Осложнения, связанные с коррозивностью среды, по данным АО «Оренбургнефть» ПАО «НК «Роснефть» на период 01.01.2021, входят в число превалирующих на объектах нефтегазодобычи и разделяют 1-е место с фактором солеотложения – 26 % осложнённого механизированного фонда скважин. Отказы внутрискважинного оборудования по причине коррозии составляют 20% от общего количества фиксированных отказов за 2020 год. По типу воздействия коррозивной среды на месторождениях, эксплуатируемых в периметре НК «Роснефть» АО «Оренбургнефть», преобладающими являются сероводородная и смешанная коррозии вызываемые одновременно действием CO2 и H2S. В статье представлены расчетные данные по физико-химической характеристике водных растворов H2S. Показаны существующие подходы к описанию механизмов сероводородной коррозии нефтепромыслового оборудования с примерами коррозионных разрушений насосно-компрессорных труб. Представлена динамическая матрица различных технологий противокоррозионной защиты и их применимости в сероводородсодержащих средах, используемая на месторождениях, эксплуатируемых ПАО НК «Роснефть» и наполняемая по результатам лабораторных и опытно-промысловых испытаний. Описаны критерии отнесения скважин к осложненному фонду на основе классификации факторов, осложняющих эксплуатацию и последующем определении категории скважины, используемой в локальных нормативных документах ПАО «НК «Роснефть»

Статья посвящена анализу коррозионного поведения и оценке стойкости Хастеллоя G 35. Сплавы (стали) на основе никеля, содержащие хром, молибден, вольфрам, возможно, железо широко используются в качестве материалов для изготовления оборудования в высокотемпературных технологических процессах с применением растворов высоко-гигроскопических галогенидов (хлоридов) в расплавленных галогенидах (хлоридах) щелочных металлов. В процессе эксплуатации оборудования определяется подверженность поверхности аппаратов и трубопроводов коррозии. В данном испытании использовались 4 образца размером 80×20×3 мм, из которых 2 образца подверглись провоцирующему нагреву, а 2 образца исследовались в обычном состоянии. Испытания проводились в кипящем водном растворе сернокислого окисного железа и серной кислоты в течение 48±0,25 ч. Далее осмотр изогнутых образцов проводился с помощью микроскопа марки МБС-9 с увеличением х8. Также представлены результаты коррозионных испытаний. В результате исследования рассчитана скорость коррозии сплава. Представлена микроструктура Хастеллоя. Средняя глубина разрушения определялась из шести максимальных значений, выявленных в шести полях зрения. По результатам исследований сделаны соответствующие выводы

Определена необходимость комплексного подхода для повышения надежности нефтегазового оборудования, эксплуатируемого под давлением сероводородсодержащей среды, включая:
- проведение контроля на стадиях проектирования, изготовления, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, ремонта и реконструкции;
- организацию службы коррозии;
- рациональный выбор материалов для изготовления оборудования и его ремонта;
- использование различных способов защиты оборудования от коррозии;
- диагностику оборудования и оценку эффективности коррозионной защиты;
- проведение коррозионных испытаний материалов и контроль коррозии.
Описана тенденция повышения коррозионной активности продукции ряда сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений, связанная с их обводненностью и заражением сульфатвосстанавливающими бактериями.
Рассмотрены все виды коррозионно-механического разрушения сталей, в соответствии с ГОСТ Р 53679- 2009 (ИСО 15156-1:2001). По каждому из видов этих разрушений даны комментарии, а также показаны типы сталей, склонных к появлению этих дефектов.
Для выбора стального оборудования, эксплуатируемого под давлением сероводородсодержащих сред, даны рекомендации ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001), в зависимости от вида их коррозионно-механического разрушения, с комментариями.
Приведены требования к использованию сталей, модифицированных редкоземельными (РЗМ) и щелочноземельными (ЩЗМ) элементами, предназначенных для эксплуатации в сероводородсодержащих средах