CC BY
74
УДК 622.692.4.07
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2021-1-58-61
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАЩИТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ
IMPROVING THE EFFICIENCY OF FIELD PIPELINE PROTECTION USING INHIBITORY PROTECTION
Д.Ф. Аминова, Р.И. Валиахметов
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2790-5147,
ЕтаН: dilara.aminova.96@mail.ru
ЕтаН: valiakhmetovri@bnipi.rosneft.ru
Резюме: Данная статья посвящена актуальной на сегодняшний день проблеме повышения надежности промысловых трубопроводов. Рассмотрен один из способов защиты трубопроводов от коррозии - применение ингибиторов коррозии. В работе представлена лабораторная установка и методика проведения исследования и обработки по определению рациональности применения различных методов ингибирования.
Ключевые слова: ингибитор коррозии, периодическое дозирование, постоянное дозирование, защитная «пленка» ингибитора.
Для цитирования: Аминова Д.Ф., Валиахметов Р.И. Повышение эффективности защиты промысловых трубопроводов с использованием ингибиторной защиты // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2021. № 1. С. 58-61.
□01:10.24412/0131-4270-2021-1-58-61
Промысловые трубопроводы транспортируют добываемый продукт от скважины до центрального пункта сбора нефти. Ввиду большой протяженности непрерывный контроль за такими трубопроводами затруднен. Поэтому мероприятия, направленные на повышение надежности и долговечности промысловых трубопроводов, являются основным и эффективным способом предупреждения аварийности и обеспечения стабильной работы.
Надежность промысловых трубопроводов при эксплуатации снижается из-за необратимых процессов коррозии внутренней стенки металла трубы вследствие агрессивного воздействия транспортируемых веществ. Основным, факторами риска коррозии промысловых трубопроводов является наличие в транспортируемой среде углекислого газа, кислорода,сероводорода, механических примесей, воды.
Задачей защиты промысловых трубопроводов без внутреннего покрытия является снижение скорости внутренней коррозии при помощи применения ингибиторов коррозии. Согласно [1-2], ингибиторная защита сейчас является наиболее выгодным способом защиты нефтепромыслового оборудования.
Эффективность ингибиторной защиты трубопроводов зависит от ряда факторов: химического состава, адсорбционной способности, закачиваемого объема ингибитора и, главным образом, от защитной «пленки» ингибитора, образующейся на внутренней поверхности металла трубы.
Количество вводимого ингибитора влияет на скорость образования «пленки». А гидродинамические параметры
Dilara F. Aminova, Rustam I. Valiakhmetov
Ufa State Oil Technical University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2790-5147, Email: dilara.aminova.96@mail.ru Email: valiakhmetovri@bnipi.rosneft.ru
Abstract: This article is devoted to the current problem of improving the reliability of field pipelines. One of the ways to protect pipelines from corrosion - the use of corrosion inhibitors-is considered. The paper presents a laboratory setup and methodology for conducting a study to determine the rationality of using various methods of inhibition.
Keywords: corrosion inhibitor, intermittent dosing, continuous dosing, a protective film of the inhibitor.
For citation: D.F. Aminova, R.I. Valiakhmetov IMPROVING THE EFFICIENCY OF FIELD PIPELINE PROTECTION USING INHIBITORY PROTECTION. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2021. no. 1, pp. 58-61
DOI:10.24412/0131-4270-2021-1-58-61
перекачки и свойства ингибитора определяют ее устойчивость на защищаемой поверхности [3].
Главная цель ингибирования заключается в снижении разрушения металла трубы под действием негативных фактором путем формирования на его поверхности защитной «пленки» ингибитора. Постоянное поддержание целостности этой «пленки» является главным условием эффективности ингибиторной защиты.
Защита от коррозии с помощью применения периодического ингибирования происходит за счет того, что на поверхности металла трубы образуется барьерный слой. Это происходит вследствие адсорбции молекул ингибитора на поверхности металла. Защитная способность ингибитора определяется прочностью сцепления защитной «пленки» с металлической поверхностью и площадью, которую она покрывает.
По строению молекулы ингибиторов коррозии схожи с молекулами поверхностно-активных веществ. Они состоят из гидрофильной и гидрофобной частей. Гидрофильная часть - это функциональная группа, а гидрофобная - углеводородная цепочка. Адсорбция ингибитора осуществляется за счет функциональных групп, при этом происходит блокирование активных центров металла трубы. Такими функциональными группами могут быть азот-, серо-, кислород- и фосфорсодержащие группы, которые адсорбируются на металле благодаря донорно-акцепторным и водородным связям. Прочность связи между функциональной группой и поверхностью металла зависит от природы и
строения молекул ингибитора коррозии. Обычно не наблюдается прочной химической связи. В большинстве случаев связь образуется за счет физической адсорбции ингибитора. Такая связь нарушается под действием агрессивного потока рабочей жидкости. Углеводородная цепочка служит для создания гидрофобного слоя, который препятствует контакту коррозионно-активных веществ с внутренней поверхностью стенки трубы.
Существует несколько способов подачи ингибиторов коррозии в трубопровод: непрерывное дозирование, периодическая обработка, закачка в затрубное пространство скважины.
Для повышения эффективности защиты промысловых трубопроводов предлагается выбирать более рациональный способ ингибирования.
Для оценки рациональности выбора способа ингибирования предлагается использовать стендовую лабораторную установку. Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.
Стендовая лабораторная установка служит для проведения испытаний по определению оценки работы ингибитора. Работа ингибитора оценивается путем измерения скорости коррозии. Для измерения скорости коррозии используется коррозиметр, работа которого основана на электрохимическом методе измерения скорости коррозии.
Установка состоит из электрохимической измерительной ячейки 5. Ячейка выполнена в виде цилиндра с диаметром 31 мм и длиной 150 мм из коррозионно-стойкого материала (оргстекла). В ячейке закреплены образцы-электроды 7. Материал электродов - сталь 20 по ГОСТ 10502013. Поверхность образцов шлифованная с шероховатостью 0,63-1,25 мкм по ГОСТ 2789-73. Размеры образцов электродов составляют 25x20 мм, толщина до 3 мм. Расстояние между образцами-электродами принимается 5 мм согласно ГОСТ 9.514-99. При помощи втулок из неорганического стекла происходит изоляция образцов друг от друга. Резиновые прокладки осуществляют уплотнение образцов и других частей установки.
В емкости 1 находится коррозионно-активная среда, в емкости 2 находится коррозионно-активная среда с ингибитором коррозии. В качестве коррозионно-активной среды выступает водопроводная вода по ГОСТ 2874-82. Подача рабочей жидкости из данных емкостей осуществляется при помощи перекачивающего насоса 4 через трехходовой кран 3 и установленной на нем мерной трубки 10.
Марка насоса Oasis CD 25/4 180 72 ВТ (72 Вт), производительность - 2,4 м3/ч, максимальный напор - 4 м, максимальное рабочее давление - 1 МПа. Питание насоса осуществляется от сети переменного тока 220 В, 50 Гц. Мерная трубка необходима для контроля расхода рабочей жидкости из емкостей 1 и 2 через насос. Для установки необходимой подачи насоса с помощью резиновой груши заполняется мерная трубка, установленная на трехходовом
Рис. 1. Принципиальна схема стендовой лабораторной установки: 1 - емкость с коррозионно-активной средой; 2 - емкость с коррозионно-активной средой и ингибитором; 3 - трехходовой кран; 4 - перекачивающий насос; 5 -измерительная ячейка; 6 - индикатор скорости коррозии «Моникор - 2»; 7 - образцы - электроды; 8, 9 - задвижка, 10 - мерная трубка; 11 - контакты электродов
кране. Контролирование расхода происходит по уменьшению уровня жидкости в мерной трубке за определенный промежуток времени. При достижении необходимой подачи насоса, необходимо переключить трехходовой кран на емкость 1 или 2.
При помощи и-образных контактов 11 происходит подключение индикатора скорости коррозии 6 к образцам-электродам. В качестве индикатора скорости коррозии применяется индикатор марки «Моникор-2». Задвижки 8 и 9 необходимы для перекрывания емкостей 1 и 2.
Соединение частей установки между собой осуществляется при помощи силиконового шланга Ш17х2 мм.
Исследования проводятся на лабораторной стендовой установке методом поляризационного сопротивления. Этот метод основан на связи между током коррозии и поляризационным сопротивлением поверхности электрода, измеренным вблизи стационарного потенциала коррозии. Эта связь является обратно пропорциональной.
Для выявления рациональности использования периодического ингибирования промысловых трубопроводов оценивается скорость коррозии в среде без ингибитора и с ингибитором, а также время достижения минимальной скорости коррозии.
Для измерения скорости коррозии без ингибитора открывается задвижка 8 и из емкости 1 через трехходовой кран 3 подается коррозионно-активная среда на насос 4. Через контакты 11 замеряется скорость коррозии Vо в среде без ингибитора. Для проведения испытаний используются образцы одного вида, прошедшие одинаковую степень подготовки. Скорость коррозии замеряют одним и тем же индикатором скорости коррозии.
Во время проведения испытаний исключаются механические повреждения электрохимической ячейки.
Количество промежуточных испытаний должно быть не менее четырех.
1
• 202 1
59
Далее при помощи задвижек 8 и 9 перекрывается емкость 1 и открывается 2. Определяется время t1 достижения минимальной скорости коррозии V1 и установления ее постоянного значения.
Затем емкость 2 перекрывается и снова открывается 1. Определяется время t2 начала вымывания защитной «пленки» ингибитора и, следовательно, увеличения скорости коррозии.
При периодическом дозировании ингибиторы должны обладать эффектом последействия, то есть сохранять защитную «пленку» на поверхности металла в течение длительного времени без необходимости использовать меры по ее поддержанию. Время сохранения защитной «пленки» на поверхности трубы и будет определять время между подачами ингибитора. Для того чтобы периодическое ингибирование было эффективным, необходимо чтобы время между подачами ингибитора было меньше, чем время начала вымывания «пленки» ингибитора с поверхности металла, то есть t < t2, где t - интервал времени между периодическими обработками.
Таким образом, данная стендовая установка позволит оценить рациональность применения периодического ингибирования.
Методика обработки экспериментальных данных
Все данные, полученные в ходе эксперимента, необходимо обработать методами математической статистики.
В процессе эксперимента могут появляться значения, сильно отличающиеся от значений в выборке. Это происходит из-за наличия грубых ошибок - промахов. Грубые ошибки измерений обнаруживают при помощи критерия Шовене.
Для исключения промахов определяют предельную остаточную погрешность первичных измерений fпредп по формуле (1):
/ = ! 9
пред.п п п'
(1)
=■( Г
(2)
_ 1 п Х=-1\АХ!.
П
(4)
I=1
Далее сравнивают предельную остаточную погрешность первичных измерений fпредп с каждым единичным значением |Ах1. Если выполняется условие (5)
Ц 1 > fпред.п,
(5)
то значение х считается промахом.
Если промах обнаружен, то соответствующее значение Х отбрасывают и проводят алгоритм обнаружения промахов заново.
Допускается исключение только одного промаха в серии. Если промахов оказалось больше, то измерения следует повторить.
Результаты исследования следует представлять с учетом их погрешностей в силу наличия разброса экспериментальных значений.
Доверительная вероятность Р выбирается исходя из конкретных условий. Обычно используются значения, равные 0,9; 0,95; 0,99. Согласно [3] для образцов марки сталь 20 рекомендуется выбирать Р = 0,95. Уровень значимости а вычисляется по формуле (6):
а = 1 - Р. (6)
Тогда погрешность измерений определятся по формуле (7):
А Х - 'а ' '1,
ЫП
(7)
где tа - табличное значение критерия Стьюдента (табл. 2) [4].
I Таблица 1
Значения критерия Шовене
3-4 1,6
5
1,7
6-7 1,8
8-9 1,9
10-11 2,0
12-15 20-30 2,1 2,2
где !п - критерий Шовене; Бп - среднеквадратическая ошибка измерений.
Критерий Шовене зависит от объема выборки п (табл. 1) [4].
Среднеквадратическую ошибку измерений находят по формуле (2):
Таблица 2
Значения критерия Стьюдента
где Ах I - остаточная погрешность /-го единичного измерения.
Остаточная погрешность -го единичного измерения вычисляется по формуле (3):
АХ/ = х - х, (3)
где х - значение /-го единичного измерения; Х - среднеарифметическое значение х.
Среднеарифметическое значение вычисляют по формуле (4):
Число степеней свободы f = п - 1 п 0,9 ^ при а 0,95 0,99
1 2 6,3130 12,706 63,656
2 3 2,9200 4,3020 9,924
3 4 2,3534 3,182 5,840
4 5 2,1318 2,776 4,604
5 6 2,0150 2,570 4,0321
6 7 1,943 2,4460 3,7070
7 8 1,8946 2,3646 3,4995
8 9 1,8596 2,3060 3,3554
9 10 1,8331 2,2622 3,2498
10 11 1,8125 2,2281 3,1693
11 12 1,795 2,201 3,105
12 13 1,7823 2,1788 3,0845
13 14 1,7709 2,1604 3,1123
14 15 1,7613 2,1448 2,976
15 16 1,7530 2,1314 2,9467
Тогда верхняя граница доверительного интервала для х Нижняя граница доверительного интервала будет равна будет равна (8): (9):
Х+ = X + Ах. (8) Х_ = X - Ах. (9)
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мукатдисов Н.И., Фархутдинова А.Р., Елпидинский А.А. Методы борьбы с коррозией и преимущества инги-биторной защиты нефтепромыслового оборудования // Вестник Казанского технологического университета. 2014. № 3. C. 279-282.
2. Федин Д.В., Бархатов А.Ф., Вазим А.А. Сравнительный анализ экономической эффективности методов повышения эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов // Известия Томского политехнического университета, 2012. № 6. С. 32-35.
3. Методические указания по организации и исполнению ингибирования коррозии промысловых трубопроводов. М.: Газпром нефть, 2010. 81 с.
4. ГОСТ 9.514-99. Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Электрохимический метод определения защитной способности.
REFERENCES
1. Mukatdisov N.I., Farkhutdinova A.R., Yelpidinskiy A.A. Methods of combating corrosion and the advantages of inhibitor protection of oilfield equipment. Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2014, no. 3, pp. 279-282 (In Russian).
2. Fedin D.V., Barkhatov A.F., Vazim A.A. Comparative analysis of the economic efficiency of methods for increasing the operational reliability of field pipelines. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2012, no. 6, pp. 32-35 (In Russian).
3. Metodicheskiye ukazaniyapo organizatsiiiispolneniyu ingibirovaniya korroziipromyslovykh truboprovodov [Guidelines for the organization and implementation of corrosion inhibition of field pipelines]. Moscow, Gazprom neft' Publ., 2010. 81 p.
4. GOST 9.514-99. Yedinaya sistema zashchity ot korrozii i stareniya (YESZKS). Ingibitory korrozii metallov dlya vodnykh sistem. Elektrokhimicheskiy metod opredeleniya zashchitnoy sposobnosti [State Standard 9.514-99. Unified system of corrosion and ageing protection. Corrosion inhibitors of metals for water systems. Electrochemical method of protective ability evaluation].
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Аминова Дилара Флюровна, студент, Уфимский нефтяной Dilara F. Aminova, Student of the Department of Field Pipeline
технический университет. Systems,Ufa State Petroleum Technological University.
Валиахметов Рустам Илдарович, доцент кафедры промысловых Rustam I. Valiakhmetov, Assoc. Prof. of the Department of Field Pipeline
трубопроводных систем, Уфимский нефтяной технический Systems, Ufa State Petroleum Technological University. университет.
1 • 2021
61
