Противокоррозионная защита систем добычи, сбора и транспорта природного газа с применением ингибиторов

• Автор: Легезин, Николай Егорович
• Шифр специальности: 05.17.14
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 284 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ И ХАРАКТЕРА КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ СИСТЕМ ДОБЫЧИ, СБОРА И ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА, СОДЕРЖАЩЕГО АГРЕССИВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ
1.1. Характеристика месторождений природного газа, подверженного углекислотной коррозии оборудования. Анализ условий его эксплуатации. Характер и интенсивность коррозионных разрушений
1.2. Характеристика месторождений природного газа, содержащего сероводород и диоксид углерода. Особенности разрушения металла труб и газопромыслового оборудования в условиях сероводородной коррозии
1.3. Изменение условий работы оборудования, скорости и характера его коррозионных разрушения, в процессе длительной эксплуатации газовых месторождений
ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПРОЦЕСС ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1. Коррозия металла в среде природного газа, содержащего диоксид углерода, механизм углекислотной коррозии
2.2. Коррозия металла в среде природного газа, содержащего сероводород. Особенности и механизм сероводородной коррозии
2.3. Исследование влияния основных факторов, определяющих скорость и характер процесса коррозии
2.3.1. Зависимость скорости коррозии металла от концентрации СОг в газе, его парциального давления, температуры, характера среды и общего давления газа в системе ЩО-

С02-СН4
2.3.2. Влияние парциального давления на процессы коррозии в системе Н2О-СО2-СН4
2.3.3. Влияние пластовых вод и влажности газа на коррозию газопромыслового оборудования
ГЛАВА 3. ИНГИБИТОРЫ - ОСНОВНОЕ СРЕДСТВО ЗАЩИТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ТРЕБОВАНИЯ К ИНГИБИТОРАМ И МЕТОДИКА ИХ ИСПЫТАНИЙ
3.1. Технические требования к ингибиторам коррозии в газовой промышленности
3.2. Методика испытаний ингибиторов коррозии, предназначенных для использования в газовой промышленности
3.2.1. Исследования физикохимических и технологических свойств ингибиторов коррозии в лабораторных условиях
3.2.2. Исследования защитных свойств ингибиторов коррозии в лабораторных условиях
3.2.3. Автоклавные испытания
3.2.4. Испытания ингибиторов в промышленных условиях
ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ, ОТВЕЧАЮЩИХ ТРЕБОВАНИЯМ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
4.1. О механизме защитного действия ингибиторов коррозии
4.2. Исследования ингибиторов, созданных на базе побочных продуктов химической и нефтехимической промышленности - первые ингибиторы коррозии в газовой отрасли
4.3. Разработка и исследование новых ингибиторов коррозии специально предназначенных для месторождений при-

родного газа, содержащего сероводород, диоксид углерода и другие коррозионноагрессивные компоненты
ГЛАВА 5. МЕТОДЫ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
5.1. Анализ различных методов ингибирования газовых скважин
5.2. Методика расчета оптимального количества ингибитора, рекомендации по совершенствованию монжусных технологий ингибирования газовых скважин
5.3. Влияние ингибирования на производительность газовых скважин
5.4. Новые технологии подачи ингибитора в продуктивный пласт
5.5. Методы ингибирования газопроводов различного диаметра
5.5.1. Кольцевой режим ингибирования промысловых газопроводов
5.5.2. Поршневые методы ингибирования газопроводов
5.5.3. Аэрозольный метод ингибирования газопроводов
5.5.4. Оптимизация противокоррозионной ингибиторной защиты газопроводов
ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА

низкосернистого природного газа, а затем, осушенного и очищенного представляет, на наш взгляд, практика эксплуатации газопровода Куле-шовка-Самара. Газопровод был построен и введен в действие в 1962 году. В газопровод до 1967 года подавался газ Кулешовского месторождения с содержанием сероводорода -0,9 и двуокиси углерода -1,4% (об.)
Важно отметить, что общее давление газа в газопроводе (даже на головном его участке) составляло всего 0,55 МПа. Тем не менее, спустя всего 4 года после начала эксплуатации на одном из пониженных участков газопровода произошел разрыв трубы. При установлении причин разрыва было обнаружено, что толщина стенки газопровода на данном участке уменьшалась с внутренней стороны с 8 до 1,5 мм.
Для выяснения состояния всего газопровода было проведено его детальное обследование с вырезкой образцов на пониженных участках трассы. Всего было вырезано 21 окно и 4 катушки. Обследование наглядно показало, что во всех пониженных местах, где могла скапливаться вода, газопровод подвергался интенсивной общей коррозии, в результате которой толщина стенки труб на этих участках трассы за весьма короткий период уменьшилась с 8 до 4 мм.
Сульфидного растрескивания труб не происходило, очевидно, вследствие исключительно низких давлений в газопроводе и, следовательно, низких напряжений в металле труб, рассчитанных на нормальное рабочее давление (5,6 МПа).
В 1966-1967 г.г. пониженные участки газопровода были заменены новыми трубами. Другие участки трассы газопровода оставили в эксплуатации без замены труб, но, начиная с 1967 г. после ввода в строй Нефтегорского газоперерабатывающего завода и компрессорной станции, в газопровод подается уже осушенный и очищенный от сероводорода газ. И хотя этот газ после компрессорных станций поступает в газопровод при давлении значительно более высоким, чем ранее, тем не ме-