Oil-Info.ru
 Информационный сайт инженеров нефти и газа
Новые пользователи
3354 зарегистрировано
0 сегодня
0 за неделю
0 за месяц
 
  25.09.2018 Главная arrow Библиотека arrow Трубопроводы arrow Опыт реализации комплексной защиты от коррозии в ООО СП Ваньеганнефть
 
 
Главное меню
Главная
Каталог
Библиотека
Ссылки
Форум
Обратная связь
Карта сайта
Поиск
Раздeлы
Бурение
Разработка
Добыча
Нефтеотдача
Трубопроводы
Экономика
Другое
Гидравлические расчеты
Нефтесбор
Водоводы
Наши друзья
НИИ «СибГеоТех»
Специалисты
Авторизация
Рейтинг@Mail.ru

Опыт реализации комплексной защиты от коррозии в ООО СП Ваньеганнефть

Версия для печати Отправить на e-mail
30.08.2004

Рациональная организация системы мониторинга коррозионной обстановки и подачи подходящего ингибитора коррозии обеспечили достижение более 90% уровня защиты системы и многократное снижение аварийности при затратах на ингибиторную защиту ниже 2,5 руб. на 1 т добываемой жидкости.

1. Введение

Коррозия металла является основной причиной большинства аварий на трубопроводах, разрушения обсадных колонн и НКТ, сокращения срока службы насосного оборудования на нефтяных месторождениях.

Обустройство Ван-Еганского и Ай-Еганского месторождений велось в конце 80-х годов с применением типовых проектных решений с использованием материалов, не обладающих повышенной стойкостью к коррозии. К настоящему времени срок эксплуатации подземного и надземного оборудования и трубопроводов в основном превышает 10 лет. Начиная с 1994 – 1995 гг., система транспорта продукции пластов защищалась от коррозии с помощью ингибиторов. За это время совершенствовались системы мониторинга коррозии и подачи ингибитора, был обоснованно выбран оптимальный ингибитор коррозии.

Систематический анализ отказов и аварий позволил выявить и классифицировать основные факторы коррозионного износа металла по всей технологической цепи. Участки локализации коррозии и основные виды коррозионных разрушений представлены в табл. 1. Коррозионные повреждения не были отмечены у резервуаров ЦПС, обеспеченных комплексом антикоррозионной защиты, и напорный трубопровод товарной нефти.

Первоочередными объектами ингибиторной защиты были выбраны наиболее аварийные по коррозионным отказам добывающие скважины и трубопроводы нефтесбора. Аварии на этих объектах давали наибольшие потери в добыче нефти и газа и приносили существенный экологический ущерб. Точки коррозионного мониторинга были оборудованы на выкидных линиях скважин из коррозионного фонда и на трубопроводах, наиболее подверженных коррозии по фактам аварий, а также на основании прогнозных расчетов.

Для измерения скорости коррозии использовались гравиметрические и электрохимические (измерения электрического сопротивления и линейной поляризации сопротивления) методы мониторинга с использованием оборудования фирм CORMON и RO H RBACK COSASCO .Образцы- свидетели и чувствительные элементы электрохимических датчиков устанавливались на минимальном расстоянии от нижней образующей трубы. При каждом снятии показаний датчиков и при замене образцов-свидетелей отбирались пробы воды для анализа ионного состава, измерялась высота уровня раздела фаз, замерялась скорость потока жидкости.

Реализация ингибиторной защиты скважин была начата с технологии задавки ингибитора коррозии в призабойную зону добывающих скважин с предварительной ее обработкой специальными промывочными составами. Затем, когда межремонтный период эксплуатации скважин значительно вырос, составив в среднем 200 – 250 сут, был произведен переход на технологию периодической подачи в затрубное пространство порций ингибитора коррозии, рассчитанной на 15 – 30 сут. работы скважин.

Таблица 1.

Основные виды коррозионных разрушений нефтепромыслового оборудования

№ п/п

Оборудование, локализация коррозии

Характер повреждений

1

Нефтедобывающие скважины
 

Обсадная колонна

Сквозные коррозионные повреждения различной природы и форм.

НКТ

Сквозная коррозия мейса типа.

 

Коррозионный износ (не сквозные повреждения).

 

Коррозия резьбовых соединений.

ЭЦН и ПЭД

Коррозия корпуса, в т.ч. сквозная и отдельных частей (сепаратор, приемная сетка и т.п.).

 

Коррозия брони кабеля.

 

Коррозионно-эрозионный износ рабочих колес ЭЦН и внутренних поверхностей.

2

Выкидные линии от фонтанной арматуры до ГЗУ

Коррозионно-эрозионный износ на отводах и в местах наиболее интенсивного воздействия потока жидкости.

 

Язвенная коррозия с локализацией на поз. 5-7 час.

3

ГЗУ

Язвенная (сквозная) и общая коррозия технологических трубопроводов, оборудования, газосепаратора.

4

Трубопроводы системы нефтесбора

Язвы, питтинги, мейса коррозия нижней образующей трубопроводов.

 

Коррозия сварных швов и зон термического влияния (ЗТВ), питтинги, язвы. Локализуется преимущественно на нижней образующей трубопровода.

 

Коррозионный и эрозионный износ, представленный общей коррозией и эрозией, язвами, питтингами. Локализуется на отводах, по всей внутренней поверхности в местах усиленного воздействия потока жидкости.

5

Сепараторы, технологи­ческие трубопроводы на площадке (ЦПС)

Виды коррозионных повреждений соответствуют аналогичным компонентам нефтепромыслового оборудования по пп. 2-4. Зависят от характера транспортируемого потока жидкости, содержания воды, нефти и газа в трубопроводах или сепараторах.

6

Низконапорные и высоконапорные водоводы

Язвы, питтинги, мейса коррозия с произвольной локализацией 1-12 час.

Коррозия сварных швов и зон термического влияния (ЗТВ), питтинги, язвы преимущественно на нижней образующей трубопровода.

Общий коррозионный и эрозионный износ, язвы, питтинги, локализованные на отводах и по всей внутренней поверхности в местах усиленного воздействия потока жидкости.

7

Нагнетательные скважины
 

НКТ

Сквозная и общая коррозия внутренней поверхности

Обсадная колонна

Сквозные коррозионные повреждения различной природы и форм.

Для защиты трубопроводов нефтесбора использовалась технология непрерывного дозирования ингибитора, который подавался из блоков реагентного хозяйства (БРХ), установленных на удаленных кустах с высоким суммарным дебитом скважин. В необходимых случаях БРХ также использовались для периодической «ударной» дозировки ингибитора для быстрого проведения операции нанесения защитной пленки на внутреннюю поверхность трубопроводов. Подача ингибитора коррозии распределялась по БРХ с учетом дебита скважин по жидкости так, чтобы обеспечить необходимый уровень дозировки ингибитора для наиболее ответственных нефтесборных коллекторов, по которым на ЦПС транспортировалась вся добываемая жидкость.

Последним этапом организации системы ингибиторной защиты стала подача ингибитора на ЦПС для защиты трубопроводов подтоварной (сточной) воды и системы ППД.

Таким образом, система ингибиторной защиты формировалась поэтапно. Вместе с этим проводились испытания и уточнялись требования к ингибиторам коррозии со свойствами, оптимальными для данной системы.

2. Ингибиторы коррозии и условия транспорта продукции пласта

На Ван-Еганском месторождении были предварительно испытаны ингибиторы коррозии, поставленные российскими и иностранными производителями – НИИнефтепромхим, Condea Servo BV , Backer - Petrolite , Nalco - Exxon и Clariant GmbH . Хотя каждый ингибитор последовательно проходил через стадии лабораторного тестирования и стендовых и опытно-промышленных испытаний, единственным действительно надежным методом оценки эффективности показали себя данные коррозионного мониторинга реальной транспортной системы и динамика аварийности на объектах. Необходимый срок таких испытаний должен быть не менее 6 месяцев. Этого времени достаточно для замещения предыдущего ингибитора коррозии новым ингибитором (1 – 1,5 мес.) и для оценки защитных свойств нового ингибитора коррозии, как по данным текущего мониторинга, так и по динамике аварийности.

Опыт работ на Ван-Еганском месторождении показал, что число ингибиторов коррозии потенциальных кандидатов на участие в столь продолжительных и, по сути, рискованных испытаниях может быт сокращено. Для этого необходимо сопоставить условия транспорта продукции нефтяного пласта на различных участках системы со свойствами конкретного ингибитора кандидата на долговременные промышленные испытания.

Хорошо известно, что подавляющее число ингибиторов коррозии, применяющихся в нефтяной промышленности, является поверхностно-активными веществами, образующими адсорбционную молекулярную пленку на поверхности металла. Эта пленка защищает металл от воздействия коррозионно-агрессивных компонентов, растворенных в попутной воде. Она защищает металл от эрозионно-коррозионного воздействия высокоскоростных потоков, содержащих воду, коррозионно-агрессивные компоненты и твердые минеральные частицы. Прочность пленки зависит от энергии адсорбции молекул ингибитора коррозии на поверхности металла, т.е. от строения полярной части его молекул.

Большинство ингибиторов коррозии низкоуглеродистых сталей являются азотсодержащими поверхностно-активными веществами, полярными частями молекул которых являются четвертичная аммониевая, имидазолиновая или имидаминовая группировки. Именно полярные части молекул ответственны и за растворимость ингибитора в воде и за прочность молекулярной пленки на поверхности металла. Проницаемость пленки для коррозионно-агрессивных компонентов зависит от структуры неполярной части молекул ингибитора. Неполярной частью молекул являются углеводородные алкилы С12 – С18.

Растворимость ингибиторов коррозии в воде падает в ряду четвертичные аммониевые соединения, алкилимидазолины, алкилимидамины, а прочность защитной пленки растет, поскольку водной фазе потока становится труднее снимать (растворять) защитную пленку с поверхности металла. Оборотной стороной улучшения защитной способности в этом ряду является возрастающая трудность нанесения защитной пленки на металл из водной фазы потока. Особенно это проявляется при низкоскоростном расслоенном режиме течения и при наличии нефтяной фазы, в которой хорошо растворяются ингибиторы, плохо растворимые в воде.

Основываясь на этих представлениях, ингибиторы делят на водорастворимые и нефтерастворимые ингибиторы коррозии. В действительности такие ингибиторы коррозии являются водонефтерастворимыми поверхностно-активными веществами, отличающимися коэффициентами распределения между нефтью и водой. Так называемые нефтерастворимые ингибиторы коррозии, во многих случаях неплохо диспергируются в воде, образуя стабильные мелкодисперсные эмульсии, особенно при низком содержании нефтяной фазы в потоке, например, в сточной воде нефтепромыслов.

Используя эти представления, можно выделить благоприятные области применения или участки системы транспорта продукции пласта, где тот или иной вид ингибиторов коррозии сможет в наибольшей степени проявлять свои защитные свойства. Так, водорастворимые ингибиторы коррозии почти универсальны, но их слабости будут сильно проявляться на участках системы транспорта с высокими скоростями потока. Они потребуют более высоких дозировок из-за необходимости создавать повышенную концентрацию ингибитора в водной фазе потока для поддержания защитной пленки на поверхности металла. Они малоэффективны при использовании в технологиях периодической закачки ингибитора коррозии из-за того, что легко будут переходить с поверхности металла в водную фазу потока, не содержащую ингибитор коррозии. Нефтерастворимые вододиспергируемые ингибиторы коррозии могут формировать устойчивую прочную защитную пленку там, где они получают доступ к поверхности металла. Это высокоскоростные участки системы транспорта, водоводы с минимальным содержанием нефти в потоке. Очевидной областью их использования являются технологии периодической закачки порций углеводородных растворов ингибитора коррозии. Но эти ингибиторы коррозии будут неэффективны на участках транспортной системы с расслоенным режимом течения, сопровождающимся отделением водной фазы потока, поскольку они будут содержаться в нефтяной фазе, а покрытая водой поверхность металла будет для них фактически недоступна.

На первый взгляд, простым решением в этой ситуации может быть использование обоих видов ингибиторов коррозии, применяя каждый из них там, где он будет эффективно работать. Но это приведет к практически многократному увеличению потребности в ингибиторе коррозии для защиты транспортной системы в целом. Более рациональным решением должно быть использование одного ингибитора коррозии с подходящим коэффициентом распределения между нефтью и водой, особенно, если в его состав входят нефтерастворимый ингибитор и компоненты, обеспечивающие его переход в водную фазу потока. Такой ингибитор будет объединять сильные стороны водорастворимых и нефтерастворимых ингибиторов коррозии.

В течение последних 5 лет на Ван-Еганском месторождении среди прочих ингибиторов применялись все три вида ингибиторов коррозии в последовательности:

  • нефтерастворимый ингибитор коррозии К-2175 W производства фирмы Petrolite , США;
  • водорастворимый ингибитор коррозии K -2617 W производства фирмы Baker - Petrolite , США;
  • нефтеводорастворимый ингибитор коррозии Dodicor V 4712 производства фирмы Clariant GmbH , ФРГ.

3. Результаты промышленного применения

Основные результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов коррозии Dodicor - V 4712, К-2617 W и К-2175 W приведены в таблице 2.

На основании изучения литературы по свойствам ингибиторов коррозии, обмена опытом с коллегами в других нефтедобывающих предприятиях и анализе эффективности различных видов ингибиторов коррозии применяемых в разное время в ООО СП ВН был сделан сравнительный анализ их эффективности и примерный расчет потребности. Результаты расчетов приведены в таблице 3.

Расчет потребности приведен для параметров добычи и фонда скважин ООО СП ВН. В расчете не учтены различия ингибиторов в рабочих дозировках и других физико-химических свойствах.

На основании результатов расчетов по табл. 3 сделан экономический анализ затрат на защиту от коррозии (см. Таблицу 4.).

Для расчета экономической эффективности принимались следующие усредненные показатели:

- Рабочая дозировка на объем перекачиваемой (добываемой) жидкости – 25 г/т, для защиты от коррозии водоводов достаточная дозировка ингибитора 15 г/т;

- Цена импортного ингибитора коррозии принята 75 руб./кг;

- Показатели добычи: нефть – 2.7 млн./т, подтоварная вода - 7.3 млн./т. Закачка воды в ППД 7.3 млн./тонн. Фонд защищаемых скважин 50 шт. Средний дебит жидкости 100 т/сут скв.;

- Из-за нестабильности выноса ингибитора коррозии из добывающих скважин для защиты от коррозии трубопроводов системы нефтесбора принимается только 50% от поданного в скважины ингибитора.

- В расчет затрат на защиту от коррозии включены затраты на коррозионный мониторинг, обслуживающий БРХ, обработки скважин и другие работы. Эти затраты составляют 15% от стоимости ингибитора коррозии.

Удельная частота порывов по причине внутренней коррозии в ООО СП «Ваньеганнефть» при суммарной длине трубопроводов 240 км, включая порывы на технологических площадках ДНС и ЦПС, составила:

0,16 шт/км год при использовании ингибитора К-2175W,

0,054 шт/км год при использовании ингибитора К-2617W и Dodicor V 4712.

Все аварии произошли на участках системы нефтесбора без ингибиторной защиты с сроком эксплуатации 11-12 лет или на трубопроводах от ГЗУ, также не обеспеченных ингибиторной защитой.

Удельные затраты на защиту от коррозии 1 км технологического трубопровода в ООО СП «Ваньеганнефть» составляют 104 т/руб. на км при аварийности 0.054 шт/км год и среднем сроке эксплуатации трубопроводов 10.2 лет. Затраты на защиту водоводов 0.43 руб./т воды (затраты на защиту водоводов входят в суммарные удельные затраты 104 т/руб. на км).

Для сравнения:

  1. По данным Доклада «Опыт борьбы с коррозией трубопроводных систем» П.А. Анисимов, С.Г. Бриллиант, С.В. Колеснев (ОАО «Самаранефтегаз») в 1999 г. ОАО «Самаранефтегаз» зарегистрировано 1295 порывов с частотой 0.2 шт/км год. Затраты на ингибиторную защиту водоводов ингибитором коррозии СНПХ-6011Б составили 1.4 руб./т воды, а ингибитором коррозии СНПХ-6030Б – 0.8 руб./т воды.
  2. В «ТНК-Нижневартовск» удельные затраты на защиту 1 км трубопровода составляют 76 т/руб. на км при аварийности 0.03 шт/км год и среднем сроке эксплуатации трубопроводов 6.8 лет. Реальные затраты, если учесть в 2 раза больший по сравнению с ООО СП ВН объем работ по кап. ремонту трубопроводов будут составлять не менее 350 – 500 тыс. руб./км, тогда как в ООО СП ВН с учетом кап. ремонта затраты составляют не более 200 тыс. руб./км.

Таблица 2.

Результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов коррозии Dodicor V 4712, К-2617 W и К-2175 W

Объект защиты от коррозии

Точки мониторинга

(диаметр трубопровода)

Средняя скорость коррозии по образцам свидетелям, мм/год

Концентрация ингибитора в воде, мг/л

Частота порывов, шт/мес.

 

(количество аварий, шт.)

Dodicor V 4712

К -2617W

Фон

Dodicor V 4712

К -2617W

Dodicor V 4712

К-2617 W

К-2175 W

Нефтесборные коллек-тора от ГЗУ (Эмуль-сионный режим течения жидкости)

V12 (273 мм)

0.0029

0.0028

0.0117

21.0

25.0

0 (0)

0.6 (6)

0.18 (5)

V 25 (219 мм)

 

0.0731

0.0593

1.0356

25.0

25.0

Нефтесборные коллектора от ГЗУ (расслоенный режим течения жидкости)

V 19 (530 мм)

0.0014

0.0041

0.0186

6.2

12.7

0.66 (4)

0.3 (3)

1.18 (32)

V 26 (530 мм)

0.0013

0.0031

0.0129

9.2

9.7

V36 (426 мм)

0.0023

0.0038

Не опр.

6.7

11.4

Технологические трубопроводы на ДНС ЦПС

УПОГ (530 мм)

 

Вход на ДНС

-

-

-

14.1

17.8

0.17 (1)

0.9 (9)

1.48 (40)

V 29 (530 мм)

 

Вход на очистные сооружения

-

-

-

16.3

18.8

Резервуар товарной нефти

Уровень 50-100 см

-

-

-

5.3

Не опр.

0(0)

0(0)

0(0)

Низконапорные водоводы.

 

Высоконапорные водоводы Ай-Еганского и Ван-Еганского месторождений

 

Скважины ППД

Вход на КНС

 

Ай-Еган

-

-

-

6.3

Не опр.

0.17 (1)

0.2 (2)

0.48 (13)

Вход на КНС

 

Ван-Еган

-

   

15.1

Не опр.

Скв.331 к.8АЕ

-

-

-

5.4

Не опр.

Скв.359 к.14АЕ

-

-

-

5.7

Не опр.

БГ к.49 ВЕ

-

-

-

12.3

16.5

БГ к.10 ВЕ

-

-

-

14.1

16.1

Таблица 3.

Область применения, оценка эффективности и потребность в ингибиторах коррозии различных видов

 

п/п

Нефтепромысловый объект

Оценка эффективности видов ингибиторов коррозии, баллы

Годовой расход ингибитора коррозии по объектам, тонн

Примечание

Н/Р

В/Р

НВ/Р

Н/Р

В/Р

НВ/Р

1

Обсадная колонна добывающих скважин

3

2

3

45.6

91.25

45.6

Фонд скважин 50 шт.

Дебит жидкости 100т/сут скв.

2 НКТ добывающих скважины

3

1

2

3

ЭЦН и ПЭД

1

0

1

4

Выкидные линии скважин до ГЗУ

3

2

3

0

0

0

Защита обеспечивается подачей ингибитора в скважины.

5

Нефтесборные коллектора от ГЗУ (эмульсионный режим течения жидкости)

3

2

3

227.2

204.4

227.2

Расчет на добычу жидкости 10 млн.т./год.

6

Нефтесборные коллектора от ГЗУ

 

(расслоенный режим течения жидкости)

0 (Нет защиты)

2

2

-

0

0

Защита обеспечивается поступлением ингибитора из скважин и БРХ.

7

Трубопроводы, транспорта нефти, газа и воды от 1-ой ступени сепарации газа до резервуаров (расслоенный режим течения жидкости).

0 (Нет защиты)

2

2

-

0

0

Защита обеспечивается поступлением ингибитора из скважин и БРХ.

8

Напорные нефтепроводы с содержанием воды в нефти менее 5%

0 (Нет защиты)

3

3

-

0

0

В/Р и НВ/Р ингибиторы содержатся в водной фазе.

9

Технологические трубопроводы транспорта подтоварной воды

3

2

3

109.5

36.5

36.5

Расход 15 г/т на 7.3 млн. т/год воды. Для В/Р и НВ/Р ингибиторов необходима только подкачка из расчета 5 г/т

10

Низконапорные водоводы

2

2

3

11

Высоконапорные водоводы

2

2

3

12

Обсадная колонна нагнетательных скважин

3

2

3

0

0

0

Защита обеспечивается подачей ингибитора в водоводы

13 НКТ нагнетательных скважин

3

2

3

  Усредненная оценка технологической эффективности

2,00

1,84

2,38

       
  Годовая потребность, т

382.3

332.2

309.3

 

Условные обозначения: Н/Р - нефтерастворимый ингибитор, В/Р - водорастворимый ингибитор, НВ/Р - нефтеводорастворимый ингибитор

Бальная оценка эффективности ингибиторов коррозии: 3 – высокая;

2 – удовлетворительная, возможны осложнения - проявления питтинга и др.;

1 – удовлетворительная, то же что и 2, но необходима повышенная дозировка;

0 – низкая.

Таблица 4.

Удельные затраты на ингибиторную защиту от коррозии различных видов

№ п/п

Нефтепромысловый объект

Удельные затраты на ингибиторную защиту

Н/Р

В/Р

НВ/Р

1

Добывающие скважины, система нефтесбора

8.7 руб./т нефти

 

Нет защиты трубопроводов с расслоенным потоком и оборудования ДНС, ЦПС

9.4 руб./т нефти

Защита от коррозии обеспечена

8.7 руб./т нефти

Защита от коррозии обеспечена

2

Технологические трубопроводы, оборудование ДНС, ЦПС

3

Система поддержание пластового давления, нагнетательные скважины

1.29 руб./т воды

0.43 руб./т воды

0.43 руб./т воды

4

Система в целом

2,87 руб./т жидкости

2,49 руб./т жидкости

2,32 руб./т жидкости

5

Усредненная оценка технологической эффективности

2,00

1,77

2,38

6

Ценовая эффективность (п.5:п.4)

0,70

0,71

1,02

4. Выводы

Очевидно, наиболее экономически целесообразно использовать ингибиторы коррозии водорастворимого и нефте-водорастворимого типа.

Отличие ингибитора Dodicor -4712 от К-2617 состоит в том, что он хорошо поглощается мех. примесями, транспортируемыми по трубопроводам вместе с продукцией скважин в соотношении 1 к 5-8 масс. Ед., поэтому: его расход для поддержания стабильной концентрации с водной фазе на уровне 5-8 мг/л должен быть при среднем содержании мех. примесей 60-70 мг/л на 6-10 мг/л больше чем у К-2617. Аналогичная ситуация с ингибиторами коррозии UCA -163 и SXT -1002 – они активно адсорбируются на мех. примесях.


Добавить в любимые (0) | Просмотров: 50044

  Коментарии (1)
1. Внутренняя дигностика ТП
Написал(а) yerzhik, в 23:19 26.01.2006
Все что известно

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

Последнее обновление ( 28.02.2014 )
 
< Пред.   След. >
Последние публикации
Популярное
Смотри также
   
Oil-Info.ru © 2018
Go to top