данный уровень приобретает в связи с внедрением на предприятиях систем экологического

менеджмента (на основе стандартов ИСО-14000). Экологическая политика является неотъем-

лемым элементом системы экологического менеджмента, определяя приоритетные направле-

ния действий по повышению экологичности предприятий. Ниже рассмотрены основные по-

ложения указанных документов.

5.4 Экологические проблемы нефтедобывающей отрасли Объекты нефтедобычи по степени воздействия на ОПС находятся среди лидеров во

многих регионах РФ. При извлечении и подготовке нефти к подаче ее в магистральный нефте-

провод в ОС попадают (кроме нефти) высокоактивные пластовые воды, попутный нефтяной

газ, многие химические реагенты, которые используются в бурении скважин и при интенсифи-

кации извлечения углеводородов.

Приведем несколько примеров, которые подтверждают сказанное выше. Так, предприя-

тия ТЭК, по официальным данным (Алекперов, 1999), ежегодно нарушают до 30 тыс. га зе-

мель. Из них около 43 % отнесено к нефтяной отрасли; примерно 7 % всех эксплуатируемых

предприятий по добыче нефти относятся к категории с высокой степенью загрязненности, 70

% - к категории со слабой и средней степенью загрязненности земель.

Предприятиями отрасли выбрасывается в атмосферу ежегодно более 2,5 млн т загряз-

ненных веществ, сжигается на факелах около 6 млрд м3 попутных газов, остаются неликвиди-

рованными десятки и сотни амбаров с буровым шламом, забирается около 740 млн м3 прес-

ной воды.

По данным МПР России и РО "Гринпис", потери нефти и нефтепродуктов за счет ава-

рийных ситуаций колеблются от 17 до 20 млн т ежегодно, что составляет около 7 % объемов

добываемой в России нефти. При стоимости 1 т нефти 150-200 долл. ущерб экономике Рос-

сии, не считая экологического, составляет 3-4 млрд долл. Ежегодно происходит более 60 ка-

тегоризированных аварий, а с учетом промысловых эта цифра возрастает до 20 тыс. случаев

с соответствующими экологическими последствиями. Только на территории Ханты-

Мансийского АО ежегодно на землю попадает до 2 млн т нефти вследствие значительного из-

носа внутрипромысловых трубопроводов с частотой 1,5-2,0 разрыва на 1 км.

Несвоевременная ликвидация шламовых амбаров является вторым по значимости фак-

тором загрязнения и нарушения земель. Только на территории Нижневартовского района этих

сооружений построено более 7 тыс., из которых 1,9 тыс. оставлены без рекультивации, а 5

тыс. - без необходимой гидроизоляции (Морозов и др., 2004). По данным независимых экспертов

компании IWACO, в настоящее время в Западной Сибири нефтью и нефтепродуктами загряз-

нено от 700 до 840 тыс. га земель, а для Самотлорского месторождения эта цифра составляет

6500 га.

Печальный перечень последствий нефтедобычи можно продолжить, однако перечис-

ленные выше проблемы складываются из локальных воздействий добывающих предприятий,

экологические проблемы которых можно сгруппировать по следующим направлениям.

Организационно-экономические проблемы.

В соответствии с новыми требованиями экологической безопасности и современными

тенденциями в области экологического менеджмента для многих нефтедобывающих предпри-

ятий, особенно мелких, входящих в более крупные вертикально интегрированные компании,

необходима сбалансированная экологическая политика. Чаще всего она отсутствует, что тор-

мозит продвижение принципов экологического управления и снижает эффективность управле-

ния персоналом.

Следует отметить, что до настоящего времени требования основного документа СП 11-

101-95 "Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснования инвестиций в

строительство предприятий, зданий, сооружений" учитываются очень слабо или вообще иг-

норируются многими предприятиями добывающей отрасли.

К организационным проблемам нефтедобывающих предприятий следует также отне-

сти отсутствие оценок экологической эффективности их деятельности в системе управления ОС

в соответствии с ГОСТ Р ИСО 14031 -2001. Можно отметить только первые шаги в области

оценок жизненного цикла продукции, предприятий или проектов согласно ГОСТам Р ИСО

14040-99 и 14041-2000, а также 14042 и 14043. Такие оценки представляют высокоэффективный

аппарат исследования не только "входных" и "выходных" потоков веществ и энергии добываю-

щих предприятий, но и рисков по фазам жизненного цикла проекта.

Проектирование и разработка месторождений имеют стадийный характер, а результи-

рующими техническими документами являются:

- проекты пробной эксплуатации;

- технологические схемы опытно-промышленной разработки;

- технологические схемы разработки;

- проекты разработки;

- уточненные проекты разработки;

- анализы разработки.

Во всех перечисленных документах ООС и состояние природных экосистем рассмат-

риваются в разной степени. Техническим заданием (ТЗ) на составление технологической схе-

мы разработки месторождения предписывается получение следующих природоохранных све-

дений:

- при организации технологии добычи - наличие водоохранных зон, зон приоритетного

природопользования местным населением, участков кедровников, высокобонитетных пахот-

ных земель и т.д.;

- при необходимости - особые требования по охране недр и ОС, другие возможные

ограничения.

Если по другим технологическим мероприятиям (например, объемам бурения, техноло-

гическим условиям сепарации нефти и др.) позиции в ТЗ сформулированы достаточно четко,

то по природоохранным мероприятиям - весьма расплывчато. Например, отсутствует инфор-

мация о том, каким образом будут проведены природоохранные мероприятия при вовлечении

в землепользование зон приоритетного природопользования; какой экономический и экологи-

ческий ущерб будет нанесен ОС и местному населению; какова экологическая и промышлен-

ная безопасность мероприятий, включенных в ТЗ; что такое особые требования по ООС и

недр; при каких условиях эксплуатации природных и других видов ресурсов они возникают и

почему они особые. Неясно, какие другие возможные ограничения возникают при составле-

нии технологической схемы разработки месторождения. При такой постановке вопроса под

ограничения можно подвести практически любой вид природопользования в процессе добычи

и подготовки нефти, а также другие виды деятельности.

Отсутствие четко прописанных требований по экологическому сопровождению про-

ектной документации на вышеперечисленных стадиях в предпроектных документах приводит к

тому, что многие экологические проблемы регионов освоения, охраны недр и экологической

безопасности будущего предприятия остаются упущенными и автоматически переходят в про-

ектную стадию обустройства месторождения. Таким образом, возникают осложняющие фак-

торы, которые сказываются на последующих стадиях жизненного цикла продукции и дея-

тельности нефтедобывающего предприятия.

Такое положение дел обусловлено в большей степени тем, что затраты на экологиче-

ские исследования и мероприятия относятся к производственным, к тому же они весьма доро-

гостоящие и длительные и могут значительно снизить экономическую эффективность произ-

водства товарной нефти или газа. Пора осознать, что это такие же необходимые элементы за-

трат, как и затраты на производство электроэнергии, водоснабжение, потребление других видов

ресурсов.

Еще одна организационная проблема связана с низким уровнем экологических прора-

боток задач, возникающих на всех стадиях эксплуатации месторождений. Специально прове-

денные исследования в различных нефтегазодобывающих регионах по нескольким позициям за

период 1964-1998 гг. позволили сделать следующие актуальные выводы:

- все проекты и ТЭО не отвечают частично или полностью требованиям официальных

документов по оценкам воздействия на ОС (ОВОС);

- в подавляющем большинстве проектов отсутствуют важные показатели экологического

состояния компонентов ПС, определенные Правилами по проведению экологической эксперти-

зы и другими официальными документами;

- разделы ОВОС или "Охрана окружающей среды" заполнены общими сведениями

описательного характера, предложениями о проведении природоохранных мероприятий, за-

имствованными из нормативных документов;

- в материалах в большинстве случаев отсутствуют расчетные данные и прогнозные

сценарии воздействия, кондиционный картографический материал, позволяющий эффективно

использовать его в практической деятельности.

Можно добавить к этому отсутствие конкретных мероприятий, программ и схем орга-

низации экологического мониторинга, а также расчетов размеров экономических ущербов и

платежей за загрязнение ОС, планов компенсационных мероприятий, обоснования экологиче-

ских затрат в экономической оценке вариантов разработки, отсутствие предложений по аль-

тернативным вариантам разработки и эксплуатации месторождений по экологическим сооб-

ражениям.

Реальный путь преодоления обозначенных выше недостатков видится в проведении по-

вторных ревизий природоохранных документов при аудиторских проверках на месторожде-

ниях, а также в ужесточении экологических требований при проведении экспертиз Государ-

ственной комиссией по запасам и Комиссией по разработке.

Охрана ОС и природопользование нефтедобывающих предприятий в современных

условиях немыслимы без экономических проработок, начиная от инвестиционного замысла и

заканчивая ликвидацией инфраструктуры месторождения. От качества эколого-

экономических оценок стоимости ПР, ущербов, наносимых в результате деятельности пред-

приятия, а также компенсационных мероприятий зависит весь жизненный цикл объекта и се-

бестоимость товарной продукции. Если на стадии ТЭО разработки месторождения экономика

предприятия просчитывается в вариантных модификациях на годы или даже на десятки лет,

то в разделах "Охрана окружающей среды и недр" инвестиционных и строительных проектов

не проработан даже список простейших эколого-экономических показателей, не говоря уже о

показателях социальных последствий работы производственных объектов.

В проектах отсутствуют сведения об экономических ущербах, платежах за аренду зе-

мельных участков, предполагаемых платежах за выбросы вредных веществ в ОС, за образова-

ние и размещение отходов, о стоимости рекультивационных работ, об организационных затра-

тах на создание и поддержание системы мониторинга и других экологических расходах. Руко-

водство большинства нефтедобывающих предприятий не понимает, что эколого-

экономический анализ деятельности по добыче углеводородов (УВ) является важнейшим ин-

струментом средозащитного менеджмента при:

- проектировании и строительстве новых производств;

- функционировании предприятия как субъекта природопользования, управлении дей-

ствующим объектом;

- оценке эффективности природоохранных мероприятий;

- экономическом стимулировании поддержания качества ОС;

- возмещении ущерба в случае его возникновения;

- проведении экологического аудита, экологическом страховании, получении лицензии

на природопользование и др.

Учет эколого-экономических составляющих проектов разработки месторождений позво-

ляет оптимизировать инвестирование средств в технологии, транспортировку сырьевых и топ-

ливно-энергетических ресурсов, организацию системы транспорта и сбыта готовой продук-

ции; рассматривать сценарии возникновения и ограничения аварий; формирование нормати-

вов и лимитов образования отходов, анализировать другие стороны деятельности предприятий.

Назрела острая необходимость в разработке отраслевых методических рекомендаций по

эколого-экономической оценке проектов разработки месторождений УВ, а также деятельности

предприятий, включая стадию их ликвидации.

Необходимость оценок экологических рисков обусловлена процедурой выбора опти-

мальных технических решений на стадиях ТЭО при инвестировании. Сегодня практически во

всех крупных зарубежных нефтяных компаниях существует система управления проектными

рисками. Российские нефтяные компании только приступают к подобным проработкам, хотя в

ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", "Руководстве по

экологической экспертизе предпроектной и проектной документации" и др. необходимость

определения экологически приемлемых уровней рисков и расчетов компенсации по возмеще-

нию вреда ОС сформулирована вполне определенно.

5.5 Экологический риск Понятие "экологический риск" трактуется как математическое ожидание ущерба,

наносимого ОС, определяемого из множества неблагоприятных событий (величина среднего

риска). Показатель среднего риска (R) рассчитывается как:

где Рi- вероятность получения ущерба размера Xiв результате наступления какого-либо

неблагоприятного события (группы событий); Хi - величина ущерба, выраженная в соответ-

ствующих показателях (в экономике природопользования, как правило, в стоимостном выра-

жении); n - число возможных вариантов ущерба, который может возникнуть при наступлении

неблагоприятного события, включая нулевой ущерб.

Проблема идентификации рисков возникает еще на предпроектной стадии и даже на

стадии инвестиционного замысла. Поэтому при проектировании разработки месторождений

УВ должны быть выявлены следующие группы рисков: геологические, инжиниринговые,

строительные, эксплуатационные, финансовые, маркетинговые и экологические. Последние

могут возникнуть на любой стадии реализации проекта в результате событий различного ха-

рактера - природного, техногенного или смешанного. Вероятность экологических рисков

максимальна на всех стадиях жизненного цикла нефтедобывающего предприятия - от инве-

стиционной до ликвидационной.

Однако руководство многих компаний до настоящего времени игнорирует необходи-

мость и целесообразность учета перечисленных видов рисков при организации производств

по добыче УВ.

Нормирование воздействия предприятий нефтегазового комплекса (НГК) является од-

ной из самых действенных мер снижения вреда, наносимого ОС, и заключается в установле-

нии лимитов на выбросы в атмосферу (ПДВ), в водные объекты (ПДС), нормативов образо-

вания и размещения отходов, ПДУ и физических полей, предельно допустимых техногенных

нагрузок (ПДТН) и др. Однако при установлении лимитов воздействия на ОС нефтедобываю-

щими предприятиями практикуются следующие принципы:

- нормативы воздействия устанавливаются и утверждаются на 5 лет на стадиях согласо-

вания проектной документации, при этом слабо учитываются реальные условия функциониро-

вания объекта (неравномерность освоения месторождения, ввода мощностей и др.);

- нормативы воздействия часто автоматически продлеваются на новый срок без сниже-

ния объемов выбросов и сбросов, а также концентраций токсических веществ в отходах про-

изводств;

- отсутствуют нормативные разработки выполнения проектов образования отходов и ли-

митов на их размещение, хотя, по данным о природоохранных платежах, 80-90 % общей сум-

мы платы составляет именно эта категория -отходы при бурении;

- нормирование воздействия предприятий НГК на ОС слабо учитывает местные усло-

вия, состояние ПР и адаптацию компонентов экосистем к подобного рода воздействию;

- дается недостаточное экологическое обоснование границ горных отводов, а также от-

водов земельных участков под строительство скважин и других объектов;

- зачастую фактическое оформление земельных отводов и получение экологических за-

ключений происходит уже по окончании работ по строительству скважин, что приводит к

наложению штрафных санкций природоохранными органами и сверхлимитным платежам;

- отсутствие единых отраслевых классификаторов отходов и единых подходов к кон-

тролю за их образованием и размещением выдвигает проблему нормирования отходов в чис-

ло первоочередных.

Следуя Закону "Об охране окружающей среды", любое предприятие, производящее вы-

бросы в ОС или нарушающее компоненты экосистем, обязано проводить мониторинговые

наблюдения, цель которых - получение интегральных показателей состояния ПС. Большинство

добывающих предприятий не имеет собственных служб мониторинга, а наблюдения проводятся

эпизодически и бессистемно различными организациями, часто неаттестованными методами и

приборами. Получаемые при этом данные не отвечают цели мониторинга - возможности сопо-

ставления результатов оценки состояния компонентов ОС - и не позволяют осуществлять про-

гноз изменения этого состояния.

Функция прогноза в экологическом мониторинге является одной из основных и требует

достаточно надежной фактологической основы. К сожалению, об этом моменте работникам

нефтедобывающих предприятий неизвестно, а наблюдения проводятся ради наблюдений, без

должной интерпретации, на ограниченном количестве объектов с замером слаборепрезентатив-

ных показателей.

Несколько лучше обстоит дело с геоэкологической (абиогенной) частью мониторинга.

Однако и она в большинстве случаев оторвана от производственной деятельности и выполняет-

ся не в полном объеме, не так, как этого требует инструкции.

Многие нефтедобывающие предприятия имеют постоянно действующие геолого-

технологические модели разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, которые ре-

гулярно пополняются геолого-геофизической и промысловой информацией, позволяющей эф-

фективно проводить отработку залежей с учетом свойств (чаще фильтрационно-емкостных)

пластов.

Блок данных по геоэкологическому мониторингу в этих моделях отсутствует (по край-

ней мере, в инструкциях его нет), хотя информационная база в составе этих моделей позволя-

ет использовать многие геологические и промысловые данные для прогноза нежелательных

явлений - активизации зон высоких пластовых давлений, возможных заколонных перетоков,

засолений пресных вод, геодинамически активных участков и др.

В последнее время на некоторых месторождениях создаются геоинформационные систе-

мы (ГИС), которые рассматриваются как комплекс программного и аппаратного обеспечения,

позволяющий поддерживать связь между математическим описанием территории с присущими

ей природными особенностями и слоями техногенной нагрузки [4]. Кроме технологических

аспектов добычи, сбора, подготовки, транспортировки и переработки добываемой нефти функ-

ции ГИС состоят в экологическом мониторинге. По-видимому, расширить эти функции можно

за счет постоянно действующих моделей эксплуатации месторождений с созданием автомати-

зированной информационной системы. По сути аппарат этой системы нацелен на рациональное

управление природными, производственными и людскими ресурсами на основе интеграции

информационных потоков с целью принятия управленческих решений в различных ситуаци-

ях, в том числе и чрезвычайных.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Металлы составляют одну из основ цивилизации на планете Земля. Их широкое внедрение в

промышленное строительство и транспорт произошло на рубеже XVIII-XIX. В это время по-

явился первый чугунный мост, спущено на воду первое судно, корпус которого был изготов-

лен из стали, созданы первые железные дороги. Начало практического использования чело-

веком железа относят к IX веку до нашей эры. Именно в этот период человечество перешло

из бронзового века в век железный.

В XXI веке высокие темпы развития промышленности, интенсификация производ-

ственных процессов, повышение основных технологических параметров (температура, дав-

ление, концентрация реагирующих средств и др.) предъявляют высокие требования к надеж-

ной эксплуатации технологического оборудования и строительных конструкций. Особое ме-

сто в комплексе мероприятий по обеспечению бесперебойной эксплуатации оборудования

отводится надежной защите его от коррозии и применению в связи с этим высококачествен-

ных химически стойких материалов.

Необходимость осуществления мероприятий по защите от коррозии диктуется тем

обстоятельством, что потери от коррозии приносят чрезвычайно большой ущерб. По имею-

щимся данным, около 10% ежегодной добычи металла расходуется на покрытие безвозврат-

ных потерь вследствие коррозии и последующего распыления. Основной ущерб от коррозии

металла связан не только с потерей больших количеств металла, но и с порчей или выходом

из строя самих металлических конструкций, т.к. вследствие коррозии они теряют необходи-

мую прочность, пластичность, герметичность, тепло- и электропроводность, отражательную

способность и другие необходимые качества. К потерям, которые терпит народное хозяйство

от коррозии, должны быть отнесены также громадные затраты на всякого рода защитные ан-

тикоррозионные мероприятия, ущерб от ухудшения качества выпускаемой продукции, выход

из строя оборудования, аварий в производстве и так далее.

Защита от коррозии является одной из важнейших проблем, имеющей большое значе-

ние для народного хозяйства.

Коррозия является физико-химическим процессом, защита же от коррозии металлов –

проблема химии в чистом виде.

2.2 Методические указания к выполнению лабора-

торных работ

Лабораторная работа №1. Классификация коррозионных процессов

Лабораторная работа №2. Методы защиты от коррозии

Опыт 1. Химическая и электрохимическая коррозия цинка

В две пробирки прилейте 8–10 капель раствора сер-ной кислоты. В

первую пробирку опустить гранулу цинка. Отметьте образование пузырьков га-

за на поверхности гранулы. Напишите уравнение реакции взаимодействия цин-

ка с кислотой. Во вторую пробирку с кислотой опустите гранулу цинка и мед-

ную проволоку, так чтобы проволока коснулась гранулы цинка. Что измени-

лось? Какую функцию выполняет медная проволока? Запишите наблюдения в

отчете. Напишите схему образовавшегося коррозионного мед-но-цинкового

гальванического микроэлемента, уравнения анодного и катодного процессов

при его работе и уравнение суммарного процесса. Сделайте вывод о скорости

химической и электрохимической коррозии.

Опыт 2. Влияние концентрации окислителя на скорость коррозии

В пробирку с 10 каплями серной кислоты добавьте дистиллированной во-

ды, так чтобы разбавить раствор в два раза.

Проделайте опыт, аналогичный опыту 2. Сделать вывод о влиянии кон-

центрации Н+–ионов на скорость коррозии.

Опыт 3. Электрохимическая коррозия оцинкованного и луженого железа

В две пробирки с раствором серной кислоты добавьте красную кровяную

соль K3[Fe(CN)6], и опустите в первую кусочек жести, а во вторую – кусочек

оцинкованного желе-за. Отметьте свои наблюдения в отчете. Процарапайте оба

покрытия и вновь подействуйте на них кислотой. Запишите наблюдения и

уравнения процессов (табл. 1).

Таблица 1

Схема элемента Катодный процесс Анодный процесс Суммарный про-

цесс

Объясните, какое из покрытий является катодным, а какое – анодным.

Какое из них и почему защищает железо от коррозии, а какое не защищает? За-

пишите вывод. Сделайте общий вывод по работе.

Опыт 4. Защита металла от коррозии с помощью протектора

В две пробирки налейте 2–3 мл разбавленного раствора уксусной кислоты

и прибавьте несколько капель раствора йодида калия. В одну из них опустите

полоску свинца, а в другую – полоску свинца с зажатой в ней гранулой цинка.

Отметьте, в какой пробирке раньше появляется осадок PbI2, объясните причину

его появления в растворе. Напишите уравнение взаимодействия свинца с ук-

сусной кислотой, схему образовавшегося коррозионного гальванического мик-

роэлемента, уравнения анодного и катодного процессов при его работе и урав-

нение суммарного процесса. Сделайте вывод о том, какой металл является про-

тектором.

Опыт 5. Защитные оксидные пленки и их роль при коррозии

(опыт проводить в вытяжном шкафу!)

6.1. Полоску алюминиевой фольги опустите в пробирку с водой. Запиши-

те свои наблюдения. Дайте объяснение отсутствию (наличию) реакции между

алюминием и водой.

6.2. Полоску алюминиевой фольги на несколько секунд поместите в рас-

твор соли двухвалентной ртути, затем ополосните водой и осушите с помощью

фильтровальной бумаги. Запишите свои наблюдения, как происходит коррозия

алюминия на воздухе. Опустите полоску в воду. Отметьте свои наблюдения за

процессом коррозии алюминия в воде. Напишите уравнения реакций: взаимо-

действия алюминия с солью ртути; окисления алюминия на воздухе и взаимо-

действия алюминия с водой.

Опыт 6. Защита металла от коррозии пленкой оксида, полученной при

термообработке

Очистите наждачной бумагой поверхность двух стальных проволочек.

Одну из них нагрейте в пламени до появления темной оксидной пленки. Как

называется эта реакция в технике? Опустите обе проволоки в пробирки с рас-

твором сульфата меди (II). В отчете опишите наблюдения и составьте уравне-

ния реакции железа с раствором сульфата меди. Сравнив скорости появления

меди на поверхности проволоки, сделайте вывод о защитных свойствах полу-

ченной оксидной пленки.

Опыт 7. Пассивирование металлов

(опыт проводить в вытяжном шкафу!)

Очистите наждачной бумагой две стальные проволочки. Одну из них

опустите в пробирку с несколькими миллилитрами дымящей азотной кислоты,

после чего тщательно промойте ее водой. В две пробирки с 4 мл разбавленной

серной кислоты опускаем две железных проволоки: а) обработанную сер-ной

кислотой и б) необработанную. В отчете запишите наблюдения, напишите

уравнения реакций, сделайте вывод.

Опыт 8. Сравнение коррозии железа и легированной стали

В две пробирки с серной кислотой опустите: в одну – полоску обычной

стали, в другую – легированной (нержавеющей) стали. Запишите уравнения ре-

акции. Сравните скорость коррозии. В выводе объясните, чем объясняется

устойчивость к коррозии легированной стали.

Контрольные вопросы

1. Приведите примеры газовой, или химической коррозии металлов.

2. Какое железо называется лужёным, а какое оцинкованным?

3. Какие процессы протекают на катоде и аноде при коррозии оцинкован-

ного железа в кислой среде?

4. Назовите металлы, которые используются для протекторной защиты

железных изделий от коррозии.

5. Какой металл подвергается электрохимической коррозии, если железо

содержит микровключения Mg, Cd или Ni? Ответ поясните электронно-ионной

схемой.

6. Поясните, в чем разница между катодной и протек-торной защитой от

коррозии. Приведите схемы защиты.

Лабораторная работа №3. Влияние некоторых факторов на работу

модели микроэлемента

Лабораторная работа №4. Влияние электропроводности на радиус

действия протектора

Лабораторная работа №5. Контактная коррозия металлов

Лабораторная работа №6. Защита металлов от коррозии с помощью

ингибиторов

Цель: Изучение коррозионной устойчивости окисных пленок.

Изучение влияния ингибиторов на повышение коррозионной стойкости

металлов.

Приборы и реактивы: стальные пластинки, 0,1 М раствор CuSO4∙5H20,

раствор для оксидирования, 4 М раствор HCl, уротропин, гидрозоль желатина,

спирт, ацетон, аналитические весы; сушильный шкаф; наждачная бумага; фар-

форовые стаканы; штангенциркуль; металлические крючки.

Ход работы.

1. Защитные оксидные пленки и их испытание.

Стальную пластинку тщательно очистить наждачной бумагой. Нагреть

один конец пластинки. По мере нагревания пластинки на ней появляются цвета

побежалости. После этого пластинку снять с огня и охладить.

На охлажденную пластинку по длине пластинки нанести по капле

раствора медного купороса. По скорости появления медного налета судить о

защитных свойствах различных участков оксидной пленки, образующейся на

металле.

2. Оксидирование.

Нагреть приготовленный для оксидирования раствор до кипения и

опустить в него стальные пластинки на 20 – 30 минут пока они не приобретут

красивый черный цвет с синеватым оттенком, после этого вынуть пластинки из

раствора, тщательно промыть их.

Сравнить защитные свойства оксидированных пластинок с пластинками

неоксидированными, для чего поместить на поверхность пластинок по капле

раствора медного купороса и отметить время появления медного пятна.

3. Защитные свойства ингибиторов кислотной коррозии.

В три стакана налить по 80 мл раствора кислоты. В первый стакан

добавить 1 г уротропина, в следующий 2 г желатина, а третий стакан оставить

для контроля. Растворы в стаканах тщательно размешать стеклянной полочкой

и поместить стаканы в термостат. После того как температура в стаканах

достигнет 60оС, в них на крючках поместить пластинки из стали,

предварительно вычищенные до блеска наждачной бумагой, вытертые ватой,

смоченной ацетоном, и взвешенные на аналитических весах.

Через 3 часа пластинки извлечь из растворов, промыть водой, протереть

ацетоном и взвесить на аналитических весах.

Результаты занести в таблицу и сделать выводы:

Условия опыта Масса пластинок Потеря в

массе,

∆m= m1- m2

Площадь

пластинки, S

Скорость

растворения, v До опыта, m1 После опыта, m2

Уротропин+HCl

Желатин+HCl

HCl

Скорость растворения определяем по формуле:

v =∆m/ 2S

Защитное действие добавок:

Z=(v0-v)/v0 ,

где v0 – cкорость растворения без добавок;

v - скорость растворения в присутствии добавки.

Ингибиторный эффект добавки определяем по формуле:

K= v0/ v.

Контрольные вопросы

1. Классификация ингибиторов.

2. Механизм защитного действия ингибиторов.

3. Количественная оценка действия ингибиторов.

4. Факторы, влияющие на эффективность действия ингибиторов.

3 Оценочные средства

3.1 Перечень вопросов для подготовки к экзамену

1. Понятие коррозии. Термодинамические условия, определяющие

выбор защиты от коррозии.

2. Характеристики и сущность коррозионных процессов. Классифика-

ция коррозионных сред.

3. Основы теории коррозии. Скорость коррозии.

4. Классификация коррозионных процессов.

5. Классификация методов защиты металла от коррозии. Легирование

Защитные пленки Грунтовки и фосфатирование Электрохимическая защита

6. Методы защиты от коррозии: силикатные и цементные покрытия.

Покрытия металлами. Ингибиторы.

7. Применение противокоррозионных защитных покрытий.

8. Экологический, научно-технический и экономический аспекты

проблемы теории коррозии и защиты металлов.

9. Технологические проблемы коррозии.

10. Специфика экологического сопровождения проектирования разра-

ботки нефтяных месторождений

11. Экологические проблемы нефтедобывающей отрасли. Экологиче-

ский риск

12. Определение влияния внешних растягивающих напряжений на кор-

розионную активность поверхности металлических материалов.

13. Защита от коррозии аппаратов химических, нефтехимических, газо-

и нефтеперерабатывающих производств.

14. Защита от коррозии трубопроводов химических, нефтехимических,

газо- и нефтеперерабатывающих производств.

15. Технологические проблемы коррозии.

16. Коррозия алюминиевых сплавов.

17. Коррозия титана и его сплавов.

18. Коррозия меди и ее сплавов.

19. Коррозия железоуглеродистых сталей.

20. Оценка особенностей коррозионного разрушения металлических

материалов во влажной атмосфере.

21. Микробиологическая коррозия. Особенности и факторы разруше-

ния.

22. Что такое коррозионная кавитация?

23. Условия возникновения коррозионной кавитации.

24. Каковы особенности процессов коррозии?

25. Фреттинг – коррозия. Особенности процессов коррозии. Факторы,

определяющие фреттинг – коррозию.

26. Средства защиты трубопроводов от коррозии.

27. Внутренняя коррозия трубопроводов – причины, механизм и спосо-

бы защиты.

28. Что такое коррозионная усталость?

29. Особенности разрушения материалов при коррозии.

30. Механизмы коррозионной усталости.

31. Оценка параметров коррозионной усталости.

32. Что такое атмосферная коррозия?

33. Назовите внешние и внутренние факторы атмосферной коррозии.

34. Каковы механизмы разрушения при атмосферной коррозии.

35. Что такое расслаивающая коррозия. Особенности процесса разру-

шения.

36. Механизм расслаивающей коррозии. Примеры разрушений.

37. Что такое коррозионное растрескивание? Условия разрушения.

38. Назовите характерные признаки коррозионного растрескивания.

39. Факторы разрушения при коррозионном растрескивании.

40. Какие существуют гипотезы коррозионного растрескивания?

41. Что такое межкристаллитная коррозия?

42. Схема процессов разрушения при межкристаллитной коррозии.

43. Перечислите факторы межкристаллитной коррозии.

44. Какие существуют гипотезы и модели межкристаллитной корро-

зии?

45. Что такое питтинговая коррозия? Особенности процессов разруше-

ния.

46. Перечислите факторы питтинговой коррозии. Какие существуют

гипотезы питтинговой коррозии.

47. Что такое щелевая коррозия? Особенности процессов коррозии. Ка-

кие действуют механизмы разрушения при щелевой коррозии?

48. Каковы условия возникновения щелевой коррозии?

49. Термодинамика и кинетика процессов коррозии.

50. Анодные и катодные процессы электрохимического разрушения.

Характер разрушения поверхности.