ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы О проблемах коррозии и ингибиторной защиты газопроводов на различных месторождениях мира, из которых добывается сероводородсодержащая продукция из "Обзор проблем коррозии и ингибиторной защиты трубопроводов с сероводородсодержащей продукцией" Оренбургское газоконденсатное месторождение находится в эксплуатации более 20 лет. На протяжении этого достаточно продолжительного периода трубопроводы и оборудование месторождения постоянно контактировали с потенциально опасными в коррозионном отношении Н25-содержащими средами газом и конденсатом. Последнее, в частности, относится и к соединительным газопроводам большого диаметра (0у=700 мм) УКПГ — ГПЗ. Эксплутационную надежность и безопасность данных газопроводов с момента ввода в работу обеспечивали, используя материалы (стали), обладающие повышенной стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию (СКР), подготавливая к транспорту путем осушки его до относительной влажности порядка 60% (ф=60%) по методу НТС и периодическим ингибированием. [c.5] Как известно, низкая относительная влажность (ф=60...80%) кислого газа считалась и до сих пор считается одной из наиболее важных характеристик, способствующих снижению до минимума интенсивности общей сероводородной коррозии и предотвращению СКР в стальных трубопроводах и оборудовании. В настоящее время осушка газа до указанных значений влажности по первоначально принятой схеме низкотемпературная сепарация (НТС) невозможна ввиду значительного падения пластового давления. Ввод в действие дожимных компрессорных станций (ДКС) позволит поддерживать в газопроводах необходимую влажность транспортируемого газа в течение какого-то определенного промежутка времени. Причем, даже в этот период в некоторых трубопроводах газотранспортной системы критерий влажности не будет выдерживаться. Строительство в целях более эффективной осушки газа установок гликолевой осушки или пропано-вых холодильных установок на стадии падающей добычи нецелесообразно, а с учетом нынешней экономической ситуации в стране практически невозможно. [c.6] Для оценки перспективности и эксплуатационной надежности такого варианта следует обратиться к богатому мировому опыту эксплуатации месторождений сернистых газов и нефтей. Таким опытом прежде всего располагают Канада, США, Франция, Германия, а также ряд других стран. [c.6] Ниже приведены сведения из отдельных публикаций, касающихся вышеупомянутых проблем, и дан их краткий анализ. [c.7] В работе [6] описаны проблемы коррозии, наблюдавшиеся на канадском месторождении Кейбоб Саут (провинция Альберта). Пластовый газ месторождения содержал 17% (об.) Н25, 4% (об.) СО2, 0,65 м /млн/м газа углеводородного конденсата и около 215 г/ы газа элементарной серы. Начальное пластовое давление составляло 25,3 МПа. Газ был насыщен жидкостями (водой и углеводородами) при давлении и температуре пласта. Четверть скважин месторождения уже в начальный период эксплуатации давали пластовую воду со средним содержанием хлоридов 60 г/л. [c.7] На месторождении функционировали две газосборные системы, по которым газ поступал на индивидуальные установки очистки. Они были сооружены из трубопроводов диаметром 6 (150 мм) — шлейфов скважин и сборных трубопроводов диаметром 10 (250 мм), эксплуатировавшихся при давлении 8,4 МПа и температуре 60 С (газ подогревался для предотвращения г идратообразования в прискважинных нагревателях). Количество воды, поступавшей вместе с газом на установки очистки, составляло около 30 г/м газа, причем по солевому составу вода в отдельных выкидных линиях изменялась от пресной до крепкого рассола при pH 4,5...6,5. [c.7] Промысел начали эксплуатировать в 1969 г. Первое коррозионное повреждение шлейфа (150 мм) было зафиксировано через 6 недель после начала его эксплуатации. Повреждение имело язвенный характер и было локализовано в нижней части (на днище) трубы. В дальнейшем подобные повреждения, сопровождавшиеся утечками, были обнаружены во многих других местах системы. [c.7] Четкой зависимости характера и местоположения повреждений от преимущественного влияния на них определенного коррозионного фактора выявлено не было. Не оказал существенного влияния на коррозию и профиль трассы, так как повреждения (язвы и питтинг) имелись на самых разных участках системы — в трубопроводах восходящей и нисходящей ориентации, в наиболее низких местах трассы и т. п. Не отразилась существенно на проявлении коррозии и скорость газового потока коррозионные язвы имелись как в трубопроводах с малой скоростью газа, в которых жидкость должна была переноситься в расслоенном потоке отдельно от газа, так и в трубопроводах с высокой скоростью, в которых жидкость, по-видимому, должна была транспортироваться в дисперсном состоянии. Однозначно отмечен лишь факт безусловного и существенного влияния на коррозию соленой воды. Гипотеза о том, что коррозия прежде всего ограничивается пониженными участками трассы трубопроводов, в которых скаяливается жидкость, не подтвердилась. [c.8] На основании имевшихся данных был сделан вывод лишь о том, что в данной газосборной системе коррозия имела язвенный характер и развивалась только в зоне нижней образующей трубы, т. е. в жидкой фазе. Металлургические характеристики материала трубопроводов и их влияние на коррозионное состояние последних в публикации [6] не рассмотрены. [c.8] Газосборная система добывающего участка была введена в эксплуатацию в ноябре-декабре 1968 г., участка 2 — в феврале 1970 г. К ноябрю 1969 г. утечки наблюдались только на одном трубопроводе (шлейфе), сооруженном в 1968 г., т. е. через 12 мес после сооружения. Указывается, что трубопровод простаивал и начал эксплуатироваться во влажном состоянии, т. е. при наличии в нем свободной влаги, так как после гидроиспытаний специально не осушалсг. Обработка его ингибитором не проводилась. [c.8] но с более низкой (в 2,5 раза) активностью, непродолжительное время применявшийся на промысле вместо А, не обеспечил защиты, что привело к сквозной перфорации труб. Возврат к использованию ингибитора дал положительные результаты. [c.9] Технология ингибирования в работе [7] не описана. Указывается лишь, что ингибиторы коррозии вводились в трубопроводы газосборной системы непрерывно, а ингибитор А подавался в виде 20%-го раствора в метаноле. [c.9] В течение некоторого времени газосборная система не ингибировалась. В процессе контроля были обнаружены коррозионные повреждения (в виде значительного утонения стенки) в водной фазе конденсатосборников. На основании этого было принято решение о необходимости ингибирования. Программа ингибирования начала осуществляться с декабря 1961 г. (промысел эксплуатировался с мая 1959 г.). До этого в течение 2,5 лет ингибирование системы не осуществлялось, но никаких существенных коррозионных повреждений и аварий при этом не отмечалось. Ингибирование трубопроводов системы вначале велось периодически — путем поршневания 1 раз в неделю, а затем непрерывно путем дозирования ингибитора в поток в начале трубопровода в количестве около 7 л/млн м газа. Следует отметить, что с момента начала эксплуатации на промысле осуществлялась ингибиторная обработка добывающих скважин. [c.10] Однако, несмотря на это, коррозия и впоследствии проявлялась в различных местах системы, где, по-видимому, ингибирование было неэффективным или по каким-то причинам не осуществлялось. Проблем, связанных с коррозией в паровой фазе трубопроводов или оборудования, в газосборной системе на месторождении Окотокс не отмечалось. [c.11] Вместе с газом из скважин добывали различные количества углеводородного конденсата и минерализованной пластовой воды. Сбор продукции месторождения осуществлялся по шлейфам (0=150 мм) разной длины и сборному трубопроводу (0=250 мм) длиной около 60 км. Газ к транспортировке не подготавливали. [c.11] В течение 2 мес после ввода в эксплуатацию месторождение разрабатывалось без осуществления противокоррозионных мероприятий (без ингибирования) для определения исходной интенсивности (контрольной скорости) коррозии. [c.12] Скорости коррозии, регистрируемые различными средствами коррозионного контроля, были незначительными — 0,03...0,09 мм/год. Тем не менее в трубопроводах вскоре была обнаружена сильная язвенная коррозия в зоне нижней образующей. Непрерывная обработка системы ингибитором, представлявшим смесь нелетучего (жидкофазного) и летучего (парофазного), т. е. ингибитором А, проводилась с сентября 1970 г. Ингибитор вводился в шлейфы на устье скважин путем впрыска при расходе 33 л/млн ы газа. При этом скорость общей коррозии снизилась до 0,025...0,050 мм/год, что подтверждалось показаниями коррозионного контроля. Ввиду этого через 2 мес обработки дозировка ингибитора была снижена в 2 раза — до 16 л/млн м газа. Показания контроля остались прежними. [c.12] Вододиспергируемый ингибитор А был заменен водорастворимым Б, который с октября 1971 г. вводился в линию при расходе 33 л/млн м газа. В декабре линия была очищена скребком. В это время контролем было отмечено усиление интенсивности коррозии в шлейфах скважин БТ—2 и ВХК. Дозировка ингибитора А в них была вновь увеличена до 33 л/млн м газа. [c.13] Вернуться к основной статье