Arkadiusz Gliñski*, Józef KoŸbia³*, Andrzej Janocha**, Dariusz Bêben**

Transkrypt

1 WIERTNICTWO NAFTA GAZ TOM 25 ZESZYT Arkadiusz Gliñski*, Józef KoŸbia³*, Andrzej Janocha**, Dariusz Bêben** OCENA SKUTECZNOŒCI NOWEJ GENERACJI INHIBITORÓW KOROZJI POPRZEZ NAPOWIERZCHNIOWY SYSTEM MONITORINGU KOROZJI NA PRZYK ADZIE KOPALNI GAZU ZIEMNEGO KOŒCIAN-BROÑSKO 1. WPROWADZENIE Kopalnia Koœcian-Broñsko jest pierwsz¹ kopalni¹, gdzie zastosowany zosta³ grzebieniowy system zbioru gazu. Z³o e Koœcian i Broñsko zalega w utworze wapienia cechsztyñskiego na g³êbokoœci ok m. Pierwotne ciœnienie z³o owe wynosi³o 24,5 MPa. Gaz ziemny z³o a Koœcian zawiera w swoim sk³adzie ok. 0,72% obj. CO 2, w z³o u Broñsko ok. 0,4% obj. We wszystkich odwiertach kopalni Koœcian-Broñsko zastosowane zosta³y zestawy wydobywcze z pakerami eksploatacyjnymi, wykonane ze stali wêglowej niskostopowej, z wyj¹tkiem kilku odwiertów K-11, 12 oraz Broñsko 5, 6, 10, w których zastosowano rury wydobywcze L80 13Cr ze stali nierdzewnej. Ze wzglêdu na panuj¹ce warunki PVT, obecnoœæ CO 2 w gazie ziemnym, w rurach wydobywczych, instalacjach technologicznych wystêpuj¹ uszkodzenia korozyjne powodowane przez kwas wêglowy (tab. 1). Obecnie jedno z lepszych rozwi¹zañ ochrony przed korozj¹ stanowi zastosowanie odpowiedniego stopu metali do rurek wydobywczych oraz napowierzchniowego systemu monitoringu i dozowania inhibitorów korozji. Tabela 1 Regu³y przewidywania ryzyka korozji CO 2 dla stali wêglowych [1] Ryzyko korozji CO 2 Maksymalne ciœnienie parcjalne pco 2 Bardzo niskie pco 2 <0,5 Œrednie 0,5<pCO 2 <2 Wysokie pco 2 >2 * PGNiG O/Zielona Góra ** Instytut Nafty i Gazu Kraków O/Krosno 285

2 2. OKREŒLENIE RODZAJU I MIEJSC WYSTÊPOWANIA KOROZJI NA KGZ KOŒCIAN-BROÑSKO Ze wzglêdu na obecnoœæ CO 2 w gazie ziemnym, w rurkach wydobywczych, instalacjach napowierzchniowych wystêpuj¹ uszkodzenia korozyjne powodowane przez kwas wêglowy. CO 2 + H 2 O H 2 CO 3. W wyniku reakcji kwasu wêglowego z elazem wydziela siê wodór i powstaje wêglan elaza. H 2 CO 3 + Fe H 2 + FeCO 3. W obszarach katodowych nastêpuje redukowanie siê wodoru i miejsce takie nie ulega adnym uszkodzeniom. Natomiast w obszarach anodowych dochodzi do utleniania elaza i w miejscach tych powstaj¹ w ery. Szczególnie bardzo du e nasilenie korozji obserwuje siê w górnej czêœci rur wydobywczych pierwszych 15 metrach instalacji napowierzchniowej, co obrazuje rysunek 1. Rys. 1. Miejsca nara one na korozjê 3. OMÓWIENIE SPOSOBU OCHRONY ODWIERTÓW I NAPOWIERZCHNIOWEJ INSTALACJI PRZED KOROZJ W celu przeciwdzia³ania korozji w rurkach wydobywczych i instalacji napowierzchniowej na KGZ Koœcian-Broñsko obecnie maj¹ zastosowanie dwie metody: 1) Rury wydobywcze wykonane z materia³ów odpornych na dzia³anie kwasu wêglowego. W polskim górnictwie w odwiertach gazowych z CO 2 u ywane s¹ rury wydobywcze L80 13CR wykonane ze stali nierdzewnej martenzytycznej. Ocena stanu technicznego rur wydobywczych dokonywana jest na podstawie analizy statystycznej pomiaru wykonanego wieloramiennym œrednicomierzem SONDEX. Na rysunkach 2 i 3 przedstawiono histogram postêpu korozji dla rurek wydobywczych ze stali wêglowej i nierdzewnej: 286

3 Rys. 2. Histogram postêpu korozji rurek wydobywczych odwiert Broñsko 7 stal wêglowa Dla Broñska 7 sklasyfikowano 229 rurek wydobywczych, których stan techniczny jest bardzo z³y. Uszkodzenia stanowi¹ 55% gruboœci œcianek. Dla Broñska 6 w badanym interwale sklasyfikowano 219 rur wydobywczych, przy czym w 2 zlokalizowano uszkodzenia. Uszkodzenie to prawdopodobnie powsta³o w wyniku mechanicznego uszkodzenia chromowej, wewnêtrznej powierzchni rury wydobywczej nr 193, czyli nie jest spowodowane dzia³aniem korozji. 2) Instalacja ci¹g³ego dozowania inhibitora korozji i napowierzchniowego systemu monitoringu korozji; W sk³ad instalacji dozowania inhibitora korozji wchodzi: zbiornik magazynowy inhibitora korozji o pojemnoœci 0,99 m 3 wraz z osprzêtem AKPiA; pompa dozuj¹ca jednog³owicowa membranowa o hydraulicznym napêdzie membrany z rêczn¹ regulacj¹ wydajnoœci typ MfS 18/7 firmy Prominent Orlita; do napêdu pompy wykorzystano trójfazowy silnik elektryczny o mocy 0,25 kw, przy wydajnoœci maksymalnej pompy przy ciœnieniu P = 250 barów wynosi Q = 1 l/h; aparatura AKPiA s³u ¹ca do kontroli prawid³owoœci dzia³ania poszczególnych uk³adów instalacji. Do sterownika PLC doprowadzono sygna³ informuj¹cy o stanie pracy pompy, poziomie inhibitora, szczelnoœci zbiornika, ciœnieniu na t³oczeniu inhibitora. 287

4 Rys. 3. Histogram postêpu korozji rurek wydobywczych odwiert Broñsko 6 stal chromowa Dozowanie inhibitora odbywa siê w trybie ci¹g³ym. Instalacja pozwala na dawkowanie inhibitora w dwa punkty: na g³owicê oraz przed wymiennik gaz-gaz. Uk³ad wyposa ony jest w system monitoringu korozji (rys. 4) oparty na sondach korozymetrycznych typu ER(opornoœciowych) firmy CorrOcean, który w sposób ci¹g³y monitoruje postêp korozji oraz s³u y do optymalizacji dawkowania inhibitora. Rys. 4. Ilustracja zestawu monitoringu korozji systemem CorrOcean [1] W sk³ad systemu monitoringu wchodzi: sonda korozymetryczna typu ER zamontowana na gazoci¹gu bezpoœrednio za g³owic¹ odwiertu, 288

5 terminal CorrLog zapisuj¹cy dane z sondy zabudowany na strefie przyodwiertowej, przenoœny terminal do pobierania danych pochodz¹cych z sondy. Sondy ER mierz¹ stopieñ korozji poprzez wykonywany w czasie pomiar rezystancji elektrycznej stalowego elementu znajduj¹cego siê na czole sondy. 4. PRZEDSTAWIENIE WYNIKÓW PRÓB PRZEMYS OWYCH Z INHIBITORAMI KOROZJI Na z³o u Koœcian-Broñsko przetestowano now¹ generacjê inhibitorów korozji, na bazie pochodnych imidazolinowych oraz niskowrz¹cych amin zapobiegaj¹cych procesom korozyjnym w strumieniach procesowych w obecnoœci chlorków, siarczków, dwutlenku wêgla, i innych czynników korozyjnych. Badania prowadzono porównuj¹c inhibitor korozji A, inhibitor korozji B oraz bez inhibitora. Analizê skutecznoœci dzia³ania inhibitora korozji wykonano w oparciu o dane z strefy przyodwiertowej K-12 oraz K-18H testowy. I II III Rys. 5. Krzywa ubytku metalu elementu pomiarowego sondy korozji ER na strefie K-12 Wykresy (rys. 5, 6) przedstawiaj¹ dane z systemu monitoringu korozji na strefie K-12 w okresie do r. W pierwszej fazie do nie t³oczono inhibitora korozji. Jak wynika z wykresu (rys. 5) element I, krzywa ubytku metalu elementu pomiarowego sondy jak i krzywa szybkoœci korozji ((rys. 6) wskazuj¹ na bardzo agresywnie postêpuj¹ce procesy korozyjne (ubytki korozyjne na poziomie 1,3 mm/rok) W kolejnym etapie badañ (wykres na rys. 5 element II) nast¹pi³a faza spowolnienia korozji zwi¹zana z próbnymi rozruchami instalacji t³oczenia inhibitora, a od dnia r. kiedy rozpoczêto proces dawkowania inhibitora korozji A z sta³¹ wartoœci¹ procesy korozyjne zosta³y zminimalizowane (ubytki korozyjne na poziomie 0,1 0,2 mm/rok). 289

6 Rys. 6. Przeliczeniowy wspó³czynnik szybkoœci korozji w mm/rok na strefie K-12 Na wykresie (rys. 7) przedstawiono krzyw¹ ubytku metalu elementu pomiarowego sondy w okresie r. W okresie od do r. t³oczono inhibitor korozji. Jak wynika z wykresu (rys. 7) element I, krzywa ubytku metalu elementu pomiarowego sondy wskazuje znaczne spowolnienie procesów korozyjnych (ubytki korozyjne na poziomie 0,1 0,2 mm/rok). Dla celów porównawczych od r. wy³¹czono t³oczenie inhibitora korozji. Wykres na rysunku 7 element II, przedstawia krzyw¹ ubytku metalu elementu pomiarowego sondy. Obserwujemy du y wzrost szybkoœci korozji. W tym przypadku nastêpuje wzrost przeliczeniowego wspó³czynnika szybkoœci korozji do oko³o 1 mm/rok. Rys. 7. Krzywa ubytku metalu elementu pomiarowego sondy korozji ER na strefie K

7 Analizuj¹c uzyskane wyniki, zaobserwowaæ mo na bardzo du e (wykres na rys. 5 element III) ograniczenie procesów korozyjnych podczas dozowania inhibitora. Analizê skutecznoœci dzia³ania inhibitora korozji wykonana w oparciu o dane z strefy przyodwiertowej K-18H. Strefa K-18H zosta³a wytypowana do przeprowadzenia testów inhibitorów korozji pochodz¹cych od ró nych producentów (A, B). Rys. 8. Krzywa ubytku metalu elementu pomiarowego sondy korozyjnej na strefy K-18H Wykres na rysunku 8 przedstawia dane z systemu monitoringu korozji w okresie do r. Okres r. nie t³oczono inhibitora korozji (wykres na rys. 8, etap I), obserwujemy bardzo du y progres krzywej ubytku metalu pomiarowego sondy, w okresie tym przeliczeniowy wspó³czynnik szybkoœci korozji wynosi 1,4 mm/rok ubytku œcianki ruroci¹gu (wykres na rys. 9, etap I). Okres r. t³oczono testowy inhibitor korozji A (wykres na rys. 8 etap II) widaæ aktywn¹ ochronê antykorozyjn¹, przeliczeniowy wspó³czynnik szybkoœci korozji wynosi 0,1 0,2 mm/rok ubytku œcian ruroci¹gu (wykres na rys. 9, etap II). Okres r. nie t³oczono inhibitora korozji (wykres na rys. 8, etap III), obserwujemy du y wzrost krzywej ubytku metalu elementu pomiarowego sondy, przeliczony wspó³czynnik szybkoœci korozji wynosi 0,4 0,7 mm/rok ubytku œcianki ruroci¹gu (wykres na rys. 9, etap III). Okres r. t³oczono testowy inhibitor korozji B (wykres nra rys. 8 etap IV) obserwujemy bardzo znacz¹ce spowolnienie wzrostu krzywej ubytku metalu elementu pomiarowego sondy, przeliczeniowy wspó³czynnik korozji wynosi oko³o 0,1 0,2 mm/rok ubytku œcianki ruroci¹gu (wykres na rys. 9, etap IV). 291

8 Rys. 9. Przeliczeniowy wspó³czynnik szybkoœci korozji w mm/rok na strefie K-18H 5. PODSUMOWANIE W rurach wydobywczych odwiertów i instalacji napowierzchniowej mamy do czynienia z agresywn¹ korozj¹ której przyczyn¹ jest oddzia³ywanie na stal kwasu wêglowego powstaj¹cego w wyniku rozpuszczania siê CO 2, zawartego w wydobywanym gazie ziemnym, jak równie w wodzie kondensacyjnej wydzielaj¹cej siê z tego gazu. W celu przeciwdzia³aniu korozji w wyremontowanych odwiertach kopalni Koœcian- Broñsko stosuje siê rury wydobywcze wykonane ze stali nierdzewnej oraz napowierzchniowy system ci¹g³ego dozowania inhibitora korozji z pe³nym monitoringiem postêpu korozji. Podsumowuj¹c dotychczasowe badania, przeprowadzone próby, mo na stwierdziæ, e zastosowanie rur wydobywczych ze stali nierdzewnej martenzytycznej oraz odpowiednio dobranego inhibitora korozji przyczynia siê w znacznym stopniu do poprawy bezpieczeñstwa eksploatacji z³o a Koœcian-Broñsko. LITERATURA [1] [2] Zieliñski A., Æwiek J., Rymkiewicz S., Serbiñski W.: Badania i modelowanie degradacji materia³ów pod wp³ywem oddzia³ywania czynników mechanicznych i korozyjnych. Problemy Eksploatacji, nr 4, 2003 [3] Milczanowski A.: Ocena stanu technicznego rur wydobywczych œrednicomierzem SONDEX. Geofizyka, Toruñ 292