2.1.2. Коррозионный мониторинг

Нефтепромысловое оборудование (НПО) на поздней стадии разработки нефтяных месторождений подвергается внутренней коррозии на всем протяжении от добывающей до нагнетательной скважины из-за высокой агрессивности добываемых и рабочих сред, а также канализационных стоков.

Коррозионная активность нефтепромысловых сред определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами отделяемой от добываемой продукции водной фазы. Коррозионную агрессивность среде придают в основном растворенные кислород, сероводород, углекислый газ. Значительная часть коррозионных повреждений нефтепромыслового оборудования и коммуникаций обусловлена жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые могут существовать как в планктонной, так и в адгезированной форме.

Для разработки эффективных организационных, технологических и специальных мероприятий по борьбе с внутренней коррозией, оценки скорости коррозии нефтепромысловых объектов и коммуникаций, определения эффективности применяемых методов защиты от коррозии необходимо проведение коррозионного мониторинга.

Коррозионный мониторинг нефтепромыслового оборудования и коммуникаций включает в себя:

• количественное определение агрессивных компонентов и факторов в пластовых, сточных и канализационных водах: кислорода, сероводорода, углекислого газа, СВБ, рН, минерализации;

• определение скорости коррозии на узлах коррозионного контроля.

Рис. 2.4. Образцы свидетели

Наиболее распространенным методом контроля скорости кор-розии является гравиметрический, когда скорость коррозии определяется по потере массы образцов-свидетелей (рис. 2.4.), выполненных из того же металла, из которого изготов-лено оборудование и трубопро-воды. Метод может исполь-зоваться в любых водных, безводных и смешанных средах.

Ввод гравиметрических, электрохимических или резистрометрических зондов осуществляется через стационарные лубрикаторы. Лубрикаторы могут быть установлены на трубопроводы без остановки технологического процесса с помощью приспособления для сверления трубопровода (рис. 2.5.).

Рис. 2.5. Схема установки узла коррозионного контроля под давлением с помощью приспособления для сверления:

1-трубопровод; 2-монтажный патрубок; 3-фреза; 4-шаровый кран; 5-лубрикаторная камера приспособления для сверления; 6-хомут; 7-пресс; 8-нажимной стакан; 9-рукоятка вала; 10-ручки нажимного стакана; 11-вал; 12-образцы-свидетели; 13-кассета; 14-лубрикаторная камера; 15-сальник; 16-шток зонда; А - приварка монтажного патрубка; Б - сверление трубопровода под давлением; В – приспособление для сверления снято, шаровый кран закрыт; Г - узел контроля коррозии с зондом и образцами-свидетелями

2.1.3. Защита нефтепроводов методом пробковых обработок ингибиторами коррозии

Ингибиторы коррозии, являющиеся органическими соединениями, при подаче по традиционной технологии непрерывного дозирования в водонефтяную смесь, перекачиваемую по нефтепроводу, постепенно переходят в нефтяную фазу. При этом концентрация ингибитора в водной фазе снижается ниже защитной. Кроме того, формирование защитной ингибиторной пленки на внутренней поверхности нефтепровода, имеющей твердые отложения, при этой технологии затруднено из-за низкой концентрации ингибитора (в основном 20…40 мл/м³).

Технология защиты напорных нефтепроводов, перекачивающих обводненную нефть, методом пробковой обработки ингибиторами коррозии лишена недостатков и предназначена для увеличения эффективности защиты и снижения расхода ингибиторов.

Защита промысловых напорных нефтепроводов, транспортирующих обводненную нефть, проводится путем обработок водной ингибированной пробкой. Защита межпарковых нефтепроводов, транспортирующих нефть после предварительного сброса воды, также проводится путем обработок нефтяной ингибированной пробкой (рис. 2.6.).

Обязательным условием осуществления этой технологии является наличие в точке подачи ингибитора коррозии (на ДНС, ГЗНУ, ТП) буферной накопительной емкости.

При реализации технологии на внутренней поверхности нефтепровода создается защитная адсорбционная пленка путем периодических прокачек однофазных (водных или нефтяных) ингибированных пробок по всей длине защищаемого нефтепровода. Ввиду того, что ингибитор подается в однофазную жидкость – пластовую воду или нефть, исключается возможность его фазового перераспределения.

В технологии обработок напорных нефтепроводов водной ингибированной пробкой используется особенность периодической откачки продукции из существующих на ДНС (ГЗНУ) накопительных емкостей. За время цикла накопления происходит отстой пластовой воды. В начале цикла откачки в нефтепровод подается относительно чистая вода, которая служит в качестве носителя ингибитора коррозии. Ингибитор коррозии подается в водную пробку насосом-дозатором, по истечении заданного времени оператор отключает насос.

Рис. 2.6. Схема установки для защиты от коррозии напорных нефтепроводов методом пробковых обработок:

1 – буферная накопительная емкость; 2 - задвижка; 3 - емкость хранения ингибитора коррозии; 4 - мерная емкость; 5 - насос-дозатор; 6 - ингибиторопровод; 7 - вентиль; 8 - нефтепровод; 9 - откачивающий насос.