Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования

Борьба с коррозией – это не только продление срока службы нефтегазопромыслового оборудования, снижение эксплуатационных затрат на его ремонт, улучшение технико-экономических показателей добычи и подготовки нефти на промыслах. В конечном счете – это охрана окружающей среды, водоемов и рек от загрязнения нефтью, газом и сопутствующими отходами при добыче нефти, например, сточной водой.

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования осуществляется по нескольким направлениям:

- применение ингибиторов коррозии;

- нанесение лакокрасочных и стойких металлических покрытий на поверхность защищаемого металла;

- применение полимерных материалов;

- применение стойких к коррозии металлических сплавов, на основе нержавеющих сталей.

Известные в настоящее время методы противокоррозионной защиты подразделяются:

на технологические;

- на специальные.

При решении вопросов выбора метода защиты от коррозии необходимо учитывать и наличие в добываемой продукции скважин химических реагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти и газа, увеличения нефтегазоконденсатоотдачи пластов, ингибиторов соле - и парафиноотложений, агрессивность добываемой продукции, а также технико-экономическую целесообразность их применения.

К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств среды. Технологические методы носят комплексный характер и приемлемы на всех объектах. Основными противокоррозионными мероприятиями этого метода являются: использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти; по возможности создание стабильных термодинамических условий; создание режима дисперсно-кольцевого течения потока; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует.

К специальным методам защиты относят: применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок; оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой.

Наиболее эффективным методом защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования является метод защиты с применением ингибиторов коррозии. Эта защита, основана на свойстве ингибитора подавлять коррозионные процессы до уровня, при котором сохраняется высокая надежность эксплуатируемого оборудования. Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать индивидуальный ингибитор коррозии.

Следует отметить, что ингибиторы коррозии в зависимости от направленного их действия на реагент - агрессор, вызывающий коррозию металла (сероводород, кислород, углекислота, СВБ и или их комплексное присутствие) подразделяются на:

- ингибиторы сероводородной коррозии;

- ингибиторы кислородной коррозии;

- ингибиторы углекислотной коррозии;

- комплексные ингибиторы (сероводородной, углекислотной и кислородной коррозии);

- бактерициды.

В настоящее время существуют различные способы ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования и скважин:

- непрерывный ввод раствора ингибитора в добываемую или транспортируемую среду;

- периодическая обработка технологического и скважинного оборудования концентрированным раствором ингибитора;

- закачка ингибитора в пласт;

- закачка ингибитора в затрубное пространство скважины оборудованной пакерами и пр.

Подача ингибитора осуществляется специальными устройствами обеспечивающими:

- автоматический или полуавтоматический ввод ингибитора в скважину по времени;

- автоматическую подачу ингибитора коррозии в зависимости от расхода добываемой скважинной продукции;

- самопроизвольную подачу ингибитора;

- подачу ингибитора коррозии под давлением среды.

Так, например, на месторождения с повышенным содержанием углекислого газа и сероводорода реализуется в большинстве случаев пакерная конструкция скважин. Пакер изолирует межтрубное пространство скважины, в котором находится ингибитор коррозии, обеспечивающий надежную защиту от коррозии наружной поверхности НКТ и внутреннею поверхность обсадных труб. Это свою очередь позволяет снизить растягивающие нагрузки, действующие на НКТ, и уменьшить вероятность сульфидного растрескивания труб.

Ингибирование скважин оборудованных пакерами производится следующими способами:

- закачкой его в пласт;

- доставкой его на забой в желонке;

- заменой жидкости в НКТ двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или в воде с доставкой его в последующем до забоя скважины.

При эксплуатации скважин, не оборудованных пакером, подача ингибитора осуществляется закачкой ударной дозы ингибитора в затрубное пространство насосных скважин и его циркуляцией по НКТ (обычно объём ингибитора составляет два объёма скважины). В фонтанных скважинах подача ингибитора коррозии осуществляется в основном непрерывно с помощью дозировочного насоса. Первоначально закачивается ударная доза ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке.

На газлифтных скважинах подача ингибитора осуществляется через форсунку распылением его непрерывно или периодически.

При образовании гидратов в скважинах в продукции которых присутствуют агрессивные компоненты подача ингибитора коррозии осуществляется либо совместно, либо раздельно централизовано с ингибитором гидратообразования.

Защита газопромысловых коммуникаций ингибиторами зависит в большей степени от поражения их коррозией и может осуществляться вводом ингибиторами путем его диспергирования по длине трубопровода с помощью конфузорных вставок. Следует отметить, что газопроводы, по которым транспортируется неочищенный газ, защищается от коррозии путем подачи в транспортируемую среду ингибитора, вводимого при осушке газа. Причём периодически осуществляется дополнительное ингибирование газопровода.

Выбор материала труб применяемых при сооружении трубопроводов, транспортирующих агрессивные среды, производится с учётом степени агрессивности среды, категории трубопроводов и их участков, диаметров, температуры и давления эксплуатации.

Согласно рекомендациям ВНИИГАЗа для этих целей разрешено применять трубы соответствующие техническим условиям и ГОСТам:

- ТУ14-3-1128-82 (трубы стальные газопроводные горячедеформированные для газопроводов газлифтных систем обустройства газовых месторождений), из стали 20 по ГОСТ 1050-74, нормализованные, диаметром до 108 мм (подвергающие ультразвуковому контролю 100 %), для участков всех категорий трубопровода, сред с низким и среднем содержанием сероводорода;

- ТУ 12ГФ (трубы бесшовные горячедеформированные из стали марки 12ГФ-ПВ0, стойкие против растрескивания в средах, содержащих сероводород и окись углерода до 25 % каждого;

- ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатаные термообработанные, из стали 20), для категорий участков трубопроводов II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода;

- ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные горячедеформированные) группы В из стали 20 и стали 10 - категорий участков трубопровода II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода, при условии контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой

контроль, магнитография) и другими методами по всей поверхности, принятыми на заводе-изготовителе, и гарантии гидравлического испытания;

- ГОСТ 8733-74 ( трубы стальные бесшовные холоднодеформируемые и теплодеформируемые), термообработанные, группы В и группы Г из стали 20 и стали - 10 - для категорий участков трубопроводов II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода, при условии контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой контроль, магнитография) и другими методами по всей поверхности, принятыми на заводе-изготовителе, и гарантии гидравлического испытания;

- импортные бесшовные трубы в исполнении, стойком против сероводорода, для условий работы, предусмотренных в технических условиях на поставку труб.