Коррозионная активность попутно добываемых вод морских нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»

UDK: 620.193.27
DOI: 10.24887/0028-2448-2019-1-54-56
Ключевые слова: пластовая вода, внутренняя коррозия, обводненность нефти, промысловый нефтепровод, ингибитор коррозии
Авторы: В.В. Савельев (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»), И.Н. Чернядьев (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»)

В статье представлены результаты определения коррозионной активности попутно добываемых вод месторождений Белый Тигр, Белый Заяц, Дракон, эксплуатируемых СП «Вьетсовпетро». Попутно добываемая на месторождениях СП «Вьетсовпетро» вода представляет собой смесь пластовой воды и закачиваемой для поддержания пластового давления подготовленной морской воды. Попутно добываемые воды с разных месторождений СП «Вьетсовпетро» значительно различаются по химическому составу и содержанию основных коррозионно-активных примесей. В пределах одного месторождения наблюдаются существенные различия в составе попутной добываемой воды от одного участка к другому. В процессе эксплуатации месторождений возрастает как обводненность скважинной продукции, так и коррозионная агрессивность попутно добываемой воды.

Трубопроводы системы нефтесбора и оборудование для подготовки нефти изготовлены из углеродистых сталей по стандартам ASTM A106, API 5X. Трубопроводы и емкости из углеродистых сталей успешно эксплуатируются в СП «Вьетсовпетро» более 25 лет, однако в последние годы отмечена коррозия на внутренней поверхности оборудования. Установлено, что в настоящее время скорость коррозии углеродистой стали в условиях сбора и транспорта газожидкостной продукции (температура – 45 оС, давление - 0,1 МПа) составляет 0,22-0,31 мм/год. При повышенных температурах и давлениях (соответственно 120оС и 10 МПа) скорость коррозии увеличивается до 0,26-0,64 мм/год. Коррозионная агрессивность попутно добываемой воды в нефтяной продукции СП «Вьетсовпетро» обусловлена прежде всего наличием углекислого газа, сероводорода и механических примесей. Электрохимическая коррозия, приводящая к образованию локальных дефектов (язв) на внутренней поверхности нефтепроводов с высокой степенью обводнености, обусловлена прежде всего выделением попутно добываемой воды в отдельную фазы из потока нефтегазожидкостной продукции и содержанием в ней коррозионно-активных компонентов.

С целью снижения скорости коррозии внутренней поверхности нефтяных трубопроводов проведены промысловые испытания ингибитора коррозии. Установлено, что применение ингибитора коррозии в системе сбора и транспортировки нефти обеспечивает снижение скорости коррозии с 0,31 до 0,052 мм/год.

Список литературы

1. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2005. – 332 с.

2. Гордеев П.В., Шемелин В.А., Шулякова О.К. Гидрогеология. – М.: Высшая школа, 1990. – 471 с.

3. Коррозионная активность продукции скважин и эффективность защиты нефтегазодобывающего оборудования СП «Вьетсовпетро» / А.Л. Бушковский, А.Н. Иванов, Чан Ван Винь, Ле Конг Туи // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 112–115.

 



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.