Ингибиторная защита

Ингибиторная  защита 

Наиболее  распространённым методом поддержания эксплуатационной надёжности стальных труб считается  применение ингибиторов. Согласно стандарту  ISO-8044, ингибиторами коррозии металлов называют химические соединения которые, присутствуя в коррозионной системе в определённой концентрации, уменьшают скорость коррозии без значительного изменения концентрации любого коррозионного агента. Эффект замедления скорости коррозии в присутствии ингибиторов является следствием их воздействия на кинетику электрохимических реакций, обуславливающих коррозионный процесс.

     В нефтяной промышленности используются в основном органические ингибиторы, и распространена классификация  по растворимости в воде и нефти. Согласно этой классификации ингибиторы делятся на водо- и нефтерастворимые, а также нефтеводорастворимые. Основой водорастворимых ингибиторов являются вещества, состоящие из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. В тоже время из-за недостаточной длины гидрофобных радикалов растворимость в нефти не достигается. Водорастворимые ингибиторы в зависимости от состава способны образовывать как истинные растворы так и миццелярные.

     Водонефтерастворимые  ингибиторы содержат вещества, обеспечивающие растворимость всего соединения, как в водной, так и в нефтяной фазах. Нефтерастворимые ингибиторы из-за разветвлённой углеводородной части, в воде не растворяются, однако подбором состава можно изменить их растворимость и получить так называемые вододиспергируемые ингибиторы коррозии.

     Активное  внедрение ингибиторной защиты в  ОАО «ТНК-Нягань» началось в 2004 году, после образования в 2003 году компании  «ТНК-ВР». Тогда был применён международный  опыт компании «ВР». На первом этапе  были проведены стендовые испытания лучших российских и зарубежных образцов ингибиторов коррозии. Испытания проводились, поэтапно, на всех месторождениях Краснолениского свода. Проведение стендовых испытаний описано ниже. После проведения стендовых испытаний началось опытно-промышленное испытание лучших отобранных образцов. Для проведения опытно-промышленных испытаний был выбран наиболее аварийный участок нефтесборных сетей ДНС-4 общей протяженностью 28 километров на котором испытывался ингибитор Корексит 1003. Удельная аварийность на данном участке составляла 3,1 шт/км.год. К концу первого месяца испытаний аварийность увеличилась на 20%. Причиной этого явился эффект отмыва внутренней поверхности трубы от коррозионных остатков и парафиновых отложений, в результате которого усилилась коррозия металла. Но к середине второго месяца количество порывов сократилось в 2,4 раза. Через пять месяцев испытаний на участке был зафиксирован всего один отказ за шестьдесят  дней. Эффект превзошел все ожидания.

Физико-химические свойства ингибиторов коррозии

     Ингибиторы  коррозии представляют собой композиционные смеси, физико-химические свойства которых  указываются в паспортах безопасности вещества  ГОСТ Р 50587-93

     Кинематическая  вязкость при 20°С - не более 10 мм²/сек; температура застывания  не выше - 55°С;

     Массовая  доля активной основы в пределах 18-22%; массовая доля азотосодержащих добавок  в пределах 6-9%; массовая доля воды не более 0,5%. Растворитель – метиловый  спирт (метанол), состав активной части  является конфиденциальной информацией и не разглашается компанией поставщиком в данном случае Nalco Company.

    Ингибиторы  относятся к группе горючих веществ,  ядовитая, легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), опасных при повышенной температуре. Температура вспышки составляет - 45°С; температура воспламенения - 50°С.  

    Cтратегия управления целостностью трубопроводов ОАО «ТНК-Нягань» с 2005 г. предусматривает применение ингибиторов коррозии для следующих объектов:

    - Системы  нефтесбора. Средняя обводненность  60-80%. Характерные гидравлические режимы течения – расслоенные с наличием газовых и жидкостных пробок;

    - Напорные  нефтепроводы, транспортирующие частично  подготовленную нефть с содержанием  воды 2-60%. Характерный режим течения  – расслоенный, слабо турбулентный  с глубиной пограничного слоя более 1 мм;

    - Водоводы  низкого и высокого давления;

    - Газопроводы  низкого давления;

    - Выкидные  линии скважин.

    Предусматривается применение комплексной ингибиторной защиты при реализации которой водоводы, в основном защищаются ингибитором, который попадает в воду из систем нефтесбора после подготовки воды.

    В ОАО «ТНК-Нягань» применяются  следующие ингибиторы коррозии:

1. Ингибитор коррозии СНПХ-6418, марка А.
2. Ингибитор коррозии Сонкор-9510.
3. Ингибитор коррозии Корексит SXT-1003.

 

Технология применения и технические средства ингибирования.

     Применяются две технологии дозирования химических реагентов.

1. Технология постоянного дозирования.

     Дозирование ингибиторов производится с помощью  дозировочных насосов УДЭ и БРХ  на ДНС и кустовых площадках непосредственно  в трубопровод.

     Преимуществом данного метода является постоянство  концентрации реагента в транспортируемой продукции, возможность поддерживать оптимальную дозировку и, следовательно, минимальный расход реагента.

     При значительном изменении объема перекачиваемой продукции необходимо производить корректировку расхода реагента.

     Производительность  дозировочного насоса для закачки  ингибитора в  защищаемую систему  определяется по формуле:            

      , л/сут 

где Q_ж - расход жидкости в защищаемой системе, м³/сут.

С₁- рекомендуемая концентрация ингибитора в жидкости,  г/м³

g - плотность рабочего раствора ингибитора, г/литр.

      2. Технология циклической закачки  ингибитора.

     Закачка  определённого объема ингибитора  производится передвижными насосными  агрегатами в затрубное пространство скважин три - четыре раза в месяц.

     Преимуществом данной технологии является её экономичность, которая достигается  за счёт отсутствия необходимости приобретения и обслуживания стационарных установок дозирования. Недостатком – непостоянное остаточное содержание ингибитора в транспортируемой жидкости.

Стандартное оборудование, необходимое для применения реагентов:

- Дозировочное устройство УДЭ, БРХ

- Передвижные насосные агрегаты

     Дозирование ингибитора осуществляется дозировочными насосами, выбор типоразмера и производительности которых производится с учётом суточного расхода ингибитора. (НД 0,63/63; НД -1/63; НД-2,5/63)

      Количество  работающих установок в 2007г. в ОАО  «ТНК-Нягань» составил 172 штуки.  Протяженность ингибируемых трубопроводов более 900 километров.

МЕТОДЫ  ОЦЕНКИ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ 

5.1 Стендовые  испытания ингибиторов и расчёт  защитного эффекта

    Были  проведены испытания ингибиторов  коррозии на проточном стенде фирмы  «Cormon» (Рис 6.1), которая позволяет максимально моделировать реальные условия. Испытание ингибитора Амдор ИК-3 и предложенных компанией Nalco Company показало, что даже при большей дозировке нецелесообразно использовать ингибитор Амдор ИК-3. Результаты испытаний приведены в таблице 6.1

      

Рис 5.1. проточный  стенд фирмы «Cormon»

Таблица 5.1

Результаты испытания

 
 
 

      Выбор ингибитора коррозии для защиты оборудования на конкретном месторождении представляет подчас серьезную задачу, и первый вопрос, на который следует получить ответ - насколько "хорошо" ингибитор замедляет коррозию. На практике для этого используют величину, называемую защитным эффектом ингибирования (процент защиты, защитное действие ингибитора): 

 

где z - защитный эффект; V₁ - скорость коррозии в среде без ингибитора (контрольная скорость коррозии); V₂ - скорость коррозии после введения ингибитора в среду. V₁ и V₂ определяют весовым или электрохимическим методами. Считается, что при z > 85 % по результатам лабораторных исследований ингибитор можно рекомендовать к промышленному использованию. Результаты расчета защитного эффекта приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.2

Результаты расчета  защитного эффекта

 

    Исходя  из результатов испытания на участке, можно прогнозировать уменьшение аварийности, сравнивая “незащищенный” участок трубопровода  и участок с применением ингибитора Корексит SXT-1003 (Nalco Company), показавший наилучший результат защиты трубопровода в условиях Трубопроводных систем Красноленинского месторождения Талинской площади. Уменьшение удельной аварийности участка трубопровода, с использованием ингибитора Корексит SXT-1003,  по сравнению с “незащищенным” участком показана на рисунке 5.2. 
 
 

 

Рис 5.2 Удельная аварийность участка трубопровода 

5.2 Промышленные  испытания и оценка эффективности

     Анализ  испытаний показывает, что гидродинамические  условия транспортировки газожидкостной среды  (ГЖС) оказывает влияние  на значение рабочих дозировок ингибиторов, при которых достигается низкие остаточные скорости коррозии (менее 0,1 мм/год). Так, при подаче ингибитора Корексит 1003 в концентрации 11 мг/л в эмульсионный поток с малым газосодержанием (0,27), но высокой скоростью смеси (2 м/с), позволяет почти полностью гасить процесс коррозии (остаточная скорость коррозии 0,007 мм/год). При закачке ингибитора в другой трубопровод с потоком жидкости с устойчивым пробковым режимом движения ГЖС (газосодержание 0,6…0,63) достижение низких значений остаточной скорости коррозии (0,013…0,048 мм/год) стало возможным при закачке ингибитора с дозировкой 25 мг/л. Только при таких дозировках эффект защиты достиг 98%.

     Наиболее  сложные гидродинамические условия  в виде развитого пробкового режима подобрали на третьем участке  трубопровода. По параметрам перекачки  (обводнённость 95%, расходное газосодержание  - 0,76), данный  трубопровод можно отнести к понятию «газированный водовод». При таких условиях высокая скорость ГЖС играет негативную роль, поскольку она препятствует адсорбции и закреплению ингибитора на поверхности трубопровода. Поэтому общий результат ингибирования будет определяться в противодействии упомянутых выше процессов, вызываемых одним фактором – скорость потока.

     В начале была проведена закачка ударной  дозы ингибитора – 1,2 т с целью  создания пленки ингибитора. Последующая  закачка с концентрацией 32 мг/л практически не снизила скорость коррозии в точке, расположенной в четырёх километрах от места подачи ингибитора – 2,8 мм/год, защитное действие не превысило при этом и 17 %. В другой контрольной точке, расположенной в 500 метрах от места подачи ингибитора, остаточная скорость коррозии составила 0,43 мм/год (защита 64%). Полученные результаты не оставляют сомнений в том, что сложные гидродинамические условия перекачки газожидкостной смеси (высокая скорость, пробковый режим), препятствуют адсорбции и закреплению ингибитора на поверхности трубопровода и являются основной причиной низкой эффективности ингибитора. В этой связи вопрос о защите подобных систем ингибиторами коррозии остаётся открытым. В данном направлении теоретически возможен путь, связанный с разработкой новых типов ингибиторов, однако использование альтернативных методов защиты в виде труб из неметаллических материалов и труб, защищённых изнутри покрытием, представляется более предпочтительным.