2. Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии

Продукция нефтяных и газовых скважин представляет собой многокомпонентную смесь, состоящую из нефти, газа, воды и различных примесей. В процессе движения этой смеси по трубопроводам происходят различные физические и химические процессы (отложение парафинов, солей, абразивный износ, коррозийное разрушение поверхности), в результате которого нарушается нормальная работа трубопроводов.

Для обеспечения эффективности работы трубопроводов необходимо предотвратить возможность развития этих процессов.

Скорость коррозии металла внутренней поверхности магистральных газо-, нефте- и нефтепродуктопроводов обычно не превышает допустимых значений. Однако одной из основных причин аварий на водоводах и промысловых газонефтепроводах является внутренняя коррозия.

При наличии в транспортируемой среде воды и других коррозийно-активных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ, значительно повышается скорость коррозии стальных труб. По оценкам экспертов, срок службы стальных труб без покрытия на отдельных промыслах составляет от 6 месяцев до 5 лет. Потери при добыче и транспортировке нефти составляют 3…7 % от добываемого объема, что значительно превышает мировые показатели. Поэтому необходимость защиты внутренней поверхности труб от коррозии очевидна.

2.1. Ингибиторная защита

Одним из основных методов защиты внутренней поверхности нефтегазопромысловых трубопроводов является использование ингибиторов коррозии (рис. 2.1). Ингибиторами корроз ии называют химические соединения, которые, присутствуя в коррозийной системе в достаточной концентрации, уменьшают скорость коррозии без значительного изменения концентрации любого коррозионного реагента.

П

Рис. 2.1. Ингибиторы коррозии

рименение ингибиторов – это дорогостоящая защита трубопроводов от коррозии, которая требует строгого соблюдения технологического режима.

Применяются следующие технологии ингибиторной защиты:

1. Непрерывное дозирование ингибиторов коррозии в сочетании с ударными обработками.

2. Защита нефтепроводов методом пробковых обработок ингибиторами коррозии.

3. Защита системы ППД путем периодической подачи ингибиторов коррозии.

4. Обработка добывающих скважин ингибиторами и бактерицидами.

5. Защита нагнетательных скважин раствором АКЖ.

6. Защита кровель РВС.

2.1.1. Непрерывное дозирование ингибиторов коррозии в сочетании с ударными обработками

Одним из методов защиты от внутренней коррозии трубопроводов является применение ингибиторов (ингибиторная защита).

П

Рис. 2.2. Носос-дозатор

ри ингибиторной защите трубопроводов по техно-логии непрерывного дозирования не должно быть пере-рывов более 1-х суток в подаче ингибитора коррозии. При возобновлении его подачи после длительных прос-тоев дозирующих установок (более суток) рекомендуется кратковременное повышение дозы ингибитора для более быстрого формирования защитной пленки. Дозировка ингибитора при ударной закачке должна превышать в 3-4 раза рабочую. Время ударного дозирования должно составлять 24 часа.

Ингибитор коррозии вводится насосом-дозатором (рис. 2.2.) в нефтепровод по нижней образующей через узел (рис. 2.3). Для предотвращения забивания отверстия полого штока для ввода ингибитора твердыми осадками, нижний его конец должен находиться на расстоянии 1…2 см от нижней образующей трубопровода и иметь срез под углом 45⁰.

Рис. 2.3. Схема рекомендуемого узла ввода ингибитора коррозии в нефтепровод:

1 – нефтепровод; 2 – крышка; 3 – шток для ввода ингибитора; 4 - сальник