WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.692.4.076:620.197

На правах рукописи

ФАМ ХОАНГ ВЬЕТ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ

И ТЕХНОЛОГИЙ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ

ОБЪЕКТОВ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2012

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель

- кандидат технических наук

Нгуен Тхук Кханг

Официальные оппоненты:

       - доктор технических наук, профессор

Халимов Андались Гарифович,

Уфимский государственный нефтяной  технический университет,

профессор кафедры «Технология

нефтяного аппаратостроения»

- кандидат технических наук

Фаритов Айрат Табрисович,

ГУП «ИПТЭР», заведующий отделом

«Коррозионный мониторинг

и применение химических продуктов для защиты от коррозии
и биоповреждений»

Ведущее предприятие

- Открытое акционерное общество

«Институт «Нефтегазпроект»

Защита состоится 30 октября 2012 г. в 1330 часов на заседании
диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 28 сентября  2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор               Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Продолжительная эксплуатация (около 30 лет) морских стационарных платформ (МСП) и установленного на них технологического оборудования и морских подводных трубопроводов СП «Вьетсовпетро» в условиях морского тропического климата привела к их значительному износу. В условиях морской нефтегазодобычи на металлоконструкции МСП и оборудование воздействует весь комплекс коррозионных факторов: морская вода, атмосферные осадки, солнечная радиация, разнообразные механические воздействия при штормах и  агрессивные перекачиваемые среды (пластовая и морская вода, попутный газ и пр.). Очевидно, что после подписания соглашения между правительствами Российской Федерации и Социалистической Республики Вьетнам о дальнейшем сотрудничестве в области геологической разведки и добычи нефти и газа на континентальном шельфе СРВ в рамках СП «Вьетсовпетро» добыча нефти и газа будет продолжаться в течение длительного дополнительного срока - до конца 2030 г. На этот срок должны быть обеспечены безопасные условия работы при сохранении высокого качества продукции.

Кроме того, в разработку включаются новые участки месторождений «Дракон», «Золотой Тунец», «Черный Лев», «Белый Медведь» и т.д. с другим составом пластовых флюидов и, соответственно, другим уровнем коррозионной активности. По этим причинам проблемы, связанные с протеканием коррозионных процессов, стоят очень остро.

Таким образом, повышение степени защиты от коррозии оборудования и трубопроводов объектов подготовки и транспорта нефти и газа является важной задачей для СП «Вьетсовпетро» в настоящее время.

Цель работы обеспечение длительной и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов СП «Вьетсовпетро» путем применения комплексных технологий и методов противокоррозионной защиты и новых химических реагентов.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:

1. Анализ причин и исследование механизма коррозии  технологического оборудования и трубопроводов на объектах подготовки и транспорта нефти и газа СП «Вьетсовпетро»;

2. Проведение коррозионно-метрического мониторинга и анализ его  результатов с целью выявления наиболее коррозионно-опасных участков технологического оборудования и трубопроводов на объектах подготовки и транспорта нефти и газа на вновь вводимых в эксплуатацию участках месторождений  СП «Вьетсовпетро»;

3. Исследование эффективности химических реагентов (ингибиторов коррозии (ИК), бактерицидов, поглотителей кислорода (ПК), ингибиторов солеотложения, реагентов для подготовки воды) в лабораторных и промысловых условиях, обоснование выбора их применения на месторождениях СП «Вьетсовпетро» и разработка технологий их применения;

4. Создание комплексной системы защиты от коррозии нефтепромысловых объектов СП «Вьетсовпетро».

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертационной работе задачи решались с применением современных методов статистического анализа, математического моделирования и анализа результатов лабораторно-промысловых исследований, проведенных известными физико-химическими методами с применением современного поверенного лабораторного и промыслового оборудования.

Научная новизна результатов работы:

1. Выявлены механизм коррозии и распределение коррозионно-опасных участков трубопроводов, компрессорных станций и райзерного блока (РБ) на вновь вводимых в эксплуатацию объектах СП «Вьетсовпетро»;

2. На основании исследования образцов поглотителей кислорода и ингибиторов коррозии для предотвращения кислородной коррозии в системе сбора и подготовки газа и снижения коррозии стали в нагнетаемой морской воде научно обоснованы и разработаны методы их применения на объектах 
СП «Вьетсовпетро»;

3. Разработан метод применения надпакерной жидкости (НЖ) для подавления сульфатредукции и защиты внутрискважинного оборудования со стороны затрубного пространства;

4. Установлено влияние специальных термоусиливающих добавок на эффективность ингибиторов коррозии при повышенных пластовых температурах.

На защиту выносятся:

1. Механизм коррозионных процессов и  распределение наиболее коррозионно-опасных участков на новых объектах месторождений СП «Вьетсовпетро»;

2. Технологии применения химических реагентов для предотвращения кислородной коррозии в системе сбора и подготовки газа и снижения коррозии стали в нагнетаемой морской воде;

3. Технология защиты от внутренней коррозии внутрискважинного оборудования;

4. Технология защиты от наружной коррозии агрегатов воздушного охлаждения (АВО).

Практическая ценность и реализация результатов работы

Новые  составы на основе ингибитора коррозии «CI-25» с активатором «Ну-Теmр О» и ингибитора кислотной коррозии (ИКК) «AI-600» (в концентрации 2,0 %) и «AII-240» (в концентрации 2,5 %) применяются для кислотных растворов при обработке призабойной зоны (ОПЗ) пласта скважин с целью снижения коррозии насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования. Разработанные технологии защиты от коррозии объектов сбора и подготовки нефти прошли успешную апробацию на месторождениях СП «Вьетсовпетро» и в настоящее время используются в производственной деятельности предприятия.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на: научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2008» (г. Уфа, 2008 г.); научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VIII  Российского энергетического форума (г. Уфа, 2008 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.); Девятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, 2009 г.); научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, 2010 г.); Десятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках X Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, 2010 г.); международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011» (г. Уфа, 2011 г.).

Публикации. 

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки  РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 112 наименований, двух приложений. Работа изложена на 126 страницах машинописного текста, содержит 6 рисунков, 28 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава диссертационной работы посвящена исследованию механизма коррозии оборудования и трубопроводов объектов подготовки и транспорта нефти и газа. Рассмотрены вопросы коррозионной активности газа и конденсата на объектах СП «Вьетсовпетро».

Для выяснения характера влияния разных факторов на процессы коррозии был выполнен анализ проведенных российскими (В.И. Бойко, А.Г. Гумеровым, Э.М. Гутманом, В.В. Завьяловым, Г.Г. Корниловым, А.Г. Хуршудовым, Ф.М. Галиным, А.К. Галлямовым, Ю.Г. Рождественским, Л.П. Худяковой и др.) и зарубежными  (M. Baker, J. Lawson, Th. Pickhall, D.A. Russel,
P.F. Sanders, J.S. Smart, D. Snodgrass и др.) учеными исследований действия агрессивных агентов на конструкционные материалы. Установлено, что во влажном сероводородсодержащем газе значения скорости общей и язвенной коррозии могут достигать соответственно 0,3 и 2,5 мм/год, что приводит к  необходимости ремонта или замены оборудования. Соотношение мольных объемов стали и сульфидов железа, равное 2,5…4,0, приводит к растрескиванию и отслаиванию продуктов коррозии и потере ими защитных свойств.

В сухом газе продуктом сероводородной коррозии является пирит, образующий на поверхности стали плотную защитную пленку. При относительной влажности ниже 90 % поверхность стали пассивируется, и независимо от концентрации сероводорода скорость коррозии незначительна.  Повышение парциального давления сероводорода выше 1,62 кПа во влажном газе приводит к резкому росту скорости коррозии, которая  при температуре 40…45 С достигает максимума.

Проведенный в работе анализ нефтяного газа показывает, что по усредненным показателям его состав определяется смесью предельных углеводородов от метана до октана включительно, а также наличием примесей высших углеводородов.

Коррозионной активностью обладают входящие в состав нефтяного газа примеси, главными из которых являются сероводород (H2S), углекислый газ (СО2) и вода (Н2О).

Анализ коррозионно-активных примесей в газе малой компрессорной станции (МКС) показывает, что с течением времени их содержание относительно стабильно, каких-либо резких изменений в сторону увеличения или уменьшения отдельных примесей не прослеживается. Несколько другая ситуация наблюдается при анализе нефтяного газа центральной компрессорной платформы (ЦКП). Вызывает опасение тенденция увеличения содержания наиболее коррозионно-опасного компонента газа – H2S, связанная с поступлением газа с месторождения «Ранг Донг». В течение года его содержание увеличилось на 18 %.

Газ поступает на ЦКП с месторождения «Белый Тигр»: из центральной технологической платформы (ЦТП-2), морской стационарной платформы (МСП-1), центрального технологического комплекса (ЦТК-3),  а также с месторождений «Золотой Тунец» (через ЦТК-3), «Ранг Донг» и «Черный Лев» через райзерный блок.

Установлено (рисунок 1), что за время систематических обследований, начиная с 2000 г., концентрация H2S в попутном газе возросла более чем в 3 раза.

Рисунок  1 - Динамика изменения содержания сероводорода

на входе МКС и ЦКП

Анализ образцов газовой фазы и конденсата на ЦКП и МКС показал, что и газовая, и жидкая среды содержат коррозионно-активные компоненты. В газе присутствуют сероводород и углекислый газ, в конденсате - соли, поступающие в виде микрокапельной водяной взвеси с газом. Газовая фаза насыщена парами воды, внутренняя поверхность оборудования может быть покрыта пленкой конденсата. Конденсат состоит из двух фаз: органической фазы - сверху и водной - снизу.

Определения фазового состава и микроструктуры стали были выполнены для 9 образцов (3 новых, без эксплуатации в газовой фазе, и 6 старых, после 10 лет экспозиции в газопроводах, в том числе 3 с ЦКП и МКС).

Определение размеров зерен и фазового состава микроструктур образцов-свидетелей коррозии в продольном и поперечном сечениях при увеличении х500 было выполнено с использованием ПО Axio Vision Grains (Image-Pro-Plus 3.0) и Axio Vision Multiphase в соответствии со стандартами ASTM.

Полученные результаты показывают, что существенного изменения размеров зерен и фазового состава стали после контакта с газом не произошло. Важно отметить полное отсутствие газовых пузырьков и расширения границ между зернами в образцах. Это подтверждает отсутствие скрытых видов коррозии. Таким образом, проникновения сероводорода или водорода в массу металла с образованием новых фаз и протеканием растрескивания, охрупчивания, расслоения материала не происходит.

Фазовое состояние не зависит от подачи ингибитора коррозии: на ЦКП ингибитор дозировали в газ, на МКС ингибитор не подавался.

Дополнительно был выполнен анализ фазового состояния продуктов коррозии на поверхности образцов методом рентгеновской дифракции. Анализ выполнялся как для новых образцов, так и образцов после экспозиции. Рентгенофазовый анализ показал наличие в пленке продуктов коррозии только окислов железа (Fe2O3, Fe3O4). Гидраты, сульфиды, сульфаты практически отсутствовали. Не обнаружено и каких-либо солевых отложений, в частности нерастворимых солей кальция. Добавки микролегирующих элементов в виде отдельных фаз также не выявлены, что обусловлено их низкой концентрацией.

Оценка состояния границы фаз и измерение толщины слоя продуктов коррозии на поверхности шлифов образцов выполнялись при помощи оптического микроскопа при увеличении х100 после обработки 2 %-ным раствором Nital.

Установлено, что поверхность образцов неровная, но питтинг (глубокие локальные повреждения) и растрескивание отсутствуют на всех образцах. Различие в структуре поверхности новых и старых образцов состоит в разной толщине продуктов коррозии (20…80 мкм - для новых и до 120…150 мкм - для старых образцов), питтинг отсутствует. Размеры и форма неровностей для старых и новых образцов стали одинаковы, поэтому причина их появления не коррозия, а процесс изготовления труб (прокатка).

Дополнительный контроль дефектов на поверхности образцов выполнялся при помощи электронного микроскопа SEM с полями обзора 100 и
20 мкм. На снимках наблюдается сеть микротрещин окисной пленки, но окислы прочно удерживаются на поверхности металла, заметных дефектов структуры основного металла не выявлено.

Установлено, что за счет подачи на ЦТК-3 газа с месторождения «Золотой Тунец» с максимальным содержанием сероводорода до 140 ppm содержание H2S в смеси газов повысилось, что может вызывать скрытые виды коррозии (образование фаз внедрения, охрупчивание, сульфидное растрескивание под напряжением). При проявлении существенного прироста скорости коррозии необходимо применение ингибитора коррозии на этом месторождении.

Во второй главе приведены результаты коррозионно-метрического мониторинга внутренней коррозии технологического оборудования и трубопроводов с целью выявления наиболее коррозионно-опасных мест и участков трубопроводов и их своевременной ревизии и ремонта.

При коррозионно-метрическом мониторинге применялось несколько основных способов получения информации о протекающих коррозионных процессах, таких как измерение остаточной толщины стенок трубопроводов, анализ данных, полученных с помощью образцов-свидетелей и датчиков электросопротивления.

На основе проведенного коррозионно-метрического мониторинга получено распределение наиболее опасных участков трубопроводов ЦКП и РБ по транспортным потокам.

Скорость общей коррозии определяли с помощью образцов-свидетелей, изготовленных из низкоуглеродистой стали и установленных в различных местах технологической схемы. В ходе замеров точность измерений контролировалась по эталонам и стальным деталям, близким по толщине к измеряемым объектам.

Для получения информации о текущей скорости коррозии в любом промежутке времени и изменении ее во времени использовались результаты, полученные с помощью датчиков электросопротивления и блоков-накопителей информации прибора «Corrdata TM». Программирование прибора осуществлялось из расчета получения 1024 замеров через каждые 12 часов работы. Полученные результаты с помощью переносного сборщика информации «МАТЕ-П» считывались с блоков-накопителей информации и подвергались дальнейшей обработке.

Выявлено, что наибольшая скорость коррозии наблюдается на участках трубопроводов линии газожидкостной смеси высокого давления, по которым транспортируется газ с высокой температурой (до 155 °С). Величина скорости коррозии на этих участках составляет от 0,129 до 0,295 мм/год. Другими участками трубопроводов, где были отмечены высокие скорости коррозии, являются участки, по которым транспортируются конденсат и конденсат с водой. На данных участках трубопроводов значения скоростей коррозии составили от 0,166 до 0,268 мм/год.

Коррозионный износ с величиной скорости коррозии до 0,185 мм/год наблюдался на трубопроводе, транспортирующем дизельное топливо.

Оценка скорости внутренней коррозии технологического оборудования и трубопроводов малой компрессорной станции показывает, что наибольшая скорость коррозии наблюдается на участках трубопроводов, транспортирующих морскую воду. Величина скорости коррозии на данных участках составляет от 0,411 до 0,943 мм/год. Возможным решением является замена данных участков трубопроводов на трубы из неметаллических материалов (композитных материалов, метаталлокерамических и т.д.).

Следующими участками трубопроводов, где по результатам измерений наблюдались высокие скорости коррозии, являются участки, по которым транспортируются конденсат и конденсат с водой. На данных участках значения скоростей коррозии составляют от 0,120 до 0,139 мм/год.

Измерения остаточной толщины стенки выполнялись на тщательно очищенной от грязи, ржавчины и лакокрасочных покрытий участках оборудования при помощи ультразвукового толщиномера Krauthmater DM-2 с датчиком ДА-205 (рабочая частота 5 мГц), обеспечивающим измерение толщины металла в диапазоне 0…200 мм с точностью ± 0,1 мм.

Для прогнозирования срока эксплуатации, а также принятия решения о ремонте и полной отбраковке и замене трубопровода кроме измеренных значений толщины стенки и скорости коррозии требуется величина отбраковочной толщины. Расчёт отбраковочной толщины стенки трубопроводов МКС, ЦКП и РБ проводился с учётом механических свойств материала труб, состава транспортируемой среды, рабочего давления и температуры перекачки. 

Трубопроводы подлежат отбраковке в случаях, когда под действием коррозии толщина их стенки уменьшилась. Установлено, что отбраковочный размер не должен быть меньше приведенного в таблице 1.

Таблица 1 - Отбраковочная толщина стенки трубопровода

Наружный
диаметр, мм

Наименьшая допустимая
толщина стенки трубопровода, мм

≤ 25

1,0

≤ 45

1,5

≤ 89

2,0

≤ 108

2,5

≤ 273

3,0

≤ 325

4,0

В третьей главе приводятся результаты исследования химических реагентов для защиты от коррозии в лабораторных и промысловых условиях.

Доказано, что оптимальный комплекс химических реагентов, необходимых для подготовки морской воды в модулях поддержания пластового давления (ППД) СП «Вьетсовпетро», должен состоять из следующих основных компонентов: коагулянта, флоккулянта, антивспенивателя, поглотителя кислорода, ингибитора коррозии, биоцида (бактерицида) и ингибитора солеобразования.

Для подготовки воды в системе ППД разработаны технические требования к реагентам.

Одними из основных химических реагентов, применяемых для обработки морской воды, являются ингибиторы коррозии и поглотители кислорода. В связи с этим был проведен поиск как новых наиболее эффективных марок ИК и ПК, так и проверка эффективности  реагентов, применяющихся на других объектах СП «Вьетсовпетро».

Эксперименты осуществлялись в специальной электрохимической ячейке в динамических условиях с использованием кислородомеров DO-25A и
DO-24P Electronics. В начале испытаний электрохимическая ячейка полностью заполнялась с помощью компрессора морской водой. Затем из ячейки удалялись воздушные пузыри, и она тщательно герметизировалась. После этого в ячейку вводился 10 %-ный раствор исследуемого ПК в дозировках 98 и 130 мг/л.

Показано, что наиболее эффективным является ПК «OS-802», при его дозировке 98 мг/л время до полного обескислороживания составило 10,25 мин, скорость обескислороживания воды - 10,8110-3 мг/с; при дозировке 130 мг/л время до полного обескислороживания воды -  7,21 мин, а скорость обескислороживания воды - 14,1510-3 мг/с (таблица 2).

Таблица 2  – Результаты лабораторных испытаний поглотителя кислорода
в перемешиваемой морской воде

п/п

Марка поглотителя кислорода,

фирма

Концентрация поглотителя кислорода

Средняя скорость реакции, мг/с*

Время обескисло-роживания воды, мин**

[ПК/О2]

мг/л

1.

«OSW 80872»

Baker Petrolite

(Великобритания)

15/1

20/1

98

130

5,3910-3

7,8710-3

20,58

14,08

2.

«Sosma OS-1000 VР» Sosma Sdn. Bnd, Малайзия

15/1

20/1

98

130

5,4410-3

7,5210-3

20,38

14,73

3.

«OS-802»

Esseco, Италия

15/1

20/1

98

130

10,8110-3

14,1510-3

10,25

7,21

Примечания:

* - скорость реакции обескислороживания морской воды до нуля;

** - время обескислороживания морской воды до нуля.

Далее были проведены опытно-промышленные испытания ПК «OS-802» в системе ППД на МСП-ППД-40000. Дозировка «OS-802» осуществлялась с расходами от 5,0 до 8,0 ppm, фиксирование показателей прибора при различных режимах дозировки проводилось через каждые 30 мин.

Результаты промысловых испытаний поглотителя кислорода в зависимости от удельных расходов реагента «OS-802» представлены в виде графиков (рисунок  2).

Результаты испытаний показали, что время полного поглощения кислорода в морской воде в защитной концентрации (6…8 ppm) не превышает 0,5 ч в присутствии других, применяемых при подготовке воды реагентов,  и ПК «OS-802» рекомендован для использования в системе ППД. На основе проведенных исследований разработан регламент комплексного использования химреагентов для подготовки закачиваемой морской воды.

Рисунок 2  - Содержание остаточного растворенного в воде кислорода

после обработки морской воды поглотителем кислорода
«OS-802»

Для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования и трубопроводов систем сбора и транспорта обводненной нефти, систем ППД и утилизации сточных вод проведены лабораторные испытания четырех ИК. Результаты испытаний приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Результаты лабораторных испытаний ингибиторов коррозии
в обескислороженной морской воде

п/п

Марка ингибитора коррозии, фирма

Скорость коррозии, мм/год

Защитная эффектив-ность, %

Контрольная

Средняя

1.

«Sosma COR-900 VR» (5 мг/л)

Sosma Sdn. Bnd, Малайзия

0,0261

0,0010

96,17

2.

«ES 1304A» (5 мг/л)

Nalco Pacific Pte Ltd, Сингапур

0,0330

0,0030

90,90

3.

«DH-9» (5 мг/л)

Институт технологии и материалов (СРВ)

0,0389

0,0041

89,50

4.

«DH-9» (10 мг/л)

Институт технологии и материалов (СРВ)

0,0391

0,0038

90,30

Исследования ИК осуществлялись в динамических условиях методом линейного поляризационного сопротивления с помощью измерителей скорости коррозии (коррозиметров) марок RSC-9000 и RSC-9000 HS на специальной электрохимической ячейке с двухэлектродными датчиками.

Результаты исследований показали, что ИК, за исключением «DH-9», при дозировке  5 мг/л обладают эффективностью выше 90 %. 

Проведены лабораторные исследования по подбору эффективных ингибиторов коррозии стали в кислотных растворах, используемых для обработки призабойных зон высокотемпературных скважин. В данных скважинах с повышенными температурами коррозия металла значительно возрастает, что приводит к уменьшению срока службы подземного технологического оборудования и увеличению риска возникновения аварий. Этот эффект связан с тем, что повышение температуры до 60 °С и выше ведет к ускоренному росту скорости коррозии вследствие интенсификации электродных процессов, падения омического сопротивления электролита, увеличения скорости диффузии кислорода. В этих условиях многие известные ИК снижают или вообще утрачивают свои защитные свойства. По этой причине практическую значимость приобретает исследование реагентов со специальными термоусиливающими добавками, позволяющими сохранить высокую эффективность ИК при повышенных пластовых температурах.

Ингибитор кислотной коррозии был исследован в качестве добавки к кислотному раствору для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин с целью снижения коррозии НКТ, эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования при проведении кислотной обработки.

Испытуемыми средами служили кислотные композиции следующих составов:

- соляная кислота (НСl): до 15 %;

- плавиковая кислота (HF): до 5 %;

- уксусная кислота (CH3COOH): до 3 %.

Для испытаний использовались пластинчатые образцы, изготовленные из стали насосно-компрессорных труб марки Р-110, которые предварительно шлифовались, обезжиривались, высушивались и взвешивались. Подготовленные таким образом образцы на специальных держателях помещались в герметичные емкости с исследуемым раствором. Опыты выполнялись на термобарической установке, имитирующей пластовые условия. Оценка защитной эффективности ИКК проводилась по величине уменьшения массы образцов-свидетелей по сравнению с контрольными образцами.

Проведенные испытания кислотной композиции «CI-25» с активатором «Ну-Temp О» показали, что ее применение  в составе кислотных растворов для обработки призабойной зоны позволяет значительно снизить их коррозионную активность. При этом защитный эффект достигает 95 %, что позволяет рекомендовать её  для дальнейшего применения.

Кроме того, с целью снижения коррозии НКТ, эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования при проведении кислотной обработки проведены лабораторные исследования двух видов ингибиторов кислотной коррозии, ранее не применявшихся в СП «Вьетсовпетро». Показано, что добавка реагентов «AI-600» в концентрации 2,0 % и «AII-240» - 2,5 %  в состав для ОПЗ повышает защитную эффективность (до 95,84 %). Образец ИКК «DP-1» показал неудовлетворительные результаты.

К основным факторам, приводящим к увеличению скорости коррозии НКТ, относятся, прежде всего, ОПЗ скважин, глушение скважин неподготовленной морской водой и использование пенообразующих жидкостей при освоении скважин.

С целью определения коррозионной активности растворов пенообразователя (ПО) выбраны два состава для лабораторных исследований. Первый состав представлял собой морскую воду с добавлением реагента «PEN-1» фирмы «Chemico» в концентрации 1 %, второй состав - раствор пресной воды с добавкой реагента «ТН PAW» фирмы «Thuang Phong» в концентрации 1 %.

Для получения наиболее достоверных результатов измерения скорости коррозии эксперименты проводились двумя независимыми методами. Первый метод основан на проведении измерений скорости коррозии по потере массы контрольных образцов-свидетелей, установленных в специальную термобарическую установку, имитирующую статические условия скважины. Второй метод основан на проведении измерений в специальной электрохимической ячейке методом измерения линейного поляризационного сопротивления с помощью двухэлектродного прибора «Corrater RDS-9000».

Результаты проведенных исследований по первому методу показали, что скорость общей коррозии образцов-свидетелей в морской воде, служащей для приготовления растворов ПО одного из составов, находится в пределах 2,52…3,42 мм/год. После введения в морскую воду пенообразующего реагента «PEN-1» скорость общей коррозии образцов-свидетелей уменьшилась до 1,54…1,62 мм/год. Таким образом, добавка пенообразующего реагента
«PEN-1» в морскую воду в статических условиях почти в 2 раза уменьшает скорость общей коррозии стали.

Проведение испытаний по второму методу показало, что скорость коррозии стали в морской воде при заданных условиях достигает 1,17 мм/год. Введение в морскую воду пенообразующего реагента «PEN-1» уменьшило скорость коррозии стали до 0,50 мм/год, т.е. более чем в 2 раза.

В четвертой главе приведены результаты исследований по совершенствованию метода защиты металлоконструкций морских нефтегазовых объектов от коррозии и разработана технология защиты внутрискважинного оборудования со стороны затрубного пространства.

Результаты мониторинга внутрискважинного оборудования показали, что допустимый срок эксплуатации НКТ сильно обводненных скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» слабо зависит от условий эксплуатации (дебита, обводненности, газового фактора) и определяется, в основном, количеством кислотных обработок и ремонтов, связанных с глушением скважин морской водой. Дополнительные исследования показали, что одновременно с износом наружной поверхности НКТ наблюдается усиленный износ верхней части внутренней поверхности обсадной колонны.

Показано, что для подавления действия сульфатредукции можно использовать обезвоженную нефть с добавками химреагентов (ингибитора коррозии и бактерицида) и надпакерную жидкость.

После закачки нефти с добавками в скважине в течение 2…3 часов осуществляется переход к равновесным условиям по температуре и распределению химреагентов. Происходит разделение воды и нефти с вытеснением остаточной воды в нижнюю часть колонны. В итоге внутренняя поверхность обсадных труб и наружная поверхность НКТ будут защищены как пленкой асфальтосмолопарафиновых отложений, выделившейся из нефти при охлаждении, так и пленкой ИК, при этом сульфатредукция будет подавляться как действием бактерицида, так и отсутствием в нефти сульфат-иона. Таким образом, будет обеспечена защита труб в затрубном пространстве, в межсезонный период замены или пополнения состава не потребуется.

Надпакерная жидкость служит для заполнения затрубного пространства между насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной. С целью выполнения лабораторных исследований надпакерной жидкости в скважинах на коррозионную активность проанализированы 3 образца НЖ, представленные фирмами «Chemico»  и «DMC» (СРВ).

Испытания проводились на специальной термобарической установке, имитирующей условия применения надпакерной жидкости. Проведенные исследования показали, что представленный образец НЖ «Packer Fluid 15-1» обладает низкой коррозионной активностью (средняя величина скорости коррозии 0,0244 мм/год) при высоких температурах и давлениях.

Промысловые испытания наиболее эффективной НЖ проведены на скважинах № 1014 и № 706 месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро».

С целью уменьшения расходов, связанных с проведением специальных капитальных ремонтов скважин (КРС), и для сокращения сроков проведения испытаний НЖ предложено при проведении плановых КРС в скважины устанавливать по одной дополнительной мандрели с газлифтными клапанами. В пилотные секции газлифтных клапанов в дополнительные мандрели устанавливали специальные образцы-свидетели коррозии. Оценка эффективности применения НЖ проводилась по результатам освидетельствования контрольных образцов-свидетелей коррозии, которые извлекались и устанавливались с помощью канатной техники с периодичностью один раз в 3…6 месяцев без проведения специальных КРС. Данные, полученные с помощью демонтированных образцов-свидетелей коррозии, кроме коррозионной активности позволили также определить стойкость НЖ к образованию и развитию сульфатвосстанавливающих бактерий и показали высокую эффективность метода применения НЖ для подавления сульфатредукции и защиты внутрискважинного оборудования со стороны затрубного пространства.

Предложена технология защиты от коррозии агрегатов воздушного охлаждения. Охлаждение газа между ступенями компримирования и на выходе компрессорных линий газа осуществляется с помощью АВО. В условиях тропического климата морская вода попадает с воздухом на оребрение АВО и разрушает их. При испарении морской воды коррозия уменьшается, но образующиеся при этом соли забивают оребрение и снижают коэффициент теплопередачи. При попадании на АВО дождя или морской воды коррозия возобновляется. Максимальным коррозионным разрушениям подвержено место контакта алюминия со стальной трубой. В этом случае алюминий становится протектором - расходуемым анодом для стальной трубы, и имеет место электрохимическая коррозия. Первые витки оребрения по ходу воздуха трубы имеют высокую степень коррозии, на верхних витках оребрение в более хорошем состоянии, солевой налет отмечается только в виде отдельных пятен. Разработана технология защиты от коррозии наружной поверхности АВО путем нанесения тонкой гидрофобной пленки минерального масла (типа турбинного), прекращающей прямой контакт стали с микрокапельной водяной взвесью.

В работе рассмотрены также вопросы совершенствования методов защиты металлоконструкций морских нефтегазовых объектов от коррозии лакокрасочными материалами (ЛКМ). На основе мирового опыта и опыта применения ЛКМ в СП «Вьетсовпетро» проведена стандартизация всех типов ЛКМ, разработаны технические требования к их применению в СП «Вьетсовпетро» при новом строительстве и капитальном ремонте с целью защиты от коррозии.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлен механизм коррозионных процессов на новых объектах месторождений СП «Вьетсовпетро», получено распределение наиболее коррозионно-опасных участков трубопроводов, компрессорных станций, райзерного блока. Показано, что скорость коррозии до 0,14 мм/год отмечена на вспомогательных системах осушки воздуха и подготовки топливного газа, что обусловлено примесями солей из морской и попутно добываемой воды. В центральной компрессорной платформе наибольшая скорость коррозии (от 0,129 до 0,295 мм/год) отмечена на линии газожидкостной смеси высокого давления и на линиях, транспортирующих конденсат и конденсат с водой, где скорость коррозии составляет от 0,166 до 0,268 мм/год. В малой компрессорной станции наибольшая величина скорости коррозии (до 0,943 мм/год) наблюдается на участках трубопроводов, транспортирующих морскую воду, и системах охлаждения, где скорость коррозии достигает до 0,163 мм/год.

2. Доказана эффективность применения поглотителя кислорода
«OS-802» для нейтрализации растворенного кислорода и предотвращения кислородной коррозии в системах сбора и подготовки газа и поддержания пластового давления. При дозировке 98 мг/л время до полного обескислороживания воды составляет 10,25 мин, скорость обескислороживания - 10,8110-3 мг/с, при дозировке 130 мг/л время до полного обескислороживания воды уменьшается до 7,21 мин, скорость обескислороживания воды увеличивается до 14,1510-3 мг/с.

3. Установлено, что поглотитель кислорода «OS-802» при дозировках от 5,0 до 8,0 ppm совместим с другими, применяемыми для подготовки воды реагентами, и не ухудшает качества подготовки воды по другим показателям. ПК «OS-802» рекомендован для использования в системе ППД, на основании чего обоснована и разработана технология комплексного использования химреагентов для подготовки закачиваемой воды.

4. Проведенные  исследования образцов ингибиторов коррозии  в нагнетаемой морской воде показали, что образец ингибитора коррозии
«Sosma COR-900VP» при концентрации 5 мг/л в обескислороженной морской воде имеет высокую защитную эффективность 96,17 % и снижает скорость коррозии до 0,0010 мм/год; образец ингибитора коррозии «ЕС-1304А» при концентрации 5 мг/л в обескислороженной морской воде имеет защитную эффективность 90,90 % и снижает скорость коррозии до 0,0030 мм/год. Разработан регламент применения данных реагентов в системе ППД для защиты от коррозии.

5. Установлено влияние специальных термоусиливающих добавок на эффективность ингибиторов коррозии при повышенных пластовых температурах. Показано, что применение ингибитора коррозии «CI-25» в сочетании с активатором «Ну-Temp О» в составе кислотных растворов для ОПЗ позволяет значительно снизить их коррозионную активность, при этом защитный эффект достигает 94,5 %, добавка реагентов «AI-600» в концентрации 2,0 % и «AII-240» - 2,5 %  в состав для ОПЗ повышает защитную эффективность до 95,84 %.

6. Показано, что введение в морскую воду пенообразующего реагента «PEN-1» уменьшает скорость коррозии стали до 0,50 мм/год, т.е. более чем в 2 раза, а сам реагент «PEN-1» проявляет ингибирующие свойства.

7. Доказана  высокая эффективность метода применения надпакерной жидкости для подавления сульфатредукции и защиты внутрискважинного оборудования со стороны затрубного пространства. Показано, что образец «Packer Fluid 15-1» обладает низкой коррозионной активностью (средняя величина скорости коррозии 0,0244 мм/год).

8. С целью защиты АВО от коррозии разработана и внедрена технология нанесения на поверхность АВО защитной тонкой гидрофобной пленки минерального масла (типа турбинного), прекращающей прямой контакт стали с воздухом, насыщенным брызгами и туманом из морской воды.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Фам Хоанг Вьет. Совершенствование системы защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов газовых объектов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -  Уфа, 2010. -  Вып. 4 (82). – С. 89-95.

2. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Фам Хоанг Вьет. Разработка мероприятий по предотвращению внутренней коррозии в системах сбора и подготовки нефти // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2011. -  Вып. 2 (84). – С. 89-96.

Прочие печатные издания

3. Велиев М.М., Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет. Лабораторные исследования реагентов в кислотных растворах, используемых для обработки призабойных зон высокотемпературных скважин / /Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2008». – Уфа, 2008. – С. 12-14.

4. Фам Хоанг Вьет, Алексаньян А.А., Велиев М.М. Количественная оценка риска эксплуатации морских нефтегазопромысловых сооружений // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2008. – С. 65-66.

5. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Фам Хоанг Вьет. Коррозионометрический мониторинг линий подготовки газа на малой компрессорной станции // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2009». – Уфа, 2009. – С. 198-199.

6. Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет. Результаты толщинометрии трубопроводов малой компрессорной станции // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2009». – Уфа, 2009. – С. 209-210.

7. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Фам Хоанг Вьет. Некоторые вопросы коррозионной активности газа и конденсата // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. – Уфа, 2009. – С. 143-144.

8. Нгуен Тхук Кханг, М.М. Велиев, Фам Хоанг Вьет. Совершенствование системы коррозионного мониторинга и защиты от коррозии на газовых объектах // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. – Уфа, 2009. – С. 145-146.

9. Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет. Распределение опасных участков трубопроводов по скорости коррозии на центральной компрессорной платформе // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках Нефтегазового форума и XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2010». – Уфа, 2010. – С. 255.

10. Фам Хоанг Вьет, Нгуен Тхук Кханг. Оценка скорости внутренней коррозии технологического оборудования и трубопроводов малой компрессорной станции // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках Нефтегазового форума и XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2010». – Уфа, 2010. – С. 282.

11. Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет, Велиев М.М. Методы измерения скорости коррозии оборудования и трубопроводов систем поддержания пластового давления и нефтесбора // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Юбилейного Российского энергетического форума. – Уфа, 2010. – С. 226-228.

12. Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет, Велиев М.М. Исследование коррозионной активности пенообразующих жидкостей // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Юбилейного Российского энергетического форума. – Уфа, 2010. – С. 229-230.

13. Фам Хоанг Вьет. Защита оборудования центральной компрессорной платформы от коррозии // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. в рамках Нефтегазового форума и XIХ международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2011». – Уфа, 2011. – С. 227-228.

14. Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет. Лабораторные исследования протекторных материалов для защиты коррозии подводных трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. в рамках Нефтегазового форума и XIХ международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2011». – Уфа, 2011. – С. 229-230.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 25.09.2012 г. Бумага писчая.

Заказ № 247а. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.