Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook
  • Главная
  • Трубопроводный транспорт
  • Анализ и пути повышения эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов в РУП «Производственное объединение «БЕЛОРУСНЕФТЬ»

Анализ и пути повышения эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов в РУП «Производственное объединение «БЕЛОРУСНЕФТЬ»

Основные нефтяные месторождения Республики Беларусь находятся на поздней стадии разработки. Продукция скважин характеризуется высокой степенью обводненности, а попутно добываемая вода представляет собой рассолы с минерализацией до 300 г/л, содержащие сероводород биогенного происхождения и углекислый газ. Вода, используемая в системе ППД, также характеризуется довольно агрессивным составом и наличием СВБ.

Для борьбы с коррозией внутренней поверхности трубопроводов в системах нефтесбора и ППД применяется ингибиторная защита с использованием реагентов белорусского (КРЦ-3Г) и российского производства (СНПХ-6302Б), которые по результатам лабораторных исследований и ОПИ показали наиболее высокую эффективность и подтвердили ее в условиях многолетней практики применения.

02.05.2012 Инженерная практика №05/2012
Звездкина Екатерина Марковна Инженер II категории ЦЛАИ БелНИПИнефть
Журавель Наталья Геннадьевна Заведующая Центральной лабораторией аналитических исследований (ЦЛАИ) БелНИПИнефть
Лапицкая Елена Валентиновна Инженер-технолог II категории ЦЛАИ БелНИПИнефть
Вайчюлите Ольга Станиславовна Химик II категории ЦЛАИ БелНИПИнефть
Шершнева Ольга Васильевна Химик I категории ЦЛАИ БелНИПИнефть

Определяющими факторами, приводящими к коррозии нефтепромысловых трубопроводов РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» при перекачке продукции с обводненностью свыше 60% и пробковой либо расслоенной структуре газожидкостного потока, являются минерализация попутной воды и наличие углекислого газа и сероводорода в растворенном и газообразном состоянии. Присутствие планктонных и прикрепленных форм сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в закачиваемой воде также увеличивает скорость коррозии, особенно язвенной и точечной.

Таблица 1. Состав воды, закачиваемой в систему ППД «Белоруснефть»
Таблица 1. Состав воды, закачиваемой в систему ППД «Белоруснефть»
Рис. 1. Изменение содержания сероводорода в попутном газе по нефтепромыслам «Белоруснефть»
Рис. 1. Изменение содержания сероводорода в попутном газе по нефтепромыслам «Белоруснефть»

В ионном составе попутных вод преобладают анионы хлора и катионы щелочных металлов (натрия и калия) (табл. 1). Высоких значений достигает также содержание ионов кальция (до 37324,5 мг/л) и магния (до 9112,5 мг/л). Реакция среды в основном приближается к нейтральной: рН 5,0–6,7. Сероводород присутствует в пробах попутной воды отдельных месторождений: Вишанского, Березинского, Мармовичского, Н.-Давыдовского и соответственно в пробах, отобранных из сепараторов, на которые поступает их продукция: НСП «Виша», сепараторы первой ступени Березинского, Давыдовского, месторождений (рис. 1). Максимального содержания (5,1 мг/л) достигает в дренажной воде сепараторов на НСП «Виша». Здесь же зафиксировано наличие планктонных форм СВБ — до 2500 кл/л.

В системе ППД используется вода трех типов: подтоварная, ионный состав которой практически не отличается от попутно добываемой, сточная пресная вода, представляющая собой очищенные стоки городских очистных сооружений, и вода из артезианских водозаборных скважин, пробуренных на пермо-триасовый гидрогеологический водоносный комплекс. Коррозионная агрессивность этих типов вод отличается вследствие различий ионного состава, содержания растворенных агрессивных газов и СВБ. За 2011 г. наибольшие значения СВБ зарегистрированы для попутно добываемой воды — 2500 кл/л, а для сточной пресной воды — 1400 000 кл/л. Максимальное содержание растворенных газов в попутно добываемой воде составляет: Н2S — 5,1 мг/л, СО2 — 21,1 мг/л; в сточной пресной воде — Н2S — 6,01 мг/л, СО2 — 77,4 мг/л. Содержание кислорода во всех типах вод — менее 5 мг/л.

АГРЕССИВНОСТЬ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ

По агрессивности перекачиваемой продукции все промысловые трубопроводы условно разделены на следующие группы: первая группа — трубопроводы с высокой степенью агрессивности перекачиваемой продукции. К этой группе относятся трубопроводы системы нефтегазосбора с обводненностью жидкости, достигшей точки инверсии фаз (примерно 55–72%), при этом продукция содержит сероводород. Сюда же относятся водоводы, транспортирующие подтоварную и пресную сточную воду. Удельное число порывов по ним достигает 0,275 шт/км·год, скорость коррозии — 0,01 мм/год.

Вторая категория — это трубопроводы со средней степенью агрессивности перекачиваемой продукции. К этой группе относятся трубопроводы системы нефтегазосбора с обводненностью жидкости, не достигшей точки инверсии, при этом продукция содержит сероводород и углекислый газ в опасных количествах, их парциальное давление соответственно более 0,0003 МПа и 0,05 МПа. Удельное число порывов по данной категории трубопроводов достигает 0,03 шт/км·год, скорость коррозии — 0,008 мм/год.

К третьей категории относятся трубопроводы с низкой степенью агрессивности перекачиваемой продукции: трубопроводы системы нефтегазосбора с обводненностью жидкости, не достигшей точки инверсии фаз, при этом продукция не содержит сероводород и углекислый газ в опасных количествах. Здесь же — водоводы, транспортирующие пресную воду от водозаборных скважин. Удельное число порывов по ним достигает 0,012 шт/км·год, скорость коррозии — 0,004 мм/год.

ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА

Таблица 2. Виды ингибиторов, использовавшиеся в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»
Таблица 2. Виды ингибиторов, использовавшиеся в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

Для снижения скорости коррозии внутренней поверхности трубопроводов осуществляется ингибиторная защита (табл. 2). Планомерная обработка закачиваемой воды ингибиторами коррозии началась в 1977 году. До 1986 года использовались в основном водорастворимые ингибиторы коррозии ИКБ-4В, «Ингар» и «Витал». В 1986 году начались промысловые испытания ингибиторов группы СНПХ (6001, 6004, 6006, 6016, 6301). Максимальная степень защиты наблюдалась лишь при использовании СНПХ 6301: при постоянном дозировании 50 г/м3 и периодических обработках 150 г/м3 в течение суток снижение скорости коррозии достигало 90%. С 1994 года для защиты водоводов применяется вододиспергируемый ингибитор коррозии КРЦ-3Г, выпускаемый в Беларуси на базе местного сырья. При постоянном дозировании 100 г/м3 степень защиты составляет по данным многолетних наблюдений 85–90%. В настоящее время антикоррозионная защита всех водоводов первой группы достигается путем постоянного дозирования ингибиторов коррозии (КРЦ-3Г и СНПХ 6302-Б) и бактерицидов Инкраслав (И-28 либо СНПХ 1004). Трубопроводы 2–3 групп подвергаются периодической ингибиторной защите. Выбор ингибиторов и их дозировка, корректировка этих показателей осуществляются на основе постоянного мониторинга коррозионной агрессивности продукции скважин и закачиваемой воды. Сеть мониторинга скорости коррозии (измеряется гравиметрическим способом при помощи образцов-свидетелей) включает 24 объекта и охватывает все типы коррозионно-активных сред.

Рис. 2. Локализация повреждений нефтелиний и водоводов «Белоруснефти»
Рис. 2. Локализация повреждений нефтелиний и водоводов «Белоруснефти»

Анализ отказов трубопроводов показал — основной причиной отказов нефтелиний и водоводов является локальная сквозная коррозия по нижней образующей тела трубы (рис. 2), что обусловлено структурой газожидкостного потока с высокой долей воды (в отдельных случаях выше 60%) и эрозионной составляющей при транспортировке воды, содержащей механические примеси. Также отказы зафиксированы по причине коррозии боковой образующей трубы и вследствие незащищенности сварного шва. В 2011 году удельные повреждения по водоводам составили 0,103 шт/км, а по нефтепроводам — 0,075 шт/км (рис. 3).

Рис. 3. Удельное количество повреждений трубопроводов РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»
Рис. 3. Удельное количество повреждений трубопроводов РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

В 2011 году степень ингибиторной защиты…на объектах РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» находилась на уровне прошлых лет и составил 60–98,6%: по водоводам подтоварной воды — 60–98,6%, по водоводам пресной воды — 60–96,9%. Результаты определения степени подавления СВБ показали, что эффективность используемых препаратов находится на уровне 96,8%. Ингибиторная защита системы трубопроводного транспорта осуществляется в соответствии со стандартом предприятия 09100.17015.098-2007 «Инструкция по применению ингибитора коррозии КРЦ-3Г для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования в системах поддержания пластового давления и нефтесбора».

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Екатерина Марковна, судя по представленным данным, на фоне общего снижения удельного числа порывов трубопроводов на вашем фонде периодически случаются «скачки» аварийности. Вы их пытались как-то объяснить или такая задача не ставилась?
Екатерина Звездкина: Дело в том, что у нас достаточно старый парк трубопроводов и некоторый рост удельного количества отказов связан с превышением максимального срока безаварийной эксплуатации труб.
Вопрос: С какой периодичностью вы проводите закачку ингибиторов в трубопроводы второй и третьей групп?
Е.З.: Защита осуществляется путем периодической закачки ингибитора коррозии СНПХ 6302Б в количестве 0,4 т единовременно два раза в неделю и периодической подачей КРЦ-3Г в течение 2 суток ежемесячно с дозировкой 200 мг/м3.
Вопрос: Вы выделили три основные группы по агрессивности перекачиваемой жидкости. Удельная аварийность по ним сильно различается?
Е.З.: Да, различия большие. По первой группе количество удельных повреждений составляет 0,275 шт·км/год, по второй — 0,03 шт·км/год, по третьей — 0,012 шт·км/год.
Вопрос: Вы сказали, что эффективность по подавлению СВБ — 98%...
Е.З.: Эффективность используемых препаратов для подавления СВБ находится на уровне 96,8%.
Вопрос: Это что за методика тестирования, которая позволяет именно в численном виде получать такие значения?
Е.З.: Эта методика взята из старого, разработанного ВНИИСПТнефтью в 1983 г., РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов».
Вопрос: А можете подробнее рассказать? Если я себе правильно посев представляю, там обычно замеряется, на каких дозировках достигается отсутствие прорастания колоний СВБ.
Е.З.: Да. Но есть особенности, связанные с анализом использованных питательных сред после инкубации. Методика предусматривает определение в них концентрации сероводорода. По отношению разности полученных значений концентрации в «контрольных» склянках (засеянных культурой СВБ без добавления бактерицида) и «рабочих» (та же культура, но с бактерицидом) рассчитывается степень подавления СВБ. При применении этого метода мы не используем предлагаемые некоторыми компаниями тест-системы, предназначенные для обнаружения СВБ, а в соответствии с методикой готовим среду сами и разливаем ее в пенициллиновые флаконы.
На основании рекомендаций производителей бактерицидов выбирается три различных значения концентрации реагента, а при необходимости делаются дополнительные исследования до определения минимальной эффективной дозировки.
Вопрос: Тогда что такое 96,8% в данном случае?
Е.З.: Это расчетное значение степени подавления СВБ, означающее, что при определенной концентрации бактерицида 96,8% СВБ, содержащихся в пробе воды, прекращают свою жизнедеятельность.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Комплексные подходы к обеспечению безопасности промысловых трубопроводов ОАО АНК «Башнефть»
Результаты опытно-промышленных испытаний ингибитора коррозии-бактерицида СНПХ-6418А В ОАО «Белкамнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №06/2020

Инженерная практика

Выпуск №06/2020

Механизированная добыча. Ремонт скважин. Промысловые трубопроводы
Эксплуатация осложненного фонда скважин, сервис УЭЦН в Восточной СибириБорьба с отложением галитов, кальцитов и гипса на месторождениях Восточной СибириМетодика расчета эффективности ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования от коррозииОборудование для эксплуатации скважин малого диаметра и боковых стволовОпыт применения биополимерных композиций для контроля поглощения жидкости глушения при ТКРСПрименение инструментов предиктивной аналитики и непрерывного мониторинга эффективности методов защиты трубопроводов
Ближайшее совещание
Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
Осложненный фонд – 2021
Ежегодная производственно-техническая отраслевая конференция

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН ‘2021

23-25 ноября 2021, г. Сургут
Тематика: анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений (лучшие практики) в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения и интеллектуализация процессов.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защита от коррозии 2021
Семинар-практикум

Защита от коррозии 2021. Эффективные методы защиты от электрохимической коррозии нефтегазопромысловых объектов

16-18 ноября 2021 г., г. Энгельс
ЦЕЛЬ СЕМИНАРА – ознакомление с причинами и механизмами возникновения коррозии металлов, классификации процессов коррозии, почвенной коррозией как одним из видов электрохимической коррозии, основными принципами и способами защиты от электрохимической коррозии, а также формирования профессиональных знаний в области применения современного инновационного оборудования ЭХЗ и коррозионного мониторинга. Практическая часть курса проводится на производственной площадке и учебно-испытательном полигоне ООО «НПО «Нефтегазкомплекс – ЭХЗ», оснащенными самым современным автоматизированным производственно-технологическим и испытательным оборудованием. При прохождение практической части на учебно- испытательном полигоне занятия проводятся как на действующем серийном оборудовании ЭХЗ и коррозионного мониторинга, так и с применением интерактивных методов обучения на уникальных Стендах имитации систем ЭХЗ и цифровой 3D-модели объекта.