Классификация методов восстановления производительности обводняющихся скважин

Методы восстановления производительности скважин подразделяются на две большие групп:

- мероприятия, направленные на предупреждение поступления пластовой воды в скважину;

- мероприятия, направленные на поддержание производительности обводняющейся скважины на заданном уровне при поступлении в её воды.

К первой группе методов восстановления производительности относятся мероприятия, связанные с уменьшением притока пластовой воды различными методами воздействия на обводняющийся пласт, на разной стадии разработки месторождения:

- изоляция обводняющихся пластов с помощью системы пакеров и цементных мостов, применения полимеров и смол, водных растворов ПАВ, пен и эмульсий с целью создания на их основе искусственного защитного экрана;

- селективное, направленное вскрытие продуктивной толщи пласта;

- перераспределение отборов пластовых флюидов по добывающим скважинам или эксплуатационным объектам многопластовой залежи.

Вторая группа мероприятий применяется в основном на поздней стадии разработки и включает в себя:

- методы удаления жидкости с забоя скважины различными способами – продувкой скважины вручную или автоматически; применение погружных, плунжерных и штанговых насосов; применение газлифта в различных модификациях; использование внутрискважинной сепарации; перевод жидкости в парообразное состояние; применение сухого льда; применение пенообразующих ПАВ и пр.;

- методы сохранения или восстановления коллекторских свойств обводняющихся продуктивных пластов, включающие в себя: глушение скважин при проведении работ по консервации или капитальному и подземному ремонту жидкостями, не ухудшающими коллекторские свойства ПЗП; обработкой водными растворами ПАВ призабойной зоны для улучшения или восстановления коллекторских свойств продуктивной толщи пласта.

Лекция №24

Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты. Виды коррозии газопромыслового оборудования. Защита газопромыслового оборудования от коррозии.

Как известно, технологический режим работы газовой скважины в значительной мере обуславливается физико-химическими свойствами добываемой скважинной продукции, в частности, содержанием углекислого газа, сероводорода, ртути и т.д. Содержащиеся в добываемой скважинной продукции агрессивные компоненты контактируя с водой (конденсационной, пластовой, сточной и т.д.) воздействуют на металл газопромыслового оборудования, вступая с ним в химическую реакцию, приводящую в дальнейшем к коррозии металла.

Виды и характер коррозионной активности

добываемых и транспортируемых флюидов

Коррозия металлов – самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой.

При коррозии металла происходит не только потеря его массы, но и снижение механической прочности, пластичности и других свойств. Коррозия металла наносит значительный ущерб экономике. Кроме того, действующие нефтегазопромысловые объекты из-за коррозии являются источником повышенной опасности для людей и окружающей среды.

Для условий нефтегазодобывающих предприятий коррозия металлического оборудования и коммуникаций при добыче нефти и газа характеризуется рядом особенностей. Во-первых, она затрагивает огромную по металлоёмкости систему подземного и надземного оборудования скважин, установок по подготовке нефти, газа и воды и протяженную сеть нефтепроводов, газопроводов и водоводов. Во-вторых, коррозионный процесс всего оборудования протекает, как правило, в гетерогенной системе, т.е. в системе двух несмешивающихся жидкостей: нефть – вода, газовый бензин – вода, сточная вода – следы нефти.

Потери металла при коррозии подразделяются на прямые и косвенные. К прямым потерям относятся: стоимость замененного прокорродировавшего оборудования, затраты на защиту от коррозии, на применение ингибиторов, использование лаков, красок, химизации и применение других средств защиты от коррозии, безвозвратные потери металла. Косвенные потери – это потери продукта в результате утечки продукта по причинам коррозии, потери производительности, загрязнение целевого продукта, завышенный расход металла в результате увеличения толщины нефтегазопромыслового оборудования в расчёте на коррозию. Кроме того, отсутствие доступных и эффективных методов противокоррозионной защиты металлов нередко сдерживают разработку и эксплуатацию некоторых месторождений нефти и газа. Добыча нефти и газа с высоким содержанием сероводорода или диоксида углерода возможна только с применением специально разработанного комплекса мер защиты всего нефтегазопромыслового оборудования и коммуникаций.

Коррозионные процессы классифицируются по видам коррозионных разрушений, по типу коррозионного разрушения, по характеру взаимодействия металла со средой, по условиям протекания процесса.

По виду разрушения коррозия бывает:

1) сплошная (коррозия протекает по всей поверхности металла);

2) местная (коррозия локализуется на отдельных участках поверхности);

3) общая, которая в свою очередь делится :

- на равномерную (коррозия протекает с одинаковой скоростью по всей поверхности металла);

- на неравномерную (коррозия протекает на различных участках поверхности с неодинаковой скоростью);

- на избирательную (коррозия разрушает отдельные компоненты сплава).

По типу разрушения коррозия бывает:

1) коррозия пятнами (диаметр поражений больше их глубины);

2) язвенная коррозия (глубокое поражение участка поверхности ограниченной площади);

3) точечная или питтинговая коррозия (малые поперечные размеры при значительной глубине);

4) сквозная коррозия (разрушение металлического изделия насквозь, в виде свищей);

5) нитевидная коррозия (разрушение металла под слоем неметаллических покрытий в виде нитей);

6) подповерхностная коррозия (начинается с поверхности, но преимущественно распространяется под поверхностью металла, вызывая его вспучивание и расслоение);

7) межкристаллитная коррозия (разрушение сосредоточено по границам зерен металла или сплава);

8) ножевая коррозия (протекает вдоль сварного соединения в сильно агрессивных средах);

9) коррозионное растрескивание (протекает при одновременном воздействии коррозионной среды и растягивающих остаточных или приложенных механических напряжениях).

По характеру взаимодействия металла со средой различают:

1) химическую коррозию (разрушение металла при химическом взаимодействии с агрессивной средой, которой служат неэлектролиты – жидкости и сухие газы);

2) электрохимическую коррозию (разрушение металла под воздействием электролита при протекании двух самостоятельных, но взаимосвязанных процессов – анодного и катодного):

- анодная электрохимическая коррозия – это окислительный процесс, который происходит с растворением металла;

- катодная электрохимическая коррозия – это восстановительный процесс, обусловленный электрохимическим восстановлением компонентов среды.

По условиям протекания коррозионного процесса различают:

1) газовую коррозию (протекает при повышенных температурах и полном отсутствии влаги на поверхности);

2) атмосферную коррозию (протекает в воздухе; существует три вида атмосферной коррозии: во влажной атмосфере; в мокрой атмосфере; в сухой атмосфере);

3) жидкостную коррозию (коррозия металлов в жидкой среде; различают коррозию: в электролитах; в неэлектролитах);

4) подземную коррозию (коррозия металлов, вызываемая действием растворов солей, содержащихся в почвах и грунтах);

5) биокоррозию (коррозия металлов в результате воздействия микроорганизмов или продуктов их жизнедеятельности);

6) электрокоррозию (возникает под действием внешнего источника тока или блуждающего тока);

7) щелевую коррозию (коррозия металла в узких щелях, зазорах, в резьбовых и фланцевых соединениях металлического оборудования, эксплуатирующегося в электролитах, в местах неплотного контакта металла с изоляционным материалом);

8) контактную коррозию (возникает при контакте разнородных металлов в электролите);

9) коррозию под напряжением (протекает при совместном воздействии на металл агрессивной среды и механических напряжений);

10) коррозионную кавитацию (разрушение металла в результате одновременного коррозионного и ударного воздействия);

11) коррозионную эрозию (разрушение металла вследствие одновременного воздействия агрессивной среды и механического износа);

12) фреттинг-коррозию (локальное коррозионное разрушение металлов при воздействии агрессивной среды в условиях колебательного перемещения двух трущихся поверхностей относительно друг друга);

13) структурную коррозию (обусловлена структурной неоднородностью сплава);

14) термоконтактную коррозию (возникает за счёт температурного градиента, обусловленного неравномерным нагреванием поверхности металла.

По коррозионной агрессивности выделяют четыре основные среды, охватывающие в той или иной мере все нефтепромысловые условия.

1. Неаэрированная среда без сероводорода. Среда в данных условиях никогда не контактировала с кислородом воздуха или он удален до концентрации менее 0,05 мг/л.

2. Неаэрированная среда с сероводородом. Нет контакта с кислородом воздуха, а содержание растворенного сероводорода составляет более 1 мг/л.

3. Аэрированная среда без сероводорода. Содержание растворенного кислорода в среде превышает 0,05 мг/л, а сероводорода – менее 1 мг/л.

4. Аэрированная среда с сероводородом. Содержание растворенного сероводорода составляет более 1 мг/л, и есть контакт с кислородом воздуха.

Подавляющее большинство коррозионных разрушений нефтегазопромыслового оборудования вызвано электрохимической коррозией, которая протекает с наличием двух процессов – катодного и анодного. Выделяют три основные стадии коррозионного процесса.

1.Анодный процесс – переход ионов металла в раствор и гидратация с образованием некомпенсированных электронов на анодных участках по реакции

2. Процесс электропереноса – перетекание электронов по металлу от анодных участков к катодным участкам и соответствующее перемещение катионов и анионов в растворе.

3. Катодный процесс – ассимиляция электронов, каким либо деполяризатором – ионами и молекулами, находящимися в растворе и способными восстанавливаться на катодных участках по реакции

Если процесс деполяризации происходит за счет восстановления кислорода, то коррозионный процесс идет с кислородной деполяризацией:

О₂ + 2Н₂О + 4E^- ® 4ОН^-.

Если деполяризатором служат ионы водорода, то процесс идет с водородной деполяризацией:

Н⁺ + e^- ® Н,

Н + Н ® Н₂ ® Н₂­.

Особенности электрохимического процесса коррозии следующие:

1) одновременное протекание катодного и анодного процессов;

2) зависимость скорости коррозии, обусловленной механизмом электрохимических процессов, от электродного потенциала металла;

3) возможность локализации электродных процессов на различных участках поверхности коррозирующего металла, где их протекание облегчено;

4) реализация материального эффекта коррозии (растворение металла) на анодных участках при локализации электродных процессов.

На скорость протекания и распределение коррозии подземного и наземного оборудования оказывают влияние следующие группы факторов:

1.Технические и технологические факторы при добыче нефти (тип скважины; способ добычи нефти; производительность и режим движения в скважине газожидкостной смеси; давление на забое и устье скважины, и распределение температуры по ее стволу; уровень жидкости и состав газовоздушной среды в затрубном пространстве скважины).

2. Физико-химические свойства и состав добываемой продукции скважин (состав и свойства добываемой нефти; состав и свойства извлекаемой вместе с нефтью пластовой воды; состав и свойства попутного нефтяного газа и содержание в нем коррозионно-активных примесей типа сероводорода и диоксида углерода; соотношение нефти и воды в добываемой продукции и характер распределения этих фаз друг в друге; наличие в продукции скважин органических и неорганических веществ типа парафина, смолы, сульфида железа, карбоната кальция, карбоната магния и карбоната железа, которые могут образовывать защитные пленки на металлической поверхности; наличие абразивных частиц в потоке жидкости типа песка, сульфида железа, кристаллов солей, глины; наличие и проявление жизнедеятельности бактерий; pH среды).

3. Внешние факторы (температура, скорость движение агрессивной среды, давление, концентрация кислорода; время контакта со средой; наличие химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи и подготовки нефти; поляризация внешним током и другие).

4. Внутренние факторы (природа металла; состав металла; кристаллическая структура металла; состояние поверхности металла; напряжения в металле; термодинамическая устойчивость металла и его место в периодической системе элементов; дефекты при сварке металла).

Как свидетельствует промысловый опыт, в основном металл подвергся электрохимической коррозии, которая зависит в большинстве случаев от следующих факторов:

1) pH среды;

2) температуры транспортируемой среды;

3) давления транспорта среды;

4) скорости движения среды по трубопроводу;

5) от наличия в среде агрессивных компонентов, таких как - сероводород, кислород, углекислый газ, ионы хлора и т.д.;

6) минерализации транспортируемых сред (в нашем случае пластовой воды);

7) наличия коррозионных микроорганизмов;

8) наличия в системе механических примесей и пр.

Как известно "чистый" газ не обладает коррозионной активностью. Коррозионную активность природному газу придают примеси сероводорода, углекислого газа, кислорода, а также наличие в добываемой продукции газового конденсата и пластовой воды. Присутствующий в скважинной продукции азот не является коррозионной средой.

Следует отметить, что все виды коррозии нефтегазопромыслового оборудования следует подразделить на две группы:

- коррозия внутренней поверхности оборудования вследствие контакта металла с рабочим средами;

- коррозия внешней поверхности, в следствие контактирования металла с окружающей средой.

Рассмотрим ряд причин интенсифицирующих создание условий для коррозии металла оборудования общие сведения, о которых приведены в таблице 1.

При снижении температуры транспортируемой смеси до температуры окружающей среды и снижении давления происходит выпадение сконденсировавшейся жидкости (водяные пары из газовой среды и газового конденсата), что приводит к образованию жидкостных пробок и созданию условий интенсивного протекания электрохимической коррозии. Но самое основное коррозионное разрушение металла в жидкой среде происходит более интенсивно, чем в газовой, так как создаются условия для прохождения электрохимической коррозии. Рельеф местности также оказывает существенное влияние на распределение и локализацию коррозионных повреждений газопроводов. Особенно в пониженных местах возникают обширные зоны поражения внутренней поверхности промысловых коммуникаций и газопроводов обычно в виде свищей и канавок.

Особую роль в распределении коррозионных поражений по длине и сечению газопроводов играет гидродинамический режим транспорта газожидкостной среды (ГЖС). Для газопроводов можно выделить три характерных режима:

- расслоенный,

- барботажный:

- дисперсно-кольцевой.

Таблица 1. Общая характеристика видов коррозии нефтегазопромыслового оборудования.

Виды коррозии	Характер коррозионного процесса	Место протекания процесса
Атмосферная электрохимическая коррозия	Окисление и разрушение металлов при их контакте с воздухом или влажным газом (пары кислот, солей щелочей и других реагентов).	Наземные нефтегазопромысловые сооружения. Базы хранения химических реагентов.
Биокоррозия	Разрушение металлов в присутствии продуктов жизнедеятельности микроорганизмов.	Заглубленные в почву нефтегазопромысловые объекты системы утилизации вод.
Контактная электрохимическая коррозия	Вызывается электрическим контактом металлов с различающимися значениями электрохимического потенциала.	-
Почвенная электрохимическая коррозия	Вызывается непосредственным контактом металла с почвой	Внешняя поверхность подземных коммуникаций и заглубленных резервуаров и прочего нефтегазопромыслового оборудования
Химическая газовая коррозия	Высокотемпературное окисление металла с кислородом или другим газом в ''сухой'' среде	Дымогарные котловые трубы установок подготовки скважинной продукции, лопатки газовых турбин, ДКС и др.
Химическая коррозия в неэлектролитных средах	Разрушение металла в жидких или газообразных неэлектропроводных (или средах с малой электропроводной) агрессивных средах	Внутренняя поверхность объектов добычи, транспорта и переработки скважинной продукции с высоким содержанием сернистых соединений.
Электрокоррозия	Источником являются токи утечки	Промысловые объекты, связанные с электроустановками повышенной мощности
Электрохимическая коррозия в электролитах	Окисление металлов в жидкой электропроводной среде, сопровождающееся возникновением электрического тока	Наблюдается при закачке, хранении и транспортировки растворов соляной и серной кислот, щелочей, солей.

".

Расслоенная структура течения ГЖС может возникнуть при незначительных скоростях потока, что может вызвать скопление жидкости в пониженных местах, вызывающее коррозионное поражение по нижней образующей газопровода. При расслоенной структуре на подъёмных участках газопровода (при углах подъёма до 10°) могут возникнуть застойные зоны, занижающие до 30 % площади сечения трубы на всем протяжении этого участка. Следует отметить, что в застойных зонах на участках подъема всегда существует циркуляция жидкости. В случае отсутствия застойных зон в расслоенном режиме, возможно периодическое смачивание внутренней стенки трубы по нижней образующей и чередование контакта металла с водной и углеводородной фазами.

Барботажный режим течения ГЖС возникает также в условиях незначительных скоростей потока, недостаточных для диспергирования жидкости при углах подъёма участка газопровода свыше 10°. В этом режиме жидкость в застойной зоне интенсивно циркулирует, периодически выносится на восходящий участок газопровода и частично стекает в его пониженную часть. Таким образом, расслоенный и барботажный режимы течения ГЖС характеризуются высокой скоростью коррозии нижней образующей газопровода. Высокая скорость коррозии объясняется возникновением зон переходного смачивания внутренней стенки трубопровода, а также гидроабразивным действием, потока газа содержащего в себе песок, продукты коррозии и прочие механические примеси. Постоянно обнажающаяся внутренняя поверхность металла трубопровода стимулирует интенсивное протекание коррозионного процесса. Дисперсионно - кольцевой режим течения ГЖС по газопроводу характеризуется тем, что перемещаемая по стенкам труб двухфазная жидкость (водная и углеводородная фазы) распределяются в виде концентрических колец, причем к металлу прилегает вода, а поверх нее скользит углеводородная фаза (конденсат). Внутри этого кольца газовый поток (ядро) с взвешенными капельками жидкости перемещается с большей скоростью, чем сама жидкость.

С внутренней стенкой газопровода контактирует пленка воды более толстая в нижней части трубы и более тонкая в верхней части трубы. В этом случае процесс коррозии протекает более равномерно по всему сечению трубы. При дисперсионно-кольцевом режиме течения ГЖС обеспечивается почти полный вынос скоплений воды из пониженных участков газопровода. Предотвращение локализации жидкости по нижней образующей газопровода позволяет в значительной мере снизить скорость коррозии внутренней поверхности трубы. Под воздействием жидкой и газовой среды наблюдается общая коррозия внутренней поверхности газопровода, приводящая к электрохимическому растворению металла. Следует отметить, что скорость разрушения внутренней поверхности газопроводов в значительной степени зависит давления газа, температуры, степени насыщения газа влагой и т.д. Как видно из изложенного выше материала в системе транспорта существуют отдельные участки с наиболее интенсивной локальной коррозией. Это, как правило, места скопления электролита (муфтовые соединения НКТ, фланцевые соединения фонтанной арматуры и пр.). Образующие её раковины глубоко проникают тело трубы, хотя потери металла невелики. Обычно коррозионная эрозия труб отмечается в результате химического воздействия на металл жидкостей проходящих по трубе при высоких скоростях, (например, этот факт может быть на скважинах, в продукции которых присутствуют углекислый газ и органические кислоты). Если на поверхности металла создается довольно прочная пленка продуктов реакции, то, возможно, что коррозия постепенно самопроизвольно прекратится. Однако движущиеся ГЖС могут удалять пленку, и процесс коррозии будет продолжаться непрерывно, уменьшая толщину стенки трубы (в этом случае обычно коррозирует не вся поверхность трубы, а только её отдельные участки, где имеются неровности и всевозможные углубления).

Отметим роль углекислого газа на процесс коррозии нефтегазопромыслового оборудовании.

В табл. 2 приведены сведения по средним скоростям коррозии и срока службы отдельных элементов на месторождениях в продукции, которой содержится углекислый газ.

Таблица 2. Срок службы оборудования и зависимость скорости коррозии от парциального давления СО₂

Парциальное давление СО2, МПа	Скорость коррозии шлейфа, мм/год	Срок службы арматурных задвижек, мес.,	Резьбовые соединения труб		Кольца уплотнительные	Тройники и прочие элементы арматуры
			Скорость коррозии, мм/год	Срок службы, мес.,	Скорость коррозии, мм/год	Срок службы, мес.,	Скорость коррозии, мм/год	Срок службы, мес.,
1,15	1,0…1,5	1…2	3,0…4,0	5…6	7,0…8,0	4…6	4,0…7,0	12…24
1,03	1,0…1,5	1…2	3,0…4,0	6…7	7,0…8,0	4…6	4,0…7,0	12…24
0,78	0,5…1,0	2…3	до 2,0	24…30	3,0…4,0	6…12	2,0…6,0	18…36
0,39	0,4…0,7	3…4	до 1,0	30…48	2,0…4,0	12…18	1,5…2,0	24…36
0,23	0,1…0,3	3…4	до 0,6	36…60	до 1,0	21…24	0,5…1,0	72…96
0,12	0,1…0,3	12…18	до 0,5	48…60	до 1,0	21…24	0,5…1,0	72..96

Как видно из данных представленных в таблице 2, наиболее интенсивные процессы коррозии отмечаются в случаях, чем выше парциальное давление СО₂, и этот же процесс усугубляется с ростом температуры.

Процессы углекислотной коррозии следует разделить на следующие группы:

- высокая коррозионная активность при парциальном давлении СО₂ 0,7 МПа, рН = 5 и скорости коррозии более ;

- повышенная коррозионная активность при парциальном давлении СО₂ 0,33 - 0,70 МПа, рН =4,8 - 5,5 и скорости коррозии ;

- средняя коррозионная активность, парциальное давление СО₂ 0,1 - 0,3 МПа, рН около 6,5т и скорость коррозии ;

- слабая коррозионная активность, парциальное давление СО₂ менее 0,1 МПа, рН около 6,5 т и скорость коррозии .

Рассмотрим задачу установления технологического режима эксплуатации скважин в продукции, которых присутствуют коррозионно-активные компоненты. Первоначально по результатам промысловых исследований экспериментально оцениваются условия величины критической скорости потока скважинной продукции.

С учётом величины критической скорости потока скважинной продукции определённой промысловыми исследованиями скважины, её дебит вычисляется по формуле следующего вида

,

где - критическая скорость потока скважинной продукции, превышение которой ведёт к резкому увеличению интенсивности коррозии, м//с;

d - внутренний диаметр НКТ, 10^-2 м;

Р_у - устьевое давление, МПа;

Т_у - устьевая температура, К;

z_у - коэффициент сверхсжимаемости газа при устьевых давлении и температуре.

При существующей конструкции скважины и заданной критической скорости потока наблюдается изменение дебита и значений устьевых давления и температуры, коэффициента сверхсжимаемости газа в ходе разработки месторождения. Таким образом, для поддержания технологического режима скважины при постоянной скорости потока необходимо знание характера изменения устьевого давления во времени.

Для решения этой задачи воспользуемся уравнением материального баланса для определения значений текущего пластового давления:

(1)

где коэффициент газонасыщенности порового пространства;

- - начальный объём порового пространства;

- - среднее начальное пластовое давление;

- - атмосферное давление;

- - количество добытого природного газа за время ;

- - количество добытой пластовой воды за время ;

и - коэффициенты сверхсжимаемости природного газа при и соответственно.

При газовом режиме работы залежи и тогда уравнение материального баланса принимает следующий вид

(2)

Полученные значения среднего текущего давления для двух режимов (упруговодонапорного (1) или газового (2)) приравнивают к контурному давлению скважин и затем применяют их значения при расчёте притока газа по уравнению следующего вида

(3)

Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b определяются по результатам исследования скважин на стационарных режимах фильтрации.

Для известной конструкции скважины и значения её дебита, критической скорости и устьевом давлении забойное давление определяется из формулы следующего вида

(4)

где

и

(5)

- коэффициент гидравлического сопротивления;

- относительная плотность природного газа;

- длина НКТ.

Обозначив через величину

(6)

и решая совместно уравнения (1, 3, 4,) с учётом (6) получим уравнения для определения устьевого давления следующего вида

(7)

Полученное из уравнения (7) значение текущего устьевого давления в дальнейшем используется для определения текущего критического дебита газовой скважины определяемое по формуле (1).

Методика расчёта технологического режима при заданной скорости в присутствии в скважинной продукции коррозионно- активного компонента заключается в следующем:

- по возможному или заданному отбору газа из месторождения и режиму работы залежи на основании уравнения материального баланса вычисляют ;

- найденное значение текущего среднего давления применяют в уравнении (3);

- применяя уравнение движения газа по вертикальным трубам (4), значение забойного давление в уравнении (3) заменяется устьевым давлением. Значение забойного давление в уравнении (1) так же заменяется устьевым давлением и значением критической скорости потока и полученное таким образом уравнение решается относительно текущего устьевого давления ;

- по уравнению (7) затем определяется изменение устьевого давления во времени;

- по полученным , известным диаметру НКТ, устьевой температуре, критической скорости потока, устьевому значению коэффициента сверхсжимаемости устанавливается режим эксплуатации скважины и её производительность;

- в случае использования ступенчатой колонны насосных труб расчёт осуществляется для сечения с критической скоростью на соответствующей глубине.

При условии образования гидратов, значения устьевого давления и устьевой температуры, получаемые при режиме постоянной скорости на устье, должны быть не меньше, чем равновесные давление и температура гидратообразования.

Следует отметить, что повысить эффективность эксплуатация скважин в рассматриваемом случае можно за счёт следующих мероприятий:

- использование труб с коррозионно-стойким покрытием;

- замена НКТ меньшего диаметра, на трубы большего диаметра.

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования

Борьба с коррозией – это не только продление срока службы нефтегазопромыслового оборудования, снижение эксплуатационных затрат на его ремонт, улучшение технико-экономических показателей добычи и подготовки нефти на промыслах. В конечном счете – это охрана окружающей среды, водоемов и рек от загрязнения нефтью, газом и сопутствующими отходами при добыче нефти, например, сточной водой.

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования осуществляется по нескольким направлениям:

- применение ингибиторов коррозии;

- нанесение лакокрасочных и стойких металлических покрытий на поверхность защищаемого металла;

- применение полимерных материалов;

- применение стойких к коррозии металлических сплавов, на основе нержавеющих сталей.

Известные в настоящее время методы противокоррозионной защиты подразделяются:

на технологические;

- на специальные.

При решении вопросов выбора метода защиты от коррозии необходимо учитывать и наличие в добываемой продукции скважин химических реагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти и газа, увеличения нефтегазоконденсатоотдачи пластов, ингибиторов соле - и парафиноотложений, агрессивность добываемой продукции, а также технико-экономическую целесообразность их применения.

К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств среды. Технологические методы носят комплексный характер и приемлемы на всех объектах. Основными противокоррозионными мероприятиями этого метода являются: использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти; по возможности создание стабильных термодинамических условий; создание режима дисперсно-кольцевого течения потока; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует.

К специальным методам защиты относят: применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок; оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой.

Наиболее эффективным методом защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования является метод защиты с применением ингибиторов коррозии. Эта защита, основана на свойстве ингибитора подавлять коррозионные процессы до уровня, при котором сохраняется высокая надежность эксплуатируемого оборудования. Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать индивидуальный ингибитор коррозии.

Следует отметить, что ингибиторы коррозии в зависимости от направленного их действия на реагент - агрессор, вызывающий коррозию металла (сероводород, кислород, углекислота, СВБ и или их комплексное присутствие) подразделяются на:

- ингибиторы сероводородной коррозии;

- ингибиторы кислородной коррозии;

- ингибиторы углекислотной коррозии;

- комплексные ингибиторы (сероводородной, углекислотной и кислородной коррозии);

- бактерициды.

В настоящее время существуют различные способы ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования и скважин:

- непрерывный ввод раствора ингибитора в добываемую или транспортируемую среду;

- периодическая обработка технологического и скважинного оборудования концентрированным раствором ингибитора;

- закачка ингибитора в пласт;

- закачка ингибитора в затрубное пространство скважины оборудованной пакерами и пр.

Подача ингибитора осуществляется специальными устройствами обеспечивающими:

- автоматический или полуавтоматический ввод ингибитора в скважину по времени;

- автоматическую подачу ингибитора коррозии в зависимости от расхода добываемой скважинной продукции;

- самопроизвольную подачу ингибитора;

- подачу ингибитора коррозии под давлением среды.

Так, например, на месторождения с повышенным содержанием углекислого газа и сероводорода реализуется в большинстве случаев пакерная конструкция скважин. Пакер изолирует межтрубное пространство скважины, в котором находится ингибитор коррозии, обеспечивающий надежную защиту от коррозии наружной поверхности НКТ и внутреннею поверхность обсадных труб. Это свою очередь позволяет снизить растягивающие нагрузки, действующие на НКТ, и уменьшить вероятность сульфидного растрескивания труб.

Ингибирование скважин оборудованных пакерами производится следующими способами:

- закачкой его в пласт;

- доставкой его на забой в желонке;

- заменой жидкости в НКТ двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или в воде с доставкой его в последующем до забоя скважины.

При эксплуатации скважин, не оборудованных пакером, подача ингибитора осуществляется закачкой ударной дозы ингибитора в затрубное пространство насосных скважин и его циркуляцией по НКТ (обычно объём ингибитора составляет два объёма скважины). В фонтанных скважинах подача ингибитора коррозии осуществляется в основном непрерывно с помощью дозировочного насоса. Первоначально закачивается ударная доза ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке.

На газлифтных скважинах подача ингибитора осуществляется через форсунку распылением его непрерывно или периодически.

При образовании гидратов в скважинах в продукции которых присутствуют агрессивные компоненты подача ингибитора коррозии осуществляется либо совместно, либо раздельно централизовано с ингибитором гидратообразования.

Защита газопромысловых коммуникаций ингибиторами зависит в большей степени от поражения их коррозией и может осуществляться вводом ингибиторами путем его диспергирования по длине трубопровода с помощью конфузорных вставок. Следует отметить, что газопроводы, по которым транспортируется неочищенный газ, защищается от коррозии путем подачи в транспортируемую среду ингибитора, вводимого при осушке газа. Причём периодически осуществляется дополнительное ингибирование газопровода.

Выбор материала труб применяемых при сооружении трубопроводов, транспортирующих агрессивные среды, производится с учётом степени агрессивности среды, категории трубопроводов и их участков, диаметров, температуры и давления эксплуатации.

Согласно рекомендациям ВНИИГАЗа для этих целей разрешено применять трубы соответствующие техническим условиям и ГОСТам:

- ТУ14-3-1128-82 (трубы стальные газопроводные горячедеформированные для газопроводов газлифтных систем обустройства газовых месторождений), из стали 20 по ГОСТ 1050-74, нормализованные, диаметром до 108 мм (подвергающие ультразвуковому контролю 100 %), для участков всех категорий трубопровода, сред с низким и среднем содержанием сероводорода;

- ТУ 12ГФ (трубы бесшовные горячедеформированные из стали марки 12ГФ-ПВ0, стойкие против растрескивания в средах, содержащих сероводород и окись углерода до 25 % каждого;

- ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатаные термообработанные, из стали 20), для категорий участков трубопроводов II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода;

- ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные горячедеформированные) группы В из стали 20 и стали 10 - категорий участков трубопровода II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода, при условии контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой

контроль, магнитография) и другими методами по всей поверхности, принятыми на заводе-изготовителе, и гарантии гидравлического испытания;

- ГОСТ 8733-74 ( трубы стальные бесшовные холоднодеформируемые и теплодеформируемые), термообработанные, группы В и группы Г из стали 20 и стали - 10 - для категорий участков трубопроводов II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода, при условии контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой контроль, магнитография) и другими методами по всей поверхности, принятыми на заводе-изготовителе, и гарантии гидравлического испытания;

- импортные бесшовные трубы в исполнении, стойком против сероводорода, для условий работы, предусмотренных в технических условиях на поставку труб.