CC BY
26медведев А.д., щучкина Н.В., Борисова Н.ф.
характеристика агрессивности
СРЕД - основание ДЛЯ РАЗРАБОТКИ классификатора СРЕД НА
ПРИМЕРЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В НГДУ «ОктЯБрЬСкНЕФтЬ» И НГДУ «кЕНкИЯкНЕФтЬ»
Проведено исследование агрессивности сред, согласно ГОСТ 13877-96 среды НГДУ «Октябрьскнефть» и НГДУ «Кенкияк» классифицированы соответственно как высококоррозионные, в отдельных случаях среднекоррозионные.
Для условий НГДУ «Октябрьскнефть» и НГДУ «Кенкиякнефть» подходят трубы, изготовленные по техническим условиям, легированные ванадием, хромом, цезием, отличающиеся повышенной стойкостью, не склонные к СКРН и наводо-роживанию.
С целью защиты от коррозии трубопроводов НГДУ «Октябрьскнефть», транспортирующих высокоагрессивные сероводородсодержащие среды были исследованы следующие покрытия: грунт ТК 8007+ПЭП-585, БЭП-трубная, Полак ЭП-21МТ, ПЭП-585, ТК-2, грунт ТК-8007+ТК-236, грунт 500N+эпокcидный порошок ХС-6171, грунт 345+ХС-6171. Все покрытия, за исключением БЭП-трубной, выдержали испытания.
Для защиты трубопроводов месторождений НГДУ «Кенкиякнефть» были исследованы следующие марки покрытий: Amercoat-908, Amerlock 400 c/cFD, Amerlock 400 GFA, Amercoat 385, Amercoat 2209, BAR-RUST233H, BAR-RUST235, PrePrime 167, PSX 700, Tiderguard 71-A, Amercoat 56E, Amercoat 71(TC), Amercoat 78MB, Teknoplast Prima-7, UR-Coating 32-53RH, UT-Coating 32-10 MT. Все покрытия выдержали испытания. Общегосударственные исследования, проведенные в ряде стран, показали, что связанные с коррозией прямые затраты про-
мышленности составляют, как правило, от 3 до 4 % валового национального продукта, и что до 40 % этих затрат можно избежать при использовании уже существующих технологий борьбы с коррозией. Проблема повышения долговечности оборудования является чрезвычайно актуальной для нефтяной промышленности. Это вызвано тем, что большинство деталей нефтяного оборудования работает в чрезвычайно жестких условиях, подвергаясь значительным нагрузкам, коррозии и интенсивному изнашиванию. Основными причинами, вызывающими разрушение нефтепромыслового оборудования является воздействие весьма агрессивных сред и напряжений. Агрессивные среды продукции скважин, как правило, содержат углекислый газ, сероводород, кислород, органические кислоты и различные растворенные соли, основную часть которых составляют хлориды.
Нефтяная промышленность Республики Казахстан бурно развивается. Рост добычи нефти в Республике Казахстан в значительной степени связан с добычей аномальных нефтей, то есть нефтей с большим содержанием сероводорода, парафина в районах со сложными природными условиями.
Месторождения Казахстана, в частности
Актюбинской области, в основном находятся в надсолевых и подсолевых отложениях.
Нефтяное месторождение Кенкияк, расположенное на территории Актю-бинской области, содержит в среднеюрских отложениях высоковязкую нефть (150-700 мПа с). Нефтеконденсатное месторождение Жа-нажол открыто в 1978 году. Добываемая при разработке месторождения нефтегазоводяная смесь содержит нефть, нефтяной газ и пластовую воду.
В процессе добычи нефти подземное и наземное оборудование нефтяных скважин соприкасается со сложной по составу газожидкостной смесью.
Характер и степень воздействия добываемой из пласта смеси на оборудование скважин, и нефтепромысловое оборудование зависит от способа разработки и эксплуатации месторождений, применяемой техники и технологии, режима работы и агрессивности смеси, которая определяется физико-химическими свойствами трех ее составляющих: нефти, минерализованной воды и газа.
К основным факторам, определяющим коррозионную активность пластовых и сточных вод можно отнести следующие: общая минерализация воды, кислотность воды (рН), температура и скорость движе-
ния потока относительно металлической поверхности, соотноше^ ние объемов воды и нефти в добываемой продукции, содержание в воде коррозионно-активных газов - кислорода, сероводорода и диоксида углерода.
Влияние минерализации пластовых и сточных вод на скорость коррозии стали носит сложный характер.
Агрессивность сред особенно сильно возрастает при наличии в них растворенных газов 02, С02, Н^.
Кислород является определяющим в коррозионном отношении для девонских потоков.
Особенно опасным коррозионным агентом является сероводород. По степени агрессивного воздействия на коррозионный процесс и разнообразию форм проявления, сероводород наиболее сильный из всех известных стимуляторов коррозии.
Сероводород оказывает влияние на коррозию, особенно в угленосных потоках.
Особенно опасной является смесь кислород-сероводород-содержащей воды. Эти условия создаются при смешивании угленосных и девонских сточных вод.
Агрессивной является также примесь углекислого газа.
Одним из важнейших факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы нефть-вода, является соотношение воды и нефти. Интенсивная коррозия оборудования нефтяных скважин отмечается в сильно обводненных скважинах.
Из прочих факторов коррозии важную роль играют взвешенные в потоке жидкости частицы, проявление жизнедеятельности бактерий.
Абразивный износ проявляется при достаточно большом содержании взвешенных частиц. Кроме того, их эрозионное действие зависит от природы и состава частиц (песок, глина, оксиды или различные соли).
С точки зрения влияния на процесс коррозии металлического оборудования наибольшую опасность представляют сульфат-восстанавливающие бактерии (СВБ), способные развиваться в анаэробных условиях.
Попадание СВБ в нефть, сточную воду и появление в них сероводорода может нанести большой урон процессам разработки месторождения, продуктивности нефтяных скважин, вызвать сильную локальную коррозию нефтепромыслового оборудования. Между коррозионной активностью добываемой из скважин жидкости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования существует сложная зависимость.
Правильный выбор металла может полностью обеспечить требуемую коррозионную стойкость конструкции.
Широко применяются специальные трубы, обладающие высокой коррозионной стойкостью в различных средах. Это трубы из пластмассы, металлические с разными покрытиями и другие. Исследуемые воды месторождения Жанажол принадлежат к хлоркальциевому типу. Хлормагниевый тип встречается в отдельных случаях и не может влиять на характеристику вод в целом. Удельный вес воды от 1,001 до 1,067 г/см3, что соответствует
■
т
ООО «Копейский завод изоляции труб»
Россия, 456656, Челябинская обл., г. Копейск, пос. Железнодорожный, у л .Мечникова, 1 тел.(3513| 70 93-59 телефакс: (3512)62-39-16 www.kzl1.ru е-тэИ: [email protected]
Д .
ПкЗ
I.Изоляция
Имеющееся на заводе оборудование позволяет наносить следующие виды антикоррозионны к покрытий: эпоксидное, двух и трехслойное экструдированное.
Диаметр изолируемых труб с 273 по 1420 мм.
Проектная мощность 300 км усреднённого диаметра (1020мм) в год. В 2004 году получены положительные результаты испытаний заводского покрытия на соответствие Техническим требованиям ОАО А К» Транснефть.
Трубы завода с наружным защитным покрытием используются при капитальном ремонте и строительство газопроводов ОАО«Газпром
Н.Изготовление гнутых ОТВОДОВ
Создан и успешно функционирует цех по изготовпению гнутых отводов как из изолированных тан и из чёрных труб диаметром от219мм до1420ымвключительно.
Гнутые отводы соответствуют требованиям ГОСТ 24950 81 и ТУ 1468-013-00154341 -03.
^Восстановление труб бывших в эксплуатации
Введён в строй цех по восстановлению труб бывших в эксплуатации диаметром от 530 мм до 1420мм, мощность цеха 100 км в год усредненного диаметра И020мм).
Й» Г.
глштчшшяА
на правах рекламы
46 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕГОТЕГАЗ \\ \\ N° 4 \\ апреля \ 2008
№ п/п Место отбора pH р, г/см3 Содержание газов, мг/л Содержание Содержание ионов, г/л, мг экв/л, %-экв КВЧ, г/л Минера- лизация, г/л, мг*экв/л
Н2Б С02 02 Ре3+,Ре2+, мг/л нсо3- СГ бо42- Са2+ Мд2+ К++№+
1НГ-1, Север месторождения Жанажол
1 Скв. № 740; «Б» 7,65 1,022 510,0 154,0 3,1 35,2 1,220 17,315 1,439 1,363 0,584 9,700 1,72 31,62
2 Скв. № 611; «В» 7,66 1,021 493,0 242,0 3,3 56,0 1,074 14,034 1,822 1,543 0,559 7,548 1,56 26,58
3 Скв. № 3321; «ДНІ» 7,83 1,009 408,0 154,0 3,6 24,8 0,927 7,655 0,633 0,782 0,255 4,236 0,90 14,49
4 Скв. № 2399; «ГІІІ» 8,22 1,002 238,0 88,0 2,7 22,8 0,756 4,009 0,595 0,481 0,195 2,248 0,41 8,29
5 Скв. № 130; «Б» 7,02 1,05 374,0 286,0 4,4 32,0 0,915 39,370 1,242 3,651 0,948 20,488 3,94 66,61
6 Скв. № 2251; «ГІІІ» 7,61 1,022 272,0 154,0 3,1 21,2 0,671 18,960 0,566 1,683 0,608 9,736 2,32 32,24
7 Скв. № 313; «В» 7,69 1,026 442,0 220,0 2,4 38,4 1,098 24,605 1,248 0,882 0,262 15,450 3,66 43,55
8 Скв. № 3328; «ДНІ» 7,62 1,013 204,0 154,0 3,6 19,2 0,708 11,847 0,678 1,243 0,389 6,110 1,39 20,97
9 Скв. № 415; «Б» 7,52 1,051 453,0 285,0 2,9 15,8 0,732 38,120 0,599 1,583 0,122 23,237 0,61 64,39
10 Скв. № 706; «Б» 7,66 1,067 450,4 288,1 3,2 18,2 0,458 71,083 1,977 3,968 1,192 40,406 0,74 119,08
ЦДНГ-2, Юг месторождения Жанажол
11 Скв. № 182; «В» 8,22 1,013 425,0 220,0 2,0 44,0 0,964 13,123 1,470 1,202 0,243 7,737 1,33 24,74
12 Скв. № 456; «Б» 7,75 1,022 323,0 154,0 2,3 65,6 0,719 19,320 1,592 1,523 0,365 11,112 1,94 34,63
13 Скв. № 476; «Б» 7,89 1,005 255,0 176,0 2,1 38,4 0,708 8,019 1,526 0,880 0,243 4,285 0,69 15,66
14 Скв. № 2016; «Дн» 7,63 1,002 134,0 252,0 2,9 40,5 0,076 4,574 0,473 0,300 0,061 2,738 0,56 8,23
15 Скв. № 2032; «Дн» 7,30 1,031 163,2 291,0 2,5 24,2 0,293 28,970 0,790 3,307 0,729 15,300 0,50 49,39
16 Скв.№ 2029; «Дв+Дн» 7,64 1,025 156,4 283,0 2,7 35,0 0,952 11,169 1,089 2,405 0,243 4,882 1,23 19,65
17 Скв. № 2110; «Дв» 7,23 1,047 145,0 215,0 3,2 29,3 0,036 38,500 0,650 2,480 0,250 24,769 1,10 66,69
Система водозабора и ППД месторождения Жанажол
18 ВПС-2, 3 7,68 1,001 н/о 44,0 4,3 50,0 0,244 3,281 0,616 0,241 0,097 2,054 0,14 6,53
19 Скв. № 9Б 7,56 1,002 н/о 28,6 2,2 44,0 0,219 2,55 0,537 0,220 0,097 1,557 0,16 5,18
20 Скв. № 19А 7,53 1,001 н/о 28,6 4,3 35,0 0,195 2,916 0,624 0,241 0,109 1,780 0,15 5,86
21 БКНС-4, до фильтра 7,62 1,002 н/о 13,2 5,4 38,0 0,171 2,552 0,590 0,201 0,109 1,565 171,3 5,19
22 Скв. № 20 7,54 1,002 н/о 19,6 2,3 15,0 0,171 0,702 0,625 0,251 0,067 0,403 132,1 2,219
23 Скв. № ЗБ 7,03 1,001 н/о 23,4 3,2 23,0 0,171 0,835 0,623 0,251 0,085 0,455 143,0 2,42
24 Водозабор ЖГПЗ 8,08 1,017 408,0 304,6 3,1 19,5 0,899 13,47 0,587 1,343 0,328 7,192 125,0 23,82
25 Нагнетательная скв. № 2433 8,24 1,001 н/о 11,2 2,8 34,0 0,198 0,869 0,604 0,281 0,170 0,283 55,0 2,41
26 Нагнетательная скв. № 2435 8,27 1,001 н/о 17,9 2,5 46,0 0,192 0,696 0,584 0,220 0,109 0,342 49,0 2,14
27 БКНС-1 8,0 1,020 374,0 143,6 3,3 20,0 0,869 18,226 0,867 1,804 0,389 9,754 119,0 31,91
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
минерализации от 2,14 до 119,08 г/л. Водородный показатель рН колеблется в пределах от 7,016тдо 8,24. Содержание кислорода находится в интервале от 2,1 до 5,4 мг/л, диоксида углерода от 11,2 до 304,6 мг/л, сероводорода от 134 до 510 мг/л, за исключением исследуемых вод, отобранных с ВПС-2,3 (водозабор «Атжаксы»), где сероводород не обнаружен, а содержание растворенного кислорода велико.
В исследуемых водах обнаружены ионы Fe в количестве от 15,0 до 65,6 мг/л. Содержание механических примесей от 49 до 1720 мг/л.
Что касается анионного состава,то так как концентрация гидрокарбонат-ионов сравнительно высокая от 0,036 до 1,098 г/л можно сделать вывод об определенной щелочности исследованных вод.
Преобладают в исследованных водах хлорид-ионы, их концентрация колеблется от 0,696 до 71,083 г/л и которые, в свою очередь, являются сильными активаторами коррозии. Количество сульфат-ионов сравнительно незначительное от 0,537 до 1,977 г/л.
Так как концентрация ионов кальция выше концентрации ионов магния,то данные воды относятся кхлоркаль-циевому типу.
Согласно таблице № 1, 2 исследуемые воды характеризуются средними значениями первичной и вторичной солености и сравнительно высокой вторичной щелочностью.
Таким образом, исследованные воды месторождения Жанажол согласно ГОСТ 13877-96 относятся к высококоррозионной группе (тип II, пункт Б), а с учетом высокой минерализации в ряде случаев (выше 50 г/л) и больших количеств механических примесей (до 1720 мг/л), эти воды можно отнести также к особокоррозионной группе (тип III, пунктА)
Результаты анализа состава пластовых вод представленных в таблице 1, 2 показывают, что в водах НГДУ «Октябрьскнефть» есть все факторы коррозионной агрессивности, включая один из самых агрессивных газов - сероводород.
На основании имеющихся данных можно сделать вывод, что воды НГДУ «Октябрьскнефть» являются сероводородсодержащими и высокоминерализованными.
В результате проведенных исследований по НГДУ «Кенки-якнефть» выявлено, что плотность исследуемых вод находится в пределах от 1,001 до 1,125 г/см3, водородный показатель pH колеблется в пределах 6,36 - 9,12. Содержание кислорода находится в интервале от 1,4 до 5,2 мг/л, содержание диоксида углерода от 11,2 до 291,2 мг/л. Количество сероводорода незначительно - от полного отсутствия до 40,8 мг/л. Незначительное содержание сероводорода, скорее всего, говорит о его биогенном проис-
Заводская изоляция стальных труб, фасонных деталей и запорной арматуры нефтегазового, коммунального и специального назначения
ПРЕДПРИЯТИЕ
Трубная нка анав
Металлургическая | |wsJl3U Компания
it
пппст
ООО «Предприятие «Трубопласт»
с 1994 года Ваш надежный партнер на рынке изоляционных покрытий
620026, г. Екатеринбург, ул. Розы Люксембург, д. 51 Тел./факс: (343) 310-33-11, 229-35-11 E-mail: [email protected]
www.truboplast.ru Виды продукции:
• наружная и внутренняя изоляция стальных труб наружным диаметром от 57 до 720 мм
• наружная и внутренняя изоляция фасонных деталей и запорной арматуры наружным диаметром от 57 до 530 мм
• поставка комплектов для ремонта повреждений покрытий и наружной изоляции стыка в трассовых условиях
наружные трехслоиные полипропиленовые покрытия по NFA 49 711, DIN 30678, ГОСТ Р51164-98
опорные кольца заводского изготовления в монолите с базовой полиэтиленовой изоляцией для прокладки трубопроводов в защитном кожухе - футляре, патент РФ № 37795
Предприятие имеет свои подъездные пути и отправляет продукцию железной дорогой и автотранспортом. Продукция и ТУ предприятия сертифицированы в ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром», ООО «Уралтрансгаз».
на правах рекламы
Таблица 2. Характерные коэффициенты и значения параметров Пальмера для исследуемых вод НГДу «Октябрьскнефть»
№ п/п Место отбора Характерные коэффициенты Параметры Пальмера
СГ-(Ма++К+) Мд2+ Са2+ Ма++К+ яп2- яп 4 1ПП Б1 Б2 А2
Мд2+ СІ- СІ-
ЦДНГ-1, Север месторождения Жанажол
1 Скв. № 740; «Б» 1,38 1,42 0,86 6,13 78,4 17,8 3,7
2 Скв. № 611; «В» 1,47 1,68 0,83 9,56 72,7 23,4 3,9
3 Скв. № 3321; «ДІІІ» 1,51 1,86 0,85 6,09 75,4 18,4 6,2
4 Скв. № 2399; «ГІІІ» 0,96 1,55 0,86 10,92 70,9 20,1 8,9
5 Скв. № 130; «Б» 2,82 2,34 0,80 2,32 77,4 21,3 1,3
6 1; 5 2 2 № в. к С 2,23 1,68 0,79 2,20 75,9 22,0 1,96
7 Скв. № 313; «В» 1,00 2,0 0,96 3,74 91,0 6,52 2,4
8 Скв. № 3328; «ДІІІ» 2,14 1,94 0,80 4,22 73,8 22,9 3,2
9 Скв. № 415; «Б» 6,53 7,9 0,94 1,17 91,9 7,02 1,1
10 Скв. № 706; «Б» 2,54 2,03 0,88 2,05 85,6 14,08 6,37
ЦДНГ-2, Юг месторождения Жанажол
11 Скв. № 182; «В» 1,68 3,00 0,91 8,28 80,8 15,38 3,78
12 Скв. № 456; «Б» 2,04 2,54 0,98 6,08 82,0 15,9 1,98
13 Скв. № 476; «Б» 1,99 2,20 0,83 5,55 74,4 20,9 4,94
14 Скв. № 2016; «Дн» 1,96 3,01 0,92 7,63 85,0 13,98 0,88
15 Скв. № 2032; «Дн» 5,13 6,0 0,67 7,18 60,2 35,6 4,22
16 Скв.№ 2029; «Дв+Дн» 2,53 2,75 0,82 8,42 74,7 14,76 0,54
17 Скв. № 2110; «Дв» 0,42 6,0 0,99 12,4 88,2 11,8 0,048
ЦДНГ-1, Север месторождения Жанажол
18 ВПС-2, 3 0,40 1,51 0,97 13,02 81,7 14,7 3,7
19 Скв. № 9Б 0,53 1,38 0,94 15,5 78,1 17,7 4,1
20 Скв. № 19А 0,54 1,35 0,94 15,8 78,6 18,1 3,26
21 БКНС-4, до фильтра 0,44 1,12 0,95 17,1 78,2 18,6 3,22
22 Скв. № 20 0,40 2,3 0,89 65,7 49,3 42,8 7,9
23 Скв. № 3Б 0,53 1,79 0,84 55,0 50,3 42,7 7,1
24 Водозабор ЖГПЗ 2,49 2,49 0,82 3,21 76,9 19,5 3,6
25 Нагнетательная скв. № 2433 0,87 1,00 0,50 51,23 30,5 30,7 8,1
26 Нагнетательная скв. № 2435 0,53 1,22 0,76 61,9 42,6 48,4 9,0
27 БКНС-1 2,81 2,82 0,83 3,5 77,6 19,8 2,6
хождении, способствующего в свою очередь СКРН и наводороживанию.
В исследуемых водах месторождений НГДУ «Кенкиякнефть» обнаружены ионы железа, в количестве от 2,4 до 58,4 мг/л. Содержание механических примесей от 52,1 до 6438,7 мг/л.
Общая минерализация вод находится в широких пределах от 0,5398 до 154,323 мг/л.
Был проведен анализ ионного состава исследуемых вод его результаты представлены в таблицах - 1, 2. Анализ анионного состава показал, что концентрация гидрокарбонат-ионов находится в широ-
ком интервале от 0,0976 до 4,014 мг/л, что говорит о достаточной щелочности данных вод.
Концентрация хлорид-ионов также находится в широком интервале от 0,18 до 91,13 мг/л. Хлорид-ионы являются сильными активаторами коррозии. Содержание катионов составило:
- ионов кальция от 0,02 до 5,311 г/л;
- ионов магния от 0,012 до 2,736 г/л;
- ионов натрия и калия от 0,17 до 64,432 г/л.
Данные воды преимущественно относятся к хлоркальциевому типу. Результаты исследований представлены в таблице 3.
Для характеристики качества воды были вычислены параметры Пальмера (первичная соленость, вторичная соленость, щелочность), которые приведены в таблице 4.
Данные воды отличаются высокими значениями первичной солености, практически отсутствием вторичной солености и достаточно высокой вторичной щелочности. Согласно ГОСТ 13877-96 исследуемые среды месторождения Кенкияк следует отнести к среднекоррозионной группе (тип I, пункт В).
В целом для вод НГДУ «Октябрьскнефть» характерна сероводородная коррозия,
среды сильно минерализованы, присутствуют диоксид углерода и кислород.
Из-за высокого содержания механических примесей до 1,72 мг/л для месторождения Жанажол характерны эрозионнокоррозионные разрушения, где под слоем донных отложений, солей и механических примесей протекает коррозия трубопровода. Кроме того, известно, что в кислой среде в присутствии сероводорода и сульфидов замедляется процесс молизации (образования молекулярного) водорода на поверхности корродирующего металла. Этот фактор, наряду с ускорением катодной реакции (водородной деполяризации) способствует проникновению атомарного водорода в сталь, нарушению ее структуры и ослаблению прочности; на металле возникают пузыри и вздутия. Главным фактором, определяющим долговечность нефтегазопроводов и другого оборудования в нефтяной промышленности в сероводородсодержащей среде является, однако, не общая коррозия металла, протекающая более или менее равномерно по поверхности металла, а в наводороживании его с проникновением водорода вглубь металла, приводящее к водородному охрупчиванию. Трубопроводы, перекачивающие пресную воду в НГДУ «Октябрьскнефть» подвергаются сильной кислородной коррозии. Кислородная коррозия в НГДУ «Кенкияк-нефть», наблюдаемая главным образом в системе закачки воды в пласт и может быть снижена герметизацией системы. Содержание сероводорода до 40 мг/л.
Для месторождений НГДУ «Кенкиякнефть», где в водах в основном отсутствует сероводород, характерна углекислотная коррозия. Данный вид коррозии имеет питтинговый и язвенный характеры, приводящие к выходу из строя нефтепромысловое оборудование. Способствовать образованию диоксида углерода могут и СВБ, которые, находясь в активном состоянии, могут продуцировать не только сероводород, но и диоксид углерода, потребляя углеводороды.
Наличие механических примесей усиливает углекислотную коррозию. Это можно объяснить эрозионным разрушением защитных пленок продуктов коррозии скоростным потоком жидкости, содержащим механические примеси, в результате чего, чистый металл
постоянно контактирует с коррозионной средой.
Характерным признаком воздействия углекислого газа являются отложения солей и продуктов коррозии, питтинги, язвы. Под действием углекислого газа разрушение металла происходит, главным образом, по сварным швам, корродирует также и тело трубы. В нефтесборных коллекторах коррозионные разрушения концентрируются в нижней части трубы, где длительное время металл контактирует с водной фазой. Скорость локальной коррозии на отдельных участках достигает 6,5 - 9 мм/год.
Разрушение трубопроводов, в том числе наличие канавочной коррозии, со скоростью более 0,5 - 1,5 мм/год, объясняется эрозионным разрушением защитных пленок продуктов коррозии скоростным потоком жидкости, содержащей механические примеси. В результате чистый металл постоянно контактирует с коррозионной средой. В данном случае эрозионному разрушению подвергается сам металл.
Эрозионная коррозия сильно выражена на месторождении НГДУ «Кенкиякнефть». Определение коррозионных характеристик сталей: скорости общей коррозии в Н2Б и СО2-содержащих средах, стойкости к водородному растрескиванию (CLR, СТК), стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением проводили в лабораторных условиях в модельных средах.
Определение скорости общей коррозии проводили по ГОСТ 9.905, стойкости к водородному растрескиванию по стандарту NACE ТМ 0284, стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением по стандарту NACE ТМ 0177, метод А.
Для испытаний отбирали образцы от бесшовных горячедеформированных труб изготовленных по ГОСТ 10706 из марок сталей -ст.10, ст.20, 17Г1С и 09Г2С, а также от труб повышенной коррозионной стойкости из марок сталей 20А, 20Ф, 08ХМЧА, 09СФ, 13ХФ, 15ХФА, 20ХФ, прошедших специальную термическую обработку.
Исследования показали, металл труб из сталей 10, 20, 17Г1С, 09Г2С, изготовленных по ГОСТ 10706 имеет низкие параметры коррозионной стойкости по всем видам испыта-
50 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕГОТЕГАЗ \\ \\ N° 4 \\ апреля \ 2008
№ Место pH Р, г/см3 Содержание газов, мг/л Содержание РеЗ+,Ре2+, мг/л Содержание ионов, г/л, мг экв/л, %-экв КВЧ, г/л Минерал, г/л, мг*экв/л
п/п отбора НгБ СО, 0г НСО, СІ Саг+ Мдг+ К++№+
1 Скв. № 2129 7,96 1,001 5,10 198,0 5,2 2,4 0,415 0,545 0,308 0,040 0,045 0,526 0,12 1,880
2 Скв. № 531 8,25 1,002 11,9 154,0 1,8 2,4 0,397 3,370 0,058 0,051 0,067 2,150 0,41 6,091
3 Скв. № 2183 8,24 1,005 11,9 22,0 2,4 41,6 1,129 3,370 0,102 0,030 0,103 2,430 0,41 7,164
4 Скв. № 2174 8,24 1,005 1,7 22,0 2,7 2,8 0,549 5,467 0,024 0,100 0,134 3,396 522,6 9,670
5 Скв. № 87 6,59 1,060 13,6 132,0 1,4 5,6 0,183 91,130 0,306 2,024 1,360 59,320 6,44 154,323
6 Скв. № 97 6,96 1,039 10,2 110,0 2,3 4,0 0,098 45,560 0,254 1,340 0,740 26,770 5,06 74,760
7 Скв. № 184 7,43 1,002 10,2 198,0 2,7 16,8 0,927 1,276 0,021 0,120 0,012 1,026 0,53 3,380
8 Скв. № 720 7,29 1,009 10,2 232,0 3,3 3,7 0,927 1,280 0,250 0,102 0,073 1,044 1,45 3,680
9 Скв. № 2255 7,57 1,001 6,80 205,0 2,9 7,2 1,403 1,640 0,034 0,040 0,073 1,530 0,42 4,720
10 Скв. № 2254 7,92 1,010 40,8 128,0 3,0 16,8 4,014 8,658 0,158 0,060 0,146 7,065 3,01 20,100
11 Скв. № 2253 7,99 1,002 5,10 22,0 2,6 6,4 0,824 2,280 0,019 0,060 0,061 1,610 0,83 4,853
12 Скв. № 2183 8,24 1,005 11,9 22,0 2,4 41,6 1,129 3,370 0,102 0,030 0,103 2,430 0,41 7,164
13 Скв. № 802 7,94 1,002 3,74 62,5 2,3 4,7 0,732 0,718 0,025 0,070 0,012 0,646 0,74 2,200
14 Скв. № 707 7,31 1,009 2,96 36,2 2,1 3,8 2,098 6,801 0,011 0,100 0,091 4,919 0,54 14,010
15 Скв. № 104кс 6,36 1,125 1,20 107,7 1,5 2,5 0,195 116,590 0,040 5,311 2,736 64,432 1,10 189,300
16 Скв. № 2175 6,38 1,003 9,18 231,1 2,0 8,9 0,595 1,652 0,019 0,060 0,024 1,255 0,46 3,605
17 Скв. № 2158 7,71 1,001 6,12 125,4 1,8 9,2 1,220 1,113 0,008 0,030 0,012 1,122 0,13 3,510
18 Скв. № 2166 7,61 1,001 18,7 64,9 2,2 3,2 0,641 1,078 0,008 0,040 0,030 0,837 2,21 2,630
19 Скв. № 2438 7,59 1,001 5,90 134,4 1,9 11,9 0,671 0,359 0,008 0,020 0,024 0,417 0,66 1,490
20 Скв. № 259 8,50 1,007 4,80 11,2 1,7 17,4 2,013 6,704 0,031 0,060 0,079 4,903 0,51 13,790
21 Скв. № 434 7,64 1,002 16,3 291,2 2,3 20,0 1,678 2,417 0,025 0,070 0,103 1,926 0,49 6,219
22 Скв. № 444 7,95 1,002 23,1 201,6 2,8 58,4 1,449 1,254 0,041 0,050 0,061 1,198 1,20 4,052
23 Скв. № 526 8,23 1,0005 2,7 67,2 1,9 13,0 1,1285 1,880 0,025 0,040 0,091 1,432 0,63 4,596
24 Скв. № 827 9,12 1,001 8,2 78,4 3,1 11,0 2,288 1,791 0,016 0,070 0,067 1,812 0,47 6,043
25 Скв. № 1179 8,99 1,001 2,0 156,8 2,5 51,2 1,266 1,36 0,0239 0,0501 0,07296 1,18 1,40 3,953
26 Скв. № 2155 7,70 1,003 3,4 138,9 2,1 20,4 1,92 2,62 0,031 0,06 0,067 2,24 0,68 6,938
27 Скв. № 2245 7,62 1,0005 1,4 125,4 3,3 49,4 1,0675 0,97 0,0185 0,06 0,036 0,9 2,60 3,052
28 Скв. № 2385 7,66 1,0025 5,4 210,6 1,9 51,4 2,62 1,65 0,024 0,090 0,1216 1,725 0,98 6,231
29 Скв. № 2584 7,30 1,006 н/о 145,6 1,4 26,4 0,93 5,05 0,011 0,2 0,079 3,25 0,54 9,520
30 Скв. № 2648 7,68 1,005 н/о 78,4 2,5 32,4 1,068 4,566 0,017 0,1002 0,122 3,020 0,80 8,890
31 ВПС «Кокжиде» 7,73 1,000 1,7 22,0 3,5 5,6 0,1098 0,18 0,028 0,04 0,012 0,17 0,05 0,540
32 ЦППН «Кенкияк», выход 8,17 1,003 11,9 41,8 2,2 16,9 1,098 4,37 0,035 0,18 0,073 2,92 0,40 8,676
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
на правах рекламы
ний. Трубы, изготовленные по техническим условиям ( из сталей 20А, 20Ф, 09СФ, 08ХМЧА, 13ХФ, 15ХФА, 20ХФ), легированные ванадием, хромом, церием, прошедшие специальную термообработку, отличаются повышенной стойкостью: низкой скоростью коррозии (0,3 - 0,43 мм/год); низкими значениями коэффициентов длины и толщины трещин, либо полным отсутствием трещин ВР; высокими значениями порогового напряжения ^ = 75 -80% от минимально гарантируемого предела текучести материала; высоким сопротивлением к распространению трещин К15БС = 35 -г- 42 МПа м1/2.
Одним из самых распространенных методов защиты от коррозии является применение полимерных покрытий, причем наибольшее распространение|имеют покрытия на основе лакокрасочных материалов и порошковых полимеров. Полимерные покрытия позволяют уменьшить изменение пластических свойств стали при воздействии агрессивных сред.
Внутренние изоляционные покрытия
защищают стенки труб от коррозионного действия различных агрессивных агентов, способствуют снижению гидравлических потерь при перекачке, предотвращают отложение на трубах парафина, загрязнение перекачиваемых по трубам жидкостей.
Известно, что к покрытиям для труб нефтяного сортамента обычно предъявляются очень жесткие требования.
Такие покрытия должны быть долговременны в эксплуатации, эффективность их применения в значительной степени определяется способностью сохранять требуемые свойства в течение заданного времени.
Лабораторные испытания предусматривают исследование физико-механических и защитных свойств полимерных покрытий с целью определения возможности их использования для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопроводов. Испытания проводились в модельных средах, имитирующих реальные по методике NACE Standart ТМ0177-96. ДлязащитытрубопроводовНГДУ«Октябрь-
скнефть», транспортирующих высокоагрессивные сероводородсодержащие среды были исследованы следующие покрытия: грунт ТК 8007+ПЭП-585, БЭП-трубная, Полак ЭП-21МТ, ПЭП-585, ТК-2, грунт ТК-8007+ТК-236, грунт 500N+эпоксидный порошок ХС-6171, грунт 345+ХС-6171. Все покрытия, за исключением БЭП-трубной, выдержали испытания.
Для защиты трубопроводов месторождений НГДУ «Кенкиякнефть» были исследованы следующие марки покрытий: Amercoat-908, Amerlock 400 c/cFD, Amerlock 400 GFA, Amercoat 385, Amercoat 2209, BAR-RUST233H, BAR-RUST235, PrePrime 167, PSX 700, Tiderguard 71-A, Amercoat 56E, Amercoat 71(TC), Amercoat 78MB, Teknoplast Prima-7, UR-Coating 32-53RH, UT-Coating 32-10 MT. Все покрытия выдержали испытания.
Выводы:
1. Исследуемые воды месторождения Жанажол согласно ГОСТ 13877-96 относятся к высококоррозионной группе (тип II, пункт Б), а с учетом высокой
Z4 чтпз-ктс
1 КОМПЛЕКСНЫЕ ТРУБНЫЕ СИСТЕМЫ
ИНТЕГРИРОВАННЫЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Комп ания «Ч ТПЗ-КТС»предлагает все виды комплекту-ющих,используемых прп строительстве, эксплуатации и ремонте тр^ттроводоо:
а отвздыкрртоизогнутые;
• переходы, тройники;
• фланцы, заглушки;
• отводы гнутые, изготовленные с использованием индукционного нагрева;
е отводы гыыхые, тхтотоЕшенною холодном гибкой стальных труб;
• узлы трубопроводов;
• трубопроводная арматура.
Компания «ЧТПЗ-КТС» является сервисным дивизионом Группы ЧТПЗ и объединяет ведущие предприятия отрасли:
• ЗАО «СОТ», г.Челябинск;
• ОАО «МЗМЗ», г.Магнитогорск;
• Участок по производству крутоизогнутых отводов на ОАО «ПНТЗ», г.Первоуральск;
• «MSA» a. s., Чехия.
113114, Москва, Дербеневская набережная, д.7, стр.5 тел.: (495) 223 58 90
, ■ г ^9
I 1' щ. /J ч
1 *
e-mail: [email protected], www.chtpz-kts.ru факс: (495) 223 58 91
Таблица 4. Характерные коэффициенты и значения параметров Пальмера для пластовых вод НГДу «Кенкиякнефть»
№ п/п Характерные коэффициенты Параметры Пальмера
Место отбора CI--(Na++K+) Ca2+ Na++K+ S02-4 100 S1 S2 A2
Mg2+ Mg2+ CI- CI- 100
1 Скв. № 2129 - 0,54 1,49 41,63 80,08 - 13,8
2 Скв. № 531 0,004 0,45 0,99 1,28 92,42 - 6,4
3 Скв. № 2183 - 0,17 1,11 2,2 91,4 - 16,0
4 Скв. № 2174 0,59 0,455 0,96 0,318 90,22 - 5,5
5 Скв. № 87 - 0,088 0,96 0,245 95,28 - 0,116
6 Скв. № 97 1,99 1,1 0,91 0,4 90,1 - 0,132
7 Скв. № 184 - 5,98 1,24 1,18 86,46 - 29,46
8 Скв. № 720 - 0,85 1,26 14,4 80,36 - 26,9
9 Скв. № 2255 - 1,31 33,2 1,51 94,96 - 32,88
10 Скв. № 2254 - 0,98 1,25 1,28 98,1 - 21,5
11 Скв. № 2253 - 0,6 1,09 0,61 89,78 - 17,26
12 Скв. № 2183 - 0,17 1,11 2,2 91,4 - 16,0
13 Скв. № 802 - 3,49 1,39 2,54 86,182 - 36,26
14 Скв. № 707 - 0,67 1,14 0,11 94,48 - 15,2
15 Скв. № 104кс 2,16 1,18 0,85 0,024 85,1 14,8 0,098
16 Скв. № 2175 - 1,5 1,11 0,85 91,2 - 17,2
17 Скв. № 2158 - 1,16 1,55 0,55 95,12 - 38,42
18 Скв. № 2166 - 0,8 1,2 0,88 89,98 - 25,26
19 Скв. № 2438 - 0,5 1,79 1,69 85,8 - 51,26
20 Скв. № 259 - 0,45 1,13 0,34 95,7 - 14,8
21 Скв. № 434 - 0,41 1,23 0,73 87,46 - 28,28
22 Скв. № 444 - 0,50 1,47 2,43 87,42 - 39,24
23 Скв. № 526 - 0,27 1,17 0,97 87,76 - 25,38
24 Скв. № 827 - 0,64 1,56 0,66 89,74 - 42,068
25 Скв. № 1179 - 0,42 1,33 1,31 85,78 - 34,8
26 Скв. № 2155 - 0,54 1,32 0,86 92,0 - 29,7
27 Скв. № 2245 - 1,02 1,44 1,42 86,8 - 38,66
28 Скв. № 2385 - 0,45 1,62 0,05 84,0 - 46,0
29 Скв. № 2584 0,16 1,5 0,99 0,16 89,56 - 9,64
30 Скв. № 2648 - 0,50 1,02 0,27 89,7 - 11,8
31 ВПС «Кокжиде» - 5,8 1,01 11,5 68,6 3,63 0,24
32 ЦППН «Кенкияк», выход - 1,5 1,32 59,9 89,44 - 12,68
минерализации и больших количеств механических примесей в отдельных случаях и к особокоррозионной группе (тип III, пункт А).
2. Исследуемые воды месторождения Кенкияк принадлежат преимущественно к гидрокарбонатнонатриевым. Данные воды отличаются высокими значениями первичной солености и достаточно высокими значениями вторичной щелочности. Содержание сероводорода в них невысокое, до 40 мг/л, что говорит о его биогенном происхождении.
Согласно ГОСТ 1387-96 воды месторожде-
ния Кенкияк относятся к среднекоррозионной группе, тип I, пункт В.
3. Для условий НГДУ «Кенкиякнефть» и НГДУ «Октябрьскнефть» подходят трубы, изготовленные по техническим условиям, легированные ванадием, хромом, цезием, которые отличаются повышенной стойкостью, не склонны к СКРН и наводороживанию.
4. Для защиты трубопроводов НГДУ «Октябрьскнефть», транспортирующих высокоагрессивные сероводородсодержащие среды могут быть использованы следующие покрытия: грунт ТК
8007+ПЭП-585, БЭП-трубная, Полак ЭП-21МТ, ПЭП-585, ТК-2, грунт ТК-8007+ТК-236, грунт 500N+эпоксидный порошок ХС-6171, грунт 345+ХС-6171.
5. Для защиты трубопроводов месторождений НГДУ «Кенкиякнефть» могут быть использованы следующие марки покрытий: Amercoat-908, Amerlock 400 c/cFD, Amerlock 400 GFA, Amercoat 385, Amercoat 2209, BAR-RUST233H, BAR-RUST235, PrePrime 167, PSX 700, Tiderguard 71-A, Amercoat 56E, Amercoat 71(TC), Amercoat 78MB, Teknoplast Prima-7, UR-Coating 32-53RH, UT-Coating 32-10 MT.
на правах рекламы
<§' ГЕ0 ЕСТ
344064 г Ростов-на-Дону, пер. Технологический, 5. Тел,; +7 663 277-44-01; +7 863 277-34-65, Www.gefestr0ft0v.ru;[email protected] Представительство в г Москва: +7 495 146-17-13; +7 495 148-49-03
АНТИКОРРОЗИЙНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ
/у
Лииеішая чаешь:
лСнГпы-ОЙ^ртки ИРЛ-Л, мастичные ленты ЛОНРАЛ-ГАЗ и ЛОНРАЛ-АРМ;
Сварной стык и отводы:
т е р м о у са ±и на ю щи есн манжеты ТЕРМ ОРАЛ МСТ;
Материалы Эля ремонта покрытия
Оборудование для нанесения
