Проблемы углекислотной коррозии газопромыслового оборудования и эффективность применения ингибиторной защиты.

Во всех промышленно развитых странах потери от коррозионного разрушения металлов весьма велики. Так, ежегодные потери металлов составляют 15-20 млн. тонн (10-15% всего производимого черного металла). Только прямые потери от коррозии оцениваются в 14-15 млрд. рублей в год. Косвенные убытки, возникающие при авариях по коррозионным причинам, превышают прямые убытки. Согласно данным Госгортехнадзора Российской Федерации, каждый год происходит 50-70 тысяч разрывов трубопроводов и нарушение их герметичности. Одной из причин аварии является коррозия. Коррозионные повреждения приводят к 90 % отказов нефтетранспортных сетей. Ежегодно на замену нефтегазопромысловых сетей расходуется 7-8 тысяч километров труб, что составляет 400-500 тысяч тонн стали.

В Западносибирской нефтегазовой провинции выделяют пятнадцать нефтегазоносных областей. Каждая из которых, включает несколько нефтегазоносных районов. Аварии, связанные с коррозией, приводят к большим потерям по добыче нефти. Для того чтобы повысить продолжительность эксплуатации трубопроводов необходимо разработать и реализовать комплекс мероприятий, которые будут направлены на борьбу с коррозионными процессами.

Борьба с коррозией необходима для того чтобы: продлить срок службы нефтегазопромыслового оборудования, снизить эксплуатационные затраты на ремонт оборудования, а также улучшить технико-экономические показатели по добыче нефти.

Основные проблемы коррозии при добыче, переработке и транспортировке газа, в основном проявляются на газодобывающем оборудовании, поскольку насосно-компрессорные трубы и обсадные трубы более подвержены воздействию, связанному с диоксидом углерода (CO2).

Обычно промысловое оборудование, трубопроводы, обсадные трубы и НКТ, используемые при добыче газа, изготавливаются из углеродистых сталей. Скорость коррозии углеродистой стали оценивают с использованием измерений потери веса, коррозионного водного раствора, поверхностно-аналитических методов, методов сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) и исследования энергодисперсионной спектроскопии (ЭДС). Скорость коррозии углеродистой стали возрастает, когда давление двуокиси углерода увеличивается. При низком давлении и периоде воздействия было обнаружено присутствие карбоната железа (FeCO₃), и при длительной выдержке был идентифицирован карбид железа (Fe₃C). Механизм коррозии углеродистой стали в водном растворе, содержащем двуокись углерода, является сложным и необходимо, чтобы основные условия коррозионного материала приводили к коррозионному растрескиванию. Исследовано влияние рН-коррозионного водного раствора и оценка коррозии углеродистой стали при парциальном давлении углекислого газа. В результате показатель pH оказался важным фактором коррозии углеродистой стали. Значение pH при коррозии углеродистой стали углекислым газом, смешанным с водой, является от 5 до 7.

Коррозию можно определить, как повреждение поверхности химическими компонентами.

Методы борьбы с коррозией подразделяются на технологические и специальные. Технологические методы защиты оборудования представляют собой мероприятия предупредительного характера и применяются на всех объектах. Для использования технологических методов необходимо провести ряд мероприятий, а именно: использовать закрытую систему сбора при добыче и переработке нефти, создать стабильные термодинамические условия и режим дисперсно-кольцевого течения потока. Специальные методы защиты от коррозии включают в себя различные способы, а именно необходимость применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок, оборудование установки и трубопровода катодной и протекторной защитой. [4 c. 189].

Эффективным методом защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования является метод защиты с применением ингибиторов коррозии.

Существуют различные способы ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования и скважин, а именно: необходимо непрерывно вводить раствор ингибитора в добываемую среду; периодически обрабатывать оборудование концентрированным раствором ингибитора; закачивать ингибитор в пласт; закачивать ингибитор в затрубное пространство скважины. Подача ингибитора осуществляется специальными устройствами, которые обеспечивают: самопроизвольную подачу ингибитора; автоматическую подачу ингибитора коррозии в зависимости от расхода добываемой скважинной продукции; автоматическую подачу ингибитора в скважину по времени и подачу ингибитора коррозии под давлением среды. [3 c. 147].

На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа используется пакерная конструкция скважин. Пакер изолирует межтрубное пространство скважины, чем обеспечивается надежная защита от коррозии. Что, в свою очередь, позволяет уменьшить вероятность сульфидного растрескивания труб.

Для ингибирования скважин, которые оборудованы пакерами необходимо: закачать его в пласт; доставить его на забой в желонке; заменить жидкости двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или в воде.

Если скважины не оборудованы пакером, то при их эксплуатации подача ингибитора осуществляется закачкой ударной дозы ингибитора в затрубное пространство насосных скважин. Подача ингибитора коррозии в фонтанных скважинах осуществляется с помощью дозировочного насоса непрерывно. Первым делом, 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 производится либо совместно, либо раздельно централизовано с ингибитором гидратообразования.

Защита газопромысловых коммуникаций ингибиторами зависит в большей степени от поражения их коррозией и может осуществляться вводом ингибитора путем его диспергирования по длине трубопровода с помощью конфузорных вставок. Следует отметить, что газопровод, по которому транспортируется неочищенный газ, защищается от коррозии подачей в транспортируемую среду ингибитора, вводимого при осушке газа. Причём периодически осуществляется дополнительное ингибирование газопровода. [5 c. 123].

При сооружении трубопроводов, выбор металла производится с учётом категории трубопровода и его участка, диаметра, категории самой среды, температуры и давления эксплуатации.

Эффективная защита от коррозии обеспечивается соблюдением следующих условий:

• Выбор подходящего ингибитора коррозии.

• Область воздействия на углеродистую сталь должна быть защищена специальным покрытием.

• Ингибитор коррозии в качестве химической защиты должен вводиться в определенный участок. Проверка состояния оборудования до начала коррозии чрезвычайно необходима при длительной добыче или транспортировке газа.

В настоящее время известен широкий ассортимент ингибиторов коррозии различных составов и назначений. Наиболее труден подбор ингибиторов в условиях точечной локализации коррозии. Коэффициент защитного действия ингибиторов коррозии, как правило, рассчитывают на основании данных об общих потерях массы металла от воздействия агрессивной среды. Скорость же растворения металла в очагах локальной коррозии в десятки раз превышает скорость общей и равномерной коррозии. Поэтому локальные коррозионные процессы могут приводить к скоротечной сквозной перфорации металла, то есть к потере оборудованием своих эксплуатационных свойств.