Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) было открыто в ноябре 1966 года и начало эксплуатироваться с 1974 года.
Его специфической особенностью является то, что в добываемом сырье содержатся кислые примеси – сероводород и диоксид углерода. Содержание H2S в газе достигает 5% об. и более (до 5,6% об. на установке комплексной переработки газа УКПГ-10), СО2 – до 2% об. Кислыми компонентами насыщены и добываемые совместно с газом углеводородный конденсат, нефть и высокоминерализованная пластовая вода. Все указанные среды обладают определенной коррозионной активностью.

В связи с этим стальные трубопроводы и оборудование Газопромыслового Управления (ГПУ) ООО “Газпром добыча Оренбург”, в том числе выкидные линии (иначе шлейфовые трубопроводы) скважин, в течение достаточно продолжительного промежутка времени (в ряде случаев более 30-ти лет) подвергались и продолжают подвергаться непрерывному воздействию коррозионно-активных транспортируемых сред в сочетании с напряжениями от внутренних давлений, пульсаций давлений, возможной наружной коррозии и других факторов.

За время эксплуатации данные трубопроводы приобрели определенный коррозионный износ, большинство из них выработало проектный ресурс (20 лет), но продолжает эксплуатироваться.

Текущее коррозионное и общее техническое состояние шлейфовых трубопроводов известно из данных периодически проводимого диагностирования. В настоящее время оно признается вполне удовлетворительным. Тем не менее, в связи с продолжающейся эксплуатацией ОНГКМ, имеется необходимость хотя бы приближенного прогнозирования коррозионного состояния шлейфов скважин на ближайшую и более отдаленную перспективу.

В настоящей статье предпринята попытка такого прогнозирования коррозионной ситуации в шлейфах скважин ГПУ на основе методики компании “Шелл Канада Лимитэд”.

А.Б. Киченко, “Салым Петролеум Девелопмент”, С.Б. Киченко, ОАО “ТНК – ВР Менеджмент”

Продолжение материала читайте в журнале "Практика Противокоррозионной защиты"