УДК 622.692.4.076:620.193/.197
© М.Д.Гетманский, Л.Г.Захаров, О.С.Нам, 1998
М.Д.Гетманский, Л.Г.Захаров, О.С.Нам (ОАО «Варьеганнефть»)
Применение ингибитора коррозии К-143 Petrolite на Варьеганском месторождении
M.D.Getmanskiy, L.G.Zaharov, O.S.Nam (OAO «Varieganneft»)
Г
Application of K-143 Petrolite corrosion inhibitor at Varieganskoye oil field
Field tests of a number of domestic and foreign made corrosion inhibitors have been conducted. Method of linear polarization has been utilized, enabling to produce values of corrosion speed during very short time period, which, in its turn, enabled to quickly evaluate efficiency of each corrosion inhibitor, undergoing the tests. It is stated, that Petrolite K-143 corrosion inhibitor is the most effective.
ефтегазосборная сеть
Варьеганского месторождения представляет собой сложную систему взаимно пересекающихся трубопроводов различных диаметров (114-530 мм). Рабочее давление в нефтегазопроводах составляет 0,8-1,1 МПа, рабочая температура изменяется от 60°С на устьях скважин до 20°С в трубопроводах на подходах к ДНС. Толщина стенок трубопроводов составляет 6-20 мм. Средняя скорость общей внутренней коррозии нефтепроводов до применения средств антикоррозионной защиты равнялась 0,125-0,380 мм/год, максимальная -2,5 мм/год. Средний интервал времени от момента ввода трубопровода в эксплуатацию до первого порыва (без антикоррозионной защиты) составлял 3-4 года. Известны случаи более быстрого выхода из строя отдельных участков нефтегазосбор-ной сети. Внутренняя коррозия нефтегазопроводов Варьеганского месторождения проявляется в виде глубоких канавок и язв с острыми краями.
С целью выявления причин столь высо-
i 70' % 60 | 50 I 40
| 20 I 10 9 о 19
91 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Год проведения капитального ремонта
кой скорости коррозии в ОАО «Варьеганнефть» приглашались специалисты отечественных отраслевых научно-исследовательских институтов (СевКав-НИПИнефти, БашНИПИнефти) и иностранных компаний (Intercor Engineering, Inc., Petrolite). В результате проведенных исследований установлено, что высокая коррозионная агрессивность пластовых вод Варьеганского месторождения обусловлена наличием в них углекислого газа в количестве до 25 мг/л.
В ноябре 1994 г. на месторождении были испытаны отечественные и импортные ингибиторы коррозии. Исследовались как нефтерастворимые диспергируемые в
воде реагенты, так и водорастворимые реагенты. Испытания проводились с помощью специальной стендовой установки, смонтированной на выходе насоса КНС и представляющей собой три последовательно соединенные емкости (ячейки), через которые пропускали исследуемую воду. В каждой ячейке устанавливались датчики линейной поляризации. В первой ячейке определяли скорость коррозии в неингибированной среде, во вторую ячейку дозировали исследуемый ингибитор коррозии, в третьей ячейке замеряли скорость коррозии в ин-гибированной среде.
Метод линейной поляризации позволил
Год проведения капитального ремонта
1996 " S.
1997(1 кв.) 1
6/1998 65
ти-
250
,200
2
§"150
;юо
\о
° 50
1 1 Прогноз без ингибиторной защиты
г
\ Ф \пор акшческое ывов ПОСЛ ингибиров число эначала ания
1991 1992 1993 1994 1995 Год эксплуатации
1996
1997
200 180 m 160 §140 §"120 § 100 Е 80 I 60
° 40 20 0
---1997——
- Прогноз без ингибиторной—4 -
защита 1996 ^ о
1995
1994
Фактическое число порывов после начала ингибирования
1997
1996-
1995
0 10 20 30 40 50 60 70 Число новых трубопроводов (срок службы до 3-х лет), %
определить скорость коррозии в течение короткого промежутка времени, что дало возможность быстро оценить эффективность каждого ингибитора коррозии. Наилучший результат был получен при испытании ингибитора коррозии Petrolite ^143, что послужило основанием для промышленного применения его в системе нефтегазосбора ОАО «Варьеган-нефть».
Промышленное испытание ингибитора коррозии К-143 на Варьеганском месторождении начато с апреля 1995 г. На 01.09.97 г. ингибиторная защита проведена на 108 км ответственных технологических нефтегазопроводов. Реагент подается из расчета 25-30 г/м3 транспортируемой продукции с помощью 30 дозировочных установок. В течение всего периода проведения ингибиторной защиты осуществляется контроль скорости коррозии прямыми замерами с помощью методов линейной поляризации и электрического сопротивления, а также косвенно по результатам анализа проб пластовой воды на содержание ионов железа и по образцам-свидетелям, установленным на всех входах в сепарационные емкости. Кроме того, ведется строгий учет всех утечек транспортируемой продукции.
Анализ аварийности трубопроводов системы нефтегазосбора до и после внедрения ингибиторной защиты, а также сопоставление затрат по эксплуатации системы нефтегазопроводов с проведением ан-
коррозионных мероприятий и без них позволяют сделать вывод о высокой эффективности применения ингибитора коррозии К-143 на Варьеганском месторождении. Значительно сократились число нарушений герметичности нефтегазопроводов, а вместе с этим и объемы капитальных ремонтов трубопроводов. Динамика объемов капитальных ремонтов отдельных участков системы нефтегазосбо-ра представлена на рис.1. Наибольшее число ремонтов проведено в 1991 г.: заменено 37% ответственных трубопроводов. Фактический расход металла по годам представлен на рис.2. Из него видно, что в 1993 г. металлоемкость капитальных ремонтов несколько возросла, что связано с попыткой обеспечения надежности нефтегазопроводов за счет увеличения толщины стенки трубы. Всего с 1991 по 1993 г. было заменено 73,2 % всех ответственных трубопроводов. Однако уже в 1994 г. возникла необходимость замены около 40 км трубопроводов. Заметное снижение объемов капитальных ремонтов ответственных нефтегазопроводов в ОАО «Варьеган-нефть» наблюдается с 1995 г. С этого же года значительно снижается число случаев разгерметизации нефтегазопроводов (рис.3).
С введением ингибиторной защиты общее число порывов нефтегазопроводов уменьшилось по сравнению с прогнозным в 1995 г. - в 6,88 раза, в 1996 г. - в
5,57 раза, в 1997 г. (по первому полугодию) - в 5,11 раза. Защитный эффект ингибирования составил: в 1995 г. -85,5%, в 1996 г. - 82,1%, в 1997 г. -около 80,4 %. За период проведения защитных мероприятий в ОАО «Варьеган-нефть» не отмечено ни одной крупной аварии с загрязнением окружающей среды, в 1994 г. произошло шесть таких аварий. Согласно актам общее количество разлитой нефти составило 682 т. Потери добычи нефти из-за простоев добывающих скважин при ликвидации незначительных и крупных нарушений герметичности нефтегазопроводов сократились по сравнению с прогнозными в 1995 г. в 3,1 раза, в 1996 г. - в 2,1 раза, в 1997 г. (по первому полугодию) - в 2,7 раза. Наглядное представление о влиянии антикоррозионной защиты на общее снижение аварийности в системе нефтегазосбо-ра в 1995-1997 гг. дает зависимость частоты нарушений герметичности нефтегазопроводов от срока эксплуатации труб (рис.4). При меньшем числе новых труб (срок службы до 3 лет) при применении ингибитора К-143 значительно снизилось число нарушений герметичности трубопроводов.
Таким образом, промышленное применение ингибитора коррозии Petrolite ^ 143 на Варьеганском месторождении позволило надежно защитить новые трубы и более чем в 5 раз снизить скорость коррозии на старых участках трубопроводов.
66 6/1998
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.