3. Технологія експлуатації свердловин

3.1. Експлуатація свердловин в умовах корозії устаткування

Одним з основних чинників, що впливають на технологічний режим експлуатації газових свердловин, є наявність корозійно-активних компонентів у складі газу і води пласта. До корозійно-активних компонентів в газі відносяться вуглекислота, сірководень, ртуть та ін. За наявності вологи в продукції свердловини корозійно-активні речовини вступають в хімічну реакцію з металами і викликають корозію свердловинного устаткування. Наявність органічних кислот у воді пласта ‑ мурашиної, оцтової, пропанової і інших, також викликає корозію металу. Інтенсивність корозії залежить від тиску і температури середовища, концентрації агресивних компонентів в газі, кількості вологи в продукції свердловини, характеристики металів свердловинного і промислового обладнання, конструкції свердловини, ступеня і характеру мінералізації води, складу конденсату, режиму руху газорідинного потоку та ін. В цілому процес корозії на газодобувних об'єктах пов'язаний з великим числом окремих і взаємозв'язаних чинників, детальне вивчення яких вельми складне завдання.

Облік всіх чинників, що впливають на технологічний режим експлуатації свердловини за наявності корозійно-активних компонентів у газі, практично неможливий. Тому для вибору технологічного режиму таких свердловин краще визначити основні чинники, що викликають інтенсивну корозію устаткування, що приводять до обмеження їх продуктивності. До таких чинників відносяться:

1. концентрація корозійно-активного компоненту в газі;

2. тиск і температура середовища;

3. мінералізація води;

4. режим і швидкість потоку;

5. технічна характеристика вживаного устаткування.

Вплив вуглекислого газу на процес корозії. Зв'язок між інтенсивністю корозії і агресивністю середовища, викликаної наявністю С0, встановлюється парціальним тиском вуглекислоти і кислотністю водного концентрату. До теперішнього часу запропоновано декілька критеріїв, які зв’язують інтенсивність корозії з величиною парціального тиску С0.

Зокрема, запропоновано три категорії інтенсивності корозії:

1. незначна корозія ‑ при парціальному тиску С0 менше 0,05 МПа;

2. корозія, істотно залежна від температури і інших параметрів середовища ‑ при парціальному тиску 0,05-0,2 МПа;

3. інтенсивна корозія — при парціальному тиску більше 0,2 МПа.

Проведені дослідження показують, що окрім парціального тиску С0 інтенсивність корозії залежить від температури газу і кислотності води рН. За корозійною активностю покладу можуть бути розділені на наступні групи:

1. надвисока корозійна активність (парціальний тиск С0 більше 0,7 МПа, рН = 5 і швидкість корозії більше 4,510~3 м/год);

2. підвищена корозійна активність (парціальний тиск С0 0,33-0,7 МПа, рН = 4,8+5,5 і швидкість корозії (2,5+4,5)-10"3 м/рік);

3. середня корозійна активність (парціальний тиск С0 0,1+ +0,3 МПа, рН більше 5,5 і швидкість корозії (1+2) 10~3 м/рік);

4. слабка корозійна активність (парціальний тиск С0 менше 0,1 МПа, рН близько 6,5 і швидкість корозії (0,05+0,1) 10" м/рік).

В процесі розробки газових і газоконденсатних родовищ парціальний тиск С0 знижується, а об'єм водного конденсату збільшується. Тому при постійній швидкості потоку і температурі газу інтенсивність корозії в цілому знижується.

Вплив сірководню на процес корозії. Найбільш агресивним компонентом в складі природного газу, що викликає інтенсивну корозію свердловинного і промислового устаткування, є сірководень. Характерною межею сірчановодневої корозії є розтріскування металу. За наявності водного розчину сірководня більшість сталей в напруженому стані швидко руйнуються. Дія сірководня на метал у присутності води приводить до утворення сульфіду заліза і атомарного водню, частка якого проникає в метал і робить його крихким і неміцним. Основним фактором, що визначає інтенсивність сірчановодневої корозії, є парціальний тиск сірководня в газі. Із збільшенням температури середовища при заданій концентрації інтенсивність корозії збільшується. Проведені спостереження за інтенсивністю корозії, викликаної наявністю сірководня в газі, привели до неоднозначного виводу про характер інтенсивності сірководневої корозії із збільшенням температури. Відмічено, що при зниженні температури спільна корозія збільшується. Не дивлячись на численність виконаних робіт, вплив різних чинників на сірчановодневу корозію вивчений недостатньо.

Вплив води пласта на корозію. Кількість води, що потрапляє в свердловину при заданій концентрації вуглекислоти в газі зумовлює кислотність середовища. За наявності конденсату в газі з високим парціальним тиском СО присутність води пласта може підсилити інтенсивність корозії. Інтенсивність вуглекислої корозії залежить і від сольового складу води пласта. Наявність у воді великої кількості гідрокарбонатів помітно збільшує вміст лугу в середовищі, знижуючи цим кількість вуглекислоти, а, отже, і інтенсивність корозії. Жорсткі води менше впливають на процес вуглекислотної корозії, чим лужні. У умовах високих температур і тиску присутність у пластовій воді органічних кислот за наявності в газі вуглекислоти є одній з основних причин, що підсилюють інтенсивність корозії свердловинного і промислового устаткування, що має бути враховане при проектуванні розробки покладу.

Вплив швидкості потоку на інтенсивність корозії. Експериментальні дослідження і промислові спостереження показують, що при відомій концентрації корозійно-активного компоненту (вуглекислоти, сірководня, ртуті і ін.) одним з основних чинників, що впливають на інтенсивність корозії, є швидкість потоку газу. На відміну від таких чинників, як концентрація корозійно-активного компоненту, кількість вологи в продукції свердловини, вміст органічних кислот у воді, тиск, температура та інших, швидкість потоку є регульованим чинником. По складу пластового газу і води, продуктивної характеристики газоносних колекторів важливо вибрати таку конструкцію експлуатаційних свердловин, яка забезпечить необхідну швидкість потоку газу, яка зменшить інтенсивність корозії. Величина швидкості потоку, що забезпечує оптимальний технологічний режим експлуатації газових свердловин за наявності корозійно-активних компонентів в її продукції, не встановлено. Тому відсутні певні критерії, що зв'язують швидкість потоку з інтенсивністю корозії.

Із вище розглянутого можна зробити висновок, що основна мета при проектуванні розробки газових і газоконденсатних родовищ з корозійно-активним компонентом у складі газу, зводиться до встановлення технологічного режиму експлуатації і вибору відповідної конструкції колони фонтану, при яких швидкість потоку завжди менше критичної по всій довжині стовбура свердловини. При цьому передбачається, що при розробці даного родовища відсутні інші, прийнятніші варіанти розробки покладу.