Table Of ContentВ.Э. Ткачева, А.В. Бриков,
Д.А. Лунин, А.Н. Маркин
ЛОКАЛЬНАЯ СО ‐КОРРОЗИЯ
2
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Монография
LOCALIZED CO CORROSION
2
OF OIL FIELD EQUIPMENT
Monograph
Уфа
2021
УДК 620.193/197; 622.276;
ББК 33.361
РЕЦЕНЗЕНТЫ
доктор химических наук, профессор А.Ф. Дресвянников
доктор химических наук, профессор РАН Д.Г. Яхваров
доктор химических наук А.И. Волошин
Т 48 Ткачева В.Э., Бриков А.В., Лунин Д.А., Маркин А.Н.
Локальная СО -коррозия нефтепромыслового оборудования. –
2
Уфа: БашНИПИнефть. – 2021. – 168 с.
Рассматриваются проблемы локальной углекислотной коррозии углеродистых и низ-
колегированных сталей в нефтепромысловых системах. Приведены практические примеры
коррозионного разрушения различного характера с представлением данных по физико-
химическому анализу эксплуатационной среды и кинетическим параметрам – коррозион-
ному расходу и скорости локальной коррозии. Обобщены научные представления о меха-
низме углекислотной коррозии. Описаны применяемые в отрасли технологии противокор-
розионной защиты, основанные на современном комплексном подходе, включающем: сни-
жение коррозивности среды; применение рационального конструирования; изоляцию по-
верхности металла от агрессивной среды. Уделено внимание возможности применения из-
вестных методов коррозионного мониторинга в отношении локальной коррозии. Представ-
лена авторская методика расчета максимальной скорости локальной коррозии внутренней
поверхности трубопроводов. На примере одного из предприятий показаны ключевые эле-
менты системы антикоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования.
Монография будет полезна при повышении квалификации и профессиональной пе-
реподготовке руководителей и специалистов нефтегазовой отрасли, в т.ч. деятельность ко-
торых связана с защитой объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти и газа от
коррозии, а также разработкой антикоррозионных мероприятий и осуществлением корро-
зионного мониторинга.
Издание рекомендовано в качестве учебного пособия для магистрантов, обучающих-
ся по следующим направлениям подготовки: 21.04.01 «Нефтегазовое дело», 18.04.01 «Хи-
мическая технология», 15.04.02 «Технологические машины и оборудование», 18.04.02
«Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и био-
технологии», 22.04.01 «Материаловедение и технология материалов», 15.04.02 «Технологи-
ческие машины и оборудование».
Ссылка для цитирования: Ткачева, В. Э. Локальная СО -коррозия нефтепромыслового оборудо-
2
вания = Localized CO corrosion of oil field equipment : [монография] / В.Э. Ткачева, А.В. Бриков,
2
Д.А. Лунин, А.Н. Маркин. – Уфа : РН-БашНИПИнефть, 2021. – 168 с. : – 500 экз. – ISBN 978-5-
903404-20-9. – Текст : непосредственный.
ISBN 978-5-903404-20-9
© ООО «РН-БашНИПИнефть», 2021
© В.Э. Ткачева, А.В. Бриков, Д.А. Лунин, А.Н. Маркин, 2021
СОДЕРЖАНИЕ
СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ……………………………………. 5
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ……………………………………………………… 6
ВВЕДЕНИЕ ………………………………………………………………………... 9
Глава 1 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ …… 10
Глава 2 ПРИМЕРЫ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ:
КОРРОЗИОННЫЙ РАСХОД И СКОРОСТЬ
ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ ………………………………………….. 22
Глава 3 МЕХАНИЗМЫ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ СТАЛИ …….. 53
3.1. Коррозионный расход 53
3.2. Локальная коррозия 58
3.3. Влияние низших жирных кислот на коррозионный расход
и скорость локальной коррозии 61
3.4. Влияние скорости газожидкостного потока на коррозию 63
3.5. Прогнозирование скорости локальной коррозии 65
Глава 4 УГЛЕКИСЛОТНАЯ КОРРОЗИЯ ПОДЗЕМНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
И ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ ……………….. 66
4.1. Влияние микроструктуры стали на локальную коррозию НКТ 66
4.2. Локальная коррозия НКТ из cтали с 13% хрома 68
4.3. Углекислотная коррозия трубопроводов систем сбора нефти 70
Глава 5 ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ ……………………………………….. 72
5.1. Историческая справка о разработке ингибиторов коррозии 73
3
5.2. Классификация ингибиторов коррозии 74
5.3. Коэффициент распределения ингибиторов коррозии
между нефтью и водой 75
5.4. Защитный эффект ингибирования 76
5.5. Технические условия на ингибиторы коррозии 81
5.6. Вещества, проявляющие свойства ингибиторов коррозии 83
Глава 6 ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
И ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ ……………… 90
6.1. Защита от коррозии внутрискважинного оборудования
добывающих скважин 90
6.2. Защита трубопроводов ингибиторами коррозии 103
Глава 7 МЕТОДЫ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА ……………… 112
7.1. Физико-химический анализ коррозивной среды
7.2. Метод линейной поляризации 112
7.3. Весовой метод (образцы контроля коррозии) 113
7.4. Метод электрического сопротивления 113
7.5. Метод внутритрубной диагностики 121
7.6. Коррозионный мониторинг ВСО добывающих 129
и нагнетательных скважин 134
7.7. Интерпретация данных коррозионного мониторинга 135
7.8. Методы выбора ингибиторов коррозии 137
Глава 8 СИСТЕМА АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ
ПРЕДПРИЯТИЯ ………………………………………………………. 140
8.1. Цель 140
8.2. Определение коррозии и виды коррозии трубопроводов
и оборудования, проявляющиеся на предприятии 142
8.3. Методы защиты от коррозии, применяемые на предприятии 143
4
8.4. Элементы комплексной системы защиты от коррозии 144
8.5. Роли и обязанности 147
8.6. Матрица контроля коррозии 149
8.7. Ключевые показатели эффективности при применении
ингибиторов коррозии и бактерицидов 155
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ………………………………………………………………………. 156
ЛИТЕРАТУРА ……………………………………………………………………….. 157
5
СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
R – универсальная газовая постоянная
T – температура Кельвина, К
t – температура, ˚С
F – число Фарадея
PCO2 – парциальное давление углекислого газа
– химический потенциал (потенциальная мольная свободная энергия)
C – концентрация ингибитора коррозии в нефти
Н
C – концентрация ингибитора коррозии в воде
В
L – коэффициент распределения ингибитора коррозии нефтью и водой
C – дозировка (концентрация) ингибитора коррозии на общий объем жидкости
ОБЩ
(нефть + вода)
n – объемная обводненность продукции, %
z – защитный эффект ингибирования ингибитора коррозии
ИК
– коэффициент торможения ингибитора коррозии ( = 100/(100 – z )
ИК ИК ИК
τ – время
С – концентрация ингибитора коррозии в жидкости (нефть + вода),
ИКЖ
обеспечивающая в данной системе требуемый (заданный) z или ОСК
ИК
C – концентрация ингибитора коррозии концентрация в водной фазе,
ИК
обеспечивающая в данной системе требуемый (заданный) zИК или ОСК
Q – дебит скважины по жидкости
Ж
М – масса ингибитора коррозии для закачки в призабойную зону продуктивного
ИКПЗП
пласта
Q – дебит скважины по жидкости
Ж
М – масса ингибитора коррозии для закачки в призабойную зону продуктивного
ИКЗТ
пласта
Δ – разности коррозионных расходов между различными образцами контроля
КР
коррозии в кассете
Δ – инструментальная погрешность измерения
И
Δ – случайная погрешность измерений
С
6
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
КР – коррозионный расход
ГК – глубина коррозии
КС – коррозивная среда
КВЧ – концентрация взвешенных частиц
НКТ – насосно-компрессорные трубы
ССН – система сбора нефти нефтяных месторождений
ВСО – внутрискважинное оборудование
ШГН – штанговый глубинный насос для добычи нефти механизированным
способом
УЭЦН – установка погружного электрического центробежного насоса для добычи
нефти механизированным способом
ПЭД – погружной электродвигатель
ГЗУ – групповая замерная установка
ОКК – образцы контроля коррозии весовым методом
ППД – поддержание пластового давления
ASTM – стандарт американского общества ASTM
(American Society for Testing and Materials (ASTM International))
ВТД – внутритрубная диагностика
НЖК – низшие жирные кислоты
СПЛК – стойкость к питтингу и локальной коррозии легированных сталей
ИК – ингибитор коррозии
ПАВ – поверхностно-активное вещество
ГЛБ – гидрофильно-лиофильный баланс
ККМ – критическая концентрация мицеллообразования
ВЭЖХ – высокоэффективная жидкостная хроматография
ВЭЖХ-МС – ВЭЖХ с масс-спектрометрическими детекторами
ОПИ – опытно-промышленные испытания
ОСК – остаточная скорость коррозии
ОКР – остаточный коррозионный расход
ТУ – технические условия
ЧАС – четвертичные аммониевые соли
КСС – коррозионно-стойкие стали
ДУ – дозировочная установка
ПС – пункт (пункты) сбора нефти нефтяных месторождений
КМ – коррозионный мониторинг
ПВХ – поливинилхлорид
ФФС – фенолформальдегидные смолы
7
ЭС – эпоксидные смолы
ПЭС – полиэфирные смолы
СНО – время средней наработки на отказ
ДНС – дожимная насосная станция
УПН – установка подготовки нефти
УПСВ – установка предварительного сброса воды
КСП – кустовой сборный пункт
ЦПС центральная перекачивающая станция или центральный
пункт сбора нефти
ПЗП – призабойная зона продуктивного пласта
ГРП – гидроразрыва пласта
ФХА – физико-химический анализ
УЗТ – устройство зондирования трубопроводов
LPR – метод линейной поляризации измерения коррозионного расхода
ER – метод электрического сопротивления измерения коррозионного
расхода
СТО – стандартное (среднеквадратическое) отклонение выборки
АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения
ТКМ – точка коррозионного мониторинга
МФНС – мультифазная насосная станция
БКНС – блочная кустовая насосная станции
ПСН – пункт сдачи нефти
УКПГ – установка комплексной подготовки газа
СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии
МНК – методы неразрушающего контроля
НД – неразрущающая диагностика
SAP – компьютерная программа для общего информационного пространства
предприятия
8
ВВВЕДЕНИИЕ
Моногграфия проддолжает темму локальнойй углекислоотной коррозии, которааяя была подння-
та в книге «СОО -коррозияя нефтепроммыслового ооборудованиия» (2003 г.). Основнымм механизмом
2
корррозионныхх поврежденний оборудоования и трубопроводоов при добыыче нефти и газа являеттся
угллекислотнаяя коррозия, которая чащще всего прроявляется вв виде локалльных язв, ссвищей и пиит-
тиннгов. Книгаа посвященна этой актууальной прооблеме. На большом кколичестве практическких
примеров покказано, как и где можеет проявлятьься углекисслотная корррозия при ддобыче неффти
и ггаза. Охаракктеризованыы основные факторы, ввлияющие нна скорость углекислотнной коррозиии.
Прриведены сппособы борььбы с корроззией, которыые включаюют как техноологическиее (обеспеченние
эммульсионногго режима ии скорости ттечения жиддкости) мерооприятия, таак и техничческие (примме-
ненние коррозиионностойкиих и неметаллических мматериалов,, ингибиторов коррозиии и др.) споссо-
быы. Описаны современныые методы ккоррозионнного монитооринга, примменяемые вв нефтегазоддо-
быывающей прромышленноости. На приимере одногго из добыввающих преедприятий ппродемонстрри-
рован способ организациии эффективвной системыы по борьбее с коррозиеей, которая основываеттся
на широко применяеммом управлленческом цикле плланированиее–выполненние–проверкка–
улуучшение.
Однакко задачей ииздания явлляется не тоолько описаание механиизмов и мееттодов борьббы
с ууглекислотнной коррозиией. На сегоодняшний ддень в нефттегазодобывающей проммышленноссти
слоожилась паррадоксальнаая ситуацияя. Большинсство специаалистов признает, что ккоррозионные
повреждения нефтепромыыслового обборудованияя носят локаальный хараактер. При ээтом примення-
еммые методы защиты от ккоррозии с ллокальной ккоррозией нне борются, а технологиии мониториин-
га локальную коррозию ппопросту незамечают. ВВ этой книгге мы дадимм понятные ррекомендацции
спеециалистамм, работа которых связаана с защиттой оборудоования от ккоррозии, каак не попассть
в лловушку соввременных ппредставленний о системме борьбы сс коррозиейй. Эти рекоммендации пооз-
воллят организзовать эффеективную сиистему борььбы с корроозией на лююбом нефтеегазодобывааю-
щеем предприяятии с применением досступных меттодов защитты и коррозионного моониторинга.
9
