Fokin_D_A_Prezentatsia (1)

1. Коррозионный мониторинг как способ предупреждения коррозии систем сбора нефти и газа

Томск 2026
Выполнил: студент гр. О-2Б23 Фокин Д.А.
Руководитель: Носова О.В. / Шишмина Л.В.

2. Актуальность

• Коррозия — главная причина аварий на трубопроводах
• Разливы нефти наносят огромный вред экологии
• Штрафы и затраты на ликвидацию достигают миллионов рублей
• Пассивная защита не даёт информации о состоянии металла
• Необходим постоянный контроль — коррозионный мониторинг
Рисунок 1. Порыв нефтепровода

3. Объект исследования — Лугинецкое месторождение

• Расположено в Парабельском районе Томской области
• Входит в структуру АО «Томскнефть» ВНК
• Трубопроводы: нефтесборные (145 км), водоводы ППД (95 км),
газопроводы
• Давление в системе ППД доходит до 21 МПа
Рисунок 2. Лугинецкое месторождение

4. Почему труба коррозирует изнутри?

Внутренняя коррозия нефтепровода — электрохимический
процесс. В присутствии пластовой воды на поверхности стали
формируются анодные и катодные участки, между которыми
возникает гальваническая пара.
Анод: Fe → Fe²⁺ + 2e⁻ — растворение железа
Катод: O₂ + 2H₂O + 4e⁻ → 4OH⁻ — восстановление кислорода
Результат: Fe²⁺ + 2OH⁻ → Fe(OH)₂ → ржавчина
Рисунок 3. Электрохимический процесс

5. Чем опасна пластовая вода и газ?

• Высокая минерализация (>14 г/л) → вода хорошо
проводит ток
• Много хлоридов → разрушают защитную плёнку на
металле
• CO₂ в газе → образует угольную кислоту, разъедает
сталь
Рисунок 4. Последствия коррозии

6.  Методы защиты трубопроводов

Методы защиты трубопроводов
«Снаружи — полимерная лента» и «Изнутри — ингибиторы коррозии»
Рисунок 5. Изоляция трубопровода от внешних факторов
Рисунок 5. УНД. Установка дозирования ингибитора

7. Коррозионный мониторинг — как это работает

Образцы-свидетели из той же стали → помещаются в трубу → через время извлекаются → взвешиваются
→ потеря массы = скорость коррозии»
Лубрикатор — устройство для установки и извлечения
образцов-свидетелей без остановки технологического
процесса. Позволяет оценивать реальную скорость
коррозии в рабочих условиях.
Рисунок 6. Узел контроля коррозии

8. Результаты мониторинга — таблица

Скорость
коррозии
(мм/год)
Менее 0,1
Менее 0,1
Более 0,1
Наличие язв
(питтинг)
Действия
Нет
Всё
нормально,
продолжаем
эксплуатацию
Есть
Увеличиваем
дозу
ингибитора
Любое
Срочный
ремонт и
диагностика
Таблица 1. Результаты мониторинга
Рисунок 7. Питтинговая коррозия

9. Зачем нужен мониторинг — практическая польза

• Прогнозирование остаточного ресурса — знаем,
когда менять трубу или готовиться к ремонту
• Продление срока службы
• Экономия ингибитора
• Расследование аварий
Рисунок 9. Технологическая схема сбора и транспорта продукции

10. Расчет и подбор сепаратора

В расчетной части курсового проекта был произведен подбор и расчет горизонтального газонефтяного
сепаратора для условий Лугинецкого месторождения.
Исходные данные (вариант 29):
давление сепарации — 0,5 МПа;
температура — 30 °С;
расход сырья — 190 т/сут;
молекулярная масса C7+ — 187 г/моль.
Результаты расчета фазового равновесия:
молярная доля газа — 0,533;
выход нефти — 156,5 т/сут;
выход газа — 33,5 т/сут.
Объемные расходы продуктов сепарации:
нефть — 13,2 м³/ч;
газ (при н.у.) — 1178,5 м³/ч.
Подобранный сепаратор:
НГС-0,6-1200 (V = 6,3 м³, D = 1,2 м, L = 5,57 м).

11. Заключение

1. Коррозионный мониторинг — обязательный элемент
безопасности промысловых трубопроводов
2. Пластовая вода и газ на Лугинецком месторождении
обладают высокой коррозионной агрессивностью
3. Гравиметрический метод с образцами-свидетелями
оптимален по соотношению цена-качество
Спасибо за внимание!