Звездкина Екатерина Марковна Инженер II категории ЦЛАИ БелНИПИнефть

Журавель Наталья Геннадьевна Заведующая Центральной лабораторией аналитических исследований (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.

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

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.

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).

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».