CC BY
6УДК 553.98
Гурбанов П.Ф.
магистр кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовым месторождений, Тюменский индустриальный университет (г. Тюмень, Россия)
Морозов К. А.
магистр кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовым месторождений, Тюменский индустриальный университет (г. Тюмень, Россия)
Краснов М.В.
магистр кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовым месторождений, Тюменский индустриальный университет (г. Тюмень, Россия)
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ КОРРОЗИИ НА УРЕНГОЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Аннотация: в работе проведен коррозионный мониторинг внутрипромысловых трубопроводов газового промысла из приведенных методов измерения и контроля различных показателей коррозионного мониторинга. Построены зависимости проб из лаборатории. При помощи оценки проб была проведена оценка коррозии в трубопроводах.
Ключевые слова: коррозия, ингибиторная защита, добыча.
ООО «Газпром добыча Уренгой» разрабатывает крупнейшее в России Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (Большой Уренгой). По запасам углеводородов Уренгойское месторождение отнесено к разряду супер гигантских. Здесь есть все виды углеводородного сырья: газ, нефть, газовый конденсат, которые залегают на глубинах от тысячи до четырех с половиной тысяч метров. За годы работы здесь создана мощная промышленная инфраструктура, обеспечивающая надежную работу нефтяных и газовых промыслов.
Основным показателем агрессивности сред и устойчивости материалов к коррозии является скорость коррозии. В связи с чем величина скорости коррозии является одним из основных критериев при анализе коррозионной агрессивности и выборе методов коррозионного мониторинга и противокоррозионных мероприятий. Для определения степени коррозионной агрессивности добываемых сред сформирован Календарный график монтажа/демонтажа узлов контроля коррозии, согласно которому проводится измерение скорости коррозии в контрольных точках трубопровода обвязки скважин (рисунок 1). Полученная фоновая скорость коррозии позволяет проводить оценку коррозионной агрессивности добываемой среды, а также оперативно планировать противокоррозионные мероприятия.
Основным показателем агрессивности сред и устойчивости материалов к коррозии является скорость коррозии. В связи с чем величина скорости коррозии является одним из основных критериев при анализе коррозионной агрессивности и выборе методов коррозионного мониторинга и противокоррозионных мероприятий. Для определения степени коррозионной агрессивности добываемых сред сформирован Календарный график монтажа/демонтажа узлов контроля коррозии, согласно которому проводится измерение скорости коррозии в контрольных точках трубопровода обвязки скважин. Полученная фоновая скорость коррозии позволяет проводить оценку коррозионной агрессивности добываемой среды, а также оперативно планировать противокоррозионные мероприятия.
■к £
кцеяю но фаягл^
XI К
-
А
'8
/Мним на
я цепа
-р-с*]---С*} 43
I ( , ) «я
О □
Л мссю установки фаиимсфичсской кассе! 14 ((|>м1мш для гермокармана)
Н мссю установки мсжфланнсвого утла контроля корролни ( первое по потоку фланцевое соединение фубопровода обвмтки скважины и <а движки 4)
Рис. 1. Контрольные точки для замера скорости коррозии в трубопроводах обвязки скважин Песцовой площади ГП-16
0.35 ---аопугттк* иютгявг сжорост коррошя • скорости коррош. имуммие ия гкмжшмх 111-16 «Домам* •
■ ОПЦЮС1И коррош. полученные ни екмжишп с К^ЯШГКХЫШП МОПСЫ»МП 1 1 5 од 5 \ и 0.15
1б««4|>.,»ттоа * 1419) |0.24*юа гаа> ■ м.<С1)111ппя ■ . ... -{9т1Ящ л»» ю илштц • ¿л< ;<"• УНЫ чм • ¡аи-СН'^.тФ ;.+и:л >Ш>1
• ¡Ш^ЖиМИ " КЭД'ООКшнч). . • .«тоом^М - Т ■ ГыГмда«.. ■ ■ МП) 11ЛЛ1Л1Ш1М1 • "»Ч .•пис.амимм» » * % «, " |» « 1(26} ОМ!ШПИ ■ ; ь • • . «1 0 * * л л л л л л ,о .в л л л л л л л л л л Л' Л' ф «в^ ."У л«?' л1" .<й' „у ^ Л' ф Л' УУ^У^ ^'/У'УУУУУ^У
Рис. 2. Полученные значения скорости коррозии за весь период наблюдений (красным выделены скважины, на которых зафиксирована скорость коррозии более 0,1 мм/год и до этого не проводился осмотр внутренних поверхностей)
Расчет скорости коррозии по утонению стенок:
Расчетные значения скорости коррозии стенки трубопроводов обвязки скважин имеют показатели от 0,354 до 0,439 мм/год. Расчетное значение скорости коррозии стенки трубопровода ГСК №1626 составляет 1,018 мм/год.
Данные скорости коррозии значительно превышают предельно допустимое значение 0,1 мм/год, установленное п. 5.4 СТО Газпром 9.3-011-20114 - согласно данному пункту в случае превышения скорости коррозии свыше 0,1 мм/год необходимо обеспечить применение ингибиторной защиты, оценка эффективности использования которой должна производиться по данным коррозионного мониторинга (рисунок 2).
Для всестороннего анализа причин коррозионного износа производится лабораторный анализ проб сырого газа с целью определения компонентного состава. Данные исследования проводятся согласно методике ГОСТ 31371.72008 (метод А) с применением газового хроматографа. На графиках, приведенных далее, красным крестиком выделены скважины, на которых были выявлены признаки повышенного коррозионного износа.
Сводные данные за весь период наблюдений:
На графиках (рисунок 3, 4) представлены данные по содержанию СО: и О2 в пробах сырого газа за 2021 год.
0 050 с скважины без крит. утонениП
0.045 £ 0,040 | 0.035 Я 0.030
и 0.025 у
I 0-020
та £
с. 0,015 о
| 0.010
0,005 0.000
Т ЛР' ¿У ¿Г ¿У' ¿у
Л«1' ^ ^ ^ ^ -«У «У .Ч4
V' V о11' V' "'Р' "г ГР1' г?' V' V' V'
скважины с иинару/кснными криг. ушненнями о X
о о
8 I I о о х о о : 8 , е з
| 8 8 О О со >**4 г а о ° о в х
о о Л О О о 3
О о 8 о о
о сР 0 о 8
о 1-с»-1 .-ч о
,<?> ^ л* ^
ч* л.-* ч.' л* о." а
Рис. 3. Результаты лабораторного анализа проб сырого газа (СО2) со скважин за 2021 год
1.000
0.100
3 г
О
о скважины без крит. утонений
§ П.
0.010
0.001
0,000
ч > . .<
ч^ ч^
скважины с обнаруженными крит. утонениями ■
О ° о о о ° о° 0
о а о 8 о 8 8 8 О К X о о а -т-г—*-X о ° 8 о о ЖХ X о о о о ?„ X О ° ° оо о X о о
е о О X о О О 9СЗВ о ■ ф |х» А О ® 0 оо б о в о е8 8 о о о о о о -3*—в-1- о о г—в-в— 9 ° 8 о к -■-1
' ^ „с
сО' ^ ^ V' ^
^
4е5 ЛЧ-
■V . О
Рис. 4. Результаты лабораторного анализа проб сырого газа (СО2) со скважин за 2021 год
На графиках (рисунок 5, 9) представлены данные по содержанию СО: и Оз в пробах сырого газа со скважин ГП-16 за весь период наблюдений.
2
н
о
о =
0,050 0,045 0,040 0,035 0,030 0,025 0,020 0,015 0,010 0,005 0,000
скважины без крит. утонений * скважины с обнаруженными крит. утонениями Линейная (скважины без крит. утонений)
х
о0
о
"те'
° 0>1 о
о & 0.5
(О
е
-(Яо—,
/
> Л* <у>
г*
чЯ.'
чЧ'
14Ч
V" ^ л?
л ч?
„й"' ^ ^ > Ч1' ч' О" "О"' ч
л°>
л
ч^'
Ч'-
Рис. 5. Результаты лабораторного анализа проб сырого газа (СО2) со скважин за весь период наблюдений
Среднее содержание СО2 в пробах газа со скважин с обнаруженным критическими утонениями составляет 0,026 % мол., с остальных скважин -0,021% мол.
1,000
0.100
скважины без Крит, утонений * скважниы с обнаруженными крнт. утонениям»
с 2
сч
О
а 0.010
0.001
о С>
0.000
# # ^ ¿V ^ ^ йч°1 ^ <г>
"Г ТГ Л> -О3 «у -У "й5 -у 1У "\У 1>> -|У "У ->У -у ^у
ф' <3*'
о'' Ф «Л4
Рис. 6. Результаты лабораторного анализа проб сырого газа (СЬ) со скважин за весь период наблюдений
Анализ проб газа на наличие сероводородсодержащих компонентов:
В целях исключения возможности протекания в трубопроводах обвязки скважин ГП-16 коррозии в присутствии сероводорода был проведен лабораторный анализ проб сырого газа со скважин №№16134, 16241 (скважины с повышенным коррозионным износом) на соединения, содержание серу, а именно:
сероводород;
меркаптановая сера; - сера общая.
По результатам анализов фактические значения проверяемых показателей находятся в диапазоне менее 0,001 г/мЗ, что значительно ниже норм по СТО Газпром 089-2010.
Проанализировав коррозионный мониторинг внутрипромысловых трубопроводов газового промысла №16, можно сделать вывод, что каждый из приведенных методов измерения и контроля различных показателей коррозионного мониторинга не является самодостаточным и универсальным для контроля коррозии. Принцип суперпозиции позволяет расширить границы каждого из методов коррозионного мониторинга. Совокупность всех применяемых методов позволяет обеспечивать безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов, подверженных воздействию коррозии.
Результаты проведенного контроля:
на фланцах трубопроводов обвязки скважин №№ 16084 (25.10.2021) при монтаже МУКК выявлены следы интенсивного коррозионного воздействия среды;
на скважинах №№ 16103 (0,334 мм/год), 16173 (0,107 мм/год), 16253 (0,107 мм/год), 16352 (0,112 мм/год), 16432 (0,1 мм/год) были получены скорости коррозии выше допустимого значения 0,1 мм/год, установленного п. 5.4 СТО Газпром 9.3-011-20117. Согласно данному пункту СТО на скважинах с полученной скоростью коррозии более 0,1 мм/год необходима организация ингибиторной защиты;
среднее содержание СО2 в пробах газа со скважин с обнаруженным критическими утонениями (№№ 16111,16134,16263,16362,16183,16113, 16193, 16241, 16282, 16283, 16303, 16333, 16304, 16364) составляет 0,026 % мол., с остальных скважин - 0,021% мол;
по результатам анализа полученных данных по коррозионному мониторингу явных факторов, способствующих интенсивному коррозионному износу трубопроводов обвязки скважин, не выявлено.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Авторский надзор за реализацией проектных решений технологического проекта разработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (Уренгойское и Северо-Уренгойское НГКМ) в 2020 году. - ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2020.
2. Проект доразработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя. - ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2006.
Gurbanov P.F.
Tyumen Industrial University (Tyumen, Russia)
Morozov K.A.
Tyumen Industrial University (Tyumen, Russia)
Krasnov M.V.
Tyumen Industrial University (Tyumen, Russia)
ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF CORROSION MONITORING AND CORROSION PREVENTION AT THE URENGOYSKOYE FIELD
Abstract: the work carried out corrosion monitoring of in-field pipelines of the gas field from the above methods of measurement and control of various indicators of corrosion monitoring. Dependencies of samples from the laboratory are constructed. Corrosion in pipelines was assessed using the evaluation of samples.
Keywords: corrosion, inhibitory protection, mining.
