ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ СОСТАВА ДОБЫВАЕМЫХ СРЕД И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ УСЛОВИЙ НА КОРРОЗИЮ ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В. В. Полников, А. Р. Хафизов, В. В. Чеботарёв, А. А. Мугатабарова

Аннотация


Введение Основным интенсификатором коррозии на объектах изучаемого нефтегазоконденсатного месторождения является углекислотная коррозия (УКК). Цели и задачи На основе данных по обследованиям скважин проанализировать факторы, влияющие на коррозионную агрессивность сред: парциальное давление СО2, температура, пластовые давления, рН, минерализация, состав воды. После составления ионного баланса и перерасчета на используемые при изготовлении модельных растворов солей составить три модельные воды, соответствующие индивидуальным и смешанным пластам для проведения дальнейших испытаний. Результаты Основную опасность в присутствии СО2 представляет не общая, а локальная коррозия, возникающая в потоке жидкости в условиях, когда пленки FeCO3, хотя и образуются, но при невысоких температурах, характерных для изучаемого месторождения, они еще недостаточно стабильны. Появление трещины в пленке FeCO3 инициирует ее скалывание, в этом месте начинается УКК, снова создающая карбонатную пленку, которая при достижении определенной толщины трескается и скалывается. Образуются язвенные поражения внутри другой коррозионной язвы. Такие локальные коррозионные повреждения развиваются, приводя к глубоким (или сквозным) питтингам, к занимающим большую площадь поражениям при объединении отдельных локальных коррозионных дефектов на внутренней поверхности элементов обвязки скважин. Расчеты глубины коррозионных повреждений на фланце с устья обвязки скважин после удаления продуктов коррозии свидетельствуют, что глубина коррозионных повреждений составляет от 1,0 до 2,5 мм. Как показали обследования, повреждения, связанные с УКК, наблюдаются не только в обвязке скважин, но и в насосно-компрессорных трубах скважин. Эксплуатационные испытания различных марок стали в средах скважин, отличающейся высоким содержанием СО2 (до 1,7 %), показали, что большинство из них не стойки к УКК, за исключением легированной стали 12Х18Н10Т. Скорость общей (равномерной) коррозии достигает нескольких миллиметров в год, в том числе и для используемой для большинства элементов обвязки скважин низколегированной стали 09Г2С.

Ключевые слова


коррозия;агрессивность сред;диоксид углерода;карбонат железа;газопромысловое оборудование;эксплуатационные испытания;механизм коррозии;corrosion;media aggressiveness;carbon dioxide;iron carbonate;gas field equipment;operational tests;corrosion mechanism;

Полный текст:

PDF

Литература


СТО Газпром 9.3-011-2011. Защита от коррозии. Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Основные требования. М.: Газпром ЭКСПО, 2011. 34 с.

Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. 188 с.

Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. Л.: Химия, 1966. 312 с.

ГОСТ 9.502-82. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний. М.: Госстандарт, 1983. 25 с.

Yang D., Rosas O., Castaneda H. FeCO3 Layer Evolution for API 5L X52 Steel in Carbon Dioxide-Saturated NaCl Brine in the Presence of 1-Decyl-3-Methylimidazolium Chloride // Corrosion Science. 2014. Vol. 87. No. 10. P. 40-50. DOI: 10.1016/j.corsci.2014.05.021.

Ерехинский Б.А., Чернухин В.И., Попов К.А., Ширяева А.Г., Рекин С.А., Четвериков С.Г. Трубы нефтяного сортамента, стойкие против углекислотной коррозии // Территория «Нефтегаз». 2016. № 6. С. 72-76.




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-1-81-94

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.


(c) В. В. Полников, А. Р. Хафизов, В. В. Чеботарёв, А. А. Мугатабарова

Лицензия Creative Commons
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.