CC BY
390
УДК 665.622.443 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10203
ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИТОРОВ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ
К.О. СТРЕЛЬНИКОВА, к.х.н., н.с. Р.К. ВАГАПОВ, к.х.н, нач. лаборатории Д.Н. ЗАПЕВАЛОВ, к.т.н., директор центра А.И. ФЕДОТОВА, к.х.н, с.н.с.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с. пос. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый проезд, № 5537, вл. 15, стр.1). E-mail: [email protected]
В статье представлены основные требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии, применяемым при газодобыче. Обоснована необходимость проведения и показана роль лабораторных испытаний при подборе ингибиторов для защиты каждого конкретного объекта. Проведены лабораторные исследования новых ингибиторов углекислотной коррозии различных производителей, определены их основные технологические свойства, представлены результаты испытаний по влиянию ингибиторов на скорость коррозии стали в средах с различной минерализацией, содержащих CO2.
Ключевые слова: газовые и газоконденсатные месторождения, углекислотная коррозия, ингибиторы коррозии, скорость коррозии, минерализация, эффективность ингибитора, растворимость, эмульсия.
Н
а всех месторождениях природного газа, в состав которого входят коррозионно-активные компоненты,
такие как 42S,
СО2 большое внимание уделяется вопросам защиты от коррозии скважин, трубопроводов и оборудования добычи и переработки. К настоящему времени накоплен сравнительно большой опыт защиты скважин-ного оборудования и промысловых трубопроводов от коррозии, в частности с использованием ингибиторов коррозии: имеются промышленно выпускаемые и разрабатываются
новые ингибиторы коррозии и технологии их применения. Ингибиторы коррозии эффективно используются при добыче и переработке сероводородсодержащего газа на Оренбургском нефтегазовом и Астраханском газоконденсат-ном месторождениях. Вместе с тем, согласно литературным данным [1], а также по собственным данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в продукции большинства эксплуатируемых в настоящее время газоконденсатных скважин содержится значительное количество Ш2 (табл. 1).
Таблица 1
Состав продукции скважин некоторых газоконденсатных месторождений [1]
Месторождение Содержание, мол. % (объем)
С1 I С2 I С3 I С4 I С5 I СО2 I N2 I H2S
Газоконденсатные месторождения
Астраханское 47,48 1,92 0,93 0,66 3,08 21,55 1,98 22,50
Кандымское 90,15 2,55 0,39 0,14 0,55 2,82 3,00 0,4
Харасавейское 91,61 4,66 1,34 0,55 1,37 0,32 0,15
Бованенковское 90,83 4,76 1,63 0,71 1,51 0,46 0,09
Ямбургское 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,94 0,26
Юрхаровское 89,74 5,71 1,58 0,79 1,35 0,07 0,76
Уренгойское 88,24 5,53 2,56 1,08 2,20 0,01 0,38
Майкопское 88,04 6,32 1,29 0,52 0,84 1,99 1,00
Газлинское 94,20 3,30 1,00 0,40 0,60 0,30 0,20
Газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками
Оренбургское 84,22 4,89 1,63 0,76 1,81 0,58 4,83 1,30
Вуктыльское 74,80 8,70 3,90 1,80 6,40 0,10 4,30 -
Западно-Тар- 81,52 6,29 5,02 1,98 4,05 0,16 0,96 -
косалинское
Уренгойское 82,27 6,56 3,24 1,49 5,62 0,50 0,32 -
Заполярное 85,69 5,33 2,77 1,12 4,76 0,03 0,30
Федоровское 95,55 0,55 0,53 0,86 1,25 0,16 1,10
Данные из табл. 1 для ряда перспективных объектов (Уренгойского НГКМ и Бованенковского НГКМ) являются заниженными. Значения содержания СО2 на практике могут быть даже выше, приведенных в табл. 1. В [2] сообщается, что в составе пластового газа ачимовских отложений Уренгойского НГКМ СО2 присутствует в количестве 0,7-1,0 % моль. По данным газоконденсатных исследований скважин, содержание СО2 в добываемом пластовом газе составляет:
- по скважинам газоконденсатного промысла (ГКП-31) -0,69-0,86 % моль, среднее значение - 0,8 %;
- по скважинам газоконденсатного промысла (ГКП-22) -0,84-0,95 % моль, среднее значение - 0,9 %.
Для Бованенковского НГКМ по данным авторов [3] среднее значение содержания СО2 в газоносном пласте ТП7-11 составляет 1,1%, а максимальные значения достигают 2%. В пласте ТП1-6 среднее значение содержания СО2 несколько ниже - 0,42%. Парциальное устьевое давление СО2 для пласта ТП7-11 достигает 0,2 МПа, а для пласта ТП1-6 в среднем составляет 0,05 МПа.
В присутствии влаги С02 способствует развитию углекис-лотной коррозии. Основная опасность данного вида коррозии состоит в том, что она носит локальный характер: на общем фоне равномерного растворения металла выделяются отдельные участки с наиболее интенсивной коррозией, что приводит к образованию глубоких (и даже сквозных) питтингов или коррозионных язв (фото 1). Основные коррозионные повреждения возникают на начальных участках контакта агрессивных сред с металлом: на скважинном оборудовании и промысловых трубопроводах.
Впервые для защиты от углекислотной коррозии ингибиторы были использованы в начале 1960-х годов на газовых месторождениях Краснодарского края. Достоинством применения метода ингибиторной защиты является его простота и высокая экономическая эффективность. Ингибиторная защита не требует изменения технологии добычи и подготовки газа, может быть использована как на новых газовых месторождениях, так и на скважинах, уже находящихся в эксплуатации, обеспечивает выбор доступных проектных и технологических решений для практической реализации и контроля эффективности ее применения, позволяет в процессе эксплуатации скважин оперативно заменить тот или иной ингибитор коррозии на более эффективный, отвечающий изменяющимся условиям эксплуатации скважин [4].
Многолетняя эксплуатационная практика использования ингибиторов для защиты от коррозии подтверждает надежность и эффективность применения этого способа защиты в различных условиях, отличающихся большим разнообразием температур, давлений, составов транспортируемой продукции, гидродинамических режимов [5]. Основное место подачи ингибиторов коррозии ( в зависимости от наличия технической возможности) - это скважин-ное оборудование и/или начальные участки промысловых трубопроводов.
Вместе с тем не существует ингибиторов, достаточно эффективных в широком диапазоне рабочих условий. Этим объясняется необходимость подбора ингибиторов для каждого конкретного объекта и условий эксплуатации. Выбор ингибиторов и способов ингибирования для конкретных коррозионных условий - весьма сложная задача. Предварительный подбор ингибитора в средах, аналогичных промысловым, целесообразно осуществлять поэтапно: в лабораторных условиях [5], в условиях опытного стенда и только затем в условиях действующего объекта [6].
Проведение лабораторных испытаний позволяет произвести:
- оценку возможности применения ингибитора коррозии в заданных условиях;
- сравнительное тестирование ряда ингибиторов для выбора из их числа наиболее эффективного для защиты выбранного объекта;
- подбор оптимальной концентрации ингибитора для последующих опытно-промышленных испытаний.
Ингибиторы, применяемые при добыче и промысловом транспорте газа, наряду с высокими защитными свойствами должны обладать определенными технологическими характеристиками (растворимость/диспергируемость, пенные характеристики, отсутствие отрицательного влияния на разделение водно-углеводородной эмульсии) [6, 7].
В целях эффективной защиты оборудования и промысловых трубопроводов ингибитор должен равномерно доставляться ко всей его поверхности, контактирующей с агрессивной средой. Основным подводящим агентом при непрерывном ингибировании объектов добычи газа является сама среда (добываемый продукт). Это подразумевает, что ингибитор должен быть растворим или хорошо диспергироваться в ней. Поэтому важным технологическим свойством ингибиторов является способность растворяться в
различных технологических жидкостях. В качестве растворителей применяют вещества, совместимые с добываемой (обрабатываемой) продукцией, которые служат для облегчения ввода ингибиторов в обрабатываемую систему и повышения их эффективности. На практике преимущественно используются растворители двух основных типов - углеводородные и на основе различных спиртов. Самым распространенным спиртовым растворителем является метанол, так как он одновременно является и ингибитором гидратообразования. Дополнительным преимуществом является то, что он имеет низкую температуру замерзания.
Углеводородные растворители чаще всего применяются в тех случаях, когда ингибитор в основном предназначен для обработки углеводородной фазы системы, и желательным свойством является растворимость его в углеводородах с медленным переходом активных компонентов в водную фазу путем частичного диспергирования. Существенным недостатком углеводородных растворителей является то, что они в зависимости от состава могут иметь высокую температуру замерзания, что будет приводить к снижению подвижности жидкости. Согласно данным [8], температура замерзания стабильного конденсата может иметь различные значения (-10 °С, -15 °С, -40 °С, -60 °С и др.), которые будут зависеть от содержания в нем парафинистых соединений. Если в качестве углеводородного растворителя взять стабильный конденсат, то потенциально возможность замерзания или выпадения в осадок может быть как у самого растворителя, так и у ингибитора коррозии. В связи с этим использование углеводородных растворителей в качестве растворителей будет либо крайне ограничено, либо невозможно.
С целью исключения возможного отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки природного газа при применении ингибиторов, производится оценка их влияния на время разделения эмульсии углеводород-вода. Показатель пенообразования проверяется только для условий очистки газа от кислых компонентов адсорбентами (аминоспиртами), если это предусматривает технология переработки.
В районах с низкой температурой окружающего воздуха, помимо выше указанных свойств, важное практическое значение имеет показатель температуры замерзания ингибитора, оказывающий влияние на удобство ввода ингибитора и его транспортировки по защищаемой системе. Ингибитор и его рабочие растворы должны сохранять подвижность при траспортировании по трубопроводу-ингибиторопро-воду до места закачки в скважину. Учитывая то обстоятельство, что оборудование эксплуатируется круглогодично, требования к температуре застывания ингибитора могут основываться на наиболее низкой годовой температуре, характерной для региона, где предполагается использование ингибитора.
В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в период с 2016 по 2017 год был проведен комплекс исследований и испытаний ряда ингибиторов с целью защиты от углекислотной коррозии для ряда месторождений ПАО «Газпром»: Бованенковского НГКМ и ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. Работы по подбору ингибиторной защиты для указанных объектов проводились совместно с дочерними добывающими обществами ПАО «Газпром» [3, 9-10]. Для тестирования из имеющейся в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» линейки образцов ингибиторов, были выбраны четыре ингибитора различных
производителей, наиболее подходящих по условиям предварительной оценки.
Определение защитных и технологических свойств ингибиторов в лаборатории производили в соответствии с [11,12]. Предварительно, на основе анализа условий эксплуатации и состава добываемого продукта подлежащих защите промысловых объектов, были выбраны модельные среды, соответствующие наиболее сложным коррозионным условиям. Модели сред были составлены на основе реальных данных анализов вод, полученных от эксплуатирующей организации. Температурный интервал испытаний также выбран с учетом условий эксплуатации скважинного оборудования и промысловых трубопроводов.
Для проведения коррозионных испытаний использовали модельные среды с низкой 5-9 г/л (модельные среды 1 и 2) и высокой минерализацией 300-400 г/л (модельные среды 3 и 4). Показатель рН для использованных вод близок к нейтральному. Скорость коррозии стальных образцов в присутствии ингибиторов определяли гравиметрическим методом в двухфазной системе модельная вода/углеводород (уайт-спирит) при постоянном перемешивании и в модельной воде в отсутствии углеводородной фазы без перемешивания. На протяжении всего времени эксперимента рабочие среды насыщали углекислым газом. Продолжительность эксперимента составляла 6 ч.
Растворимость ингибиторов определяли визуально в керосине, имитирующем газовый конденсат, этиловом спирте и воде, моделирующих технологические жидкости. Время испытаний составляло 7 суток.
Испытания влияния ингибиторов на время разделения эмульсии «углеводород-вода» производили на модельных средах. В качестве углеводородной фазы использовали керосин, водной фазы - 3% N8^
Стабильность товарной формы ингибиторов и их растворов в этиловом спирте различной концентрации при воздействии отрицательных температур оценивали визуально. Образцы ингибиторов выдерживали в морозильной камере в течение суток при температурах -40, -50, -60 °С. Затем извлекали из камеры и производили наблюдение.
При определении растворимости установлено, что все перечисленные ингибиторы не растворимы в углеводороде. Два ингибитора полностью растворимы в спирте, один из них также растворим в воде. Два других ингибитора растворяются в спирте и воде в ограниченном интервале концентраций.
При оценке эффективности ингибиторов руководствовались тем, что скорость коррозии в присутствии ингибитора
Таблица 2
Скорость коррозии в модельной среде 1 при 20 °С
Ингибитор Скорость коррозии (мм/год) в двухфазной системе при в водной фазе перемешивании
Без ингибитора 0,465 1,235
Ингибитор А 0,100 0,100
Ингибитор Б 0,081 0,069
Ингибитор В 0,053 0,095
Ингибитор Г 0,069 0,097
Таблица 3
Скорость коррозии в средах с высокой минерализацией при 20 °С
Ингибитор
Скорость коррозии (мм/год) Модельная среда 3 Модельная среда 4
в двухфазной системе I . в двухфазной системе I
при перемешивании
в водной фазе
при перемешивании
в водной фазе
Без ингибитора 0,334 0,183 0,369 0,289
Ингибитор А 0,044 0,047 0,078 0,074
Ингибитор Б 0,057 0,060 0,119 0,082
Ингибитор В 0,096 0,052 0,081 0,052
Ингибитор Г 0,100 0,056 0,100 0,069
не должна превышать 0,1 мм/год [7, 13]. Как видно из табл. 2, наблюдается увеличение скорости коррозии в двухфаз
добавление ингибиторов в концентрации 100 мг/л в модельную среду 1 способствует снижению скорости коррозии по сравнению с фоновым значением и поддержанию ее на уровне 0,1 мм/год как в присутствии углеводорода, так и в водной фазе.
По результатам испытаний, для сред с высокой минерализацией (модельные среды 3 и 4) характерны более низкие фоновые скорости коррозии, что можно объяснить снижением растворимости углекислого газа при достижении определенного уровня концентрации растворенных солей (табл. 3). Тем не менее они являются высокоагрессивными. Проведенные испытания показали, что добавление большинства исследованных ингибиторов в среды 3 и 4 позволяет обеспечить скорость коррозии менее 0,1 мм/год.
Существенное влияние на скорость углекислотной коррозии оказывает температура. С ростом температуры до определенного значения происходит увеличение скорости коррозии, затем наблюдается ее снижение, обусловленное уменьшением растворимости СО2. В работе [14] максимум скорости углекислотной коррозии наблюдался в интервале температур 40-60 °С, также отмечено влияние состава среды и движения потока на положение максимума зависимости скорости коррозии от температуры. Также на практике наблюдали и увеличение скорости при 80-100 °С.
В связи с вышесказанным испытания ингибиторов проводили при повышенной температуре. Результаты испытаний представлены в табл. 4. При сравнении данных при различной температуре (см. табл. 3 и 4) в модельной среде 3 без добавок ингибиторов, видно, что с ростом температуры
ной системе и водной фазе. При этом скорость коррозии в двухфазной системе ниже в несколько раз по сравнению с водной фазой, что можно объяснить образованием на поверхности металлических образцов защитных углеводородных пленок [15]. Введение ингибиторов способствует снижению скорости коррозии, однако не все ингибиторы при этом обеспечивают снижение скорости коррозии до 0,1 мм/год.
Как оказалось, большее число ингибиторов при повышенной температуре эффективно в присутствии углеводородной фазы. Это отмечается в средах как с небольшой, так и высокой минерализацией. При переходе к водной среде скорость коррозии для ряда ингибиторов возрастает и превышает 0,1 мм/год.
При определении влияния ингибиторов на время разделения эмульсии «углеводород-вода» учитывали, что оно не должно превышать 600 с [7]. Результаты представлены в табл. 5.
Лабораторные исследования показали, что ингибиторы А и В не оказывают отрицательного влияния на разделение эмульсии при концентрациях 50-300 мг/л и 50-100 мг/л соответственно. Дальнейшее увеличение концентрации для этих ингибиторов приводит к формированию тонкой пленки или промежуточного слоя (3-10 мм) на границе раздела фаз. Для двух других ингибиторов образование пленки и промежуточного слоя происходит уже при низких концентрациях. Наличие такого негативного эффекта в присутствии ингибиторов коррозии может приводить к
Таблица 4
Скорость коррозии в модельных средах 2 и 3 при 60 °С
Скорость коррозии (мм/год)
Модельная среда 3 Модельная среда 2
Ингибитор в двухфазной в двухфазной
системе при в водной фазе системе при в водной фазе
перемешивании перемешивании
Без ингибитора 0,430 1,355 0,715 1,973
Ингибитор А 0,100 0,091 0,040 0,100
Ингибитор Б 0,084 0,056 0,166 0,147
Ингибитор В 0,157 0,377 0,081 0,225
Ингибитор Г 0,100 0,149 0,035 0,151
Таблица 5
Время разделения эмульсии в присутствии различной концентрации ингибиторов
Ингибитор Концентрация ингибитора в смеси, Время полного разделения эмульсии, с Соотношение углеводород : вода
мг/л 50:50 70:30 90:10
Без ингибитора 60 100 120
50 45 30 35
100 133 70 40
Ингибитор А 300 250 60 40
500 235* 55* 155
1000 217* 55* 155
50 150* 85 82
100 7 СП * 90 90*
Ингибитор Б 300 145 85 105
500 160* 105* 90
1000 Более 600 105* 130
50 155 90 50
100 180 180 70
Ингибитор В 300 185* 155 170
500 600 70 100
1000 600** 150** 105*
50 300 75* 95
100 195** 90** 90
Ингибитор Г 300 135* 35* 110*
500 105* 60* 120*
1000 180** 60** 75*
* Образование пленки на границе раздела фаз. ** Образование промежуточного слоя на границе раздела фаз.
неполному разделению смеси газового конденсата и попутно извлекаемой воды и, как следствие, к нарушению технологического режима подготовки газа. С подобной проблемой сталкивались на практике при подборе ингибитора на месторождении «Восточный Шатлык», где, несмотря на высокие защитные свойства, применение ингибитора СКТ-10 было ограничено из-за образования стойких водогазоконденсатных эмульсий в его присутствии [16]. Схожие вопросы возникали и при подборе ингибиторов коррозии для условий Н2Б-коррозии на Астраханском газоконденсатном месторождении. Присутствие некоторых ингибиторов (Виско-904МК и Сепакорр 5478АМ)
вызывало образование стойкой эмульсии в системе «газовый конденсат - пластовая вода» [17].
Примеры результатов по определению влияния ингибитора на время разделения эмульсии «углеводород-вода», когда происходит или не происходит полное разделение эмульсии в присутствии различных количеств ингибитора коррозии показаны на фото 2.
Проведенные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» испытания при отрицательной температуре показали, что товарные формы ингибиторов и их 1, 3, 5%-е растворы не замерзают и сохраняют свою подвижность при температуре до -50 °С, однако для некоторых ингибиторов отмечается выпадение осадка
ВЫВОДЫ
Комплекс проведенных лабораторных испытаний позволил принять решение о возможности реализации следующих этапов испытаний ингибиторов коррозии для конкретного объекта (автоклавные испытания в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и опытно-промышленные испытания на промысловом объекте).
Полученные результаты лабораторных испытаний показали возможность значительного снижения коррозии стали в присутствии углекислого газа в условиях, имитирующих коррозионную среду газоконденсатных скважин и промысловых трубопроводов, ингибиторами коррозии, в том числе водорастворимыми. В последующем основные полученные результаты были подтверждены в ходе опытно-промышленных испытаний.
Результаты проведенных испытаний технологических свойств новых ингибиторов коррозии показали, что ингибиторы могут иметь свои ограничения по технологическим свойствам, которые необходимо учитывать при выборе ингибитора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов. Т. 1. Эксплуатации оборудования и объектов газовой промышленности. М.: Инфра-Инженерия, 2008. 608 с.
2. Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Колинченко И.В., Юсупов А.Д. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования // Газовая промышленность, 2017. № 12. С. 84-89.
3. Моисеев В.В., Исмагилов И.И, Ткешелиадзе Б.Т. Обеспечение безопасной эксплуатации Бованенковского НГКМ в условиях агрессивного воздействия СО2 / Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред: Мат. XI Межд. науч.-техн. конф., Оренбург, 2016. М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. 213 с.
4. Легезин Н.Е. Разработка эффективных ингибиторов коррозии для месторождений с высоким содержанием сероводорода / Современное состояние и проблемы противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли: Мат. сов., п. Лазаревский, 10-14.04.95 М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 101-105.
5. Легезин Н.Е., Глазов Н.П., Кесельман Г.С., Кутовая А.А. Защита от коррозии промысловых сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. М.: Недра, 1973. 39 с.
6. Вагапов Р.К. Опыт защиты от внутренней коррозии объектов добычи газа в условиях воздействия коррозион-но-агрессивных сред // Инженерная практика, 2017. № 10. С. 36-40.
7. СТО Газпром 9.3-028-2014. Правила допуска ингибиторов коррозии для применения в ОАО Газпром. М.: ОАО «Газпром экспо», 2015. 31 с.
8. ОСТ 51.58-79. Конденсаты газовые. Технологическая классификация. М.: Мингазпром СССР, 1979. 10 с.
9. Конищев К.Б., Симаков М.В., Исаев А.Н., Семенов А.М., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Оценка влияния низких парциальных давлений СО2 на скорость общей коррозии стали / Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред: Мат. XI Межд. науч.-техн. конф. Оренбург, 2016. М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. 213 с.
10. Александров В.В., Колинченко И.В., Юсупов А.Д. Коррозионное состояние оборудование и трубопроводов второго участка ачимовских отложений Уренгойсокого НГКМ / Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред: Мат. XI Межд. науч.-техн. конф. Оренбург, 2016. М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. 213 с.
11. СТО Газпром 9.3-007-2010. Защита от коррозии. Методика лабораторных испытаний ингибиторов коррозии для оборудования добычи, транспортировки и переработки коррозионно-активного газа. М.: ОАО «Газпром экспо», 2011. 91 с.
12. ГОСТ 9.908-85. Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости. М.: Изд-во стандартов, 1987. 17 с.
13. ГОСТ Р 55990-2014. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования. М.: Стандартинформ, 2015. 94 с.
14. De Waard C, Milliams D. E. Carbonic Acid Corrosion of Steel / Corrosion. 1975. V. 31. N. 5. P. 177-181.
15. Негреев В.Ф., Мамедов И.А., Зейналов С.Д., Шарифов Ф.Р., Диадимов Г.Л., Мамедов С.А. Ингибиторы коррозии для газоконденсатных скважин / Мат. науч.-техн. сов. по защите от коррозии оборудования нефтяных и газовых скважин (г. Баку, 25-26 ноября 1964 г.). Баку: 1967. С. 94-102.
16. Мамонтов В.В., Панюшин А.М. Применение ингибиторов углекислотной коррозии // Газовая промышленность, 1976 № 8. С. 49.
17. Филиппов А.Г., Токман А.К., Потапов А.Г. и др. Эксплуатация скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. М.: ООО «Газпром экспо», 2010. 171с.
|Фото. 3. Выпадение осадка в 5% растворе ингибитора при отрицательной температуре
в 5%-м растворе (фото 3), что ограничивает использование растворов указанной концентрации при низких температурах окружающей среды.
THE STUDY OF INHIBITORS OF CARBON DIOXIDE CORROSION
STRELNIKOVA K.O., Cand. Sci. (Chem.), Researcher VAGAPOV R.K., Cand. Sci. (Chem.), Head of the Laboratory ZAPEVALOV D.N., Cand. Sci. (Tech.), FEDOTOVA A.I., Cand. Sci. (Chem.), Senior Researcher
Gazprom VNIIGAZ LLC (5537, pos. 15, build. 1, Proektiruemyj proezd, village Razvilka, Razvilkovsky, Leninsky district, Moscow region, 142717, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The article presents the main requirements for corrosion inhibitors used in gas production. The necessity of carrying out and demonstrating the role of laboratory tests in the choosing of inhibitors for the protection of each specific object is substantiated. Laboratory investigations of new inhibitors of carbon dioxide corrosion of various manufacturers have been carried out, their main technological properties have been determined, the results of tests on the effect of inhibitors on corrosion rate of steel in media with different mineralization containing CO2 have been presented. Keywords: gas and gas condensate fields, carbon dioxide corrosion, corrosion inhibitors, corrosion rate, mineralization, efficiency of inhibitor, solubility, emulsion..
REFERENCES
1. Spravochnik mastera po ekspluatatsii oborudovaniya gazovykh ob»yektov. T. 1. Ekspluatatsii oborudovaniya i ob»yektov gazovoy promyshlennosti [Handbook for a master of operation equipment of gas facilities. Vol. 1. Operation of equipment and facilities of the gas industry]. Moscow, Infra-Inzheneriya Publ., 2008. 608 p.
2. Koryakin A.YU., Kobychev V.F., Kolinchenko I.V., Yusupov A.D. Conditions of carbon dioxide corrosion at the production facilities of Achimov deposits, methods of monitoring and forecasting. Gazovayapromyshlennost', 2017, no. 12, pp. 84-89 (In Russian).
3. Moiseyev V.V., Ismagilov I.I, Tkesheliadze B.T. Obespecheniye bezopasnoy ekspluatatsii Bovanenkovskogo NGKM v usloviyakh agressivnogo vozdeystviya SO2 [Ensuring the safe operation of the Bovanenkovskoye oil and gas condensate field in conditions of aggressive CO2 impact]. Trudy XI Mezhd. nauch.-tekhn. konf. «Diagnostika oborudovaniya i truboprovodov,podverzhennykh vozdeystviyuserovodorodsoderzhashchikh sred» [Proc. XI Int. scientific-techn. conf "Diagnostics of equipment and pipelines exposed to hydrogen sulphide containing media"]. Orenburg, 2016, 213 p.
4. Legezin N.Ye. Razrabotka effektivnykh ingibitorovkorroziidlya mestorozhdeniys vysokim soderzhaniyem serovodoroda. Sovremennoye sostoyaniye iproblemyprotivokorrozionnoyzashchity magistral'nykh gazoprovodov i gazopromyslovykh sooruzheniy otrasli [Development of effective corrosion inhibitors for deposits with a high content of hydrogen sulphide. Current state and problems of anticorrosive protection of the main gas pipelines and gas field structures of the industry]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 1995. pp. 101-105.
5. Legezin N.Ye., Glazov N.P., Kesel'man G.S., Kutovaya A.A. Zashchita ot korroziipromyslovykh sooruzheniy vgazovoy i neftedobyvayushchey promyshlennosti [Protection against corrosion of field facilities in the gas and oil industry]. Moscow, Nedra Publ., 1973. 39 p.
6. Vagapov R.K. Experience of protection against internal corrosion of gas production facilities under the influence of corrosive media. Inzhenernaya praktika, 2017, no. 10, pp. 36-40 (In Russian).
7. STO Gazprom 9.3-028-2014. Pravila dopuska ingibitorov korrozii dlya primeneniya v OAO Gazprom [STO Gazprom 9.3-028-2014. Rules for the admission of corrosion inhibitors for use in OAO Gazprom]. Moscow, OAO Gazprom ekspo Publ., 2015. 31 p.
8. OST 51.58-79. Kondensaty gazovyye. Tekhnologicheskaya klassifikatsiya [Gas condensates. Technological classification]. Moscow, Mingazprom SSSR Publ., 1979. 10 p.
9. Konishchev K.B., Simakov M.V., Isayev A.N., Semenov A.M., Zapevalov D.N., Vagapov R.K. Otsenka vliyaniya nizkikh partsial'nykh davleniy SO2 na skorost' obshchey korrozii stali [Evaluation of the effect of low CO2 partial pressures on the overall corrosion rate of steel]. TrudyXIMezhd. nauch.-tekhn. konf. "Diagnostika oborudovaniya i truboprovodov, podverzhennykh vozdeystviyu serovodorodsoderzhashchikh sred" [Proc. XI Int. scientific-techn. conf. "Diagnostics of equipment and pipelines exposed to hydrogen sulphide containing media"]. Orenburg, 2016, 213 p.
10. Aleksandrov V.V., Kolinchenko I.V., Yusupov A.D. Korrozionnoye sostoyaniye oborudovaniye i truboprovodov vtorogo uchastka achimovskikh otlozheniy Urengoysokogo NGKM [Corrosion condition of equipment and pipelines of the second section of Achimov deposits of Urengoiskoe NGKM]. Trudy XI Mezhd. nauch.-tekhn. konf. "Diagnostika oborudovaniya i truboprovodov, podverzhennykh vozdeystviyu serovodorodsoderzhashchikh sred" [Proc. XI Int. scientific-techn. conf. "Diagnostics of equipment and pipelines exposed to hydrogen sulphide containing media"]. Orenburg, 2016, 213 p.
11. STO Gazprom 9.3-007-2010. Zashchita ot korrozii. Metodika laboratornykh ispytaniy ingibitorov korrozii dlya oborudovaniya dobychi, transportirovki i pererabotki korrozionno-aktivnogo gaza [STO Gazprom 9.3-007-2010. Corrosion protection. The method of laboratory tests of corrosion inhibitors for equipment for extraction, transportation and processing of corrosive gas.]. Moscow, OAO «Gazprom ekspo» Publ., 2011. 91 p.
12. GOST 9.908-85. Yedinaya sistema zashchity ot korroziiistareniya. Metally isplavy. Metody opredeleniya pokazateley korroziiikorrozionnoystoykosti [State Standard 9.908-85. Unified system of protection against corrosion and aging. Metals and alloys. Methods for determining corrosion and corrosion resistance]. Moscow, Izd-vo standartov Publ., 1987. 17 p.
13. GOST R 55990-2014. Mestorozhdeniya neftyanyye i gazoneftyanyye. Promyslovyye truboprovody. Normy proyektirovaniya [State Standard R 55990-2014. Oil and gas-oil fields. Field pipelines. Design codes]. Moscow, Standartinform Publ., 2015. 94 p.
14. De Waard C, Milliams D. E. Carbonic acid corrosion of steel. Corrosion, 1975, vol. 31, no. 5, pp. 177-181.
15. Negreyev V.F., Mamedov I.A., Zeynalov S.D., Sharifov F.R., Diadimov G.L., Mamedov S.A. Ingibitory korrozii dlya gazokondensatnykhskvazhin [Corrosion inhibitors for gas-condensate wells]. Trudy nauch.-tekhn. sov. po zashchite ot korrozii oborudovaniya neftyanykh i gazovykh skvazhin [Proc. scientific-techn. council on corrosion protection of oil and gas well equipment]. Baku, 1967, pp. 94-102.
16. Mamontov V.V., Panyushin A.M. Application of inhibitors of carbon dioxide corrosion. Gazovaya promyshlennost', 1976, no. 8, p. 49 (In Russian).
17. Filippov A.G., Tokman A.K., Potapov A.G. Ekspluatatsiya skvazhin Astrakhanskogo gazokondensatnogo mestorozhdeniya [Operation of wells of the Astrakhan gas condensate field]. Moscow, OOO «Gazprom ekspo» Publ., 2010. 171 p.
