Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Результаты опытно-промышленных испытаний ингибитора коррозии-бактерицида СНПХ-6418А В ОАО «Белкамнефть»

В 2010 году в рамках программы по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов в ОАО «Белкамнефть» проводились лабораторные исследования нескольких видов ингибиторов коррозии разных компаний-изготовителей. По итогам этих исследований для прохождения ОПИ был рекомендован ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418А. В течение месяца (с сентября по октябрь 2011 года) реагент испытывался в системах нефтесбора и ППД и в целом показал удовлетворительные результаты: защитный эффект от его применения даже при меньшей дозировке оказался выше, чем у «базовых» реагентов, использовавшихся ранее.

02.05.2012 Инженерная практика №05/2012
Васюков Сергей Иванович Старший научный сотрудник ОАО «НИИнефтепромхим»

Борьба с коррозией нефтепромысловых трубопроводов по-прежнему остается одним из самых эффективных способов снижения экономических потерь нефтяных компаний, возникающих из-за преждевременного износа труб и их замены. Так, при отсутствии внутренней коррозии наработка трубопровода на отказ составляет примерно 10–15 лет, а при ее наличии — не более 2–3 лет.

Как правило, к усиленному разрушению внутренней поверхности оборудования и трубопроводов ведет повышенное содержание в транспортируемой жидкости таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ, кислород, хлориди сульфат-ионы, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) и т.д.

Применение различных средств защиты (ингибиторов коррозии, легированных коррозионно-стойких сталей, защитных покрытий, неметаллических труб и т.д.) позволяет существенно продлить срок службы оборудования и трубопроводов. Однако даже самая эффективная система защиты никогда не бывает лишена недостатков и требует постоянного контроля. Чтобы подобрать оптимальный способ противокоррозионной защиты, необходимо располагать исчерпывающей информацией об агрессивности транспортируемой жидкости и возможном характере коррозионных поражений. Этим целям служит мониторинг коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования и трубопроводов, который не только помогает предотвратить ускоренный износ трубопроводного фонда по причине внутренней коррозии, но и позволяет регулировать коррозию на основе полученной при наблюдении информации.

В свою очередь подбор оптимального реагента для защиты от коррозии осуществляется только путем проведения лабораторных, стендовых и опытно-промышленных испытаний.

ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ-БАКТЕРИЦИДА СНПХ-6418А

В 2010 году в ОАО «Белкамнефть» проводилось лабораторное тестирование девяти ингибиторов коррозии нескольких компаний-производителей, по итогам которого для опытно-промышленных испытаний был рекомендован ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418А.

ОПИ проводились в октябре 2011 года в системе нефтесборных трубопроводов и ППД НГДУ-1 компании ОАО «Белкамнефть».

Для начала мы провели контрольные замеры при подаче базовых реагентов — «Сонкор-9601» (по системе нефтесборных трубопроводов) и «Кормастер 1045» (по системе ППД). Контроль работы обоих реагентов проводился на основе данных о потере массы образцов-свидетелей из стали марки Ст.20. Периодичность замены образцов-свидетелей составила 7–10 суток.

В качестве контрольной скорости коррозии при расчете эффективности «базовых» ингибиторов мы взяли величину 0,3 мм/год, принятую в «Белкамнефти» в качестве фоновой.

При проведении ОПИ СНПХ-6418А в системе нефтесбора фактическую фоновую скорость коррозии по различным причинам определить не удалось. Однако если исходить из принятой контрольной скорости, то в ходе ОПИ при переходе с реагента «Сонкор-9601» на ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418А защитный эффект остался прежним (88–99%). При этом дозировка испытуемого ингибитора была почти в два раза меньше (13 г/м3), чем дозировка базового ингибитора (25 г/м3) (табл. 1).

Таблица 1. Расчет эффективности ингибиторов коррозии «Сонкор-9601» и СНПХ-6418А
Таблица 1. Расчет эффективности ингибиторов коррозии «Сонкор-9601» и СНПХ-6418А
Рис. 1. Схема расположения узлов контроля скоростей коррозии в системе ППД
Рис. 1. Схема расположения узлов контроля скоростей коррозии в системе ППД

Для определения фактической фоновой скорости коррозии в системе ППД перед началом ОПИ был установлен дополнительный узел контроля коррозии (УКК-1) (рис. 1). Полученные величины потери массы образцов-свидетелей свидетельствуют о том, что реальная фоновая скорость коррозии в системе ППД существенно превышает величину, контрольное значение (0,3 мм/год).

При подаче базового реагента «Кормастер-1045» по системе ППД мы определили достаточно высокие скорости коррозии (до 0,9 мм/год) (табл. 2).  В то же время в период ОПИ фактическая фоновая скорость коррозии изменялась в пределах 0,554–6,252 мм/год (рис. 2). И если учитывать реальную фоновую скорость коррозии, то получаются несколько иные величины защитного эффекта (табл. 3).

Таблица 2. Скорости коррозии в системе ППД
Таблица 2. Скорости коррозии в системе ППД
Таблица 3. Скорости коррозии в системе ППД. Сравнительные показатели ингибиторов «Кормастер 1045» и СНПХ-6418
Таблица 3. Скорости коррозии в системе ППД. Сравнительные показатели ингибиторов «Кормастер 1045» и СНПХ-6418

В период с 22.09. по 14.10.2011 г. образцы-свидетели в контрольной точке были потеряны. Таким образом, если учитывать реальную фоновую скорость коррозии, то защитный эффект при использовании испытуемого ингибитора коррозии-бактерицида СНПХ6418А сопоставим с защитным эффектом базового реагента.

ПРИЧИНЫ ВЫСОКОЙ ФОНОВОЙ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ

Для выяснения причины высокой фоновой скорости коррозии мы периодически проводили анализ приходящей на БКНС воды на содержание кислорода. Замеры проводились с использованием трубок Chemetrics R-7501. В результате проведенных исследований ни кислород, ни СВБ в пробах воды, отобранных при посеве на среду Постгейта, обнаружены не были.

Рис. 3. Проведенные в 2011 году рамках ГТМ кислотные обработки в 2011 г., м3
Рис. 3. Проведенные в 2011 году рамках ГТМ кислотные обработки в 2011 г., м3

В то же время необходимо отметить, что ранее на объекте, где осуществлялись ОПИ, проводились различные ГТМ, включая СКО (рис. 3), которые могли оказать влияние на скорость коррозии в системах нефтесбора и ППД. Данные о таких мероприятиях были тщательным образом проанализированы, на их основании сформирована база. Анализ показал, в частности, что наибольшую опасность с точки зрения коррозии представляют применяемые растворы соляной кислоты.

Более того, вплоть до середины ноября 2011 года после проведения ГТМ свабированные жидкости с промысла привозились на УПСВ, сливались в подземную емкость и затем откачивались на выход второй ступени сепарации. Таким образом, жидкости, поступающие с промысла, дополнительной подготовке не подвергались. Именно с этим фактом можно связать резкое увеличение скорости фоновой коррозии.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В ходе ОПИ в системе нефтесбора ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418А при фактической дозировке 13 г/м3 показал защитные эффекты, сопоставимые с защитными эффектами, полученными при использовании базового реагента «Сонкор9601» с дозировкой 25 г/м3. В итоге ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418А рекомендован для применения в нефтесборных трубопроводах с дозировкой 15 г/м3.

В системе ППД при фактической дозировке 15 г/м3 СНПХ-6418А показал защитный эффект, сопоставимый с базовым реагентом «Кормастер 1045». В результате ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418А был также рекомендован для применения в системе ППД с дозировкой 15 г/м3.

В ближайшее время мы планируем продолжить контроль фоновой скорости коррозии в системе ППД. При этом мы рекомендуем установить дополнительные УКК в системе нефтесбора для определения фоновой скорости коррозии.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Анализ и пути повышения эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов в РУП «Производственное объединение «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
Коррозионная стойкость трубных сталей по результатам промысловых испытаний
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2022

Инженерная практика

Выпуск №02/2022

Защита оборудования от коррозии. Механизированная добыча. Наземное оборудование
Комплексный подход к мониторингу коррозии и эрозии, электрохимическая защита трубопроводовСнижение вязкости нефти и защита оборудования от мехпримесей на Баклановском месторожденииВнутритрубная обработка природного газа: поточная регенерация метанола, интеллектуальные блоки входных манифольдов и др.Исследование причин отказа стальных НКТ, испытания металлопластмассовых трубСовершенствование НД и сертификация персонала в области противокоррозионной защитыЭксплуатационные испытания защитных покрытий
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Арматура 2022
Производственно-техническая отраслевая конференция

Арматура ’2022. Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Импортозамещение. Новые вызовы.

24 - 26 мая 2022 г., г. Уфа
Работа Конференции направлена на обмен опытом среди экспертов и специалистов нефтегазовых компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: подтверждение производства промышленной продукции на территории РФ в соответствии с требованиями Правительства Российской Федерации; импортозамещение, входной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика; внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке, развитие производственного потенциала отрасли в РФ, проведение технических аудитов со стороны Заказчика.