Подземного и наземного оборудования

335. Основными агрессивными компонентами продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений, вызывающими коррозию внутренней поверхности оборудования, далее именуемую «внутренняя коррозия», являются кислые газы (сероводород и углекислота) в присутствии влаги, которая содержится в газожидкостном потоке в виде водного конденсата, смешанного в различном соотношении с пластовой водой. Усиливающую роль в процессе внутренней коррозии играют органические кислоты, которые могут присутствовать в продукции скважин в виде солей или в свободном виде. К числу органических кислот, наиболее часто встречающихся в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, в первую очередь относятся муравьиная, уксусная, пропионовая, щавелевая.

336. Сероводород может вызвать серьезную прогрессирующую во времени коррозию уже при парциальном его абсолютном давлении

0,0015 кг/см²и выше, поэтому для обеспечения достаточного снижения коррозии следует при очистке газа стремиться к этой величине. Однако интенсивность сероводородной коррозии при данной концентрации H₂S может быть весьма различной, так как на процесс коррозии влияют и многие другие факторы.

337. Присутствие углекислого газа считается бесспорно опасным, если его парциальное давление составляет 2 кг/см²и более, причем с повышением парциального давления скорость коррозии увеличивается.

При парциальном давлении СО₂ менее 0,5 кг/см²коррозии обычно не наблюдается. При парциальном давлении СО₂ от 0,5 до 2 кг/см²коррозия возможна.

338. Интенсивность коррозии во многом зависит также от следующих факторов: химического состава водной и углеводородной жидких фаз потока, рН водной среды, количественного соотношения между водной и углеводородной жидкими фазами, давления и температуры газожидкостного потока, скорости его движения, величины и характера механических напряжений металла оборудования и другие.

339. Первые сведения о возможности развития внутренней коррозии скважин и оборудования следует получать при первичных испытаниях и исследованиях разведочных скважин, давших газ, путем отбора проб газа и жидкости и анализа их на количественное определение агрессивных компонентов, определения температуры и давления среды.

340. Если анализами будет установлено наличие в газе опасных концентраций H₂S или СО₂, то следует провести предварительные исследования по выяснению действительной коррозионной агрессивности газожидкостного потока.

341. Эти исследования рекомендуется выполнить разведочной организацией (или добывающим предприятием, которое будет вести разработку месторождения) по методике.

342. При установлении опасности развития коррозии следует немедленно организовать проведение специальных коррозионных исследований (с привлечением научно-исследовательских организаций) для выявления характера коррозионных процессов, разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии как всей системы оборудования промысла, так и отдельных ее элементов.

343. Выбор способов защиты газопромыслового оборудования от коррозии решается организацией, осуществляющей разработку и эксплуатацию месторождения, с привлечением соответствующих специализированных научно-исследовательских организаций. Выбор способов защиты от коррозии должен быть осуществлен в течение периода подготовки месторождения к промышленной разработке (во время промышленной разведки месторождения и проведения опытной эксплуатации скважин).

344. В качестве защитных мероприятий от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования могут быть выбраны один или комбинация нескольких способов из числа известных в настоящее время:

1) использование ингибиторов коррозии;

2) применение оборудования из специальных коррозионностойких сталей;

3) применение специальных покрытий;

4) применение технологических методов уменьшения коррозионной активности продукции.

345. Также применяемое оборудование, приборы, запорная арматура, контактирующие с сероводородом, углекислым газом и другими вредными веществами, имеет паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в этой среде при установленных проектом параметрах.

346. На месторождениях с высокой коррозионной агрессивностью продукции скважин следует в течение всего периода разработки и эксплуатации месторождений вести контроль за применением выбранных методов защиты, их эффективностью и состоянием скважин и промыслового оборудования.

347. Следует иметь в виду, что в процессе эксплуатации скважин многие факторы, влияющие на характер и распределение коррозии (температура, давление, дебит воды и углеводородного конденсата, их химические свойства и другое), могут изменяться, что в свою очередь может вызвать изменение характера распределения и интенсивности коррозии, повлиять на эффективность применяемых защитных мероприятий.

348. Контроль проводится согласно «Инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений».

349. Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и предотвращения аварий на месторождениях, где отмечается высокая скорость коррозии, систематически проводится ревизии и профилактические ремонты скважин и оборудования по графикам, утвержденным газодобывающей организацией. Сроки между двумя очередными ревизиями назначаются с учетом интенсивности коррозии, эффективности и надежности применяемых способов защиты от коррозии.

350. Для проведения работ по осуществлению мероприятий по борьбе с коррозией и контролю эффективности этих мероприятий на промыслах, где отмечается интенсивная коррозия, создаются специальные бригады по борьбе с коррозией.

351. На промыслах, для которых характерна интенсивная внутренняя коррозия оборудования, имеются специальные журналы, где регистрируются:

1) результаты систематических анализов газа, воды и углеводородного конденсата на содержание агрессивных компонентов;

2) сведения о коррозионных разрушениях, обнаруженных при осмотрах, ревизиях, профилактических и аварийных ремонтах скважин и оборудования с указанием места расположения прокоррозировавшего оборудования, условий его работы, срока службы, характера разрушения и других сведений согласно «Инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений»;

3) сведения о проводимых мероприятиях с целью защиты скважин и оборудования от коррозии и результатах проверки эффективности этих мероприятий.

352. Защита промысловых подземных трубопроводов от внешней коррозии проводится согласно «Инструкции по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов», СП 34-116-97, утвержденной приказом Минтопэнерго России от 23 декабря 1997 года, № 441.