Новые ингибиторы коррозии для защиты от углекислотной коррозии при добыче природного газа

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 
высшего образования
 «Казанский национальный исследовательский технологический университет»
 (ФГБОУ ВО «КНИТУ»)


Кафедра технологии синтетического каучука 
Направление (специальность) 21.03.01 Нефтегазовое дело 
Тема курсовой работы 	 «Новые ингибиторы коррозии для защиты от углекислотной коррозии при добыче природного газа» 


КУРСОВАЯ РАБОТА


Заведующий кафедрой_____________________(А.М. Кочнев)
Руководитель работы______________________(Е.Н. Черезова)
Студент_________________________________(О.М.Кузнецова)
Нормоконтролер__________________________( Е.Н. Черезова)
	


	Казань 2017 г.



З А Д А Н И Е
на курсовое проектирование студенту кафедры________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Тема проекта: _____________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Исходные данные к проекту: _______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Содержание расчетно - пояснительной записки (включая перечень подлежащих разработке вопросов, включая вопросы стандартизации и контроля качества) _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Перечень графического материала (схемной документации) ____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Консультанты по проекту ( с указанием относящихся к ним разделов) ___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Дата выдачи задания «_____»___________________20     г.
Руководитель проекта _____________________ ( ________________________ )
Лист нормоконтролера





Содержание
Введение05
Виды коррозии трубопроводов и оборудования07
Методы защиты трубопроводов и оборудования от коррозии09
Ингибиторы «ИНКОРГАЗ»011
Заключение016
Литература017
 



















Введение
     Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металлов, сплавов, бетона и некоторых видов пластмасс под воздействием химического или физико-химического влияния окружающей среды. Обеспечение надежности и долговечности работы промышленного оборудования и трубопроводных систем является одной из главных задач при разработке нефтегазовых месторождений и при дальнейшем транспорте углеводородного сырья.
     Коррозия металлического оборудования скважин, магистральных и технологических трубопроводов помимо сокращения срока их использования и увеличения затрат на их ремонт, может нанести вред окружающей среде. Повреждение оборудования может привести к засолению почвы пластовой водой, загрязнению почв и природных водоемов нефтью и нефтепродуктами.
     В связи с этим в настоящее время на газовых и нефтяных месторождения огромное внимание уделяется проблеме продления срока службы оборудования скважин. Одним из самых эффективных способов антикоррозионной защиты является применение ингибиторов коррозии, позволяющих снизить скорость коррозии металлов и сплавов. 
     Ингибиторная защита является наиболее известным и оправданным с экономической точки зрения методом защиты от коррозии, поскольку не требует больших затрат на замену оборудования. Следовательно, поиск и подбор наиболее эффективных ингибиторов не утрачивает актуальности. Требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии, заключаются в наличии свойств, позволяющих добиться высокого проявления защитного эффекта, сохранять технологический процесс, а также исключить нанесения экологического вреда. 
     В моей курсовой работе поднята проблема, возникающая при освоении газовых и газоконденсатных месторождениях из-за высокого содержания углекислого газа, - проблема углекислотной коррозии.  
     Цель работы: исследование действенности и универсальности новых ингибиторов для защиты трубопроводов от углекислотной коррозии при добычи природного газа. 
     Задачи работы: 
1. Изучить виды коррозии.
2. Исследовать пассивные и активные методы защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.
3. Исследовать новые ингибиторы углекислотной коррозии «ИНКОРГАЗ».
4. Изучить физико-химические свойства ингибиторов. 












Виды коррозии трубопроводов и оборудования

     Виды коррозии зависят от видов трубопроводов, классифицированных по их функциональному назначению. В данной главе я расскажу о коррозиях магистральных трубопроводов – трубопроводов, предназначенных для транспорта углеводородов от места производства к месту потребления. Магистральные трубопроводы транспортируют нефть и нефтепродукты, сжиженный углеводородный газ, импульсный, топливный и пусковой газ. 
     Итак, на магистральных трубопроводах реализуются следующие виды коррозионного разрушения:
* почвенная электрохимическая коррозия;
* коррозия блуждающими токами;
* коррозионное растрескивание под напряжением;
* микробиологическая коррозия.
     Почвенная электрохимическая коррозия наблюдается на внешней поверхности подземных трубопроводов, зарытых резервуаров и другого оборудования, имеющего контакт с почвой. Главными причинами такой коррозии являются: содержание в почве влаги органических веществ, неоднородность химического состава грунта, неравномерное проникание кислорода воздуха к оболочке кабеля. В результате образуются гальванические пары, сопровождающиеся обращением тока между металлом и окружающей средой. Коррозия возникает в анодных зонах, образованные в местах входа тока в грунт.
     Коррозия блуждающими токами – коррозия металла под воздействием блуждающего тока. Блуждающие токи – это токи антропогенового характера, протекающие в земле.  Такие токи возникают из-за утечек в землю тока из рельсов электрифицированных железных дорог, трамвая и метро. Участок трубопровода, из которого блуждающий ток выходит в землю, являются анодом, а часть трубопровода, в которую попадает блуждающий ток, - катодом. На анодной зоне токи вызывают коррозию, скорость которой неограниченна и достигает гигантских значений. 
     Коррозионное растрескивание под напряжением – это разрушение металла в результате одновременного воздействия напряжения. Образование трещин в металле происходит в местах напряжения. После раскрытия трещин на поверхности трубы происходит ускорение трещинообразования за счет коррозионного влияния электролита грунта, проникающего в трещины.
     Микробиологической коррозией называют коррозию металла, возникающая в результате жизнедеятельности микроорганизмов. Микроорганизмы могут вызывать коррозию путем вырабатывания веществ, вызывающих коррозию, создавая на поверхности металла условия, которые определяют на поверхности металла разности потенциалов и образования дополнительных анодных и катодных зон, с дальнейшим протеканием коррозионного процесса по электрохимическому процессу. 
 








Методы защиты трубопроводов и оборудования от коррозии

     Все способы, продлевающие срок службы трубопроводов, делят на 2 группы – активная и пассивная защиты. 
     Активная защита. К данному методу относится катодная, протекторная и дренажная защиты.
1. Катодную защиту применяют для защиты от почвенной коррозии. Защита основана на наложении отрицательного потенциала на защищаемую деталь и положительного потенциала на анодный заземлитель. Под действием электрического поля электроны двигаются от анодного заземлителя к защищаемому сооружению. Отдавая электроны, анодный заземлитель разрушается. На трубопроводе происходит восстановление металла защищаемого сооружения.
2. При протекторной защите два электрода – трубопровод и протектор – соединяются проводником. Возникает разность потенциалов, происходит движение электронов от протектора-анода к трубопроводу-катоду. Таким образом, разрушается не трубопровод, а протектор.
3. Дренажная защита заключается в отводе тока, попавшего на газопровод, обратно к источнику. Отвод происходит через проводник, соединяющий электрифицированный транспорт с газопроводом. При отводе тока прекращается выход ионов металла в грунт, т.е. прекращается коррозия. 
     Пассивные методы защиты заключаются в изоляции трубопровода. 
1. Применение изоляционных покрытий заключается в нанесении на поверхность трубы защитного покрытия на основе битума, полимерных лент или напыленного полимера.  К изоляционным покрытиям предъявляют такие требования, как сплошность, водонепроницаемость, высокая диэлектрическая способность, эластичность, биостойкость и т.д. В зависимости от используемых материалов различают:
* мастичные покрытия (битумные и асфальто-смолитые мастики)
* полимерные (ленты, экструдированный полиэтилен, эпоксидные смолы и краски)
* комбинированные (битумно-полимерные изоляционные ленты)
2. Использование ингибиторов коррозии основан на введении в металл компонента, повышающего коррозионную стойкость. Метод применяется на стадии изготовления металла. Одновременно удаляются примеси, повышающие коррозию. В настоящее время известно более 3000 веществ, которые являются ингибиторами в различных средах. 
     В моей курсовой работе я хотела бы подробнее осветить метод использования ингибиторов коррозии при добыче природного газа, т.к. этот метод является наиболее эффективным и удобным. 











Ингибиторы «ИКОРГАЗ»

     В последнее время проблема углекислотной коррозии при добыче природного газа вышла на передний план. Количество заявок от добывающих организаций, касающихся защиты от коррозии, резко возросло. В связи с этим ООО «Газпром ВНИИГАЗ» обновил работу по подбору ингибиторов углекислотной коррозии. Исследования ведутся на опыте применения ингибиторов, накопленном ранее при подборе ингибиторов сероводородной коррозии, с учетом особенностей углекислотной коррозии. 
     В ассортименте имеются как углеводородорастворимые, так и водорастворимые ингибиторы коррозии. При добыче природного газа используются углеводородорастворимые ингибиторы, которые также должны растворяться в метаноле – ингибиторе гидратообразования. Этого требует технология добычи газа с использованием низкотемпературной сепарации.
     В ООО «ИНКОРГАЗ» в условиях углекислотной коррозии при добыче природного газа были отобраны и испытаны углеводородорастворимый ингибитор «ИНКОРГАЗ-112» и водорастворимый «ИНКОРГАЗ-111». 
     Ингибитор «ИНКОГАЗ-112» выпускается по ТУ  2415-006-76229136-2014.  Данный ингибитор представляет собой раствор азотсодержащих соединений в смеси спиртового и углеводородного растворителей. 
     Достоинства применения ингибитора «ИНКОРГАЗ-112»:
* обладает высокими защитными свойствами в пластовой воде и в двухфазной среде нефть/вода
* сохраняет защитные свойства даже при температуре 120о
* является водорастворимым продуктом
     В табл. 1 приведены технические характеристики ингибитора «ИНКОРГАЗ-112»
Таблица 1- технические характеристики ингибитора «ИНКОГРАЗ-112»
Наименование показателя
Характеристика
1.Внешний вид
Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
2. Растворимость ингибитора в минерализованной воде и нефти
Нефтерастворимый
3.Температура застывания, оС, не выше
Минус 50
4.Плотность при 20 оС, г/см3
0,850-0,890
5.Кинематическая вязкость 
а) при 20 оС, мм2/с, не более
б) при минус 40 оС, мм2/с, не более

15,0
500,0
6. Массовая доля активного вещества, %
30 ± 6



     Ингибитор «ИНКОГРАЗ-111»  выпускается по ТУ 2415-005-76229136-2012. Этот замедлитель коррозии представляет собой раствор азотсодержащих соединений в спиртовом растворителе. 
     Достоинства применения ингибитора «ИНКОРГАЗ-111»:
* так же, как и ингибитор «ИНКОРГАЗ-112» , обладает защитными свойствами в пластовой воде и в двухфазной среде вода/нефть
* обладает бактерицидным свойством
* сохраняет защитные свойства при температуре 90о
* является водорастворимым продуктом
В табл.2 приведены технические характеристики ингибитора «ИНКОРГАЗ-111»
Таблица 2 – технические характеристики ингибитора «ИНКОГРАЗ-111»
Наименование показателя
Характеристика
1.Внешний вид
Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета 
2. Растворимость ингибитора в минерализованной воде и нефти 
Водорастворимый
3.Температура застывания, оС, не выше
Минус 50
4.Плотность при 20 оС, г/см3
0,910-0,950
5.Кинематическая вязкость 
а) при 20 оС, мм2/с, не более
б) при минус 40 оС, мм2/с, не более

15,0
500,0
6.Массовая доля активного вещества, %
25 ± 5 

     Эти ингибиторы разрабатывались для условий добычи нефти, поэтому отсутствуют показатели, специфичные для газовых систем, а именно – время разделения эмульсии. Показатель защиты от охрупчивания в данном случае не имеет смысла, а показатель пенообразования должен проверятся только для условий очистки газа от диоксида углерода, если данная установка имеется в технологической схеме. 
     Образцы ингибиторов «ИНКОРГАЗ-111» и «ИНКОРГАЗ-112»  параллельно испытывали в лаборатории коррозии ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «ИНКОРГАЗ». 
     В ООО «ИНКОРГАЗ» коррозионные испытания, испытания влияния ингибиторов на время разделения эмульсии «газовый конденсат/пластовая вода» проводили на модельных смесях.  В качестве модели газового конденсата использовали смесь гексана, гептана, изооктана и керосина в соотношении (в % по массе) 20:30:30:20. Модель пластовой воды следующего состава: Cl- - 3570 мг/дм3, SO42- - 113 мг/дм3, HCO3- - 1165 мг/дм3, Na+ - 2657 мг/дм3, Ca2+ - 125 мг/дм3, Mg2+ - 20 мг/дм3. Общая минерализация – 7650 мг/дм3. Этот состав – модель пластовой воды одного из уренгойских месторождений. Температура испытаний – 80 (условия работы скважины) и 40 оС (условия работы шлейфов). Испытания проводили гравиметрическим методом (эмульсионный режим течения двухфазной системы «углеводородный конденсат/пластовая вода», время экспозиции – 24 часа) и методом измерения поляризационного сопротивления (расслоенный режим течения двухфазной системы «углеводородный конденсат/пластовая вода», утилизация воды). На рисунке 1 приведены результаты испытаний защитного действия ингибиторов коррозии «ИКОРГАЗ-111» и «ИНКОРГАЗ-112». Как видно, при дозировке 50 мг/дм3 оба ингибитора обеспечивают необходимую защиту от коррозии. 

Рисунок 1 – защитное действие ингибиторов коррозии

     Ингибиторы являются хорошими поверхностно-активными веществами, которые могут влиять на стойкость эмульсии «углеводородный конденсат – подтоварная вода». В качестве подтоварной воды использовали 70%-ый раствор этиленгликоля, остальное МПВ – для испытания ингибитора «ИНКОРГАЗ-111» и МПВ + метанол (15%) – для испытания ингибитора «ИНКОРГАЗ-112». Время, в течение которого эмульсия должна быть разрушена, не превышает 10 мин. Технология подачи ингибитора в скважину не предусматривает значительных концентраций в технологических средах. Предполагаемая дозировка ингибитора в пересчете на товарную форму – не выше 50 мг/дм3 в жидкой фазе. Исходя из этого и с учетом возможных нарушений технологического процесса содержание ингибитора в эмульсии составило 100 и 300 мг/дм3 при соотношении фаз 70/30; 50/50; 30/70. 
     По климатическим условиям оба ингибитора могут применяться в товарной форме, а также использоваться при приготовлении рабочих растворов на открытых площадках. 














Заключение

     Таким образом, предложены ингибиторы углекислотной коррозии «ИНКОРГАЗ-111» и «ИНКОРГАЗ-112», применение которых позволит снизить скорость коррозии до значений, обеспечивающих длительную безаварийную эксплуатацию оборудования и трубопроводов при добыче природного газа. Физико-химические свойства ингибиторов дают возможность использовать их без влияния на технологию добычи газа, в том числе в условиях Крайнего Севера. Область применения ингибиторов определяется технологической схемой добычи газа, в первую очередь предполагающей использование в качестве ингибитора гидратообразования метанола или этиленгликоля. 















Литература
Текущий документ не содержит источников.




17


.......................