Борьба с коррозией, Инженерная практика 6 by Андрей Гурьянов

Геология и геологоразведка. Капитальное строительство. Строительство скважин. Повышение нефтеотдачи. Текущий и капитальный ремонт скважин. Механизированная добыча. Транспорт и подготовка УВС.

Инженерная практика №5’2010

В номере:

`2010 Производственно-технический нефтегазовый журнал

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА

Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с коррозией

Oilfield Engineering

Экспертный совет по механизированной добыче нефти

Обзор методов борьбы с коррозией

Ингибиторная и электрохимическая защита

Практика антикоррозионной защиты мехфонда Комплексные решения по борьбе с коррозией ГНО

Антикоррозионные покрытия НКТ

Оборудование антикоррозионного исполнения

на правах рекламы

инженерная практика

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА: Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с коррозией Этот выпуск журнала «Инженерная практика» рассказывает о способах и опыте борьбы с различными видами коррозии внутрискважинного оборудования.

С увеличением сроков эксплуатации внутрискважинного оборудования значимость фактора коррозии среди причин отказов ГНО повышается. Решению этой проблемы во многих компаниях уже сегодня уделяется внимания не меньше, чем традиционной проблеме коррозионного разрушения наземного оборудования. Представители добывающих компаний отмечают рост доли коррозионного фонда и процента отказов внутрискважинного оборудования, связанных с коррозией.

Фундаментом для разработки мер и планирования мероприятий по борьбе с коррозией служит всестороннее теоретическое изучение этого процесса, включая классификацию видов и анализ причин возникновения. К основным методам борьбы с коррозией ГНО сегодня принадлежат специальные защитные покрытия, ингибиторы, протекторная, электрохимическая защита, оборудование в специальном антикоррозионном исполнении. В компаниях ведется разработка и внедрение комплексных программ по борьбе с коррозией, которые предполагают сочетание различных методов в соответствии со спецификой коррозионного фонда.

Материалы настоящего выпуска журнала отражают основные исследования причин коррозии, передовой практический опыт внедрения различных методов борьбы с ней, ставят перспективные задачи перед разработчиками технологий и производителями оборудования. Рассматриваются антикоррозионные методики и решения, как уже опробованные на нефтегазовых промыслах, так и перспективные.

Каждый номер нашего журнала — рассказ об инженерной нефтепромысловой практике, средство профессионального общения и образования.

Издатели и редколлегия журнала «Инженерная Практика» №

6/2010 1

Издатели: ООО «Издательство «Энерджи Пресс» ООО «Би Джи Промоушн» Редколлегия: КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович, координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н. kamaletdinov@opserv.ru, www.pump-sovet.ru ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н. ivanovskivn@rambler.ru www.energy-seminar.ru Главный редактор: Александр ДОЛГОПОЛЬСКИЙ a.dolgopolsky@energy-press.ru

Заместители главного редактора: Павел МАХОВ p.makhov@energy-press.ru Галина МУЗЛОВА g.muzlova@energy-press.ru Реклама и услуги Издательства: Евгений БЕЛЯЕВ Маркетинговое агентство BGpromotion Тел.: +7 (903) 580-94-67 E.Belyaev@BGpromotion.ru Издательство Energy Press: Тел./факс: +7 (495) 371-01-74 www.energy-seminar.ru www.energy-press.ru info@energy-press.ru

Почтовый адрес: 109428, Россия, г. Москва, ул. Рязанский проспект, 30/15, офис 807 Подписка: Оформить бесплатную подписку и скачать электронные версии выпусков журнала можно на вебсайте (www.energy-seminar.ru). Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная Практика» — официальное издание семинаров Экспертного совета по механизированной добыче нефти, Издательства Energy Press и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Отпечатано в типографии "Юнион Принт" г. Н. Новгород, Окский съезд, д. 2 Тираж 1000 экз.

БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Теоретические основы процесса коррозии нефтепромыслового оборудования ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

Ингибиторная защита скважин от коррозии в ОАО «Варьеганнефтегаз» ИСРАФИЛОВ Рафаэль Тофикович, менеджер по химизации ОАО «Варьеганнефтегаз» ОАО «ТНК-ВР» 78

Обзор существующих методов борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович, координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н.

Эксплуатация погружного нефтяного оборудования в коррозионноактивной среде скважин Урманского месторождения ФРЕЙДЛИН Михаил Олегович, ведущий инженер Управления эксплуатации объектов нефтедобычи 82 ООО «ГазпромНефть-Восток»

Коррозионные поражения подземного оборудования добывающих скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона. Исследование причин коррозии, разработка и применение мероприятий по снижению коррозионного воздействия ДАМИНОВ Азат Абдуллович, заведующий сектором коррозионного мониторинга 26 ООО «РН-УфаНИПИнефть» Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» ВАХИТОВ Тимур Мидхатович, инженер отдела добычи 38 нефти и газа ООО «Башнефть-Добыча» Виды коррозии корпусов ПЭД и ЭЦН на месторождениях ТНК-ВР ЯКИМОВ Сергей Борисович, менеджер Департамента внутрискважинных работ БН РиД ОАО «ТНК-ВР» ЗАВЬЯЛОВ Виктор Васильевич, заведующий лабораторией ОАО «НижневартовскНИПИнефть», 48 к.т.н.

Эксплуатация скважин коррозионного фонда ООО «РН-Пурнефтегаз». Методы борьбы с коррозией. ШАКИРОВ Эльмир Ильдусович, начальник ОРМФ УДНГиГК ООО «РН-Пурнефтегаз»

Применение оборудования и технологий ООО НПФ «Пакер» для улучшения условий эксплуатации скважин и уменьшения коррозионной активности добываемой продукции МИННУЛЛИН Булат Мударисович, инженер-технолог службы развития новой техники 66 и технологий ООО НПФ «Пакер»

Преимущества использования НКТ с высокогерметичными соединениями в коррозионной среде ПУШКАРЕВ Андрей Николаевич, заместитель генерального директора по развитию ООО «ТМК-Премиум Сервис»

Методы борьбы с коррозией ГНО в НГДУ «Воткинск» ОАО «Удмуртнефть» КЛЫКОВ Виктор Юрьевич, начальник ПТО НГДУ «Воткинск», ОАО «Удмуртнефть»

Анализ результатов исследований по определению зараженности СВБ нефтепромысловых сред на объектах ТПП «Урайнефтегаз» БАЛЫКИН Вадим Николаевич, начальник отдела добычи нефти и газа ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», БОГДАНЧИКОВА Марина Валерьевна, начальник лаборатории коррозионных исследований 94 Урайского ЦНИПР Борьба с коррозией погружного оборудования на месторождениях ООО «РН-Ставропольнефтегаз» СТЕПАНОВ Сергей Геннадьевич, заместитель начальника ПТО - главный технолог ООО «РН-Ставропольнефтегаз» 99 Работа деталей УЭЦН с полимерным защитным покрытием КРУГЛОВ Сергей Вячеславович, ведущий инженер 105 ООО «РЕАМ-РТИ» Практика и перспективы применения защитных покрытий на корпусных деталях и узлах погружных центробежных насосов ЛУРЬЕ Александр Зямович, коммерческий директор 110 ООО«ТСЗП» Коррозия оборудования в условиях повышенного содержания мехпримесей ШАЙДАКОВ Владимир Владимирович, ЧЕРНОВА Катерина Владимировна, ООО «Инжиниринговая компания «ИНКОМП-нефть», БАГАУТДИНОВ Динар Сахибзянович, НПФ «Геофизика» 113 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Свидетельство о регистрации СМИ: ПИ №ФС77-38359 от 20 января 2010 г. Воспроизведение материалов журнала «Инженерная Практика» не допускается без соответствующей ссылки на источник.

120

Фото на обложке и стр. 6-13 предоставлены Степановым С.Г. ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Производственно-технический журнал «Инженерная Практика», 06’2010

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич Заведующий кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н., профессор

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА КОРРОЗИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ егодня ущерб от коррозии в развитых странах оценивается в 2–4% ВВП, а потери от вышедших из строя металлических конструкций, изделий и оборудования составляют 10–20% годового производства стали. Эти цифры делают необходимым всестороннее теоретическое изучение коррозии, которое, в свою очередь, служит основой для разработки методов борьбы с коррозионными процессами.

Коррозией называется процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. При этом в результате химического или физико-химического взаимодействия с окружающей средой происходит потеря их эксплуатационных свойств. Нередко под коррозией подразумевается лишь процесс разрушения металлов, что не совсем правильно, так как понятие коррозии применимо и к неметаллам. Тем не менее механизмы и кинетика коррозионных процессов для металлов и неметаллов будут различными. Коррозия металлов представляет собой разрушение их поверхности в результате химического или электрохимического взаимодействия с агрессивной средой. Термодинамически коррозия металлов возможна в случае, если в результате коррозионного процесса уменьшается свободная энергия системы. Менее известны случаи коррозии полимеров. Применительно к ним наиболее распространено понятие «старение», аналогичное термину «коррозия» для металлов. Примерами могут служить старение резины под действием кислорода или сероводорода, разрушение некоторых пластиков под воздействием ультрафиолета или осадков, а также биологическая коррозия. Скорость коррозии, как любой химической реакции, очень сильно зависит от температуры. Повышение температуры на 100°С может увеличить скорость коррозии на несколько порядков. 4 №6/2010

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ ОТ КОРРОЗИИ В мире коррозия ежегодно приводит к миллиардным убыткам, причем основной ущерб, причиняемый ею, заключается не в потере металла как такового (в мире до 20% металла в год уходит именно в коррозионные отходы), а в разрушении дорогостоящих изделий и оборудования. Еще больший ущерб наносят косвенные потери при простоях оборудования при замене прокорродировавших деталей и узлов, утечке нефти и газа, нарушении технологических процессов. Убытки от коррозии, таким образом, нельзя сводить лишь к прямым потерям — стоимости разрушившихся конструкций, замены оборудования и затратам на мероприятия по защите от коррозии. В США, по данным NACE, ущерб от коррозии, включая затраты на борьбу с ней, составляют 3,1% ВВП ($276 млрд в год), в Германии — 2,8% ВВП. В пределах 2–4% ВВП находится этот показатель и в других развитых странах. При этом потери металла, включающие вышедшие из строя металлические конструкции, изделия, оборудование, составляют 10–20% годового производства стали. В нашей стране нет официальной статистики, которая бы отражала экономический ущерб от коррозии, но, по нашим оценкам, он составляет не менее 5% от ВВП. Это значит, что объем продукции, эквивалентный годовому производству Новолипецкого металлургического комбината, ежегодно тратится только на восполнение черного металла, пораженного коррозией.

КЛАССИФИКАЦИЯ КОРРОЗИИ Самый распространенный вид коррозии — ржавчина, но коррозия и ржавчина — не синонимы. Есть и другие виды коррозии, которые не менее, а порой и более пагубны для нефтегазового оборудования, в частности, так называемая щелевая коррозия и коррозия под напряжением. Коррозионные процессы отличаются широким распространением и разнообразием условий и сред, в которых они протекают. Сегодня каждая научная область — физика, химия, биология — классифици-

инженерная практика

рует коррозионные процессы, основываясь на собственных научных позициях, а единой, всеобъемлющей и общепризнанной классификации коррозии пока не создано. На наш взгляд, лучше всего рассматривать процесс коррозии с точки зрения физико-химической механики, так как она максимально объединяет научные течения, что, в свою очередь, дает возможность получить наиболее полную картину видов коррозии. Так или иначе, сегодня существует несколько классификаций коррозии по различным признакам (см. «Классификация коррозии по различным признакам»). При этом надо учитывать, что на практике гораздо чаще встречается совмещение видов коррозии, нежели какой-либо вид в отдельности.

ХИМИЧЕСКАЯ КОРРОЗИЯ По механизму протекания процесса различают химическую и электрохимическую коррозию. Химическая коррозия представляет собой взаимодействие поверхности металла с коррозионноактивной средой, не сопровождающееся возникновением электрохимических процессов на границе фаз. В этом случае окисление металла и восстановление окислительного компонента коррозионной среды протекают в одном акте. Например, образование окалины при взаимодействии материалов на основе железа при высокой температуре с кислородом: 4Fe + 3O2 → 2Fe2O3. Общая химическая коррозия может протекать как компонентно-избирательная или структурно-избирательная, а локальная коррозия может быть межкристаллитной или носить язвенный характер (такой может быть ванадиевая коррозия). По природе коррозионной среды различают коррозию в кислородсодержащих или серосодержащих газах, водородную, ванадиевую, галогенидную коррозию, коррозию в расплавах серы и других неметаллах. Эти виды коррозии проявляются в случае, если кор-

Классификация коррозии по различным признакам По типу агрессивных сред, в которых протекает процесс разрушения: • газовая коррозия; • атмосферная коррозия*; • коррозия в неэлектролитах; • коррозия в электролитах; • подземная коррозия*; • биокоррозия; • коррозия блуждающим током. * Этот вид коррозии можно также рассматривать как частный случай коррозии в электролитах. По условиям протекания коррозионного процесса: • контактная коррозия; • щелевая коррозия; • коррозия при неполном погружении (в электролит или в неэлектролит); • коррозия при полном погружении (при изменении уровня жидкости); • коррозия при переменном погружении; • коррозия при трении (фреттинг-коррозия); • межкристаллитная коррозия; • коррозия под напряжением. По механизму протекания: • химическая; • электрохимическая. По характеру разрушения: 1. Сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность: • равномерная; • неравномерная; • избирательная. 2. Локальная (местная) коррозия, охватывающая отдельные участки: • пятнами; • язвенная; • точечная (или питтинг); • сквозная; • межкристаллитная.

розионная среда не является электропроводной, то есть когда металл соприкасается с газами при высоких температурах и конденсация влаги на поверхности металла исключается. Поэтому при подборе материалов, пригодных для эксплуатации в условиях газовой коррозии, следует сочетать их устойчивость к окислению (жаростойкость) с высокой прочностью при повышенных температурах (жаропрочность). №

6/2010 5

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Так, если речь идет об обработке черных металлов при изготовлении тех или иных прокатных изделий, то часто на основном металле появляется несколько слоев окалины, имеющих разное количество кислорода, который диффундирует и соединяется с основным металлом. При кислородной коррозии стали происходит ее обезуглероживание. Углерод в стали находится в виде цементита (Fе3C), который образуется в процессе термообработки и обеспечивает высокую прочность материала. Под воздействием кислорода цементит окисляется, и сталь теряет свои прочностные свойства в поверхностных слоях. В чугуне углерод содержится не только в виде цементита, но и в форме пластинчатого графита, который располагается по границам зерен металла, где происходит наиболее интенсивная диффузия кислорода. Окислению подвергаются, соответственно, участки металла, расположенные на границе зерен. Поскольку продукты окисления имеют больший объем, чем металл, из которого они образовались, происходит увеличение объема металла — явление, известное как «рост чугуна». В связи с этим можно вспомнить, как в начале 1990-х годов отечественные заводы стали изготавливать нирезист (никелевый чугун), не представляя, к чему может привести эксплуатация изделий из него в условиях низких температур, когда происходит диффундирование кислорода в шаровидный графит. В итоге насосные установки, ступени которых были изготовлены из нирезиста и пролежавшие какое-то время на открытом воздухе в Западной Сибири, оказались непригодными для эксплуатации из-за увеличившегося объема металла.

КОРРОЗИЯ В КИСЛОРОДИ СЕРОСОДЕРЖАЩИХ СРЕДАХ Кислородсодержащие газы вызывают снижение поверхностной прочности металлов, вследствие чего они оказываются подверженными более интенсивному износу. Причина этого явления также заключается 6 №6/2010

в удалении цементита из поверхностных слоев металла. Износ топочного оборудования при высоких температурах происходит из-за его контакта с газом, омывающим трубы при большой скорости. Вместе с газом перемещаются и твердые частицы топлива и шлака, обладающие абразивными свойствами. Кроме того, в топочных газах обычно содержится окись углерода, которая при температурах 250–400°С способна реагировать с металлами, образуя летучие продукты (карбонилы), уносящиеся вместе с топочными газами. Этот вид коррозии называется карбонильной коррозией металла. При сгорании наблюдаются достаточно высокие скорости движения горячих газов, в которых может содержаться кокс и различные окислы. Все это приводит к появлению большой эрозионной составляющей износа оборудования. В серосодержaщих высокотемпературных газах на поверхности железа, стали, чугунов и других металлов образуется сульфидная или смешанная окалина, которая обладает свойствами, близкими к свойствам кислородной окалины. Она служит препятствием для диффузии реагентов друг в друга и имеет защитное действие. Некоторые виды окалины, например сульфидная окалина никеля, образуют с никелем легкоплавкие вещества, и в этом случае возможен переход химической газовой коррозии в высокотемпературную электрохимическую.

ВОДОРОДНАЯ И ГАЛОГЕНИДНАЯ КОРРОЗИЯ Водородная коррозия возникает при диффузии водорода в сталь и другие материалы при высоких температурах, что наблюдается, например, в аппаратуре для синтеза аммиака или переработки метана. Она вызывает изменение механических свойств металлов: повышение хрупкости стали, ее расслоение и пузырение. Хрупкое разрушение при водородной коррозии в большей степени характерно для высокоуглеродистой стали, имеющей высокие прочностные показатели, тогда как для мягких сталей типично расслоение и пузырение.

инженерная практика

Учитывая, что метан при определенных условиях легко разделяется на углерод и водород, водородная коррозия может возникать в аппаратах и сосудах, работающих под давлением с природными и попутными нефтяными газами. Метан собирается в отдельных пустотах, трещинах, дефектах металла, вызывая внутренние напряжения, из-за которых приходится снижать рабочие нагрузки на детали. В результате в мягких сталях возникают пузыри, и металл расслаивается, а высокопрочные стали при относительно небольших механических нагрузках подвергаются хрупкому разрушению. Медь, а также некоторые ее сплавы могут быть склонны к водородной коррозии в тех случаях, когда недостаточно глубоко проведено их раскисление в процессе металлургического производства, то есть когда в металле сохранился кислород, например, в виде закиси меди Cu2O. Этот оксид образует отдельную фазу в металле, а проникающий в металл водород, химически взаимодействуя с ним, восстанавливает его. Образуется водяной пар, который при высокой температуре может быть причиной возникновения хрупкости меди. Все это следует принимать во внимание при использовании порошковых материалов для изготовления центробежных колес и управляющих аппаратов ЭЦН, которые во многих случаях не выдерживают условий эксплуатации, и это связано как раз с возникновением хрупкости меди, которая используется в порошковых ступенях как связующий материал. В результате ухудшается работа направляющих аппаратов и рабочих колес, в них возникают зоны, которые промываются потоком пластовой жидкости. Некоторые металлы, например титан, способны поглощать (абсорбировать) большие количества кислорода при высокой температуре. Если такой металл оказывается затем в контакте с водородом, то также может наблюдаться водородная коррозия, снижающая его прочность. Учитывая, что многие аппараты, работающие под давлением, изготовлены из стали типа 09Х13Н2Т, где содержится до 1,5% титана, следует

обязательно принимать во внимание вопросы температурного напряжения и, соответственно, контакта со свободным водородом и кислородом титана, который используется для изготовления этих видов оборудования. Галогенидная коррозия представляет собой процесс коррозии металлов в хлористом водороде, хлоре, фторе, броме, йоде с образованием галогенидов. Обычно при низких температурах большинство металлов слабо взаимодействует с такими веществами, но при температурах 200–300°С происходит самоускорение этих реакций, и некоторые металлы буквально «сгорают». Это нужно помнить при разработке месторождений, в пластовой воде которых содержится значительное количество галогенов. При воздействии на пласт термическими способами, при откачке жидкости с помощью центробежных насосов, температура может достигать величины, при которой возникает галогенидная коррозия.

МЕТОД ПАРЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ Чтобы определить возможность окисления металла и, соответственно, вероятность начала коррозионного процесса, часто используют метод парциального давления. При этом, например, в кислородсодержащих газах сопоставляют парциальное давление кислорода в газовой смеси (коррозионной среде) и давление распада (диссоциации) окисла металла. Например, сопоставляя табличную величину давления диссоциации оксида меди, равную 0,31, с парциальным давлением кислорода в воздухе, равным 0,21, можно сделать заключение, что в воздухе окисления меди быть не может, поскольку парциальное давление кислорода меньше табличной величины диссоциации оксида меди.

ОБРАЗОВАНИЕ ПЛЕНОК ИЗ ПРОДУКТОВ КОРРОЗИИ В результате взаимодействия металла и коррозионной среды образуются газообразные, жидкие или твердые продукты. От их свойств и агрегатного состоя№

6/2010 7

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ния зависит, в какой степени образующиеся продукты влияют на скорость взаимодействия металла с коррозионной средой. Так, газообразные продукты удаляются с поверхности, не препятствуя взаимодействию окислителя с металлом. Твердые продукты могут образовать пленку на поверхности металла, и развитие взаимодействия металла с окислителем вследствие этого может быть затруднено. Жидкая пленка продуктов также может затруднять коррозионное взаимодействие, но в меньшей степени, чем твердая. Если жидкая пленка электропроводна, коррозионный процесс из химического может превратиться в электрохимический. Это важно учитывать, так как скорость электрохимического процесса при высоких температурах может быть более высокой по сравнению со скоростью химической коррозии. Для высокотемпературной газовой коррозии наиболее характерны взаимодействия металлов с окислителями через пленки твердых продуктов коррозии. Если пленка сплошная, то скорость коррозии снижается, и тогда пленку называют защитной. Важно знать, как меняется объем окисла металла по сравнению с первоначальным объемом того металла, который входит во взаимодействие с окислителем. Когда объем продукта коррозии меньше объема металла, из которого эта пленка сформировалась, возникают внутренние напряжения растяжения, которые служат причиной разрывов и трещин в пленках. Через них окислитель свободно проникает к поверхности металла, и процесс коррозии продолжается. Если объем продукта коррозии значительно больше объема металла, из которого он образуется, то в пленке возникают напряжения сжатия, приводящие к вздутию, которое возможно при недостаточном сцеплении пленки с металлом. Отрыв пленки сопровождается сколами, облегчающими подход окислителя к металлу, и скорость коррозии возрастает. В тех случаях, когда пленка хорошо связана с металлом, силы сжатия обеспечивают скол оксидной пленки. Часть про8 №6/2010

дукта «выталкивается», и скорость коррозии также возрастает.

ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ Электрохимическая коррозия металла происходит в средах, имеющих ионную проводимость (в расплавах и растворах электролитов), и отличается от химической механизмом протекания. При электрохимической коррозии всегда требуется наличие электролита — конденсата, пластовой воды и т.д. Например, при ржавлении железа во влажной атмосфере появляется ржавчина. Это записывается следующей формулой: 4Fe + 3O2 + 6H2O → 4FeO(OH)•H2O. Особенность электрохимической коррозии заключается в том, что две сопряженные реакции — окисление металла и восстановление окислителя — осуществляются на различных участках поверхности металлов. Процессы электрохимической коррозии подобны процессам, протекающим в гальванических элементах. Но, поскольку в коррозионном элементе анод и катод непосредственно соприкасаются друг с другом, то он является короткозамкнутым, то есть в нем отсутствует внешняя цепь. Электрохимическая коррозия может протекать в электролитах — водных растворах солей, кислот, щелочей, морской воде, в атмосфере любого влажного газа и в почве. Особым видом электрохимической коррозии следует считать коррозию за счет внешнего электрического тока. В качестве примеров подобного рода разрушений можно привести части оборудования, которые потребляют электроэнергию и находятся под уровнем жидкости: трубопроводы с токопроводящими жидкостями, подземные металлические сооружения. В этом случае происходит не только коррозия в электролитах, но и наблюдается постоянный контакт между двумя элементами, имеющими разный потенциал.

инженерная практика

Механизм электрохимической коррозии состоит в следующем. Коррозия металла в растворах электролитов протекает через анодное окисление металла. (–) А

Me — nē → Men+ ,

а также катодное восстановление окислителя (деполяризатора D): (+) K

De + nē → (D•nē).

Схема коррозионного гальванического элемента может быть представлена следующим образом: (–) А

Me | Men+, D | (D•nē)

K (+).

Важнейшими деполяризаторами, вызывающими коррозию, являются растворенный кислород (O2) и ионы водорода (H+). Электродами при реакции выступают либо различные элементы структуры материала, либо два различных соприкасающихся материала. Если в воде растворены ионы солей, ее электропроводность повышается и скорость процесса увеличивается. Особенно заметно катализируют процесс коррозии хлорид-ионы, содержащиеся в морской, пластовой воде или в воде, образовавшейся при таянии снега зимой, когда дороги посыпают солью. С получающимися в процессе коррозии Fe(3+)-ионами ионы хлора образуют растворимые комплексы (FeCl4-), что способствует ускорению окисления металла. При соприкосновении двух металлов с различными окислительно-восстановительными потенциалами и погружении их в раствор электролита, например, дождевой воды с растворенным углекислым газом CO2, образуется гальванический элемент, который, соответственно, действует как коррозионный элемент. Он представляет собой не что иное, как замкнутую гальваническую ячейку, в которой происходит медленное растворение металлического материала с отрицательным окислительно-восстановительным потенциалом. Этот вид коррозии присущ металлам с высокими от-

рицательными потенциалами, поэтому даже небольшого количества примеси на поверхности металла с большим отрицательным потенциалом достаточно для образования коррозионного элемента. Особенно подвержены риску места соприкосновения металлов с различными потенциалами, например, сварочные швы или заклепки, элементы датчиков.

ВОДОРОДНАЯ И КИСЛОРОДНАЯ КОРРОЗИЯ Коррозия металлов часто подразделяется на водородную и кислородную. Если происходит восстановление ионов H3O+ или молекул воды H2O, говорят о водородной коррозии, или коррозии с водородной деполяризацией. Восстановление ионов происходит по следующей схеме: 2H3O+ + 2e- → 2H2O + H2 или 2H2O + 2e- → 2OH- + H2 в кислой среде (рН < 7). Если водород не выделяется, что часто происходит в нейтральной или сильнощелочной среде, происходит восстановление кислорода и возникает кислородная коррозия, или коррозия с кислородной деполяризацией: O2 + 2H2O + 4e- → 4OHв нейтральных и основных средах (рН > 7). Коррозионный элемент может образовываться не только при соприкосновении двух различных металлов, но и в случае использования одного металла, если, к примеру, структура его поверхности неоднородна. Исходя из того, что возникновение коррозии возможно только при уменьшении энергии поверхностных сил в том или другом материале, возможность коррозии с водородной и кислородной деполяризацией может быть установлена с помощью формулы, связывающей энергию Гиббса и напряжение гальванического элемента: ΔG = –nFσ, №

6/2010 9

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

где G — энергия Гиббса; n — напряжение гальванического элемента; F — площадь гальванического элемента; σ — коэффициент, зависящий от материала гальванического элемента. Коррозия возможна при условии, если ΔG < 0. В зависимости от величины потенциала металла по отношению к потенциалу водородного или кислородного электрода, металлы можно разделить на три группы. Если потенциал металла отрицательнее потенциала водородного электрода, то возможна коррозия как с поглощением кислорода, так и с выделением водорода. К таким металлам относятся щелочные и щелочноземельные металлы: Al, Zn и др. Если потенциал металла положительнее потенциала водородного электрода и отрицательнее потенциала кислородного электрода, то коррозия возможна с поглощением кислорода и невозможна с выделением водорода. К этим металлам относятся Cd, Ni, Sn и др. Если потенциал металла положительнее потенциала кислородного электрода, то коррозия металла невозможна. Это — благородные металлы, например Au, Ag, Pt.

ОСНОВНЫЕ СЛУЧАИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ГАЛЬВАНИЧЕСКИХ ПАР Коррозионные гальванические пары могут возникать при контакте двух металлов, а также металла с токопроводящими неметаллическими примесями. В результате соприкосновения двух разных металлов в присутствии электролита возникает электрохимическая коррозия. Электролитом может быть морская или природная вода, в которой всегда присутствуют соли, растворенные газы (CO 2 , SO 2 ) и т.д. Примером может быть коррозия изделия из железа, находящегося в контакте с медью, в растворе электролита (рН = 10). Так как в контакте находятся железо и медь со стандартными электродными потенциалами (j°Fe/Fe 2+ = –0,44 В; j°Cu/Cu2+ = +0,34 В), то при замыкании в электролите двух тел, имеющих различные потенциа10 №6/2010

лы, пойдет электрический ток — перемещение электронов от более отрицательного электрода (железа) к более положительному электроду (меди). При этом железо будет разрушаться: ионы Fe2+ будут переходить из металлической решетки в электролит. Электроны, поступающие к меди, расходуются в процессе восстановления. Какой именно процесс восстановления будет протекать на поверхности меди, зависит от состава электролита. Антикоррозионные свойства в значительной степени зависят от чистоты металла и однородности сплава. Так, наличие примеси (Ме2) на поверхности основного металла (Ме1) при контакте с электролитом обусловливает возникновение гальванических микроэлементов вида: Me1 | электролит | Me2. В этих элементах металл с меньшей величиной электродного потенциала выполняет функцию анода и разрушается. Примером может служить порошковая металлургия в колесах центробежных насосов: присутствие в порошке железа и меди приведет без добавления легирующих элементов к возникновению коррозии. Если в металле имеются включения неметаллов, оксидов, нитридов или карбидов, это также приводит к возникновению электрохимической коррозии. Например, в стали есть кристаллы собственно железа и кристаллы цементита Fe3C, которые по отношению к железу выступают в роли катода в микрогальваническом элементе: Fe (анод) | электролит | Fe3C (катод). Похожим образом обстоит дело с серым чугуном, который легко ржавеет в присутствии влаги из-за образования в наружном слое микроэлементов из железа и графита. В этих случаях микровключения как химически неактивные, по сравнению с металлом, образования выполняют функцию катода, а металл — анода. Схема такого микрогальванического элемента имеет вид: Металл | электролит | неметаллические включения. Несмотря на то что серый чугун довольно хорошо сопротивляется ржавлению, его, тем не менее, нельзя использовать для ЭЦН коррозионностойкого исполнения без легирующих элементов.

инженерная практика

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ МЕТАЛЛОВ ОТ КОРРОЗИИ Коррозию металлов можно затормозить изменением потенциала металла, пассивированием металла, изменением состава металла, изоляцией поверхности металла от окислителя, снижением концентрации окислителя и др. Выбор того или иного способа определяется его экономичностью и эффективностью в каждом случае. Все методы защиты от коррозии можно условно разделить на пять групп, при этом для повышения эффективности защиты допускается одновременное использование двух и более методов. Первая группа методов: создание рациональных конструкций. Создание рациональных конструкций подразумевает, что выбор материалов и их сочетания должны обеспечивать высокую коррозионную устойчивость, а форма узлов и деталей — допускать быструю очистку и смазку. Вторая группа методов: защитные покрытия. Защитные покрытия представляют собой слои, искусственно создаваемые на поверхности металлических изделий и сооружений для предохранения их от коррозии. Защитные покрытия бывают металлические и неметаллические. Выбор вида покрытия зависит от условий, в которых используется изделие из металла. Методы нанесения металлических защитных слоев разнообразны, их делят на высокотемпературные и электрохимические. К высокотемпературным методам можно отнести следующие. Во-первых, метод окунания, который применяют для нанесения покрытий из легкоплавких металлов на более тугоплавкие. Так покрывают стальные листы оловом, цинком и свинцом. Сущность метода сводится к тому, что в расплавленный металл, из которого хотят приготовить покрытие, через слой флюса погружают стальной лист и затем вынимают его, в результате чего металл кристаллизуется на поверхности. Во-вторых, металлизация, которая представляет собой нанесение металлических покрытий на поверх-

ность изделия путем распыления жидкого металла. Распыление осуществляется в дуговом, искровом или плазменном разряде. В-третьих, планкирование — нанесение пленок из защитного металла путем совместного проката. Этот метод используется для листов, прутков, угольников. Примером может служить дюраль, планкированный алюминием, сталь, планкированная нержавеющей сталью. Электрохимические методы нанесения металлических покрытий основаны на электролизе. Металлические защитные слои осаждаются на поверхности изделия, которое в электролизере представляет собой катод. В качестве материалов для металлических покрытий могут использоваться как чистые металлы (цинк, кадмий, алюминий, никель, медь, хром, серебро и др.), так и их сплавы (бронза, латунь и др.). В зависимости от активности металла, выполняющего роль защитного покрытия, различают катодные и анодные покрытия. К катодным относят покрытия, потенциалы которых в данной среде имеют более положительные значения по сравнению с потенциалом защищаемого металла (см. «Схема коррозии металла в кислом растворе при нарушении катодного покрытия»). К анодным покрытиям относят покрытия, потенциалы которых в данной среде имеют более отрицательные значения, чем потенциал защищаемого (основного) металла. Так, для анодного покрытия стали служит цинк. В этом случае основной металл будет катодом коррозионного элемента, поэтому он не корродирует (см. «Схема коррозии металла в кислом растворе при нарушении анодного покрытия»). Неметаллические защитные покрытия бывают как органическими, так и неорганическими. Их защитное действие главным образом сводится к изоляции металла от окружающей среды. В качестве неорганических покрытий применяют неорганические эмали, оксиды металлов, соединения хрома, фосфора и др. Эмалированию подвергаются черные и цветные металлы, которые используют в производстве аппаратуры для химической и №

6/2010 11

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Схема коррозии металла в кислом растворе при нарушении катодного покрытия

2 Cu

e Fe

1 - Раствор 4

3 - Основной металл

2 - Покрытие 4 - Пора

Схема коррозии металла в кислом растворе при нарушении анодного покрытия

2+ Zn 2

1 - Раствор 4

12 №6/2010

3 - Основной металл

2 - Покрытие 4 - Пора

пищевой отраслей промышленности, в производстве изделий домашнего обихода. Неорганические эмали по своему составу — силикаты. В качестве основного недостатка таких покрытий можно назвать хрупкость и растрескивание при тепловых и механических ударах. Впрочем, в процессе совершенствования состава покрытий эти недостатки постепенно минимизируются: на сегодняшний день уже создано несколько видов силикатных эмалей и специальных оксидов, которые позволяют работать при достаточно больших ударных нагрузках и значительной амплитуде температур. Образование на поверхности металлических изделий защитных оксидных пленок при химической обработке металла называют оксидированием. Вместе с оксидированием может применяться заполнение оксидного слоя специальными полимерами, которые исключают проникновение окислителей через поры к основному металлу, а также улучшают условия работы элементов при контакте — например, уменьшают трение (см. «Ступень ЭЦН с керамо-полимерным покрытием, создаваемым на поверхности металлических деталей методом плазменного электролитического оксидирования»). Некоторые процессы имеют специальные названия. Так, процесс нанесения на сталь оксидных пленок называют воронением, а электрохимическое оксидирование алюминия — анодированием. Фосфатные покрытия на стали получают из растворов ортофосфорной кислоты и ортофосфатов марганца и цинка (например, ZnHPO4 + H3PO4). При реакции образуется пористый кристаллический фосфат металла, хорошо сцепленный с поверхностью стали. Сами по себе фосфатные покрытия не обеспечивают достаточной защиты от коррозии, поэтому их используют в качестве подложки под краску, что повышает сцепление лакокрасочного покрытия со сталью и уменьшает коррозию в местах царапин. К органическим относятся лакокрасочные покрытия, покрытия смолами, пластмассами, полимерными пленками, резиной. При защите подземных трубопро-

инженерная практика

водов применяют обмотку их полиэтиленом в виде липкой изоляционной ленты. Наиболее распространено и практически незаменимо лакокрасочное покрытие, которое должно быть сплошным, беспористым, газо- и водонепроницаемым, химически стойким, эластичным, обладать высоким сцеплением с материалом, механической прочностью и твердостью. Лакокрасочные покрытия делят на две группы: лаки и краски (эмали). Эмали представляют собой смесь нерастворимых частиц пигмента, взвешенных в однородном органическом связующем. Лаки обычно состоят из смеси смолы или высыхающего масла с летучим растворителем. Третья группа методов: легирование металлов. Легирование металлов — эффективный, но дорогостоящий путь повышения коррозионной стойкости металлов. При легировании в состав сплава вводят компоненты, вызывающие пассивацию металла: хром, никель, вольфрам и др. Легирование может быть поверхностным и объемным. Поверхностное легирование представляет собой насыщение поверхности сплава металлом, который при высоких температурах окисляется энергичнее, чем железо, и образует при этом плотную защитную пленку оксида. Так, легирование стали осуществляют алюминием (алитирование), хромом (хромирование) или кремнием (силицирование). Объемное легирование применяется более часто. Его проводят одновременно с получением того или иного конструкционного материала. Так, хром и никель, введенные в сталь, диффундируя к поверхности, образуют оксидный слой, содержащий шпинели состава: NiO·Cr2O3 и FeO·Cr2O3. Примерами могут служить нирезист (никелевый чугун с 14–28%-ным содержанием никеля), сталь 15Х2М2Н3Ф для штанг, сталь 20Х13 для ЦНС. Четвертая группа методов: изменение свойств коррозионной среды. Суть этих методов заключается в уменьшении концентрации опасных в коррозионном отношении компонентов для сниже-

ния агрессивности среды. Например, агрессивность среды можно уменьшить снижением концентрации ионов H+, то есть повышением рН: для этого в воду добавляют NaOH, Na3PO4, NH3. При рН = 8,8 коррозия с водородной деполяризацией практически прекращается. Применение этих методов не всегда экономически оправдано, учитывая, что подавляющая часть коррозионной среды не соприкасается с оборудованием. Также для защиты от коррозии широко применяют ингибиторы. Это вещества, которые пассивируют поверхность металлов и препятствуют развитию коррозионных процессов. Ингибиторами могут быть как неорганические, так и органические вещества. Неорганические вещества применяются редко, главным образом при травлении металлов. Кислые растворы (H2SO4, H3PO4) растворяют оксидную пленку на металле, а потом начинают растворять и сам металл. При добавлении соединений свинца — (CH3COO)2Pb —

Ступень ЭЦН с керамо-полимерным покрытием, создаваемым на поверхности металлических деталей методом плазменного электролитического оксидирования

№

6/2010 13

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Владимир Николаевич, как вы думаете, учитывая многообразие коррозионных процессов, целесообразно ли разбить их на две большие группы: коррозия, приводящая к потере металла, и электрохимические процессы? Владимир Ивановский: Я бы не стал так делить коррозионные процессы, ведь потеря металла имеет место при различных видах коррозии, в том числе при электрохимической. Различие, по сути, состоит лишь в интенсивности этого процесса. Так, общая равномерная коррозия снижает прочность какого-то изделия примерно на 10% в год, питтинговая коррозия — на 20–25%, а электрохимическая коррозия способна снизить прочность на 30–40%, и даже 50% в год. Вопрос: Вы упоминали о сквозной коррозии корпуса ЭЦН в месте расположения кабельного удлинителя. Известно, что наиболее часто используется оцинкованная броня кабеля, которая является, по сути дела, анодом, в этом случае катодом выступает корпус ЭЦН. Однако вспомним, что внутри этого кабеля находится свинцовая жила, которая тоже может работать как катод. Исходя из этого, хотелось бы узнать, какой именно катод обычно инициирует коррозию? В.И.: Судя по всему, возможны оба варианта, но коррозия чаще всего возникает, когда появляется повреждение в оцинкованной броне, причем она может протекать и при отсутствии свинцовой жилы. Реплика: На практике мы сталкивались с ситуацией, когда из-за коррозии происходила потеря брони, а при демонтаже мы обнаруживали отсутствие свинца. В.И.: Конечно, ведь свинец тоже может активно работать в качестве катода. Но разрушение свинца в вашем случае может быть не коррозионным, а механическим, произошедшим из-за выноса примесей. Так или иначе, более рациональным представляется использование высокотемпературных кабелей и удлинителей, в которых нет свинцовой оболочки. Вопрос: Какие виды коррозии можно считать типичными для электропогружной установки, в частности для ПЭД? В.И.: Для ПЭД типичны три основных процесса: электрохимическая коррозия из-за блуждающих токов, химическая коррозия из-за высокой активности добываемой продукции и коррозия, вызванная высокой температурой. Вопрос: Имеются ли среди методов определения вида коррозии, разработанных на вашей кафедре, такие, с помощью которых можно было бы определить вид коррозии в полевых условиях без использования сложных приборов? В.И.: Да, такие методы есть, они предполагают определение вида коррозии по фотографиям и описаниям внешнего вида повреждения, твердости коррозионной поверхности, исходя из величины потенциала, который можно замерить на поверхности металла. Но хотелось бы еще раз подчеркнуть, что в большинстве случаев речь идет об определении не единственного вида коррозии, а доминирующего среди прочих. Вопрос: Известно, что в условиях пластов, зараженных СВБ, наблюдается наводораживание металла, что приводит к питтинговым коррозиям. Не могли бы рассказать о механизме разрушения металла в данном случае. В.И.: Прежде всего хотел бы заметить, что термин «наводораживание» очень общий и может применяться для описания различных взаимодействий металла с водородом. В данном случае механизм разрушения заключается в том, что атомарный водород внедряется в кристаллическую решетку и «выбивает» из нее отдельные атомы металла. Начинается изменение структуры решетки, что приводит к возникновению электрохимической пары. По мере замены атомов металла на атомы водорода уменьшается связь между узлами решетки, происходит снижение микротвердости металла и повышение его хрупкости. Если давление атомарного водорода повышается, это приводит к разрыву кристаллической решетки. Как я уже говорил, хрупкое разрушение при водородной коррозии в большей степени характерно для высокоуглеродистой стали, имеющей высокие прочностные показатели, тогда как для мягких сталей типично расслоение и пузырение.. 14 №6/2010

Схема катодной защиты Источник постоянного тока

Труба с покрытием

Анодное заземление

свинец осаждается на металлической поверхности, обнаженной от оксидной пленки, и прекращает ее растворение: Me0 + Pb2+ = Pb0 + Me2+. Пятая группа методов: электрохимическая защита. Среди методов электрохимической защиты различают анодную, катодную и протекторную защиту. Этот метод основан на торможении анодных и катодных реакций коррозионного процесса. При работе коррозионной гальванической пары активный участок, анод, разрушается и переходит в ионное состояние, развивая при этом некоторый отрицательный потенциал. Если на изделие извне наложить больший отрицательный потенциал, чем развивает анод, то процесс коррозии прекратится. Метод протекторов заключается в том, что к изделию, подвергающемуся электрохимической коррозии, подключают деталь — протектор, изготовленный из еще более активного металла, чем металл изделия. В этом случае протектор (анод) будет разрушаться, а изделие (катод) останется неизменным. Для изготовления протекторов большей частью используют магний и его сплавы, цинк, алюминий. Применение протектора необходимо, если, например, для защиты стального вала ЭЦН используются бронзовые или латунные защитные втулки. Втулки имеют меньшую активность с точки зрения поляризации, что без применения протектора может привести к быстрому разрушению стального вала. Метод внешнего потенциала, или так называемая катодная защита, заключается в том, что защищаемое изделие подключается к отрицательному полюсу внешнего источника постоянного тока, следовательно, оно становится катодом, тогда как анодом служит вспомогательный электрод (см. «Схема катодной защиты»). Анод растворяется, на катоде выделяется водород. Катодную защиту применяют к подземным трубопроводам, кабелям, оборудованию химических заводов.

на правах рекламы

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович Координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н.

ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ сновные методы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, которые сегодня применяют отечественные и зарубежные компании, можно разделить на три группы: химические, физические и технологические. Химические методы основаны на использовании химреагентов, в основном ингибиторов коррозии. Физические методы подразумевают применение коррозионностойких материалов, защитных покрытий и протекторной защиты. Технологические методы защиты от коррозии подразумевают корректировку коррозийных факторов в скважине, в том числе — ограничение водопритока, предотвращение попадания кислорода, снижение скорости потока и температуры жидкости и др. (см.

«Классификация методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии»). Для каждого метода, применяемого для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, характерны свои особенности, преимущества и недостатки, основные из которых приведены в настоящей публикации. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ Химические методы борьбы с коррозией основаны на использовании химреагентов — ингибиторов коррозии. В зависимости от механизма действия ингибиторы коррозии подразделяются на ингибиторы барьерного типа, нейтрализующие, удаляющие и прочие (см. «Классификация ингибиторов коррозии на основе механизма их действия»). Действие инги-

Классификация методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии Методы защиты от коррозии

Химические

Физические

Применение химреагентов

Применение коррозионностойких сплавов

Применение защитных покрытий

Протекторная защита

16 №6/2010

Технологические

Ограничение водопритока, РИР, пакеры

Предотвращения попадания кислорода

Применение ингибиторов СО, АСПО, ДЭ с низкой коррозийной активностью

Снижение температуры перекачиваемой жидкости

Применение для закачки в скважины технологических жидкостей, имеющих низкую коррозийную активность (р-ры глушения, НСОЗ с ингибиторами коррозии и др.)

Исключение закачки в систему ППД пресной воды, зараженной СВБ Предупреждение смешивания Н2S продукции с продукцией, которая его не содержит

Снижение скорости потока

инженерная практика Классификация ингибиторов коррозии на основе механизма их действия Типы ингибиторов коррозии (по механизму действия)

Ингибиторы барьерногьо типа

Анодные, катодные, смешанные

Окисляющие

Образуют пленки с физической адсорбцией

Образуют окисную пленку сдвигают потенциал коррозии в пассивную область

Ацетиленовые спирты, амины, серосодержащие вещества

Нитриты, хроматы и др.

Нейтрализующие

Удаляющие

Прочие

Образуют нерастворимые пленки на поверхности металла

Увеличивают pH среды

Удаляют из среды агресивные компоненты

Подавляют деятельность СВБ

Фосфаты, силикаты, ферроцианиды

Сода, бура и др.

Диоксан и др.

Биоциды

Преобразующие поверхностную пленку

биторов барьерного типа основано на образовании пленок. Анодные, катодные и смешанные ингибиторы барьерного типа образуют пленки с физической адсорбцией, окисляющие ингибиторы — оксидную пленку, ингибиторы, преобразующие поверхностную пленку, — нерастворимые пленки на поверхности металла. Нейтрализующие ингибиторы увеличивают рН среды, удаляющие — ликвидируют из нее агрессивные компоненты. Наконец, к группе прочих ингибиторов относятся биоциды, которые подавляют действие сульфатовосстанавливающих бактерий (СВБ). Среди производителей ингибиторов есть как зарубежные, так и отечественные компании. Из отечественных производителей можно выделить ОЗ «Нефтехим», ЭЗ «Нефтехим», «Миррико» и «ФЛЭК», наиболее крупные производители ингибиторов среди зарубежных компаний — Nalco Chemicals, Champion Chemicals, Baker Petrolite, Cortec (см. «Компании-производители ингибиторов коррозии»). Выделяют два объекта подачи ингибитора — скважина и пласт. Подача ингибитора в скважину возможна несколькими способами: дозирование с помощью устьевых дозаторов в затрубное пространство, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капиллярной трубке, периодическая закачка в заданное пространство с помощью агрегатов и др. (см. «Объекты и способы подачи ингибиторов коррозии»). Среди способов подачи химреагентов в пласт можно назвать следующие: задавка в пласт добы-

вающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибитора с жидкостью глушения, подача капсулированного реагента. Кроме того, в зарубежной печати упоминается закачка ингибитора в состоянии пара. Этот способ подачи использует, в частности, компания Cortec (см. «Закачка ингибитора в состоянии пара»). Технология отличается высокой эффективностью: позволяет доставить вещество во все микротрещины на поверхности оборудования, в результате чего образуется очень тонкое и плотное защитное покрытие, но при этом сложна для реализации с технической точки зрения.

Компании-производители ингибиторов коррозии Отечественные производители

Зарубежные производители

ОЗ «Нефтехим»

Nalco Chemicals

ГК «Миррико» (Татарстан)

Champion Chemicals

ООО «ФЛЭК» (г. Пермь) .

International Drilling Fluids

Когалымский завод химреагентов

Baker Petrolite Cortec ICI Midwest Custom Chemicals Clearwater Baroid Backman Halliburton Services Servo Oilfield Service Ron-Pulenk Seka С.А.

№

6/2010 17

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Объекты и способы подачи ингибиторов коррозии Скважина

Пласт

Дозирование с помощью устьевых дозаторов в затрубное пространство

Задавка в пласт добывающих скважин

Дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру

Закачка в нагнетательные скважины (через систему ППД)

Периодическая закачка в затрубное пространство с помощью реагентов

Введение ингибитора с жидкостью глушения

Способ подачи реагента

Объект

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Рустам Сагарярович, корректно ли, по вашему мнению, отнесение протекторов к физическим методам борьбы с коррозией, учитывая что протекторы, устанавливаемые ниже ПЭД, подавляют электрохимические процессы? Рустам Камалетдинов: Физические и химические методы порой сложно разграничить, приведенная классификация достаточно условна. Использование протекторов можно определить как физико-химический метод, пожалуй, это будет более точно.

Применение погружных скважинных контейнеров с реагентами «Загрузка» в зумпф капсулированного реагента

Закачка ингибитора в состоянии пара

Граница раздела фаз

Газ

Нефть А

Эмульсия В Вода

В Стенка трубы Слой ионов ингибитора Вода

VpCL

Металл

Аноды

Катоды

Ионы VpCL

Молекулы VpCL

18 №6/2010

Устьевые дозировочные установки — оборудование, посредством которого химреагенты подаются в скважины, в России производится на многих предприятиях (см. «Производители устьевых дозировочных установок»). Несколько типов и модификаций капиллярных трубопроводов производят уфимская инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть» и пермская компания «Синергия-Лидер» (см. «Типы капиллярных трубопроводов, производимых компанией «ИнкомпНефть»; «Конструкция капиллярных трубопроводов компании «Синергия-Лидер»). Среди преимуществ капиллярных систем трубопроводов — высокая точность дозирования реагента; снижение его расхода относительно закачки в затрубное пространство; возможность оперативного определения эффективности и необходимой концентрации реагента. К недостаткам этих систем относятся сложность монтажа и увеличение времени и стоимости ПРС. Для подачи ингибиторов также применяются погружные скважинные контейнеры (ПСК), выпускаемые, в частности, на предприятии ЗАО «НовометПермь». Это устройство заполняется твердым или капсулированным реагентом и крепится к основанию ПЭД. Конструкция ПСК отличается простотой, а при использовании устройства не осложняется монтаж УЭЦН. Вместе с тем ПСК в процессе эксплуатации обнаруживает и недостатки: низкую эффективность в период вывода на режим; необходимость постоянного контроля выноса реагента; ограничение срока действия примерно одним годом и дебита жидкости для твердого реагента — до 150 м3/сут. ПСК также изготавливаются на предприятии «Л-Реагент». Контейнер данного производителя заполняется фирменным реагентом «Трил-К» и крепится к основанию ПЭД или ниже ШГН, ШВН, ЭВН. Плюсы и минусы использования контейнеров «Л-Реагента» аналогичны изложенным выше. Одна из технологий подачи капсулированного реагента Encaptron 95 предлагается компанией Champion Technologies (см. «Действие капсулированного

инженерная практика Типы капиллярных трубопроводов, производимых компанией «Инкомп-Нефть» Металлический бронированный Полимерный одножильный не бронированный Полимерный с двухслойной проволочной оплеткой Полимерный бронированный трехжильный Полимерный совмещенный с кабелем УЭЦН Двухжильный совмещенный с кабелем УЭЦН Полимерный армированный

реагента Encaptron 95»). Ингибитор помещается в микрокапсулы, закачивается в затрубное пространство, после чего капсулы оседают на забой. При эксплуатации скважины полимерная мембрана растворяется и, смешиваясь с пластовой жидкостью, защищает ГНО. К преимуществам технологии, на наш взгляд, можно отнести длительное время выноса ингибитора, а также то, что ПЗП не кольматируется вследствие отсутствия задавки ингибитора. Среди недостатков технологии можно назвать то, что ингибитор легко адсорбируется на поверхности мехпримесей, при использовании капсулированного реагента необходим определенный диапазон соотношения дебита по воде к объему зумпфа, требуется свободный объем зумпфа для размещения капсул. Кроме того, при большом выносе мехпримесей возможно засыпание зумпфа с капсулами, а также в скважинах с высокими дебитами жидкости снижается время действия реагента.

Производители устьевых дозировочных установок УДЭ (СНПХ, г. Казань)

УДР-01.01. («ПОЗИТРОН», пгт. Полазна)

УДПХ («ЛОЗНА», г. Лениногорск)

УДР- «Инкомп-Нефть» («ИК «Инкомп-Нефть», г. Уфа)

БДР (АНК «Башнефть», г. Уфа)

УБПР (ООО «Синергия-Лидер» , г. Пермь)

УД-100 («Нефтехимсервис», г. Октябрьский)

Конструкция капиллярных трубопроводов компании «Синергия-Лидер»

Муфта НКТ для подачи внутрь колонны НКТ на любой глубине

Погружной дозирующий клапан с разобщающим элементом для перемешивания химреагента с добываемой продукцией

Блок подачи реагента

Трубопровод наземный

ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ: ПРИМЕНЕНИЕ КОРРОЗИОННОСТОЙКИХ МАТЕРИАЛОВ Коррозионностойкие материалы включают в себя низко- и среднелегированные стали, а также сплавы. При использовании низколегированных сталей рекомендуется дополнительно применять ингибитор коррозии (см. «Классификация коррозионностойких материалов»). Например, компания REDA (Schlumberger) изготавливает ЭЦН со ступенями из материала «Нирезист-4» (30% Ni, 5% Cr, 5,5% Si, 1,0% Mn, 2,6% C) и 5530 (30,5% Ni, 5,3% Cr, 5,1% Si, 2,7% C, а также Mo, V, Mn). Преимущества рабочих органов, изготовленных из этих материалов, — стойкость к агрессивным средам, высокая износостойкость и снижение отложения солей. Вместе с тем применение «Нирезиста-4» и 5530 заметно удорожает оборудование. Еще один пример использования физических методов для борьбы с коррозией — изготовление рабочих органов ЭЦН из полимерных материалов. Такая техно№

6/2010 19

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования ЭЦН из полимерных материалов компании «Ижнефтепласт»

логия освоена на предприятии «Ижнефтепласт» (см. «ЭЦН из полимерных материалов компании «Ижнефтепласт»). К преимуществам рабочих органов ЭЦН из полимеров можно отнести следующие: • коррозионная стойкость материала; • малый вес, снижающий массу ротора и пусковые токи; • высокая чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, что обеспечивает увеличение КПД на 3–5%; • отсутствие гальванических пар между материалами; • относительно низкая стоимость; • возможность изменения материала втулки направляющего аппарата. Среди минусов стоит упомянуть неотработанную технологию повторного применения полимерных рабочих органов ЭЦН после эксплуатации в условиях Западной Сибири и их низкую стойкость к мехпримесям. Еще один пример оборудования, изготовленного из коррозионностойкого материала, — сталеполимерные лифтовые трубы/шлангокабели, изготавливаемые компанией «ПсковГеоКабель» (см. «Сталеполимерные трубы компании «ПсковГеоКабель»). Эти трубы

Классификация коррозионностойких материалов Стали и сплавы

Низколегированные стали (рекомендуется применять ингибитор коррозии)

Среднелегированные (нержавеющие) стали аустенитные, ферритные, мартенситные

Сплавы

Никелевые сплавы: Марки сталей зарубежных заводов: Incoloy (825, 925), 304, 316, 410, Sanicro 28 Inconel (625,С-276, 718,725,Х-725), Отечественных заводов: Monel (К-500), Hastelloy С, 09ГСФ, 20Ф, 09ГСФ, 13ХФА К48-К52 МР 35N

20 №6/2010

производятся из полимерных материалов (полиэтилен, полипропилен, фторопласт) и армируются металлической проволокой. Внутренний диаметр составляет 45 мм, наружный — 71 мм. Возможно «вживление» в оболочку электрических проводников для решения различных задач. К преимуществам этого оборудования относятся: • высокая коррозионная стойкость материала; • меньшая масса по сравнению с металлическими трубами; • низкая теплопроводность материала, которая способствует снижению отложений АСПО; • меньшие гидравлические сопротивления по сравнению с обычными НКТ вследствие отсутствия муфтовых соединений и непрерывности трубопровода. Недостаток сталеполимерных труб состоит в их меньшей, по сравнению с металлическими трубами, прочности. В компании «Татнефть» изготавливаются стеклопластиковые НКТ. Они отличаются высокой коррозионной стойкостью материала, меньшей, по сравнению с металлическими трубами, массой и низкой теплопроводностью, которая способствует снижению отложения АСПО. В то же время, стеклопластиковые НКТ отличаются меньшей, по сравнению с металлическими трубами, прочностью и относительно низкой термостойкостью (до 110°С). Из коррозионностойкого материала также изготавливается один из видов оборудования ТМК «ПремиумСервис» — специальные высокогерметичные резьбовые соединения, «премиальные» резьбы. Резьбы специального профиля, прошедшие спецобработку, применяются в муфтовых соединениях ТМК GF, ТМК PF, ТМК PF ET и безмуфтовых ТМК ULTRA (FJ,SF,FX). К плюсам этого оборудования мы относим: возможность работы в агрессивных средах; способность воспринимать высокие растягивающие, сжимающие и изгибающие нагрузки и избыточный крутящий момент; большее количество спускоподъемных операций относительно стандартного исполнения. Ограничивает использование этого оборудования его высокая стоимость.

инженерная практика Нефтепромысловое оборудование с защитным покрытием компании «Татнефть»: Металлопластмассовые трубы

Предприятие НПП «ТЕХНОБИОР» выпускает широкий спектр химических реагентов, применяемых при эксплуатации и ремонтных работах в нефте-, газодобывающих и перерабатывающих отраслях. Предлагаем высокоэкономичное и эффективное решение следующих проблем: • Удаление продуктов коррозии с узлов и аппаратов, ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ: ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ Защитное покрытие противостоит таким коррозионным факторам, как агрессивная среда, бактерии и механический износ (см. «Защитное покрытие и факторы окружающей среды»). Внутренние покрытия для труб в зависимости от химического состава подразделяются в основном на эпоксидные, фенольные, эпоксиднофенольные, новолачные, нейлоновые, уретановые и полиэтиленовые. Есть несколько специальных технологий нанесения защитных покрытий. К примеру, компания «Технологические системы защитных покрытий» (ТЗСП) применяет следующие способы нанесения: высокоскоростное, электродуговое металлизационное, плазменное, газоплазменное напыление и плазменную наплавку. Эти технологии позволяют наносить в качестве покрытий нержавеющие сплавы на основе железа, сплавы на основе никеля, твердые сплавы, нержавеющие стали, монель, цинк, алюминий и их сплавы. Они обеспечивают высокую прочность сцепления покрытия с покрываемой поверхностью, но вместе с тем сложны с точки зрения технического исполнения и весьма дорогостоящие. В компании «Татнефть» производится несколько видов нефтепромыслового оборудования с защитным покрытием (см. «Нефтепромысловое оборудование с защитным покрытием компании «Татнефть»). Во-первых, металлопластмассовые трубы (МПТ). К их преимуществам относятся стойкость к агрессивным средам, а также снижение отложения солей и АСПО, к недостаткам — высокие требования к подготовке поверхностей, низкая термостойкость, сложность нанесения на поверхность и высокая стоимость. Во-вторых, стальные трубы с полимерной наружной изоляцией и внутренним цементно-песчаным покрытием. Их преимущества аналогичны таковым МПТ, в качестве минусов можно назвать высокую степень зависимости прочности и долговечности покрытия от качества применяемого состава и технологии нанесения, тех-

труб и другого, в том числе погружного, оборудования. • Удаление разнообразных органических (АСПО, нефтяных, масляных) отложений, образующихся в процессе эксплуатации. • Защита оборудования от коррозии при проведении ремонтных работ. • Промывка газовоздушных трактов и систем маслоснабжения на компрессорных станциях. • Защита от коррозии оборудования, эксплуатируемого в агрессивных средах. • Очистка и подготовка к проведению освидетельствования, ремонтных, в том числе сварных, работ добывающего оборудования. Применение выпускаемых нами экологически чистых, пожаро-, взрывобезопасных препаратов обеспечивает существенное снижение трудозатрат, сокращение времени ремонтных работ, а также увеличивает срок службы дорогостоящего оборудования. Специалисты нашей организации готовы ответить на Ваши вопросы и рассмотреть предложения.

ООО «НПП «ТЕХНОБИОР» 111141, г. Москва, ул. 2-ая Владимирская, д. 62а, стр. 3 Тел./факс: +7 (495) 730-6690 (многоканальный) Тел.: +7 (495) 978-6785 technobior@technobior.ru www.technobior.ru

№

6/2010 21

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Нефтепромысловое оборудование с защитным покрытием компании «Татнефть»: Стальные трубы с силикатно-эмалевым покрытием

Действие капсулированного реагента ENCAPTRON 95

Ингибированная вода

Перфорация

Зона высокой турбулентности Высокий концентрационный градиент

Зона низкой турбулентности

Caps

Ингибитор в капсуле

Материал в капсуле

Полимерная мембрана

Ингибитор

№

6/2010

ническую сложность нанесения на поверхность и высокую стоимость. Третий вид изделий — стальные трубы с силикатно-эмалевым покрытием. Среди их плюсов: стойкость к агрессивным средам, способность к снижению отложений солей и АСПО, значительный диапазон температуры эксплуатации — от -60 до +350°C, высокая стойкость к абразивному износу. Недостатки аналогичны перечисленным для труб с полимерной наружной изоляцией и внутренним цементно-песчаным покрытием. И, наконец, НКТ с защитным полимерным покрытием, для нанесения которого на поверхность применяется материал ПЭП-585. НКТ с полимерным покрытием отличаются стойкостью к агрессивным средам, снижением отложения солей и АСПО и гидравлических сопротивлений. Недостатки аналогичны перечисленным выше. Компания «РЕАМ-РТИ» производит рабочие органы ЭЦН с защитным покрытием из полифениленсульфида (ПФС). Технология заключается в том, что после очистки поверхности на нее наносится сшивающий агент в виде праймера с функцией коррозионной защиты между основным металлом и протекторным полимерным покрытием. К преимуществам технологии относятся стойкость к агрессивным средам и способность к снижению отложения солей, к недостаткам — сравнительно высокая стоимость и относительная недолговечность покрытия. Также «РЕАМ-РТИ» производит задиростойкие покрытия для защиты корпусных деталей, то есть покрытия с карбидами титана TiC. Ближайшие аналоги таких покрытий — Centrilift ARMOR™. Для этих покрытий характерна стойкость к агрессивным средам, сложность нанесения на поверхность и высокая стоимость. Компания DU PONT предлагает защитные покрытия для рабочих органов ЭЦН, в которых используется материал полифталамид c 30%-ным стеклонаполнением Zytel®HTN 51G45HSLR BK420. Это покрытие отличается химической стойкостью к различным средам, высокой гидролизностью, абразивной стойкостью и устой-

инженерная практика Нефтепромысловое оборудование с защитным покрытием компании «Татнефть»: Стальные трубы с полимерной наружной изоляцией и внутренним цементно-песчаным покрытием

чивостью к температурам до 210°C. Вместе с тем для данного покрытия характерна сложность нанесения на поверхность, а также дороговизна. Наконец, компания Centrilift (Baker Hughes) изготавливает рабочие органы с защитным покрытием Pump Guard II. К их плюсам относятся стойкость к сероводороду и способность к снижению отложения солей. К недостаткам следует причислить сложность нанесения на поверхность, высокую стоимость.

ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ: ПРИМЕНЕНИЕ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ В ряде случаев для борьбы с коррозией применяются алюминиево-магниевые протекторы для УЭЦН (см. «Алюминиево-магниевые протекторы для УЭЦН»). Их разработчиком, в частности, выступает дочернее общество компании ТНК-BP. Принцип этой технологии заключается в том, что протектор поляризует сталь до безопасного потенциала, что приводит к окислению («растворению») самого протектора. К преимуществам такого рода оборудования мы причисляем относительно низкую стоимость и значительный срок службы — до 5 лет при условии правильного подбора. Среди недостатков можно назвать увеличение габаритных размеров насосной установки, высокие требования к качеству подбора протектора. Так, чтобы корректно подобрать протектор, необходима достоверная и точная информация об электрохимических характеристиках защищаемого метала, свойствах среды, покрытия, форме и размерах защищаемого оборудования, температуре и скорости потока.

Сталеполимерные трубы компании «ПсковГеоКабель»

вень зараженности СВБ. Метод отличается высокой эффективностью, но его применение предполагает наличие нескольких доступных источников воды для закачки и сопряжено со значительными затратами на подготовку закачиваемого агента. Применение метода ограничения водопритока в скважину основано на необходимости капитального ремонта скважины в случае поступления воды из-за негерметичности эксплуатационной колонны и цементного камня. В случае прорыва воды в продуктивном пласте требуется применение водоизолирующих составов. Реализация этого метода отличается высокой сложностью и сопряжена со значительными затратами.

Защитное покрытие и факторы окружающей среды

Агрессивная среда

Покрытие

Бактерии Праймер

Сталь

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Технологические методы защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии могут применяться как отдельно, так и в различных комбинациях. При использовании такого метода, как выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД, закачиваемый агент подбирается с учетом коррозионной агрессивности, а источники пресной воды проверяются на уро-

Механический износ

№

6/2010 23

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Нефтепромысловое оборудование с защитным покрытием компании «Татнефть»: НКТ с защитным полимерным покрытием

Алюминиево-магниевые протекторы для УЭЦН

Секция ЭЦН

Гидрозащита

ПЭД

Алюминиево-магниевый протектор

Ограничение водопритока в скважину возможно посредством применения оборудования НПФ «Пакер» (см. «Ограничение водопритока в скважину с помощью компоновок ГНО с применением пакеров»). В случае поступления воды вследствие негерметично-

сти эксплуатационной колонны интервал «отсекается» от ПЗП и приема насоса пакером или системой пакеров. Посредством применения компоновки с пакером для УЭЦН достигается эффект хвостовика, спущенного в интервал перфорации. Это позволяет снизить скорость коррозии ГНО. Применение этого метода дает снижение затрат на дорогостоящие РИР, при этом его реализация довольно сложна технически и требует дополнительных затрат. Кроме того, в случае применения этого метода возможна лишь локальная борьба с коррозией.

Ограничение водопритока в скважину с помощью компоновок ГНО с применением пакеров

Эксп. колонна ∅ 140-178 мм Эксп. колонна ∅ 140-178 мм

НКТ

Место нарушения эксплуатационной колонны Муфта разъединения гидравлическая

НКТ ∅ 73(89) мм Клапан перепускной КПГ или газосепаратор для промывки полости насоса Узел разъединения ИПМ

Пакер П-ЭГМ

Пакер ПРО-ЯТ-О

Сбивной клапан Обратный клапан КОТ-93 с возможностью прямой промывки полости насоса

УЭЦН Продуктивный пласт

24 №6/2010

Клапан перепускной КП (КПЭ, КПГ) для перепуска пластовой жидкости, газа и выполнения функции обратного клапана

Продуктивный пласт Заглушка

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ДАМИНОВ Азат Абдуллович Заведующий сектором коррозионного мониторинга ООО «РН-УфаНИПИнефть»

КОРРОЗИОННЫЕ ПОРАЖЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН КОРРОЗИИ, РАЗРАБОТКА И ПРИМЕНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ КОРРОЗИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ефтедобывающие компании традиционно сосредотачивают усилия на проблеме коррозии наземного оборудования, тогда как коррозии подземного оборудования уделяется гораздо меньше внимания. Причина этого, на первый взгляд парадоксального, явления заключается в том, что сроки эксплуатации наземного оборудования на порядок больше, чем подземного, и выходит оно из строя в основном по причине коррозии. Подземное оборудование обычно отказывает в течение первого года эксплуатации по совокупности причин, среди которых коррозия встречается не так часто. Тем не менее при определенных обстоятельствах отказы подземного оборудования из-за коррозии могут начать преобладать над отказами по другим причинам. Ниже приводится обзор и анализ причин коррозионных отказов подземного оборудования скважин, рассматривается опыт разработки и проведения мероприятий по снижению негативных последствий коррозионного воздействия.

Среди коррозионных повреждений скважинного оборудования на месторождениях Западносибирского нефтегазового региона чаще всего встречается локальная коррозия внутренней поверхности НКТ и наружной поверхности УЭЦН, хотя бывают и случаи коррозии внешней поверхности НКТ, рабочих органов ЭЦН, металлической оболочки кабеля, обсадной колонны. Все многообразие локальных коррозионных повреждений НКТ и УЭЦН можно условно разделить на два крайних типа. Первый тип — обычная язвенная коррозия с хорошо выраженными склонами язв и свищей с глубиной проникновения 1–5 мм/год (см. «Коррозия внутренней стенки НКТ»). Второй тип — так называемая мейза-коррозия (от англ. mesa — плато, плоскогорье) — характеризуется значительными по площади областями локальных коррозионных повреж26 №6/2010

дений, которые перемежаются площадями металла, не затронутыми коррозией (см. «Мейза-коррозия корпуса ПЭД», «Мейза-коррозия корпуса ЭЦН», «Мейза-коррозия наружной поверхности НКТ»). Глубина проникновения — до 45 мм/год. Остальные типы локальных коррозионных повреждений представляют собой переходные варианты между этими крайними случаями. Наиболее подвержены коррозии корпуса ПЭД УЭЦН. Для них в основном характерен канавочный характер коррозии, инициированный механическими задирами защитного покрытия корпусов ПЭД и ЭЦН при спуске в скважину. Встречаются и специфические виды коррозии, обусловленные воздействием агрессивных технологических жидкостей, включая соляную кислоту (см. «Коррозия НКТ под воздействием СКО») или коррозионно-абразивного фактора (см. «Коррозионно-абразивный износ рабочего колеса ЭЦН»). Имели место случаи коррозии под воздействием ингибиторов солеотложений (ИСО), которые обычно закачиваются через затруб. Являясь электролитом, ИСО попадает в пространство между кабелем и НКТ и вызывает электролитическое травление металла — электрокоррозию (см. «Электрокоррозия муфты НКТ при закачке ИСО через затруб»). В «РН-Пурнефтегазе» встречается коррозия как внутренней стенки НКТ, так и внешней поверхности корпусов УЭЦН. Скорость коррозии достигает 20 мм/год — этого достаточно для того, чтобы новый ПЭД с толщиной стенки 5 мм вышел из строя через три месяца эксплуатации. Исследование коррозионных повреждений корпусов ПЭД на Барсуковском м/р указывает на протекание в скважинах язвенно-канавочной и мейза-коррозии, инициированных истиранием защитного покрытия ЭЦН при его спуске в скважину. Оголившийся в виде продольных полос металл после спуска подвергается интенсивной электрохимической коррозии. При отсутствии центраторов коррозионные повреждения, как правило, локализуются на той стороне корпуса ПЭД, которая ближе к обсадной колонне либо соприкасается с ней. При этом скорость коррозии

инженерная практика Мейза-коррозия корпуса ПЭД (Барсуковское м/р)

Язвенно-канавочная коррозия корпуса ПЭД (Барсуковское м/р)

резко возрастает за счет присоединения к углекислотной коррозии контактной, щелевой, фреттинг- и электрокоррозии. Анализ причин коррозионных повреждений включал металлографические исследования материалов, из которых были изготовлены прокорродировавшие элементы подвесного оборудования, исследования состава попутно-добываемой воды и изучение условий эксплуатации скважин.

Металлографический анализ образцов не выявил аномалий в структуре и микроструктуре металла. По химическому составу образцы металлов соответствуют техническим условиям на соответствующие марки низколегированных сталей (см. «Химический состав образцов металла с прокорродировавшей НКТ»), из этого следует, что причина ускоренной коррозии оборудования заключается не в качестве металла.

МЕТАЛЛОГРАФИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ПОПУТНО-ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ

Металлографические исследования включали фазовый рентгеноспектральный анализ, энергодисперсионный анализ и анализ химического состава образцов металла с прокорродировавшей НКТ. Фазовый рентгеноспектральный анализ показал, что продукты коррозии представляют собой в основном карбонат железа FeCO3 c небольшими примесями оксида железа Fe3O4. Съемка осуществлялась на рентгеновском дифрактометре ДРОН-2.0 в FeK излучении (см. «Дифрактограмма с поверхности образца»). Энергодисперсионным анализом установлено, что в слое карбоната железа присутствуют включения, содержащие кальций. Исследования проводили на сканирующем микроскопе Phillips SEM525M c рентгеноспектральным микроанализатором EDAX («Микрофотография и спектрограмма продуктов коррозии»).

Более 90% скважин на Барсуковском м/р, где наблюдается ускоренная коррозия скважинного оборудования, добывают продукцию из одного пласта — ПК19-20. Сравнительный анализ состава попутно-добываемой воды из этого пласта с усредненными значениями состава вод из других пластов выявил более высокое содержание в ней растворенного углекислого газа и хлорид-ионов. Хотя эти вещества и служат промоторами коррозии, незначительная разница в показателях вряд ли может оказать решающее влияние на скорость коррозии. В то же время ионов кальция, способных образовать на поверхности металла защитные карбонатные отложения, в воде данного пласта значительно меньше, чем в других пластовых водах (см. «Сравнение состава попутно-добываемой воды пласта ПК19-20 с усредненным составом воды других пластов»).

Химический состав образцов металла с прокорродировавшей НКТ Содержание элементов, %

Марка по составу

Образец K8

Осн.

0,37

0,55

1,53

<0,01

0,06

0,01

0,004

0,013

0,037

0,008

0,016

Соответствует марке стали 35Г2 СТУ14-104-168-97

Осн.

0,36

0,17

1,38

0,03

0,02

0,03

0,021

0,005

0,037

0,011

0,007

Соответствует марке стали 35Г2 ГОСТ 4543-71

№

6/2010 27

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Мейза-коррозия наружной поверхности НКТ (Ярайнерское м/р)

Мейза-коррозия корпуса ЭЦН (Барсуковское м/р)

ИЗУЧЕНИЕ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Анализ работы УЭЦН, по которым наблюдались коррозионные отказы, показал, что переход на более мощные и высокопроизводительные насосы дает снижение наработки на отказ. Это можно проиллюстрировать на примере одной из скважин месторождения (см. «Зависимость наработки на отказ от производительности УЭЦН»): переход с УЭЦН производительностью 50 м3/сут. на УЭЦН производительностью до 400 м3/сут. привел к снижению наработки в 10 раз — с 500 до 50 суток.

Сравнение состава попутно добываемой воды пласта ПК19-20 с усредненным составом воды других пластов Наименование

Единица измерения

Усредненное значение Пласт ПК19-20

Остальные пласты

Содержание ионов и газов Na++K+

мг/л

8744,0

8006,8

мг/л

159,9

336,0

Mg2+

мг/л

177,0

106,7

Ba2+

мг/л

28,3

60,6

Feобщ.

мг/л

0,8

Cl-

мг/л

13775,0

12965,3

HCO3-

мг/л

934,8

703,5

СО2

мг/л

50,2

45,9

H2S

мг/л

Следы

О2

мг/л

Следы

SO42-

мг/л

Общая минерализация

мг/л

23842,8

22100,5

7,8

7,3

Единицы

ФАКТОРЫ УСКОРЕННОЙ КОРРОЗИИ

Показатель рН Количество СВБ 28 №6/2010

По другим скважинам, вышедшим из строя по причине коррозии, также видна тенденция снижения наработки на отказ при интенсификации добычи нефти. Сравнение усредненных значений параметров эксплуатации осложненных скважин и остальных скважин показывает, что на коррозионных скважинах больше дебит жидкости (Q жидкости), скорость ГЖС (VГЖС), обводненность, процент применения частотно- регулируемых приводов (см. «Сравнение параметров эксплуатации скважин, подвергшихся коррозии ПЭД, с остальными скважинами»). При этом разница между давлением насыщения и забойным давлением (Рнас.- Рзаб.) на скважинах с коррозией ПЭД меньше, чем на остальных. Таким образом, можно предположить, что в некоррозионных скважинах выделение газа начинается задолго до забоя, а в коррозионных — происходит в забойной зоне, что приводит к интенсивному разгазированию скважинных флюидов в зоне подвески УЭЦН. При построении корреляционных зависимостей срока наработки на отказ и причин коррозии ПЭД приемлемая корреляция получена для пары «наработка на отказ — скорость ГЖС». В результате использования мощных ПЭД большого типоразмера максимальная скорость потока ГЖС наблюдается в кольцевом пространстве между обсадной трубой и корпусом ПЭД, где зазор составляет лишь около 6 мм. С учетом выделения газов средняя скорость потока на некоррозионном фонде не превышает 5 м/с, скорость потока на коррозионном фонде достигает 11 м/с. (см. «Зависимость наработки на отказ по причине коррозии ПЭД от скорости ГЖС»).

кл./см3

Одним из факторов, способствующих развитию аномально высокой коррозии подвесного оборудования, является его работа в области давлений ниже давления насыщения. Интенсивное разгазирование скважинных флюидов в зоне подвески УЭЦН приводит к выпадению на поверхности металла карбонатных осадков и их местному стохастическому удале-

инженерная практика Коррозия внутренней стенки НКТ (Барсуковское м/р)

Сквозная коррозия на резьбе НКТ (Барсуковское м/р)

Дифрактограмма с поверхности образца

25 56

55 45

FeCO3

Fe3O4

FeCO3

№

6/2010 29

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Коррозионно-абразивный износ рабочего колеса ЭЦН

Коррозия кабеля

нию в результате кавитационных процессов при образовании и схлопывании на поверхности металла газовых пузырьков. Это вызывает образование гальванопар и развитие локальной коррозии с аномально высокими скоростями. Скорость кавитационного износа прямо пропорциональна квадрату скорости потока: Vкав =а*V 2ГЖС ,

(1)

где а — коэффициент пропорциональности; VГЖС — скорость газожидкостной смеси. Поэтому увеличение скорости ГЖС в 2 раза приводит к четырехкратному возрастанию скорости кавитационного износа. Средняя скорость потока в кольцевом пространстве между корпусом ПЭД и обсадной колонной для коррозионных скважин в 2 раза выше, чем для остальных, и достигает 11 м/с. При такой скорости и наличии в потоке твердых частиц заметную роль на-

Сравнение параметров эксплуатации скважин, подвергшихся коррозии ПЭД, с остальными скважинами Усредненное значение Наименование

Единица измерения

Забойное давление (Рзаб.)

Скважины с коррозией ПЭД

Остальные скважины

атм.

116,7

112,4

Рнас.-Рзаб.

атм.

12,3

31,9

Обводненность

87,7

72,3

Газовый фактор

м3/м3

255,6

275,3

Q жидкости

м3 /сут.

321,2

101,3

VГЖС

м/с

11,2

5,2

Системы питания ПЭД с частотным управлением

7,5

4,5

КВЧ

мг/л

116

124

30 №6/2010

чинает играть эрозионно-абразивный фактор. Коррозионно-эрозионное воздействие среды начинается с момента преобладания инерционных сил потока над силами адгезии, образующимися в результате солеотложения и коррозии нерастворимых продуктов, обладающих экранирующими защитными свойствами. Скорость абразивного износа прямо пропорциональна кубу скорости потока: Vабр =b*V 3ГЖС ,

(2)

где b — коэффициент пропорциональности. Поэтому увеличение скорости ГЖС в 2 раза приводит к восьмикратному возрастанию скорости абразивного износа. В условиях коррозионно-агрессивного воздействия на металл пластовых флюидов основная отрицательная роль абразивных частиц, представленных в основном песком и проппантом, заключается в непрерывном удалении формирующейся защитной пленки с поверхности металла, что позволяет протекать электрохимическому процессу коррозии с высокой скоростью. Отсутствие в попутно-добываемой воде растворенного кислорода и сероводорода позволяет предположить, что электрохимическая коррозия протекает по механизму углекислотной коррозии, связанной с наличием в попутно-добываемой продукции углекислого газа. Скорость углекислотной коррозии прямо пропорциональна парциальному давлению СО2 и температуре и описывается уравнением Де Ваарда — Миллиамса:

где Vкор — скорость коррозии, мм/год; pCO2 — парциальное давление СО2, МПа, t — температура, °С. Для условий эксплуатации скважин описываемого месторождения скорость углекислотной коррозии может достигать значений 30–40 мм/год.

инженерная практика Коррозия НКТ под воздействием СКО (Южно-Харампурское м/р)

Электрокоррозия муфты НКТ при закачке ИСО через затруб (Мамонтовское м/р)

При работе ПЭД на его поверхности индуцируется потенциал, который при контакте с обсадной трубой приводит к электрокоррозии. Также при контакте подвесного оборудования с обсадной трубой за счет трения и вибрации происходит удаление защитной пленки с последующей электрохимической и фреттингкоррозией. Таким образом, высокая скорость коррозии и низкая наработка на отказ ПЭД вызваны взаимным влиянием целого комплекса взаимосвязанных причин, среди которых по значимости выделяются три: высокая скорость ГЖС; высокий газовый фактор и высокая обводненность.

Сравнение показателей эксплуатации УЭЦН-400 на Барсуковском и Приобском м/р

СРАВНЕНИЕ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН БАРСУКОВСКОГО И ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ На Приобском м/р используется подземное оборудование с характеристиками и типоразмерами, аналогичными Барсуковскому м/р, но в отличие от него сроки наработок на отказ значительно больше и катастрофического ускорения коррозии не наблюдается. Причина заключается в том, что при сравнимых скоростях ГЖС на Барсуковском и Приобском м/р (11 и 7 м/с) на Барсуковском м/р газовый фактор в 3 раза выше, а обводненность выше точки инверсии фаз (эмульсия «нефть в воде»), что обусловливает коррозионную агрессивность жидкости. На Приобском м/р обводненность ниже точки инверсии фаз, вследствие этого эмульсия типа «вода в нефти» не коррозионноагрессивна. Если же рассматривать фонд с обводненностью выше точки инверсии фаз на Приобском м/р, то получим скорость ГЖС в 3,5 раза ниже, чем на Барсуковском м/р (см. «Сравнение показателей эксплуатации УЭЦН-400 на Барсуковском и Приобском м/р»). Характер коррозионных повреждений указывает на то, что в скважинах наряду с электрохимической коррозией имеет место и электрокоррозия, протекающая под воздействием блуждающих токов. Она

Показатели

Барсуковское м/р «РН-Пурнефтегаз» (пласт ПК19-20 )

Приобское м/р «РН-Юганснефтегаз» (высокодебитный фонд)

Приобское м/р «РН-Юганснефтегаз» (высокодебитный, высокообводненный фонд)

Скорость ГЖС, м/с

Газовый фактор, м3/м3

250

Обводненность, %

возникает при наличии постоянной составляющей тока — например, в случае питания ПЭД от частотно-регулируемого источника электроэнергии (ЧРП) с нарушенной симметрией положительной и отрицательной полуволн. Создание гальванопар в этом случае возможно между НКТ и кабелем, между НКТ и обсадной колонной и между ПЭД и обсадной колонной. Если постоянная составляющая нарушенной симметрии фаз имеет на корпусе ПЭД знак «+», то будет корродировать корпус ПЭД, если «-» — обсадная колонна. Помимо условий постоянного тока, электрокоррозия с достаточно высокими скоростями может протекать и в условиях переменного тока — в том случае, если присутствует движение жидкости-электролита относительно металла (см. «Зависимость скорости электрокоррозии от силы переменного тока и скорости потока»). Скорость коррозии при этом прямо пропорциональна скорости потока. Знакопеременная разность потенциалов в этом случае может возникнуть как за счет токов утечки кабеля или статора ПЭД, так и за счет наведенных потенциалов на корпусе ПЭД или металлической оболочке кабеля. В таблице приведен пример осциллографических измерений потенциалов на броне кабеля питания ПЭД работающей скважины (см. «Электрокоррозия скважин, оборудованных ЧРП»). №

6/2010 31

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Микрофотография и спектрограмма продуктов коррозии

КОРРОЗИОННЫЙ ФАКТОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

FeK

CaK

FeK

ClK

2,00

MnK 4,00

6,00

MnK 2,00

4,00

6,00

Электрокоррозия скважин, оборудованных ЧРП Осциллограмма формы электрического потенциала

Период огибающей кривой приблизительно 20 мс, что соответствует частоте 50 Гц питающего напряжения в фазах кабельной линии и ПЭД

32 №6/2010

Результаты измерения потенциалов на поверхности брони кабеля

Ожидаемое воздействие измеренных величин на процессы анодного травления

U= = –0,6 В

Отрицательный потенциал на броне кабеля создает опасность травления колонны НКТ при подаче раствора ингибитора в затруб

U~ = 3,3 В

При невысоких величинах обводненности и скорости течения добываемой жидкости опасность коррозии ПЭД снижена

U? = 22,3 В

Опасность электрического пробоя изолирующей пленки нефти на корпусе должна быть установлена дальнейшими исследованиями

I = 0,26 А

Перекос фаз незначителен. При перегрузке ПЭД возможно возрастание с последующим увеличением наводок U= и U~ на броне кабеля

Дополнительную коррозионную угрозу представляют отдельные технологические жидкости, применяемые при ГТМ: кислотные составы, тяжелые растворы глушения, содержащие хлорид- и нитрат-ионы. В условиях пластовых давлений и температур, при смешении с пластовыми жидкостями и газами, их коррозионная агрессивность многократно возрастает. Коррозионная агрессивность неингибированных 10–20%-ных растворов соляной кислоты при температурах 80–90°С может достигать 1000 мм/год и более. Одновременное присутствие нитрат- и хлорид-ионов инициирует питтинговую коррозию. Закачка ингибиторв солеотложений через затруб может привести к электрокоррозии брони кабеля и корпуса НКТ при попадании ИСО между кабелем и НКТ.

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ Традиционные способы снижения коррозии — это ингибиторная защита, электрохимическая защита, защитные покрытия и коррозионно-стойкие материалы. Ингибиторная защита, как правило, используется как превентивная мера до внедрения других способов защиты. Следует отметить, что традиционные технологии ингибиторной защиты скважинного оборудования, такие как закачка ингибитора через затруб или дозирование по капиллярным трубкам, в данном случае малоэффективны. Так, при закачке через затруб ингибитор не сможет достичь и защитить ПЭД, так как он находится ниже уровня приема насоса. При дозировании реагента по капиллярной трубке ее спуск на глубину подвески 2000 м и более по искривленным скважинам с узким кольцевым зазором между корпусом УЭЦН и эксплуатационной колонной несет в себе риск защемления канала или его перетирания с нарушением герметичности. К перспективным ингибиторам можно отнести бинарные, то есть, имеющие две составляющие, которые при смешивании активизируются и образуют защитную пленку. Такие ингибиторы коррозии служат в 2–4

инженерная практика 850 800 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

ЭЦНМ5-200-1000 208д (69д)

Дебит жидк.

201ЭЦНА5А-400-1500 101д (34д)

Наработка на отказ ЭЦНМ5-125-800 506д (126д) ЭЦНМ5-50-1300 513д (513д) ЭЦНД5-50-1350 272д (272д)

01.08.06

01.02.06

01.08.05

01.02.05

01.08.04

01.02.04

01.08.03

01.02.03

01.08.02

01.02.02

01.08.01

01.02.01

01.08.00

190FC320 821д (821д)

01.02.00

Наработка на отказ, сут.

Зависимость наработки на отказ от производительности УЭЦН

Ингибиторы для кислотных составов Ингибитор

Скорость коррозии при 90°С, г/м2·ч

Защитное действие, %

ИК-1

1,03

99,8

ИК-2

3,18

99,5

ИК-3

11,2

98,3

ИК-4

1,02

99,8

ИК-5

2,94

99,6

ИК-6

5,74

99,2

ИК-7

1,62

99,7

ИК-8

3,57

99,6

ИК-9

24,52

97,4

Контроль: 10% HCl

690

Зависимость наработки на отказ по причине коррозии ПЭД от скорости ГЖС (для УЭЦН производительностью 400 м3/сут.) 180 Наработка на отказ по причине коррозии, сут.

раза дольше по сравнению с обычными нефте- и вододиспергируемыми. Также неплохие результаты дает применение капсулированных ингибиторов коррозии. По сравнению с обычными ингибиторами капсулированный реагент обеспечивает более длительный и плавный вынос из скважины (см. «Профиль выноса традиционного и капсулированного ингибиторов»). Мы рассматривали разные варианты ингибиторной защиты — путем задавки ингибитора в ПЗП и подвешивания к основанию ПЭД погружного контейнера с твердым ингибитором. В результате лабораторных исследований подобраны ингибиторы для применения по технологии задавки в пласт (см. «Задавка ингибитора в ПЗП») и использования в погружном контейнере. Следует заметить, что практически все технологии имеют свои недостатки и ограничения в применении. Например, быстрый вынос ингибитора из пласта, быстрый срыв пленки ингибитора с защищаемой поверхности металла при высоких дебитах и скоростях потока. Так или иначе, ингибиторы коррозии представляются практически безальтернативным и эффективным средством снижения коррозионной агрессивности используемых при ГТМ технологических жидкостей. К примеру, в пластовых условиях, при температурах от 50 до 90°С, коррозионная агрессивность раствора соляной кислоты возрастает в 10–100 раз по сравнению с нормальными условиями (20°С). Мы протестировали и подобрали ингибиторы коррозии, снижающие коррозионную агрессивность солянокислотных составов и растворов глушения в десятки и сотни раз (см. «Ингибиторы для кислотных составов»). Для защиты от коррозии также использовались электрохимические методы, в частности, установка станций катодной защиты. Подключение СКЗ с использованием дополнительной жилы кабеля позволяет установить необходимый защитный потенциал

y = -5,2873x + 147,18

160

R2= 0,4568

140 120 100 80 60 40 20 0

Скорость потока ГЖС в кольцевом зазоре, м/с №

6/2010 33

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Зависимость скорости электрокоррозии от силы переменного тока и скорости потока 60 150 мА

250 мА

350 мА

450 мА

55 50 45

V корр, г/м2 ч

40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

V жидк, м/с

непосредственно на корпусе УЭЦН, контролировать процесс и выбрать необходимый ток защиты. К недостаткам метода можно причислить то, что защищается в основном только внешняя стенка обсадной колонны и УЭЦН, необходимо применение больших постоянных токов защиты, способных в случае пробоя вы-

Профиль выноса традиционного и капсулированного ингибиторов

Концентрация ингибитора

Традиционный ингибитор Вынос ингибитора

Минимально эффективная концентрация Время (дни)

Концентрация ингибитора

Ингибитор в капсулах

Вынос ингибитора

Минимально эффективная концентрация Время (дни)

34 №6/2010

звать интенсивную электрокоррозию. Кроме того, при использовании электрохимзащиты появляется риск электрокоррозии внутренней стенки обсадной трубы на уровне подвески УЭЦН. Для скважинных условий выравнивание потенциалов подземного оборудования и обсадной колонны может быть обеспечено, например, размещением в нижней части УЭЦН проволочного щеточного диска из коррозионностойкой, высоколегированной витой стали, наружный диаметр которого превышает внутренний диаметр обсадной колонны. Конструкция устройства, благодаря эластичности упругих элементов щеточного диска, не повреждает внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны во время спуска УЭЦН в зону перфорации, обеспечивает стекание блуждающих токов (см. «Выравниватель потенциалов»). Опыт применения протекторной защиты с использованием магниевых сплавов на Барсуковском м/р показал их низкую эффективность. Корпуса ПЭД корродируют параллельно с растворением «жертвенного» анода (см. «Коррозия корпусов ПЭД с протекторной защитой»). Невысокая эффективность существующих технологий ингибиторной и протекторной защиты заставляет внедрять другие, более эффективные технологии, позволяющие снизить коррозионный износ и повысить тем самым сроки наработки подвесного оборудования. К таким технологиям сегодня относятся, во-первых, применение подвесного оборудования из износо- и коррозионностойких материалов и, вовторых, применение защитных полимерных и металлизационных покрытий. В данном случае предпочти-

инженерная практика 30

60,0

50,0

40,0

30,0

20,0 ИнКр

5 0

10,0

Контроль Степень защиты, % 0

Степень защиты, %

Скорость коррозии, г/м2 ч

Задавка ингибитора в ПЗП

0,0

Скорость жидкости, м/с

тельна технология высокоскоростного газопламенного нанесения коррозионно-стойкого металла, позволяющая получать покрытия с адгезией к основному металлу более 80 МПа, пористостью менее 1% и твердостью до 62 по HRC, что намного превосходит показатели полимерных покрытий. Данный вариант защиты, реализованный в «РНПурнефтегазе» по технологии компании «Технологические системы защитных покрытий», позволил в несколько раз увеличить наработку на отказ УЭЦН и сместить акцент с проблемы коррозии ПЭД на коррозию НКТ, где данная технология, к сожалению, неприменима. Еще одно направление — усовершенствование систем питания ПЭД в целях исключения асимметрии фаз, снижения токов утечки. И, наконец, применение катодной защиты обсадной колонны и корпуса ПЭД через дополнительную жилу кабеля. Данная технология, реализованная на нескольких скважинах Барсуковского м/р, позволила в несколько раз увеличить среднюю наработку на отказ подвесного оборудования. Но при данном варианте защиты не исключен риск коррозии внутренней поверхности обсадной колонны на уровне подвески УЭЦН. Для исключения этого риска мы рекомендуем оборудовать УЭЦН специальными центраторами, которые обеспечат надежный контакт подвески с обсадкой и тем самым уравняют их электрические потенциалы (см. «Применение центраторов на УЭЦН»).

ВЫВОДЫ Основная причина ускоренной коррозии корпусов ПЭД заключается в форсированном отборе пластовой продукции, которая приводит к увеличению скорости потока, интенсификации разгазирования добываемых флюидов. В присутствии частиц пластовой породы и выделяющегося газа на погружное оборудование воздействует комплекс кавитационно-эрозионно-абразивных факторов, не позволяющий образовываться на поверхности металла защитным отложениям, что интенсифицирует скорость углекислотной коррозии.

Выравниватель потенциалов

Все факты коррозионных отказов зафиксированы исключительно на скважинах с обводненностью более 80%, погружное оборудование которых контактирует с высококоррозионной агрессивной эмульсией типа «нефть в воде». Замена УЭЦН на более производительные установки, в частности, применение ПЭД большего типоразмера, приводит к уменьшению кольцевого зазора между УЭЦН и обсадной колонной, что увеличивает риск истирания и задира корпуса ПЭД при спуске в колонну, а также благоприятствует фреттинг-корро№

6/2010 35

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Коррозия корпусов ПЭД с протекторной защитой

зии при эксплуатации за счет вибрации контактирующих поверхностей. На скважинах, оборудованных частотно-регулируемыми системами управления ПЭД, при определенных условиях на выходе источника питания двигателя возникает постоянный или пульсирующий однополярный ток, который вызывает электрокоррозию. Электрокоррозия возможна также и на скважинах с трансформаторными системами управления ПЭД при наличии тока жидкости между двумя металлическими поверхностями, наведенного потенциала на корпусе ПЭД либо токов утечки обмотки статора электродвигателя или кабеля питания. Коррозионная агрессивность отдельных видов технологических жидкостей, используемых при ГТМ, при попадании в пластовые условия многократно усиливается.

Применение центраторов на УЭЦН НКТ Шарнир между НКТ и УЭЦН

Насос

Центратор Центратор Шарнир между ПЭД и ЦН

Кабель

ПЭД Центратор

36 №6/2010

В настоящее время разработаны и проходят апробацию мероприятия, направленные на устранение негативного влияния причин, способствующих ускоренной коррозии погружного скважинного оборудования.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: На графике вы показали прямую зависимость наработки на отказ по причине коррозии ПЭД от скорости ГЖС. Можно ли увидеть на практике такую зависимость? Азат Даминов: Поскольку скорость ГЖС — лишь один из факторов, который определяет скорость коррозионного процесса, на практике увидеть прямую зависимость можно далеко не всегда. К тому же в скважинах в зависимости от условий эксплуатации образуются защитные отложения различной плотности и твердости. В одном случае при заданной скорости ГЖС отложения могут быть удалены потоком, в других случаях этого не произойдет. Основное, что хотелось подчеркнуть, говоря о скорости ГЖС и скорости коррозии, то, что в коррозионном фонде скорости потоков в среднем в два раза выше, а это при прочих равных условиях означает повышенный риск истирания защитной пленки. Вопрос: В вашем докладе прозвучало, что применение частотнорегулируемых приводов увеличивает коррозию ГНО. Как можно такой риск минимизировать? А.Д.: Для начала следует провести осциллографирование. Если выявится положительная или отрицательная составляющая на изоляции кабеля, питающего ПЭД, необходимо ее устранить. Риск помогает снизить и использование специальных фильтров, но если нагрузка на ПЭД постоянно меняется, эта защита не будет полной. Кроме того, важным направлением для снижения риска электрокоррозии могла бы стать работа по оптимизации питания ПЭД, в частности, по предотвращению перекоса фаз и токов утечки. Вопрос: Говоря о применении катодной защиты обсадной колонны и корпуса ПЭД через дополнительную жилу кабеля, вы упомянули о возможности оборудования УЭЦН центраторами, которые уравнивают электрические потенциалы подвески и обсадки. Какое именно технологическое решение в данном случае предлагается? А.Д.: К примеру, есть вариант расположения анодных заменителей внутри обсадки, при этом генератор катодной защиты крепится к ПЭД снизу и работает не за счет внешней станции катодной защиты, а за счет токов, которые образуются при асимметрии фаз. Надо сказать, что существует целая серия разработок конструкций подобного рода, но опыт их промыслового применения пока отсутствует.

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ВАХИТОВ Тимур Мидхатович Инженер отдела добычи нефти и газа ООО «Башнефть-Добыча»

КОМПЛЕКСНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО АНК «БАШНЕФТЬ» а осложненный фонд приходится 27% механизированного действующего фонда скважин АНК «Башнефть». Основной процент осложнений сопряжен с выпадением АСПО, далее следуют осложнения, связанные с образованием внутрискважинной эмульсии, на третьем месте — отложения неорганических солей, на коррозию приходится менее 1% осложнений. В настоящее время в компании ведется детальный анализ по каждому виду осложнений, изучается каждая скважина осложненного фонда, проводится мониторинг развития коррозионных и других осложненных зон.

На основе полученных данных разрабатываются целевые программы, направленные на снижение влияния осложнений на работу погружного оборудования и увеличение МРП, делается прогноз развития осложнений. Для повышения надежности эксплуатации ГНО в компании «Башнефть» широко применяются различные технологии, в том числе полимерное покрытие НКТ, СПКУ для дозирования химических реагентов, магнитные активаторы, катодная электрохимическая защита. Результаты применения этих технологий уже показали целесообразность и экономическую эффективность и позволили добиться значительного увеличения МРП.

Территориальное расположение месторождений «Башнефти» ХМАО

Кирско-Коттынский Мегион Боровой Пос. Белорусский Нижневартовск НПС «Александровская» Хазарский

Стержневой

Люкпайский

Томская обл.

Условные обозначения ППСН Населенные пункты

Оренбургская область Китаямско-Благодаровский участок

Месторождения НГДУ «Ишимбайнефть» НГДУ «Туймазанефть» НГДУ «Чекмагушнефть»

Дачно-Репенский участок

НГДУ «Арланнефть» НГДУ «Краснохолмскнефть»

Переволоцкий

Каргала

НГДУ «Уфанефть» Граница регионов Граница адм. районов

38 №6/2010

Оренбург

инженерная практика Добыча нефти АНК «Башнефть», 1992–2009 гг., млн т/год 26 24 22 20 18 16 14 12 10

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Для обобщения данных и проведения полноценного анализа осложнений в «Башнефти» было разработано специальное программное обеспечение — ПТК «Технолог». Его использование позволяет в режиме реального времени получать информацию по каждой скважине об осложнениях и проводимых ремонтах, а также прогнозировать развитие осложнений. Большая часть месторождений «Башнефти» расположена на территории Республики Башкортостан, шесть месторождений (Нижневартовская группа) находятся на территории ХМАО и два — в Оренбургской области (см. «Территориальное расположение месторождений «Башнефти»). Динамика нефтедобычи компании в 1992–2009 годах характеризуется падением показателей до 2000 года и последующей стабилизацией на уровне примерно 12 млн т/год, или 0,23 млн барр./сут. (см. «Добыча нефти АНК «Башнефть», 1992–2009 гг.»). В общей структуре действующего фонда «Башнефти» большая часть приходится на скважины, оборудованные ШГН. Установками ЭЦН оборудовано 15% фонда скважин, которые дают более 30% добычи нефти компании (см. «Распределение действующего фонда скважин «Башнефти» по способам эксплуатации»). На осложненный фонд приходится 27% механизированного действующего фонда скважин «Башнефти». При этом 84% осложненного фонда — скважины, оборудованные ШГН, 16% — скважины, оборудованные ЭЦН. Основной процент осложнений сопряжен с выпадением АСПО, далее следуют осложнения, связанные с образованием внутрискважинной эмульсии, на третьем месте — осложнения, вызванные отложениями неорганических солей и коррозией ГНО (см. «Фонд осложненных скважин «Башнефти» по НГДУ и видам осложнений» и «Структура осложненного фонда скважин «Башнефти»).

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

В «Башнефти» проводится детальный анализ по каждому виду осложнений, изучается каждая скважина осложненного фонда (см. «Осложнения в добыче нефти»). Лабораторные исследования, в частности, включают анализ состава нефти и воды, АСПО, солевых отложений, промыслового материала. Кроме того, проводится мониторинг развития коррозионных зон, зон АСПО. На основе полученных данных разрабатываются целевые программы, направленные на снижение влияния осложнений на работу погружного оборудования и увеличение МРП, делается прогноз развития осложнений. В рамках целевых программ и технологических регламентов делается выбор технологии и необходимого оборудования, которые могут обеспечить повышение надежности эксплуатации скважин.

Распределение действующего фонда скважин «Башнефти» по способам эксплуатации

ШГН - 14389 (84%)

ЭЦН - 2539 (15%)

ЭДН - 99 (0,9%)

ЭЦН - 13 (0,1%)

№

6/2010 39

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Фонд осложненных скважин «Башнефти» по НГДУ и видам осложнений Кол-во и удельный вес скважин с осложнениями Количество осложненных скважин

Фонд действующих нефтяных скважин

АСПО

Отложения гипса

Отложения неорганических солей и коррозия

Образование внутрискважинной эмульсии

НГДУ «Краснохолмскнефть» 4769

1356

545

323

156

472

28,4%

11,4%

6,8%

3,3%

9,9%

Уфимская группа месторождений 959

274

169

28,6%

17,6%

2,0%

3,5%

5,3%

145

3,6%

6,5%

НГДУ «Чекмагушнефть» 2238

435

225

19,4%

10,1%

0,0% НГДУ «Туймазанефть»

2633

723

388

285

27,5%

14,7%

1,0%

0,8%

10,8%

Нижневартовский комплексный цех по добыче нефти и газа 258

24,8%

8,9%

0,0%

16,7%

0,0%

НГДУ «Ишимбайнефть» 2589

587

428

22,7%

16,5%

1,8%

2,0%

3,4%

ОАО АНК «Башнефть» 16670

4457

2176

458

610

1410

26,7%

13,1%

2,7%

3,7%

8,5%

Структура осложненного фонда скважин «Башнефти»

Неосложненный фонд 72% (12213 скв.)

Эмульсия 8% (1410 скв.)

Отложения неорганических солей и коррозия 4% (610 скв.)

40 №6/2010

АСПО 13%

Отложения гипса 3% (458 скв.)

ТЕХНОЛОГИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГНО В целях повышения надежности эксплуатации ГНО в компании «Башнефть» широко применяются следующие технологии, включающие в себя как физические, так и химические методы: • НКТ с полимерным покрытием; • специальное погружное кабельное устройство (СПКУ) для дозирования химических реагентов; • магнитный активатор; • промывочная муфта; • обработка ПЗП при ТКРС; • периодическая обработка химическими реагентами через затрубное пространство; • греющий кабель; • фильтры; • газосепараторы; • протекторная защита; • катодная защита; • полые штанги для дозировки химических реагентов; • штанги со скребками.

инженерная практика Осложнения в добыче нефти ОСЛОЖНЕНИЯ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ

АСПО

Неорганические соли и осадки сложного состава

Коррозия

ВВЭ

Определение вида осложнения

Лабораторные исследования состава нефти и воды

Фонд скважин, осложненный АСПО

Лабораторные исследования состава АСПО

Лабораторные исследования состава солевых отложений

Фонд скважин, осложненный неорганическими солями и осадками сложного состава

ПРИМЕНЕНИЕ НКТ С ПОЛИМЕРНЫМ ПОКРЫТИЕМ Технология полимерного покрытия труб была освоена на Нефтекамском заводе нефтепромыслового оборудования (НЗНО). На месторождениях «Башнефти» применяются полимерные НКТ в нагнетательных и добывающих скважинах, также имеется опыт использования полимерных покрытий для стальных нефте- и водопроводов (см. «Структура использования полимерных покрытий труб»). На НЗНО покрываются как новые, так и восстановленные НКТ. На долю восстановленных НКТ приходится 16% труб, обрабатываемых полимерным покрытием. В случае нефтепроводов и водоводов для покрытия используются только новые трубы (см. «Полимерное покрытие новых и восстановленных НКТ»). Технология полимерного покрытия НКТ применяется в компании с 2001 года и уже зарекомендовала себя как простой и достаточно эффективный подход. Так, на месторождениях компании 882 скважины эксплуатировались при помощи НКТ с полимерными покрытиями, и за время эксплуатации отказы из-за повреждения покрытия произошли лишь на 35 скважинах, или в 4% случаев (см. «Отказы на скважинах с НКТ с полимерным покрытием»). При этом 33 из 35 отказов были обнаружены на Нижневартовской группе месторождений, для которых характерна высокая температура пласта, вызывающая отслоение полимера от стали. Сегодня мы отказались от использо-

Анализ промыслового материала и заключения по ремонту установок

Определение интенсивности роста отложений

Коррозионный фонд

Определение величины МОП

Фонд скважин, осложненный ВВЭ

вания полимерного покрытия НКТ на этой группе месторождений. Внедрение НКТ с полимерным покрытием позволило увеличить МРП по всем НГДУ компании с наилучшими результатами по предприятиям «Туймазанефть» и «Краснохолмскнефть», в которых прирост МРП составил порядка 100%. (см. «Эффективность внедрения

Структура использования полимерных покрытий труб

275,92 (10%)

764,42 (27%)

1186,76 (42%)

595,17 (21%)

НКТ нагнетательных скважин

НКТ добывающих скважин

Водоводы

Нефтепроводы

№

6/2010 41

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Полимерное покрытие новых и восстановленных НКТ

Отказы на скважинах с НКТ с полимерным покрытием 4%

16%

84%

96%

Новые

Скважины с НКТП без отказов

Восстановленные

Отказы на скважинах с НКТП 1200 1186,76

1000

НКТ с полимерным покрытием на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»). Использование НКТ с полимерным покрытием предотвращает выпадение АСПО, неорганических солей и образование коррозии.

км

800 600

200 0

595,17

545,25

400

104,85

219,17

171,07

НКТ нагнет.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПКУ

НКТ добыв.

водоводы

нефтепроводы

Новые Восстановленные

Эффективность внедрения НКТ с полимерным покрытием на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН

НГДУ

Кол-во оборудованных скважин

МРП до внедрения (сутки)

МРП после внедрения (сутки)

Рост МРП, %

417

Скважины, оборудованные ШГН «Краснохолмскнефть»

215

Скважины, оборудованные ЭЦН «Туймазанефть»

371

807

117,5

«Арланнефть»

168

987

1137

«Краснохолмскнефть»

227

416

433

«Чекмагушнефть»

144

558

890

59,5

«Ишимбайнефть»

1215

1516

24,8

42 №6/2010

Для химической обработки ГНО в «Башнефти» разработано и выпускается СПКУ, позволяющее осуществлять подачу реагента по капиллярной трубке непосредственно в проблемную зону (см. «Конструкция специального погружного кабельного устройства»). В компании «Башнефть» используются разные виды специальных погружных капиллярных устройств (см. «Специальные погружные капиллярные устройства»). Схема подачи реагента в скважину с применением СПКУ предполагает три варианта подачи реагента: в призабойную зону, на прием погружного насоса или в интервал образования отложений (см. «Принципиальная схема дозирования химического реагента в скважину с применением СПКУ»). Использовать СПКУ можно на скважинах, оборудованных как УЭЦН, так и УШГН. Поскольку для использования СПКУ требуется лишь установка блока дозирования и последующая подача реагента через капилляр, данный процесс не требует больших дополнительных затрат (см. «Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УЭЦН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой»; «Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УШГН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой»). В «Башнефти» также применяется одна из модификаций СПКУ — погружной четырехжильный кабель (см. «Конструкция погружного четырехжильного кабеля»). Он предназначен для подачи электроэнергии к элек-

инженерная практика Эффективность внедрения технологий СПКУ на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН НГДУ

Кол-во оборудованных скважин

МРП до внедрения (сутки)

МРП после внедрения (сутки)

Рост МРП, %

Скважины, оборудованные ШГН Туймазанефть

280,5

446

59,0

Арланнефть

289

494

Уфанефть

216

500

131

Краснохолмскнефть

133

182

Чекмагушнефть

224

447

99,6

Ишимбайнефть

171

411

140,4

Скважины, оборудованные ЭЦН Туймазанефть

338,5

526,5

55,5

Арланнефть

340

460

Уфанефть

244

587

141

Краснохолмскнефть

176

206

Чекмагушнефть

665

920

38,3

Ишимбайнефть

145

205

41,4

МРП после внедрения (сутки)

Рост МРП, %

Эффективность применения муфты СПМК на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН НГДУ

Кол-во оборудованных скважин

МРП до внедрения (сутки)

Скважины, оборудованные ШГН Туймазанефть

382

552,5

44,6

Арланнефть

325

476

Уфанефть

271

400

Краснохолмскнефть

205

321

Скважины, оборудованные ЭЦН Туймазанефть

390

426

9,2

Краснохолмскнефть

450

296

– 65

Чекмагушнефть

367

В работе

–

Эффективность применения штанг со скребками НГДУ

Кол-во оборудованных скважин

МРП до внедрения (сутки)

МРП после внедрения (сутки)

Рост МРП, %

Туймазанефть

169

304,5

422,5

38,8

Арланнефть

185

472

822

Уфанефть

275

648

136

Краснохолмскнефть

381

563

Чекмагушнефть

298

364

22,1

Ишимбайнефть

110

257

507

97,2 №

6/2010 43

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Конструкция специального погружного кабельного устройства

Специальные погружные капиллярные устройства

Основные или контрольные жилы

Капиллярный рукав КР-3

Изоляция из полиэтилена в два слоя

Капиллярная трубка

Капиллярный рукав КР-1

тродвигателям погружных установок добычи нефти, водоподъема и перекачки жидкостей из шурфов, резервуаров и водоемов. Четвертая жила может использоваться как резервная, для катодной электрохимической защиты подземного оборудования скважин, а также в качестве сигнального датчика — для передачи информации о температуре и вибрации. В «Башнефти» четырехжильный кабель применялся для электрохимической защиты корпуса ПЭД (см. «Схема защиты ГНО с использованием четвертой жилы»). Корпус ПЭД посредством четвертой жилы был соединен с обсадной колонной и со станцией катодной защиты. Такая схема применялась на пяти скважинах и показала хорошие результаты: коррозии ГНО обнаружено не было.

Принципиальная схема дозирования химического реагента в скважину с применением СПКУ а)

б)

в)

5 1

6 7

Подушка под броню

Броня

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПКУ Сегодня можно с уверенностью утверждать, что применение технологии дозирования химреагентов по капиллярному кабелю показывает эффективность как при эксплуатации скважин с ШГН, так и при использовании ЭЦН. Внедрение технологии адресного дозирования позволило «Башнефти» снизить удельный расход химических реагентов в 1,3–1,5 раза (см. «Удельные расходы химреагентов до и после внедрения технологии их дозирования посредством капиллярного устройства»), сократить более чем в 8 раз число подземных ремонтов, термических и химических обработок. Важно, что подача реагента с помощью СПКУ позволяет использовать различные реагенты на разной глубине для борьбы со всеми видами осложнений. В среднем по компании «Башнефть» внедрение технологии СПКУ позволило увеличить МРП работы скважин более чем в 2 раза (см. «Эффективность внедрения технологий СПКУ на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»). Другие технологии и устройства, применяемые на месторождениях компании, также показывают хорошие результаты (см. «Эффективность применения муфты СПМК на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»; «Эффективность применения штанг со скребками»).

ПТК «ТЕХНОЛОГ» а) – В интервал перфорации; б) – На прием погружного насоса; в) – В интервал образования отложений. 44 №6/2010

1 – Обсадная колонна; 2 – Установка УЭЦН; 3 – Соединительный ниппель; 4 – Продуктивный пласт;

5 – Специальный кабель; с капиллярной трубкой; 6 – Капиллярная трубка; 7 – Грузфорсунка; 8 – Питающий кабель УЭЦН.

Как известно, наибольший эффект применения технологий для борьбы с проблемами осложненного фонда скважин достигается при применении комплексного подхода. Поэтому для обобщения и проведения полноцен-

инженерная практика Конструкция погружного четырехжильного кабеля

Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УЭЦН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой 1

Токопроводящие медные жилы

Изоляция в два слоя из полиэтилена высокой плотности (для КПБП) или из композиции блоксополимера пропилена с этиленом (для КПпБП)

Подушка под броню

Броня

Номинальное сечение основных жил, мм2 10 16

Наружные размеры кабеля, мм, не более

1 – Емкость с химреагентом 2 – Насос-дозатор 3 – Манометр 4 – Регулировочный клапан 5 – Клеммная коробка 6 – Специальный кабель с капиллярной трубкой 7 – Колонна НКТ 8 – Обсадная колонна 9 – Установка ЭЦН 10 – Соединительный ниппель 11 – Капиллярная трубка 12 – Груз-форсунка 13 – Продуктивный пласт

9 10

11 12

13,6x33,8 15,0x37,4

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Есть ли у вас возможность, используя программное обеспечение, прогнозировать коррозионный процесс на основе анализа химического состава воды или статистических данных по отказам оборудования? Тимур Вахитов: Пока такой возможности нет, поскольку в программном комплексе коррозия рассматривается вместе с отложениями неорганических солей, а не как отдельная категория осложнений. Это объединение мы сочли допустимым, так как на коррозию в среднем по месторождениям Башкортостана приходится менее 1% осложнений. В прошлом году в «Башнефти» коррозией до окончания гарантийного срока был вызван отказ лишь 26 установок. Тем не менее в будущем мы планируем выделить коррозию в отдельную категорию и осуществлять прогнозирование этого процесса. Вопрос: Какая организация разрабатывала ПТК «Технолог»? Т.В.: Основным разработчиком выступала организация «Башнефть-Геопроект», а математическое сопровождение осуществляло ПТУС (производственно-техническое управление связи). Хотелось бы отметить, что ПТК «Технолог» — не обособленная программа, а часть общего программного обеспечения «Башнефти». Вопрос: Кто осуществляет ввод информации в ПТК? Т.В.: Для этой цели специально создана группа специалистов при ЦНИПР, которая работает в тесном сотрудничестве с «Башнефть-Геопроектом». Вопрос: Имеется ли у вас статистика, отражающая эффективность применения магнитных активаторов? Т.В.: У нас собрана информация по результатам испытаний примерно 50 магнитных активаторов, но она настолько противоречива, что даже не позволяет сказать, есть ли ощутимый эффект от их применения. Реплика: Этого, наверное, пока никто не может сказать… Вопрос: Вы упомянули о том, что на Нижневартовской группе месторождений имело место отслоение полимерного покрытия от стали из-за высокой температуры пласта. Не могли бы вы пояснить, при какой температуре происходило отслоение полимера?

Т.В.: При температуре около 90°С в процессе эксплуатации оборудования. Надо отметить, что трубы с полимерным покрытием, поставленные на Нижневартовскую группу месторождений, представляли собой опытную партию, и даже не проходили предварительную пескоструйку. Эти НКТ были сразу поставлены на сложный участок, и в итоге не прошли испытаний. Вопрос: Применение НКТ с полимерным покрытием направлено только на защиту от коррозии или рассматривается в качестве комплексной меры по предотвращению различных видов осложнений? Т.В.: Скорее, второе. Например, в скважинах с ППД довольно быстро идет коррозионный процесс, но при этом есть АСПО и отложения неорганических солей. Использование НКТ с полимерным покрытием предотвращает все эти осложнения. НКТ и трубопроводы обрабатываются полимерным покрытием с учетом особенностей эксплуатации. Так, НКТ обрабатываются только изнутри, трубопроводы — изнутри и снаружи. Вопрос: Трубы чьего производства вы используете и как осуществляете сервисное обслуживание НКТ? Т.В.: Мы используем трубы разных производителей, в частности Синарского трубного завода. Закупку труб мы осуществляем через тендер. Сервисное обслуживание организовано достаточно просто и централизовано, через Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования, который входит в состав «Башнефти». Но в будущем мы не исключаем привлечения к сотрудничеству сторонних сервисных компаний на тендерной основе. У нас на базе каждого НГДУ регулярно проводится обсуждение механизированной добычи нефти, где принимаются такого рода решения. Вопрос: Некоторые компании уже начинают перенимать опыт «Башнефти», наработанный в сфере катодной электрохимзащиты ГНО. Как происходит развитие этого направления в компании сейчас? Т.В.: На данном этапе развитие катодной электрохимзащиты ГНО несколько замедлилось, поскольку на первый план вышла необходимость защиты от коррозии трубопроводов и обсадных колонн на скважинах, расположенных вдоль железной дороги и подвергающихся воздействию блуждающих токов. Однако планы по развитию катодной защиты ГНО у нас, безусловно, остаются. №

6/2010 45

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УШГН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой 6

1 – Емкость с химреагентом 2 – Насос-дозатор 3 – Манометр 4 – Регулировочный клапан 5 – Импульсная трубка 6 – Станок-качалка 7 – Уплотнительный переходник 8 – Обсадная колонна 9 – Капиллярная трубка 10 – Штанговый насос 11 – Хвостовик 12 – Продуктивный пласт

9 10

Удельные расходы химреагентов до и после внедрения технологии дозирования химреагентов посредством капиллярного устройства

Удельный расход химреагента, г/т, (г/м3)

350 300

316,8

250

200 198,6

150

ного анализа осложнений в «Башнефти» было разработано специальное программное обеспечение — ПТК «Технолог». Его создание стало возможным благодаря

Схема защиты ГНО с использованием четвертой жилы -

50 0

131,3

100

27,2

46,1

53,7

74,2

57,4

Ингибитор Ингибитор Деэмульгатор Ингибитор коррозии солеотложения АСПО Дозирование через затрубное пространтство

Кабель КПБП 4х1

Дозирование через капиллярный кабель

Кабель КПБП 3х16

КУ – 2 Контактное устройство на обсадной колонне и НКТ

КУ – 1 Контактное устройство на обсадной колонне

КУ – 3 Контактное устройство на корпусе УЭЦН 46 №6/2010

совместному внесению, обработке и получения данных ЦНИПРом, институтом «Башнефть-Геопроект» и НГДУ. ПТК позволяет, используя имеющуюся базу данных по скважинам, проводить анализ и расчеты, прогнозировать развитие осложнений и получать в режиме реального времени информацию по каждой скважине об осложнениях и проводимых ремонтах. В частности, с помощью программы есть возможность сделать автоматический расчет склонности к солеобразованию, увидеть реальный расход эмульгаторов, ингибиторов коррозии, растворителей АСПО, которые применялись на той или иной скважине. Можно также обобщить эту информацию по месторождениям (см. «Программное обеспечение анализа осложненного фонда скважин»). ПТК «Технолог» уже позволил облегчить работу сотрудникам компании, работающим в этой сфере. В настоящее время работа по совершенствованию этого программного обеспечения продолжается.

www.energy-seminar.ru, www.ufa2011.ru

Производственно-техническая конференция-семинар

ЭФФЕКТИВНЫЙ ВЫВОД СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВИЯ '2010 14-15 октября 2010 г., гостиница Азимут, г. Самара Методики и технологии работы с бездействующим фондом скважин: выбор и планирование ГТМ, аварийные работы, обеспечение продуктивности выведенных из БД скважин.

Международная производственно-техническая конференция

ЗАКАНЧИВАНИЕ '2011 22-23 марта 2011 г., г. Уфа Методики, технологии и оборудование для проводки стволов в коллекторах, геологическое сопровождение, способы и системы заканчивания скважин,внутрискважинное оборудование.

ЭКСПЕРТНЫЙ СОВЕТ ПО МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

www.pump-sovet.ru

Международная производственно-техническая конференция

МЕХФОНД '2011: Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования 8-9 ноября 2011 г., г. Уфа Подходы к эффективной эксплуатации осложненного фонда скважин, новые технологии, оборудование и реагенты, результаты опытно-промысловых испытаний, анализ опыта борьбы с осложняющими факторами.

Тел.: +7 (499) 270-55-25, +7 (929) 613-40-17 Факс: +7 (495) 371-01-74 info@ufa2011.ru

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ЯКИМОВ Сергей Борисович Менеджер Департамента внутрискважинных работ БН РиД ОАО «ТНК-ВР»

ЗАВЬЯЛОВ Виктор Васильевич Заведующий лабораторией коррозии ОАО «НижневартовскНИПИнефть», к.т.н.

ВИДЫ КОРРОЗИИ КОРПУСОВ ПЭД И ЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТНК-ВР еализуемая компанией ТНК-ВР техническая стратегия по увеличению МРП скважин с УЭЦН уже позволила добиться двукратного повышения этого показателя в течение пяти лет и предполагает рост еще на 30% к 2015 году. Вместе с тем увеличение МРП сопровождается повышением значимости фактора коррозии среди причин отказов УЭЦН по скважинам с длительным сроком работы. В настоящее время для борьбы с коррозией ТНКВР применяет главным образом традиционные технологии защиты, однако их становится недостаточно для эффективной реализации технологического ресурса оборудования УЭЦН. В частности, компания нуждается в разработке методики ранжирования фонда скважин по степени коррозии, создании регламента по защите подземного оборудования от коррозии и системы прогнозирования процесса коррозии подземного оборудования. В связи с этим возникает необходимость применения научных подходов при изучении видов и причин коррозии и разработки обоснованных методов защиты УЭЦН.

За пятилетний период реализации технической стратегии ТНК-ВР межремонтный период работы скважин с УЭЦН увеличился в 2 раза (см. «Наработка УЭЦН, 2008–2010 гг., факт»). По состоянию на 1 мая 2010 года средний по компании показатель МРП УЭЦН составил 534 суток, к концу текущего года предполагается выйти на уровень 555 суток, а к 2015 году запланирован рост до 705 суток. Основным мероприятием по увеличению наработки на отказ служит использование оборудования, имеющего высокий эксплуатационный ресурс при откачке жидкости с определенными физико-химическими свойствами.

ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С УЭЦН При эксплуатации скважин с УЭЦН компания ТНК-ВР сталкивается с тремя основными видами осложнений. Первое и наиболее серьезное осложнение связано с выносом кварцевого песка. Вначале уровень отказов, обусловленных этим фактором, превышал 60%, но после перехода на оборудование так назы-

Наработка УЭЦН, 2008–2010 гг., факт

534

500

450

400

350

48 №6/2010

15500 15000 14500

14 053

янв.08 фев.08 мар.08 апр.08 май.08 июн.08 июл.08 авг.08 сен.08 окт.08 ноя.08 дек.08 янв.09 фев.09 мар.09 апр.09 май.09 июн.09 июл.09 авг.09 сен.09 окт.09 ноя.09 дек.09 янв.10 фев.10 мар.10 апр.10 май.10 июн.10 июл.10 авг.10 сен.10 окт.10 ноя.10 дек.10

МРП (сутки)

Общий фонд с ЭЦН

16000

14000 13500 13000 12500

Среднедействующий фонд УЭЦН

530

МРП факт

372 376 379 385 391 397 403 410 416 422 428 434 441 447 453 463 466 474 480 487 491 497 502 513 517 521

550

555

инженерная практика Структура ущерба ТНК-ВР от коррозии подземного оборудования 0,2% 1,1%

1,2%

5,4%

0,5% 12,1%

ваемой третьей группы, когда все колеса из чугуна были заменены на таковые из нирезиста, доля отказов по этому фактору снизилась до 24%. В настоящее время в компании мы увеличиваем долю оборудования пятой группы — с применением пакетной конструкции ЭЦН. Второй осложняющий фактор — солеотложение, ранее он был причиной 30% отказов погружного оборудования, но в настоящее время его удельный вес удалось снизить до 15%. Наконец, третий фактор — коррозия. Ее значимость в отказах, напротив, растет и продолжит расти в будущем (см. «Динамика и прогноз роста коррозионного фонда скважин ТНК-ВР, 2007–2015 гг.»). Учитывая, что по мере увеличения наработки на отказ проблема защиты оборудования от коррозии обостряется, очевидно, что дальнейшая реализация ресурса работы УЭЦН без защиты скважин от коррозии невозможна. Основными местами локализации коррозионных повреждений подземного оборудования УЭЦН становятся корпуса ПЭД и протекторы, реже — газосепараторы и ЭЦН. Это объясняется тем, что ПЭД и гидрозащита интенсивно омываются пластовой жидкостью-электролитом, тогда как ее движение в области ЭЦН и газосепаратора отличается меньшей активностью. Почти 80% ущерба от коррозии подземного оборудования компании ТНК-ВР приходится на списание НКТ из-за данного фактора (в год компания списывает порядка 55 тыс. т НКТ). На втором месте — убытки от отказов УЭЦН, вызванных непосредственно сквозной коррозией ПЭД и ЭЦН. Далее следуют убытки от списания кабеля (см. «Структура ущерба ТНК-ВР от коррозии подземного оборудования»). В настоящее время для борьбы с коррозией компания применяет в основном традиционные технологии защиты, самая распространенная из которых — установка ПЭД с защитным покрытием. Используются также ингибиторная защита, протекторная защита, установка НКТ с защитным покрытием.

79,5%

Отказ УЭЦН

Списание кабеля

Отказ УШГН

Списание НКТ

Списание корпусов ПЭД и ЭЦН

Списание защитных устройств

Списание ШГН

Коррозия НКТ

Коррозия корпусов ПЭД и ГЗ

Коррозия брони кабеля

№

6/2010 49

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Общая коррозия

Динамика и прогноз роста коррозионного фонда скважин ТНК-ВР, 2007–2015 гг. Факт

Прогноз Годы

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Кол-во скважин с коррозией

1802

1871

1956

2100

2150

2300

2400

2550

2700

Фонд механизированных скважин

14574

14657

15265

15667

15826

15930

16055

16180

16305

% осложненных скважин

12,4

12,8

13,4

13,6

14,4

14,9

15,8

16,6

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ С ПРИВЛЕЧЕНИЕМ НАУЧНЫХ ИНСТИТУТОВ Стратегия Департамента внутрискважинных работ БН РиД ТНК-ВР до 2015 года предусматривает увеличение объемов финансирования научных работ для решения проблемы осложнений в целом и коррозии – в частности. Сегодня намечены следующие направления работ с привлечением научных институтов: • разработка методики по определению лабораторной эффективности ингибиторов коррозии для защиты подземного оборудования, а также определение лабораторной эффективности ингибиторов коррозии; • изучение факторов коррозии и создание упрощенной методики по ранжированию фонда скважин по степени коррозии; • разработка регламента по защите подземного оборудования от коррозии; • определение причин и факторов возникновения коррозионно-эрозионных разрушений металлов внутрискважинного оборудования; • анализ воздействия потенциалов металлов различного оборудования при контакте (ЭК, ПЭД, УЭЦН, НКТ, КНБК); • исследование качества металлов ПЭД на коррозионно-эрозионную стойкость к условиям эксплуатации; • проведение лабораторного тестирования различных видов защитных покрытий; • лабораторное тестирование ингибиторов коррозии для соляной кислоты. 50 №6/2010

Хотелось бы подчеркнуть, что в настоящее время компания нуждается в специфичных, узконаправленных исследованиях, которые пока не получили своего развития в отрасли. Так, на сегодняшний день большая часть исследований по испытанию ингибиторов сделана для трубопроводов, и их результаты не дают картины поведения ингибитора в подземных условиях. Лабораторная же методика определения эффективности ингибитора в условиях высоких температур и высокого давления отсутствует. В настоящее время борьба с коррозией происходит «по факту»: после того как обнаруживается коррозионный процесс, намечаются меры по ее устранению. Но на перспективу поставлена задача создания системы прогнозирования коррозии, в основу которой, в свою очередь, должна быть положена система ранжирования коррозионного фонда скважин. Главной же частью работы по решению проблемы коррозии УЭЦН должно стать создание регламента по защите подземного оборудования — документа, который бы максимально четко и подробно описывал весь процесс: от момента обнаружения коррозийного образования до применения той или иной технологии ингибирования. Для исследования качества и тестирования различных видов защитных покрытий в компании планируется создание лаборатории тестирования коррозии. В настоящее время уточняются детали проекта, ведется поиск подрядчиков.

инженерная практика Коррозия пятнами

НЕОБХОДИМОСТЬ СТАНДАРТИЗАЦИИ На месторождениях ТНК-ВР Нижневартовского района, юга Тюменской области и севера Новосибирской области распространена главным образом углекислотная коррозия, тогда как сероводородная, сульфатная и коррозия, вызванная деятельностью бактерий, встречаются гораздо реже (см. «Коррозийные факторы по некоторым месторождениям ТНК-ВР»). Для механизированного фонда скважин компании характерен значительный разброс интенсивности коррозии и выноса абразивных частиц, что дает различную скорость коррозии по месторождениям. Например, в добываемой из пласта ПК Ваньеганского месторождения жидкости присутствует 150–300 мг/л растворенного углекислого газа, 1–5 мг/л сероводорода, высокий уровень выноса мехпримесей (до 1000 мг/л), что дает скорость коррозии от 1 до 10 мм в год. Когда коррозия стенки двигателя стандартной

толщиной 6 мм достигает глубины 2 мм, оборудование, в соответствии с нормативами ТНК-ВР, подлежит списанию. Для понимания происходящих процессов коррозии и разработки мероприятий по защите корпусов ПЭД в первую очередь требовалось провести сбор и обработку статистического материала по видам коррозионных разрушений. Однако начальный этап этой работы выявил, что в отрасли отсутствуют единая терминология и подходы к описанию видов коррозионных повреждений. Так, нефтегазовые компании и подрядные ремонтные организации используют в одинаковом значении лишь самые общие термины, тогда как в детализации понятий коррозии УЭЦН каждая организация индивидуальна. Поскольку без стандартизации понятий коррозии подземного оборудования и подходов к их описанию сбор и обработка статистики невозможны, первосте-

Коррозийные факторы по некоторым месторождениям ТНК-ВР Месторождение

СО2, мг/л

H2S, мг/л

СВБ

Вынос абразивных частиц, мг/л

Степень коррозии корпусов ПЭД

Скорость коррозии, мм/год

Самотлорское Пласт БВ8

40–65

10-1

20–100

Слабая

0,1–0,5

Пласт АВ

70–120

10-2

50–300

От слабой до сильной

0,1–2

Пласт ЮВ1

100–150

20–100

Слабая

0,1–0,5

Ваньеганское Пласт ПК

150–300

1–5

10-5

150–1000

Очень сильная

1–10

Пласт АВ

100–200

До 1

10-5

100–500

Очень сильная

1–6

Пласт БВ8

100–200

До 1

10-5

100–200

Сильная

1–2

5–50

Слабая

0,1

5–50

Сильная

1–2

Орехово-Ермаковское Пласт АВ

100–150

10-2 Ершовое

Пласт ЮВ1

100–400

№

6/2010 51

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Питтинговая (язвенная коррозия)

пенной задачей на пути к решению общей проблемы должна стать подготовка каталога видов коррозионных разрушений и инструкции по описанию видов коррозии. В идеале, отрасли необходим национальный стандарт, который бы унифицировал терминологию и подходы к описанию коррозии УЭЦН. Подобный стандарт в перспективе может быть разработан отраслевым экспертным советом и использован всеми компаниями для планирования мероприятий, направленных на борьбу с подземной коррозией. Пока же, при отсутствии специального отраслевого стандарта, для описания тех или иных видов коррозии и вызываемых ими коррозионных повреждений поверхности в ТНК-ВР применяется терминология международного стандарта ISO 8044 «Коррозия металлов и сплавов. Словарь». Кроме того, были подготовлены каталог типовых видов коррозионных разрушений наружной поверхности ПЭД и инструкция по визуальной оценке коррозионных повреждений путем сравнения с типовыми образцами.

ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИИ УЭЦН При контакте пластовых вод с подземным оборудованием скважин наблюдается проявление двух основных видов коррозии: общей (неравномерной) и локальной (местной). Эти виды коррозии, как правило, протекают одновременно на разных участках одной поверхности. Общая коррозия протекает на всей или на какой-либо части поверхности металла со скоростью 0,1–0,5 мм/год. В результате общей коррозии происходит сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности, при этом глубина проникновения коррозии на одних участках может быть несколько больше, чем на других. Однако значительно чаще поверхность металла подвергается локальной коррозии, которая протекает на порядок быстрее — со скоростью 1–10 мм/год. В результате местной коррозии происходит разрушение металла в глубину, вплоть до появления сквозных по52 №6/2010

вреждений, при этом соседние участки не затрагиваются коррозией и на них сохраняется номинальная толщина стенки.

РАЗНОВИДНОСТИ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ На месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири локальная коррозия подземного оборудования скважин встречается следующих видов: пятнами, питтинговая (язвенная), в виде бороздок (канавок), в виде плато, мейза-коррозия, контактная, подпленочная, гальваническая. Следует отметить, что перечисленные виды местной коррозии, за исключением первых двух, встречаются только на подземном оборудовании. Коррозия пятнами характеризуется образованием на поверхности металла повреждений в виде отдельных пятен, площадь которых значительно превышает глубину проникновения коррозии. Средняя глубина повреждений по месторождениям ТНК-ВР составляет 0,5–1,0 мм, поэтому данный вид коррозии, хотя и относится к локальным, сравнительно менее опасен, чем другие ее виды. Питтинговая (язвенная) коррозия характеризуется образованием язв (каверн), которые представляют собой полости в металле, начиная с поверхности. В некоторых случаях данный вид коррозии приводит к полному разрушению стенок корпуса и образованию в нем сквозных повреждений. Скорость язвенной коррозии определяется по глубине образовавшихся повреждений, которые замеряются инструментально. Установив временной период работы оборудования, можно рассчитать скорость локальной коррозии. Например, если замеренная глубина язвенного повреждения — 3 мм, а срок эксплуатации оборудования — 8 месяцев, то в пересчете на год скорость коррозии составит: 3х12/8 = 4,5 мм/год. Коррозия в виде плато представляет собой образование на поверхности металла плоских углублений (плато) круглой, овальной или рельефной форм с характерными небольшими, но многочисленными язвен-

инженерная практика Коррозия в виду плато

ными повреждениями, расположенными на границе плато с неповрежденным металлом. Скорость данного вида коррозии достигает 1–3 мм/год. Возможной причиной образования таких специфических повреждений может быть действие переменного тока при его утечках из кабельной линии, и близком (менее 1 мм) расположении корпуса ПЭД или корпуса ЭЦН относительно обсадной колонны. Очевидно, что этот вид коррозии локализуется в месте контакта корпуса ПЭД с обсадной колонной, однако процесс воздействия утечки тока на скорость течения коррозионного процесса еще до конца не изучен. Коррозия бороздками (канавками) характеризуется образованием на поверхности металла протяженных локальных повреждений в виде бороздок, которые представляют собой небольшие углубления в металле, расположенные в продольном направлении. Этот вид повреждений достигает в длину 2–5 м при ширине 10–30 мм. Борозды могут быть одиночными или расположенными параллельно. Данный вид коррозии локализуется преимущественно в местах повреждения (царапин) при проведении СПО лакокрасочного или другого покрытия. Скорость коррозии бороздками может достигать 1–3 мм/год. Мейза-коррозия (mesa corrosion) означает протекание коррозии с распространением ее очага как в глубину, так и по поверхности. Поверхность металла при этом приобретает характерный ступенчатый или ребристый вид, часто наблюдается развитие одной язвы в другой. Очаги мейза-коррозии развиваются преимущественно в средах с высоким содержанием СО2. Скорость мейза-коррозии может достигать 8– 10 мм/год. Мейза-коррозия характерна для Ваньеганского месторождения, где наблюдается самый высокий вынос абразивных частиц, повышенное содержание CO2 и очень высокие скорости потока. Без применения защитных покрытий корпусов ПЭД на многих скважинах этого месторождения развитие мейза-коррозии приводит к сквозным повреждениям уже через 3–6 месяцев.

Контактная коррозия представляет собой процесс, протекающий между двумя разнородными по электрохимическим характеристикам металлами, например, между броней кабеля и корпусом ЭЦН или телом НКТ. Результатом процесса могут быть локальные коррозионные повреждения как корпуса ЭЦН (в виде язв, расположенных цепочкой, или язв, слитых воедино), так и брони кабеля. Так, в качестве материала для изготовления брони кабеля используют оцинкованную или нержавеющую сталь. Корпуса ЭЦН и НКТ изготавливаются из углеродистой стали. В условиях скважины на характер контактной коррозии могут влиять утечки переменного тока из кабельной линии, однако ход и особенности данного процесса пока недостаточно исследованы. Наконец, на корпусах ПЭД импортного производства с защитным монельным покрытием встречаются подпленочная и гальваническая коррозии. Эти виды коррозионного разрушения не зафиксированы у отечественного оборудования с защитными покрытиями на основе газоплазменного напыления. Причины возникновения подпленочной коррозии до конца не изучены, но мы предполагаем, что ее вызывает попадание пластовой воды под монельное покрытие, для которого характерна высокая пористость. Причиной гальванической коррозии может стать царапина на молельном покрытии, полученная при спуске оборудования и впоследствии вызвавшая сильный гальванический ток между корпусом двигателя и монельным покрытием. Сильный гальванический ток может привести к образованию сквозного отверстия меньше чем за два месяца.

ДАЛЬНЕЙШИЕ ШАГИ Представленная классификация видов наиболее часто встречающихся коррозионных разрушений наружных поверхностей ПЭД и гидрозащиты может применяться при деффектации оборудования на ремонтных предприятиях с занесением сведений в электронную базу данных. Накопленный статистический материал может использоваться для планирования технических №

6/2010 53

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Коррозия бороздками

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Сергей Борисович, вы сказали, что предполагаете создать некую электронную программу, занеся в которую определенные параметры по скважине, можно спрогнозировать ход процесса коррозии на какой-то период. Есть ли у вас твердая уверенность в том, что такую программу реально создать? Сергей Якимов: Твердой уверенности нет, однако есть определенный задел для того, чтобы строить систему подобного прогнозирования. Компании ТНК-ВР принадлежат примерно 14 500 скважин, и по ним ведется мониторинг химического состава воды, уровня CO2 и H2S. Мы располагаем этими данными, и, исходя их них, можем выделить скважины с повышенным риском коррозии подземного оборудования. Но мы пока не имеем возможности спрогнозировать дальнейшее течение коррозионного процесса. Поэтому мне бы очень хотелось ознакомиться с наработками научных институтов такого рода, если они, конечно, имеются. Вопрос: Насколько оправдано создание системы прогнозирования коррозии с точки зрения затрат? Не лучше ли продолжать борьбу с коррозией «по факту»: располагая данными об отказе оборудования из-за коррозии, исследовать этот процесс и применять различные методы? Тем более что на сегодняшний день в вашей компании уже выделен коррозионно-активный фонд и сделана его разбивка на пласты. С.Я.: Создание системы прогнозирования оправдано. Во-первых, потому, что борьба с коррозией «по факту» подразумевает обработку всех ПЭД защитным покрытием, а это — огромные единовременные капитальные затраты, неприемлемые в контексте основной стратегической цели компании — снижения себестоимости добычи нефти. Вовторых, сделанная разбивка коррозионно-активного фонда актуальна лишь для сегодняшнего уровня наработки на отказ, а при росте показателя ее необходимо будет пересматривать. Вопрос: Технические требования к погружному оборудованию были определены на основе показателей, характеризующих коррозионную активность месторождений «Татнефти» и «Башнефти» еще в 1940– 1950-е гг. С тех пор условия эксплуатации подземного оборудования явно изменились, не говоря о том, что в Западной Сибири они изначально отличались от таковых в Поволжье. Насколько актуальны, на ваш взгляд, эти технические требования на сегодняшний день? С.Я.: На мой взгляд, технические требования, разработанные в тот период, сохраняют актуальность и сегодня, что, впрочем, не исключает в перспективе выделение новых факторов коррозионной активности в дополнение к уже имеющимся. Вопрос: Вы упомянули о том, что для организации процесса прогнозирования коррозии необходима хорошая статистическая база. Как в настоящее время в ТНК-ВР организован процесс сбора и обработки информации по коррозии НКТ? 54 №6/2010

С.Я.: При обнаружении коррозии на объект выезжает технолог, проводит диагностику и описание коррозии НКТ. Все это актируется и заносится в специальную электронную базу данных. Но надо сказать, что процесс актирования происходит, как правило, на ремонтной базе, где не всегда есть возможность установить связь между особенностями коррозионного процесса и теми условиями, в которых он протекал. Этот недостаток учета связан с огромными объемами ремонтных работ и представляет собой проблему, типичную для крупных нефтегазовых компаний. Конечно, мы будем работать над устранением этой погрешности статучета. Вопрос: Какие покрытия НКТ вы используете? С.Я.: Мы используем покрытия Нижневартовской трубной базы, которая раньше была подразделением ТНК-ВР, а сейчас выведена в самостоятельное сервисное подразделение. В отдельных случаях применяются покрытия заводов-изготовителей, которые также закупаются трубной базой. Сегодня применяются, главным образом, полимерные покрытия, которые отличаются высокой прочностью. Единственный их недостаток состоит, пожалуй, в том, что их применение сильно удорожает НКТ — примерно на 40%. Кроме того, в качестве эксперимента мы начали использование труб из новых конструкционных материалов. К примеру, в этом году были закуплены стеклопластиковые трубы для установки на четырех скважинах. Вопрос: Среди скважин, на которых вы применяете ингибиторную защиту, есть осложненные солями. Насколько актуальна для компании проблема совместимости ингибиторов коррозии и солеотложений и как вы ее решаете? С.Я.: Проблема совместимости имеет место, но она вполне решаемая. Подбор ингибитора, включающий тестирование на совместимость ингибиторов солеотложения и ингибиторов коррозии, производит, например, научное учреждение «НижневартовскНИПИнефть». С учетом особенностей скважины выбирается наиболее эффективный, наименее агрессивный и оптимальный по стоимости ингибитор. Вопрос: Проводится ли в компании бактерицидная антикоррозийная обработка скважин? С.Я.: Нет, пока не проводится. Вопрос: Имеет ли, по вашему мнению, смысл объединение усилий нефтедобывающих компаний для решения проблемы коррозии внутрискважинного оборудования? С.Я.: Безусловно, имеет, поскольку проблема подземной коррозии выходит за рамки отдельного нефтедобывающего предприятия и является проблемой отрасли в целом. Отдельно взятая компания не способна масштабно решить эту проблему. Иной вопрос в том, какая организация могла бы взять на себя функцию координации деятельности компаний и привлечения финансирования.

инженерная практика Мейза-коррозия

Контактная коррозия

мероприятий по защите оборудования и более детального изучения причин и факторов коррозии. Надо подчеркнуть, что выполненная классификация видов коррозии представляет собой самый начальный этап разработки и внедрения научных подходов к защите оборудования УЭЦН от коррозии. На основании

классификации мы планируем сформировать инструкцию и ознакомить с ней все сервисные предприятия. Затем мы предполагаем создание электронной базы данных, программы для прогнозирования коррозионного процесса и принятия решений по реализации мер антикоррозионной защиты оборудования УЭЦН.

Редкие виды коррозии Пластовая жидкость, попав под слой монельного покрытия, вызвала сильную ПОДПЛЕНОЧНУЮ коррозию оборудования «Schlumberger» После повреждения монельного покрытия при спуске образовалась ГАЛЬВАНИЧЕСКАЯ коррозия, в результате которой произошла сквозная коррозия оборудования «Centrilift»

№

6/2010 55

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ШАКИРОВ Эльмир Ильдусович Начальник ОРМФ УДНГиГК ООО «РН-Пурнефтегаз»

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН КОРРОЗИОННОГО ФОНДА «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ». МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ а коррозионные скважины сегодня приходится менее 5% осложненного фонда «РН-Пурнефтегаз», но именно они представляют собой самую проблемную категорию. Так, на коррозионном фонде отказы происходят в 3 раза чаще по сравнению со скважинами, осложненными мехпримесями. В течение 2008–2010 годов в компании были проведены работы по оценке эффективности защитных покрытий для УЭЦН, по испытанию ингибиторов коррозии с подачей в затрубное пространство и через капиллярную трубку под ПЭД, по поиску антикоррозионных НКТ и НКТ с защитными покрытиями, опробованы электрохимические варианты защиты оборудования. Испытания показали различную эффективность названных методов и свойственные каждому из них ограничения в применении, преимущества и недостатки. К

Структура осложненного фонда УЭЦН в «РН-Пурнефтегаз»

АСПО 433 скв.

примеру, наибольшей эффективностью среди покрытий отличаются полученные по технологии высокоскоростного газопламенного напыления, тогда как электродуговое напыление плохо спасает от коррозии. Стеклопластиковые НКТ позволяют исключить коррозию, но их использование делает невозможным проведение СПО при температурах ниже -30°С, в связи с чем возникает риск потери добычи. В дальнейшем в компании планируется освоение новых способов борьбы с коррозией, таких как применение капсулированных и бинарных ингибиторов, а также внедрение элетрохимзащиты погружного оборудования по перспективной технологии. Мы также рассчитываем, что в обозримом будущем все используемое в компании погружное оборудование будет иметь антикоррозионное исполнение или находиться под защитой специальных покрытий. Технические причины преждевременных отказов УЭЦН в «РН-Пурнефтегаз»

Мех.примеси 975 скв.

Засорение мехпримесями 338 (53%)

Солеотложение 41 (7%)

Выс. температура 244 скв.

Соли 309 скв. Необеспечен приток 110 (18%) Коррозия 135 (22%)

БГФ 520 скв.

56 №6/2010

Коррозия 121 скв.

инженерная практика Отношение отказов к единице осложненного фонда 1,6

Условия эксплуатации УЭЦН в «РН-Пурнефтегазе», 2007–2010 гг. 160

1,4

140

1,2

120

1,0 1,1

106

102

100

129

127

120

119

117

0,8

0,6

154

152

149

144

134

133

0,4

0,2 0,0 Коррозия

Засорение мех. примесями

0,1

-20

Солеотложение

-40 -60 -80

ПАРАМЕТРЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН КОРРОЗИОНОГО ФОНДА Главная причина коррозии ЭК и УЭЦН заключается в постоянном контакте агрессивной среды с незащищенным металлом, а факторами ускорения коррозии выступают удаление естественной пассивирующей

Средняя обводненность, %

Май 2010

Февраль 2010

Декабрь 2009

Сентябрь 2009

Июнь 2009

Март 2009

Сентябрь 2008

Июнь 2008

Март 2008

Декабрь 2007

Сентябрь 2007

Июнь 2007

Март 2007

Средний типоразмер

100

101

102

104

107

108

-120

Декабрь 2008

-100

Среднее забойное давление, атм.

пленки оксидов, солей при высокой скорости движения ГЖС, абразивное воздействие кварцевого песка и увеличение скорости потока в кольцевом зазоре ПЭД — ЭК в скважинах с высоким газовым фактором.

Динамика коррозионного фонда скважин в «РН-Пурнефтегазе», 2007–2010 гг. 121 120

112 106 99

100 90

Коррозионный фонд скважин 80

81 76

73 65

54 42

Май 2010

Март 2010

Январь 2010

Ноябрь 2009

Сентябрь 2009

Июль 2009

Май 2009

Март 2009

Январь 2009

Ноябрь 2008

Сентябрь 2008

Июль 2008

Май 2008

Март 2008

Январь 2008

Ноябрь 2007

Сентябрь 2007

Июль 2007

Май 2007

0 Март 2007

В структуре осложненного фонда УЭЦН «РН-Пурнефтегазе» 37% приходится на скважины, осложненные мехпримесями, 20% осложнены БГФ и еще 17% — солями (см. «Структура осложненного фонда УЭЦН в «РН-Пурнефтегазе»). Коррозионные скважины составляют менее 5% осложненного фонда компании, но именно этот фонд принадлежит к наиболее проблемной категории. Такой вывод можно сделать, исходя из сравнения причин отказов УЭЦН с наработкой до 180 суток. В 53% случаев выявляются засорения мехпримесями, в 7% — солеотложения, в 22% случаев — коррозия (см. «Технические причины преждевременных отказов УЭЦН в «РН-Пурнефтегазе»). В среднем каждая скважина из коррозионного фонда отказывает 1,1 раза в год, что в 3 раза больше интенсивности отказов на фонде, осложненном мехпримесями (см. «Отношение отказов к единице осложненного фонда»). По состоянию на начало 2009 года этот показатель был еще выше (1,5–1,7), но благодаря ряду проведенных мероприятий удалось добиться его снижения. В связи с увеличением среднего типоразмера оборудования и, следовательно, с повышением отбора жидкости, ростом обводненности добываемой продукции и увеличением депрессии на пласт (см. «Условия эксплуатации УЭЦН в «РН- Пурнефтегаз», 2007–2010 гг.») наблюдается рост числа отказов из-за коррозионноэрозионного износа ГНО. Если на начало 2007 года насчитывалось лишь13 скважин, осложненных коррозией, то сегодня в составе этого фонда уже 121 скважина (см. «Динамика коррозионного фонда скважин в «РН-Пурнефтегаз», 2007–2010 гг.»). Рост весьма значительный, особенно если учитывать, что ряд скважин из-за коррозии перешли в бездействующий и аварийный фонды.

Динамика отказов УЭЦН и НКТ по причине коррозии, 2006–2009 гг. 120

Коррозия УЭЦН

Коррозия НКТ

100 96

66 39

40 20

годы

0 2006

2007

2008

2009

№

6/2010 57

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Расчет скорости смеси без учета газовыделения

Распределение отказов по узлам УЭЦН

1400

Наработка на отказ, сут.

1200 ПЭД 70%

1000 800 600 400 y = 102,93x

200

-0,4905

Погружной кабель 2%

0 0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

Скорость потока в кольцевом зазоре, м/с

Расчет скорости смеси с учетом газовыделения

Наработка на отказ, сут.

250 200 150 y = 110,15e-0,0068x R2 = 0,1021

100 50 0

0,0

10,0

20,0

30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 Скорость потока в кольцевом зазоре, м/с

Растворение протектора под действием агрессивной среды

58 №6/2010

90,0

100,0

Рабочие органы насоса 3%

Корпус УЭЦН 5%

Удлинитель 8% Г/с 6% Протектор 6%

В 2008 году по причине коррозии УЭЦН отказало 69 установок, тогда как из-за коррозии НКТ произошло 66 отказов. Обычно из-за коррозии в первую очередь отказывает ПЭД. В 2009 году благодаря применению антикоррозионных покрытий ПЭД удалось снизить количество отказов из-за коррозии ПЭД в 1,7 раза. Но, сделав акцент на защите более слабого узла, мы несколько упустили из виду защиту НКТ, поэтому количество отказов из-за коррозии НКТ продолжало расти и к 2009 году увеличилось более чем в 1,5 раза (см. «Динамика отказов УЭЦН и НКТ по причине коррозии, 2006–2009 гг.»). Если рассматривать распределение отказов по установке ЭЦН, то в подавляющем большинстве случаев (70%) отказывает ПЭД, 8% отказов приходится на удлинитель, 6% — на протектор, 5% — на корпус УЭЦН (см. «Распределение отказов по узлам УЭЦН»). Параметры эксплуатационного фонда скважин, осложненных коррозией, и остального фонда заметно отличаются (см. «Параметры эксплуатации скважин с коррозией ПЭД и остальных скважин»). Так, обводненность по коррозионному фонду выше на 17–20%, газовый фактор — больше примерно на 100 м3/м3. Разность между давлением насыщения и забойным давлением в скважинах с коррозией ПЭД небольшая, вследствие чего разгазирование происходит на корпусах УЭЦН и НКТ, что в совокупности с высокой скоростью потока и высоким газовым фактором приводит к кавитационно-эрозионному скалыванию защитных отложений и износу металла. Специалистами «РН-УфаНИПИнефть» были проведены расчеты скорости движения смеси в кольцевом пространстве без учета и с учетом газовыделения. Изначально скорость движения смеси составляет 2–4 м/с, но с учетом выделившегося газа порядок цифр кардинально меняется — скорость восходящего потока в кольцевом пространстве вырастает в 10–20 раз (см. «Расчет скорости смеси без учета газовыделения», «Расчет скорости смеси с учетом газовыделения»).

инженерная практика Применение защитных покрытий ПЭД и отказы по ним 100

16%

90 80

Размерность

Скважины с коррозией ПЭД

Остальные скважины

10%

Обводненность

Газовый фактор

м3/м3

384

286

12%

50 40

Параметр

14%

Усредненное значение

16%

Параметры эксплуатации скважин с коррозией ПЭД и остальных скважин

18%

6% 4%

3 Высокоскоростное газопламенное напыление

Электродуговое напыление

Количество отказов по коррозии Количество покрытых ПЭД

% отказности

2% 0%

ТЕХНОЛОГИИ НАНЕСЕНИЯ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ Существующие на сегодняшний день технологии нанесения защитных покрытий можно разделить на четыре группы. Во-первых, это электродуговая металлизация — процесс, который заключается в непрерывном плавлении металла, распылении его на мельчайшие частицы и нанесении на подготовленную поверхность. Попадая на поверхность, частицы деформируются, нагромождаются друг на друга и образуют металлизационное покрытие слоистого строения. При этом температура не превышает 120°С.

Интерметаллидное покрытие Дельта5+, разработанное для защиты от коррозии погружного оборудования в агрессивных средах

Qдоб.общ.

м /сут.

392

143

Vсмеси

м/с

0,7

Рнас — Рзаб

атм.

КВЧ

мг/л

123

114

Количество скважин

шт.

121

272

Во-вторых, газопламенное напыление. Современный проволочный газопламенный распылитель работает на проволоке из различных материалов, таких как коррозионно-стойкие стали, латуни, бронзы, баббиты, Al, Cu, Mo, Zn, Sn, Pb. Плотность покрытий достигает 95%. В-третьих, плазменное напыление. Плазменный распылитель был разработан на основе работ Смита, предложившего устройство для нанесения покрытий, содержащее катод в форме стержня и анод в форме сопла. Современная автоматическая установка нанесения плазменного напыления работает на смеси газов аргона, азота, водорода. Плотность покрытий составляет 92–99%.

ВНИМАНИЕ: трубы НКТ с покрытием Дельта5+ не требуют специального обращения при транспортировке и СПО

Дельта5+ это: ▲ Надежная защита от коррозии НКТ,

муфт, штанг, корпусов ПЭД ▲ Стойкость к механическим повреждениям ▲ Значительное увеличение ресурса

резьбового соединения Дельта5+ обеспечивает многократное увеличение наработки на отказ НКТ и резьбового соединения

Т./ф.: +7 (495) 644-3467 E-mail: neozinc@neozinc.ru npo.neozinc@gmail.com Сайт: www.neozinc.ru №

6/2010 59

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Причины отказов УЭЦН, оборудованных центраторами с анодной защитой

Внедрение центраторов с анодной защитой по типоразмерам УЭЦН

Производительность, м3/сут.

320 - 400

Негерметичность лифта 4 (2%)

Коррозия УЭЦН 9 (5%) Солеотложение. 17 (10%)

200 - 250

125 - 160

Засор. мех. прим. 70 (43%)

Необеспеч. приток 19 (12%)

147

50 - 80

Орг. и субъективные причины 24 (15%)

25 - 45 0

100

120

140

160

ГТМ 21 (13%)

Количество, шт.

В-четвертых, высокоскоростное газопламенное напыление. Скорость газового потока в установке составляет более 2000 м/с, плотность покрытий достигает 99%. В качестве наносимого материала используются порошки карбидов, металлокарбидов, сплавов на основе Ni, Cu и др., а в конструкцию соплового аппарата вводят сопло Лаваля. На основании экспериментального внедрения антикоррозионных ПЭД в 2008 году наиболее эффектив-

Внедрение НКТ диаметром 89 мм на скважинах с дебитом более 400 м3/сут.

ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА

160 140

158

148

155

150

Наработка, сут. СНО, сут.

120 100

115

110

80 60

103

64 55

20 0 1851

1603

СНО до внедрения

3200

СНО после внедрения

1866

3338

214 Номер скважины

Тек. нар-ка

Анализ внедрения НКТ с термодиффузиозным покрытием цинка в «РН-Пурнефтегаз» 250

Наработка, сут. СНО, сут.

200

150

ными показали себя покрытия, полученные по технологиям высокоскоростного газопламенного напыления (см. «Применение защитных покрытий ПЭД и отказы по ним»). Наибольший процент отказов наблюдался по двигателям с электродуговым напылением: 16%. В 2009 году были закуплены 232 двигателя с антикоррозионными покрытиями по технологии высокоскоростного газопламенного напыления (по ЕТТ 4.0 ОАО «НК «Роснефть»), что позволило сократить количество отказов из-за коррозии УЭЦН в 1,7 раза — с 69 до 39 отказов в год.

233

222

220

170

100 99 50

0 3277 СНО до внедрения

60 №6/2010

1568 СНО после внедрения

4313 Тек. нар-ка

3173 Номер скважины

От коррозии УЭЦН с 2007 года мы также применяем протекторную защиту — разновидность катодной защиты. К защищаемой конструкции присоединяется более электроотрицательный металл — протектор, который, растворяясь в окружающей среде, защищает от разрушения основную конструкцию. После полного растворения протектора последний необходимо заменить. Протектор работает эффективно, если переходное сопротивление между ним и окружающей средой невелико (см. «Растворение протектора под действием агрессивной среды»). Недостаток данного метода состоит в том, что действие протектора ограничивается определенным расстоянием — радиусом защитного действия протектора. Центраторы с анодной защитой (ЦАЗ) внедрялись на различном фонде скважин. Наибольшее число ЦАЗ было спущено в скважины с УЭЦН производительностью 50–80 м3/сут. (см. «Внедрение центраторов с анодной защитой по типоразмерам УЭЦН»). По результатам работы данного оборудования коррозия наблюдалась только в девяти случаях — в остальных случаях причины отказов не были связаны с коррозией (см. «Причины отказов УЭЦН, оборудованных центраторами с анодной защитой»). Внедрение данной технологии позволило нам увеличить наработку на 18 суток (с 71 до 89). Отказы по причине коррозии на УЭЦН, оборудованных ЦАЗ, происходят, главным образом, на высокоде-

инженерная практика Анализ внедрения хромированных НКТ с содержанием хрома 13% в «РН-Пурнефтегаз»м3/сут.

Анализ внедрения стеклопластиковых НКТ в «РН-Пурнефтегаз»

250

200 194

150 179

179

150

СНО, сут.

200

147 100

121

102

164

100

148 126

112

114

0 1588 СНО до внедрения

1604 Тек. нар-ка

3205

2500

Номер скважины

СНО до внедрения

битном фонде (более 200 м3/сут.) вследствие высокой скорости движения ГЖС, тогда как на скважинах с малым дебитом ЦАЗ показывают высокую эффективность. Так, на УЭЦН с подачей 320–400 м3/сут. наблюдалось 67% отказов, при 200–250 — 33%, по УЭЦН с подачей до 200 м3/сут. отказов не было.

ВНЕДРЕНИЕ АНТИКОРРОЗИОННЫХ НКТ Внедрение антикоррозионных НКТ началось в компании в 2009 году и включало четыре направления. Во-первых, на скважинах с дебитом более 500 м 3 /сут. использовались НКТ диаметром 89 мм, что позволило добиться уменьшения скорости подъема ГЖС. В целом мы получили увеличение средней наработки на отказ по отказавшим скважинам в 1,3 раза (+28 суток) и увеличение средней наработки на отказ с учетом текущей наработки — в 1,4 раза (+30 суток), а также замедление темпа коррозии (см. «Внедрение НКТ диаметром 89 мм на скважинах с дебитом более 400 м3/сут.»). Во-вторых, применялись НКТ диаметром 73 мм с покрытием «ДЕЛЬТА5+» по технологии НПО «Неоцинк» с применением термодиффузионного цинкования, которое обеспечивает защиту от агрессивной среды внутренней и внешней поверхности НКТ. Такие НКТ были внедрены на четырех скважинах, осложненных коррозией. Использование данной технологии позволило достичь увеличения средней наработки на отказ в 2,2 раза — на 120 суток (см. «Анализ внедрения НКТ с термодиффузионным покрытием цинка в «РН-Пурнефтегазе»). На двух скважинах (№ 3277, 1569) оборудование сегодня продолжает работать, и наработка растет. На скважине № 4313 увеличения наработки не произошло. Скважина была остановлена по причине отсутствия подачи с наработкой 87 суток, а по результатам комиссионного демонтажа была выявлена коррозия, возникшая из-за эффекта, который в электрохимии цинка называется «переполюсовкой». Суть эффекта заключается в том, что продукты коррозии цинка (пленка, которая дает

4250

466 Номер скважины

Тек. нар-ка

барьерную защиту) становятся положительными по отношению к железу. По скважине № 3173 произошло увеличение наработки примерно в 3 раза, но установка была поднята с наработкой 233 суток для ремонта из-за снижения производительности. После комиссионного демонтажа при визуальном осмотре на устье скважины было выявлено сквозное отверстие корпуса УЭЦН. После этого мы провели толщинометрию, по результатам которой из трех труб, отобранных с разных участков колонны, одна была выбракована: минимальная толщина стенки НКТ с термодиффузионным цинковым покрытием составила 3,7 мм — невосстановимый брак. Затем ультразвуковым методом мы провели оценку состояния металла и обнаружили, что состояние покрытия на внутренней поверхности НКТ неудовлетворительное ввиду нарушения сплошности защитного цинкового слоя, тогда как снаружи оно осталось в неизменном состоянии. Таким образом, после отработки 236 суток в коррозионно-активной скважине из исследуемых образцов в количестве 3 шт. одна НКТ утратила свое первоначальное техническое состояние и стала непригодна для дальнейшей эксплуатации. Остальные два образца НКТ 73,0 х 5,5 мм «К» с частичным коррозионным повреждением защитного

Анализ испытания ингибитора коррозии «Азол СI-130» при подаче под ПЭД с помощью импульсной трубки в ООО «РН-Пурнефтегаз» 100

80 83

60 СНО, сут.

67 55

0 1588 СНО до внедрения

1604

3173

1878

3153 Номер скважины

СНО после внедрения

№

6/2010 61

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Текущее состояние по испытанию ингибитора коррозии «КорМастер-1035» в «РН-Пурнефтегаз» 100 98

60 64

40 20 0

132 Комс СНО до внедрения

4313 Комс Тек. наработка

оцинкованного слоя пригодны для дальнейшего использования в скважинах. Третьим направлением работы стало внедрение НКТ с 13%-ным содержанием хрома японской корпорации JFE Steel. Данная технология была внедрена на трех скважинах — № 1588, 1604 и 3205 (см. «Анализ внедрения хромированных НКТ с содержанием хрома 13% в «РН-Пурнефтегаз»). Средняя наработка на отказ по всем скважинам на данный момент увеличилась в 1,5 раза (+56 суток), отказов по коррозии НКТ не было. Скважина № 1604, куст 51 Барсуковского м/р была остановлена по причине снижения изоляции с наработкой НКТ-2,5” (Cr — 13%) 146 суток. По результатам демонтажа была выявлена коррозия ГЗ и ПЭД, тогда как НКТ осталась в норме. Скважина № 3200, куст 47б Барсуковского м/р была остановлена по ГТМ ИДН с наработкой НКТ 90 суток. Комбинированная подвеска состояла из НКТ-3”и НКТ-2,5” (Cr — 13%). По результатам демонтажа выявлено, что НКТ-2,5” (Cr — 13%) в

Текущий вариант электрохимической защиты погружного оборудования

Схема катодной защиты куста 51б Барсуковского месторождения

62 №6/2010

норме, тогда как НКТ-3” стандартного исполнения непригодно для дальнейшей эксплуатации. Для определения целесообразности дальнейшего приобретения хромированных НКТ были произведены замеры толщины стенки НКТ-2,5” (Сr — 13%) двумя методами. Ультразвуковой эхо-метод выявил, что содержание хрома на внешней и внутренней сторонах составляет 12,6 и 14,4%, что соответствует изначально заявленным характеристикам. Метод неразрушающегося контроля (НК) позволил установить, что толщина стенки проверяемой НКТ не отличается от толщины стенки образца новой НКТ из этой партии. Наконец, в качестве четвертого подхода к борьбе с коррозией НКТ мы применяли стеклопластиковые трубы. Материалы, из которых они изготавливаются, инертны к коррозионноактивным веществам, что исключает отказы по коррозии НКТ (см. «Анализ внедрения стеклопластиковых НКТ в «РН-Пурнефтегазе»). Использование этих труб позволило добиться увеличения средней наработки на отказ по всем скважинам в 1,6 раза (+66 суток). Скважина № 4250, куст 24, на которой использовались стеклопластиковые НКТ, была остановлена по ГТМ ППР с наработкой 75 суток. Подъем трубы с общей наработкой 186 суток осуществлен при отказе, одна труба отбракована с отверстием. Причина появления отверстия выясняется. Среди недостатков стеклопластиковых труб можно отметить ограничения для проведения СПО температурами -30°С, что в зимний период делает невозможным проведение ремонтов на скважинах с применением стеклопластиковых труб. В метеоусловиях Западной Сибири такой период продолжается четыре месяца, на протяжении которого снижение производительности по скважине при невозможности провести ремонт ведет к потере добычи. Кроме того, такие трубы подвержены износу механическими примесями, требуют особого хранения, исключающего воздействия солнечного света, а для их монтажа и демонтажа необходим специальный инструмент и переводники, так как они отличаются большим диаметром муфт — 95,4 мм.

инженерная практика Эффективность электрохимической защиты погружного оборудования 450 400

412

350

СНО, сут.

300 250 244

200 150

167

100 50 0

ИСПЫТАНИЕ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ На сегодняшний день в компании испытаны следующие ингибиторы: «Азол СI-130», произведенный Котласским химическим заводом, «Дин-4Б» производства ЗАО «Протон» и «КорМастер-1035» производства «Мастер Кемикалз». Испытание «Азол СI-130» проходило с мая 2008 года на Барсуковском месторождении. Было внедрено пять импульсных трубок в комплекте с устьевыми дозирующими устройствами для закачки указанного ингибитора в целях борьбы с коррозией УЭЦН и НКТ (см. «Анализ испытания ингибитора коррозии «Азол СI-130» при подаче под ПЭД с помощью импульсной трубки в ООО «РН-Пурнефтегаз»). Отмечено три отказа по причине «коррозия НКТ», четыре случая — «коррозия ПЭД». Увеличение средней наработки на отказ отмечено только по скважине №3153, по остальным скважинам роста не выявлено. Эти результаты дают основание считать технологию применения ингибитора «Азол CI-130» с подачей через импульсную трубку в затрубное пространство неэффективной для защиты от коррозии погружного оборудования. Оценка эффективности применения ингибитора коррозии «Дин-4Б» для защиты от коррозии рабочей поверхности НКТ и УЭЦН в процессе механизированной добычи была проведена в 2009 году на скважине № 2042, куст 54 Барсуковского м/р «РН-Пурнефтегаз». Срок подконтрольной эксплуатации составлял 180 суток, наработка на отказ увеличилась незначительно — с 67 до 83 суток. По результатам комиссионного демонтажа выявлено сквозное отверстие по телу трубы на 132-х НКТ (подвеска НКТ №3538, новая, марки К). Таким образом, ингибитор «Дин-4Б» не прошел ОПИ и неэффективен для защиты от коррозии погружного оборудования. В 2010 году начаты испытания ингибитора коррозии «КорМастер-1035». Ингибитор непрерывно подавался в затрубное пространство скважины, при этом корпус ПЭД был защищен антикоррозионным покрытием. Те-

118

92 49 1615 СНО без защиты

3244 СНО с ЭХЗ

3229 Тек. нар-ка

106

79 3215

104

1857

1603

кущая наработка по скважине № 132 Комсомольского месторождения увеличилась в 1,5 раза — с 64 до 98 суток (см. «Текущее состояние по испытанию ингибитора коррозии «КорМастер-1035» в «РН-Пурнефтегаз»). Решение об эффективности технологии защиты с применением данного ингибитора будет приниматься по окончании срока испытаний (180 суток).

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ Технология электрохимической защиты заимствована из опыта «Башнефти» и представляет собой станции катодной защиты, связанные с системой «жертвенных» анодов, которые, разрушаясь, передают защиту на скважину. В системе использовался кабель катодной защиты, который монтировался свободными концами на фланцевом соединении ПЭД и ГЗ. Электрохимическая защита применялась для защиты куста 51б Барсуковского м/р (см. «Текущий ва-

Перспективный вариант электрохимической защиты погружного оборудования

№

6/2010 63

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Электрохимическая защита погружного оборудования с заземлением на обсадную колонну 180 160

170

140

СНО, сут.

120 114

100

114

60 40

108 90

103

55 39

20 0

1608

2024

СНО без защиты

4272

Наработки после внедрения

4272 б

4335

4313

Тек. нар-ка

риант электрохимической защиты погружного оборудования»). В результате удалось достичь увеличения средней наработки на отказ по отказавшим скважинам в 1,4 раза (+32 суток). Средняя наработка на отказ с учетом текущей наработки выросла в 1,6 раза (+46 суток). На скважине № 1615 наработка выросла в 10 раз, по другим скважинам получены более скромные результаты. Так, по скважине №3215 наработка выросла в 3 раза (см. «Эффективность электрохимической защиты погружного оборудования»). По скважинам № 3244, 3229 и 1857 произошло незначительное увеличение наработки, но при этом сохранились отказы по коррозии. Анализируя возможные причины этого явления, мы пришли к выводу, что схема расположения элементов электрохимической защиты не в полной мере соответствует оптимальным условиям защиты всех скважин. Поэтому совместно с Проектным институтом инженерной инфраструктуры мы проработали вопрос о модернизации существующей схемы, чтобы обеспечить равномерное распределение защиты по всем скважинам. Новая схема, в частности, предусматривает расположение «жертвенных» анодов по контуру вокруг кустовой площадки (см. «Перспективный вариант электрохимической защиты погружного оборудования»). В компании также применялась схема электрохимической защиты погружного оборудования с заземлением на обсадную колонну. Такая схема была основана на предположении о том, что кабель с низким сопротивлением и высокой проводимостью способен выровнять потенциал между обсадной колонной и погружным оборудованием и тем самым предотвратить процесс коррозии. К сожалению, применение данного метода оказалось неэффективным. Отказы по коррозии не прекратились, а средняя наработка на отказ уменьшилась на четверо суток (см. «Электрохимическая защита погружного оборудования с заземлением на обсадную колонну»). Было принято решение приостановить испытания данной технологии. 64 №6/2010

ИТОГИ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ В течение 2008–2010 годов в компании проведены работы по оценке эффективности защитных покрытий для УЭЦН, по испытанию ингибиторов коррозии с подачей в затрубное пространство и через капиллярную трубку под ПЭД, по поиску антикоррозионных НКТ и НКТ с защитными покрытиями, опробованы электрохимические варианты защиты оборудования. При этом полностью уйти от проблемы коррозии погружного оборудования по ряду скважин не удалось, в частности, из-за недостаточно обеспеченной комплексности защиты. К примеру, при защите ПЭД остальные узлы оставались незащищенными, из-за чего коррозия переходила на другие узлы, такие как НКТ. В рамках борьбы с коррозией планируется работа по четырем новым направлениям. Во-первых, освоение капсулированных ингибиторов коррозии. В этом случае подача капсул осуществляется через контейнер-дозатор, подвешиваемый к ПЭД УЭЦН. Капсулы подаются в затрубное пространство, и ингибитор медленно высвобождается в добываемую жидкость. Во-вторых, применение бинарных ингибиторов коррозии. Принцип обработки в данном случае заключается в установке ванны активированного ингибитора, растворенного в газоконденсате, на контакте с проблемными областями скважинного оборудования и выдержке в статике на период 10–12 часов для создания защитного покрытия ингибитора. В-третьих, антикоррозионное исполнение погружного оборудования. Мы рассчитываем, что в обозримом будущем все используемое в компании погружное оборудование (ПЭД, ГЗ, ГС, ЭЦН, удлинители, кабели, протекторы и протектолайзеры, НКТ) будет закупаться только в антикоррозионном исполнении либо с применением защитных покрытий. В-четвертых, внедрение элетрохимзащиты погружного оборудования по перспективному варианту с применением катодной станции и «жертвенных» анодных заземлителей.

инженерная практика

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Эльмир Ильдусович, вы упомянули о приобретении НКТ с содержанием хрома 13%. При этом известно, что российские заводыпроизводители предлагают трубы с содержанием хрома от 3–5%, а цена продукции увеличивается прямо пропорционально содержанию хрома. Рассматривали ли вы возможность применения НКТ с меньшим содержанием хрома и по каким критериям был выбран уровень 13%? Эльмир Шакиров: Мировой опыт свидетельствует о том, что минимальное содержание хрома, достаточное для предотвращения коррозионного процесса НКТ, составляет не менее 9%, а для решения проблемы коррозии требуется 12–13%. Исходя из этого и было принято решение использовать НКТ с 13%-ным содержанием хрома. А предложения от заводов-изготовителей по внедрению хромированной НКТ с содержанием хрома 3–5% на рынке, конечно, имеются, и мы их тоже получали. Реплика: Хотелось бы добавить, что содержание хрома в НКТ на уровне 12–13% для предотвращения процесса коррозии подтверждено не только зарубежными, но и отечественными компаниями. В частности, Челябинским трубным заводом. Вопрос: Проводили ли вы лабораторные испытания ингибиторов коррозии? Испытания каких ингибиторов вы планируете в ближайшем будущем? Э.Ш.: По ингибитору «Азол CI-130» лабораторные испытания не проводились, поскольку этот ингибитор перешел к нам от Управления эксплуатации трубопроводов, где он ранее уже применялся. Ингибитор «Дин-4Б» в лаборатории испытывался, где, кстати, была подтверждена его эффективность, тогда как в ходе ОПИ мы получили неудовлетворительные показатели. Что касается дальнейших планов, то до конца года мы будем продолжать ОПИ ингибитора «КорМастер-1035». План на 2011 год пока не сформирован, в настоящее время мы принимаем предложения. Реплика: «Дин-4В» принадлежит к числу эмульгаторов, обладающих определенным ингибирующим действием. Интересно, почему в качестве ингибитора коррозии вы выбрали эмульгатор, а не специализированный ингибитор коррозии? Э.Ш.: Примерно такой же вопрос возник и у нас к производителю «Дин4Б», компании «Протон», однако, согласно их классификации, это вещество относится к ингибиторам коррозии. Вопрос: Есть данные компаний, подтверждающие, что применение корпусов УЭЦН из нержавеющей стали ведет к коррозии обсадных колонн. Наблюдали ли вы это явление? Э.Ш.: Пока мы не отслеживали корродирование эксплуатационных колонн, но планируем начать это делать в скором времени. Вопрос: Каким образом осуществлялось крепление второй кабельной линии к НКТ при осуществлении электрохимической защиты?

Э.Ш.: Кабель катодной защиты крепится по стандартной схеме, в частности, под вторую кабельную линию вырезается кабельный ввод по планшайбе. Вопрос: Каков в вашей компании порядок замены НКТ на коррозионном фонде скважин при проведении ПРС? Э.Ш.: В случае, когда на коррозионном фонде используются НКТ из черного металла, мы полностью меняем трубу при каждой СПО. Мы убедились в необходимости такой замены на собственном опыте. Так, были случаи, когда труба отрабатывала 30–50 суток, отказывал ПЭД, мы спускали следующую установку и получали отказ через 20 суток — то есть ресурс НКТ просто не подходил для дальнейшей работы. Но, учитывая, что замена трубы при каждой СПО — дорогостоящее мероприятие, сейчас мы ищем альтернативные варианты с использованием антикоррозионных НКТ. В существующих на сегодняшний день предложениях уже просматривается экономическая эффективность, но мы рассчитываем, что нам удастся найти более интересное ценовое предложение. Реплика: То есть НКТ отправляется на ремонт в виде компоновки. Э.Ш.: Совершенно верно. Компоновка увозится, проводится ее дефектоскопия и толщинометрия, по их результатам труба выбраковывается или отправляется на ремонт. К сожалению, у нас пока нет системы учета НКТ, но мы признаем целесообразность ее создания. Вопрос: По каким критериям вы подбираете метод борьбы с коррозией для той или иной скважины? Э.Ш.: При выборе метода борьбы с коррозией мы принимаем во внимание скорость коррозионного процесса, содержание углекислого газа, дебит, обводненность и другие параметры скважины. Но жестких критериев для выбора того или иного метода у нас не выработано — хотя бы потому, что мы не можем со 100%-ной уверенностью определить причину коррозии на отдельно взятой скважине. В настоящее время мы продолжаем испытание методов борьбы с коррозией, которые позволят нам в дальнейшем выйти на эти критерии и, возможно, создать систему прогнозирования коррозионного процесса. Реплика: Хотелось добавить, что сегодня уже есть определенный прогресс в этом направлении. В частности, компанией «Нефтехим» разработана методика создания скважинных условий для лабораторного моделирования процесса коррозии. Она, в свою очередь, может послужить основой для выработки критериев выбора того или иного способа борьбы с коррозионным процессом. Вопрос: Каковы показатели наработки на отказ и МРП в среднем по фонду УЭЦН вашей компании, планируется ли менять соотношение между фондом УЭЦН в собственности компании и в прокате? Э.Ш.: В среднем наработка УЭЦН по «РН-Пурнефтегазу» составляет 204 суток, МРП — 313 суток. С 1 января 2010 года мы работаем с сервисной компанией завода «АЛНАС» по прокатной схеме и предполагаем, что доля прокатного фонда будет постепенно расти и со временем достигнет 100%. №

6/2010 65

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

МИННУЛЛИН Булат Мударисович Инженер-технолог службы развития новой техники и технологий ООО НПФ «Пакер»

ПРИМЕНЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ ООО НПФ «ПАКЕР» ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И УМЕНЬШЕНИЯ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ оррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами и фазовым составом добываемого флюида, наличием растворенных газов, условиями движения жидкости в трубе и температурным режимом. Уменьшить коррозионную активность среды можно с помощью оборудования и технологий НПФ «Пакер», в частности, за счет установки ЭЦН с перепускными клапанами. В этом случае происходит изменение границ раздела фаз, с периодической смазкой поверхности металла углеводородной фазой. Дополнительно уменьшить скорость коррозии можно, изменяя скорость потока жидкости и снижая ее температуру.

Потери народного хозяйства от коррозии исчисляются миллиардами рублей ежегодно. Коррозия металла представляет собой его разрушение в результате его физико-химического взаимодействия с окружающей средой. При этом металл окисляется с образованием продуктов, состав которых зависит от условий коррозии. В этой связи главную цель борьбы с коррозией можно обозначить, как сохранение ресурсов металлов.

зионном отношении зон углеводородной фазой, которая, благодаря наличию в ней ПАВ (в основном, нафтеновых смол), способна ингибировать коррозию, образуя тонкие защитные пленки на поверхности металла. Для оптимального использования энергии растворенного в нефти попутного газа предлагается установка клапанов КПЭ-115 в компоновке подземного обору-

КПО для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством

Экспл. колонна 140–178 мм

Газ Клапан КПЭ–115

НКТ МРГ

Сбивной клапан

Клапан КОТ

ИЗМЕНЕНИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ФАЗ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ КЛАПАНОВ Коррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами системы фаз, их составом, количественным соотношением, наличием растворенных газов и в значительной степени зависит от условий разработки и эксплуатации месторождений, типа скважины, способа добычи нефти, температуры, давления, скорости движения углеводородного сырья и других параметров. Один из основных факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность среды, — наличие в среде сероводорода, агрессивность которого проявляется лишь в присутствии воды, то есть в основном на границе раздела фаз. При регулировании границы раздела происходит смачивание потенциально опасных в корро66 №6/2010

УЭЦН

Продуктивный пласт Добываемая жидкость

инженерная практика Клапаны перезапускные КПЭ-115 и КПГ-108 КПЭ – 115

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Булат Мударисович, вы говорили в основном о преимуществах этой технологии. Не могли бы вы теперь рассказать о ее минусах и о том, с какими сложностями можно столкнуться при ее использовании? Булат Миннуллин: В качестве минуса можно отметить то, что при высоком уровне выноса мехпримесей клапаны могут забиваться. Эта проблема решается временным снятием пакера и обратной промывкой скважины через кольцевое пространство. В качестве минуса технологии также можно отметить ограниченность ее применения газовым фактором: он должен составлять не меньше 30 м3/т, чтобы от внедрения технологии был ощутимый эффект. Интересно, что в связи с этой особенностью в ТПП «Урайнефтегаз» были замечены случаи, когда скважины под энергией пластового флюида переходили в режим фонтанирования через клапаны. Что же касается монтажа оборудования, то здесь сложности минимизированы.

КПГ – 108

Позволяют перепускать газожидкостную смесь из затрубного в трубное пространство при работе насосного оборудования

дования (КПО), предназначенной для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством (см. «КПО для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством»). Рассмотрим, как в этом случае будет работать подземное оборудование. Скважинная продукция через хвостовик, расположенный выше установки и оборудованный перепускными клапанами, попадает в область спуска насосной установки. После того как давление газа, скапливающегося в затрубном пространстве, достигает определенного значения, он сбрасывается через перепускной клапан в колонну НКТ. Затрубное давление снижается, а вместе с ним снижается и давление на забое скважины. В момент, когда затрубное давление газа сравняется с давлением жидкости внутри НКТ на уровне установки клапана, последний закрывается, а процесс накопления газа начинается вновь и продолжается в циклической форме.

Вопрос: При использовании клапанов на скважинах с ЭЦН возникает риск накопления газа на приеме насоса. Применялись ли в связи с этим какие-то дополнительные конструкции, повышающие безопасность эксплуатации оборудования. В частности, изменяли ли вы конструкцию устьевой арматуры? Б.М.: Мы внедрили специальную конструкцию кабельного ввода, в частности, сделали проточку под клапаны КПЭ-115 и КПГ-108. Что касается устьевой арматуры, то этот элемент мы пока не усиливали. Максимальное давление в затрубе достигало 50 атм., перепад давления, необходимый для открытия клапана и перепуска из кольцевого пространства в полость НКТ составляет 0,1 атм., клапан располагался на глубине примерно 1400 м. Эти параметры, на наш взгляд, не требовали усиления устьевой арматуры. Здесь я хотел бы отметить, что, несмотря на уже доказанный положительный эффект, над этой технологией еще предстоит немало поработать. Напомню, технология в первую очередь была направлена на то, чтобы запустить скважины, которые простаивали из-за высокого газового фактора. После установки клапанов скважины были запущены, но технология позволила также увеличить МРП и снизить активность коррозии. Теперь мы планируем дальнейшие работы по исследованию и совершенствованию этой технологии

Отметим, что в моменты открытия и закрытия верхнего клапана возникают импульсы давления. В циклически работающей системе эти импульсы будут стремиться перейти в гармонические колебания, воздействие которых будет передаваться на призабойную зону скважины. Сила этого воздействия будет оказывать влияние на внутрипоровое давление в капиллярных каналах пласта, имеющих с противопо-

Динамика изменения давления в затрубном пространстве и на буфере скважины № 10301 55 Давление буферное, атм

Давление затрубное, атм

20 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:30 15:00 15:30 16:00 16:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00 19:30 20:00 20:30 21:00 21:30 22:00 22:30 23:00 23:30 0:00 0:30 1:00 1:30 2:00 2:30 3:00 3:30 4:00 4:30 5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 7:30 8:00 8:30 9:00 9:30

Буферное давление, атм Затрубное давление, атм

20.08.2009

21.08.2009 №

6/2010 67

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Результаты ОПР по внедрению КПЭ-115 с УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз»

ложной стороны практически неограниченный контур питания. В большинстве случаев это приведет к тому, что ранее закольматированные — то есть не работающие, но содержащие нефть — капиллярные каналы откроются, и через них начнет протекать жидкость. Это, в свою очередь, приведет к увеличению общего объема поступающей в ствол скважины жидкости. При проведении ОПР по внедрению компоновки на скважине № 10301 Тальникового месторождения ТПП «Урайнефтегаз» были установлены манометры ГС-АМТУ и проведены замеры динамики изменения давления в кольцевом пространстве и на буфере скважины при работе компоновки (см. «Динамика изменения давления в затрубном пространстве и на буфере скв. № 10301»). Перепад давления в кольцевом пространстве составляет не менее 20 атм., что соответствует циклическому изменению динамического уровня в пределах 200 м. Перепад давления в НКТ составляет 8 атм., что соответствует циклическому изменению уровня в НКТ в пределах 70–80 м. Добавим, что клапан обратный трехпозиционный КОТ-93, выполняющий роль обратного клапана при работе насосной установки, в случае необходимости поз-

Скорость коррозии, мм/год

Зависимость скорости коррозии от скорости движения коррозионной среды 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0

68 №6/2010

0,2 1 Скорость потока, м/с

воляет производить прямую промывку рабочих органов погружного оборудования различными реагентами, в том числе и ингибиторами коррозии.

СНИЖЕНИЕ СКОРОСТИ И ТЕМПЕРАТУРЫ ПОТОКА ЖИДКОСТИ Второй фактор, который способствует снижению коррозии, — изменение скорости потока жидкости, наблюдаемое при периодических перепусках скважинной продукции из кольцевого пространства в полость НКТ. Скорость потока при этом циклически меняется, что вызывает периодические изменения давления и, в конечном счете, снижение выраженности данного фактора коррозии оборудования. При движении по колонне НКТ поток скважинной жидкости приобретает характер ламинарного, при котором возможны очаговые образования коррозии в так называемых застойных зонах. При циклических увеличениях и снижениях скорости потока жидкости образование подобных зон маловероятно (см. «Зависимость скорости коррозии от скорости движения коррозионной среды»). Третий фактор, способствующий снижению коррозии, — снижение температуры потока жидкости. Однако при проведении работ снижение температуры наблюдалось не более чем на три градуса в циклах перепуска газа и не более чем на восемь градусов в ночное время. Это дало основание считать, что данный факт не играл существенной роли в изменении скорости коррозионного процесса. Таким образом, применение оборудования и технологии НПФ «Пакер» представляет собой комплексный подход к решению вопросов повышения нефтеотдачи пласта с одновременным снижением коррозионной активности среды, что подтверждается результатами ОПР (см. «Результаты ОПР по внедрению КПЭ-115 с УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз»).

на правах рекламы

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ПУШКАРЕВ Андрей Николаевич Заместитель генерального директора по развитию ООО «ТМК — Премиум Сервис»

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НКТ С ВЫСОКОГЕРМЕТИЧНЫМИ СОЕДИНЕНИЯМИ В КОРРОЗИОННОЙ СРЕДЕ борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования важна комплексность подхода, в качестве одного из ключевых элементов которого мы видим использование высокогерметичных резьбовых соединений класса «премиум». Для соединений этого класса характерна высокая прочность, сопротивляемость растягивающим, изгибающим и сжимающим нагрузкам при избыточном крутящем моменте. Результаты испытаний показывают, что соединения «премиум» абсолютно герметичны при различных нагрузках, что можно рассматривать как важнейшую их характеристику при работе в агрессивной среде. Данные резьбы применяются не только на НКТ, но и на скважинном оборудовании, что подразумевает интеграцию поставщиков оборудования и производителей соединений. С этой целью создан российский Консорциум поставщиков для нефтегазового комплекса. Мировой опыт свидетельствует, что продвижение на рынок высокотехнологичной трубной продукции

невозможно без предоставления дополнительных сервисных услуг. Развитие комплексного сервисного обслуживания соединений «премиумкласса» включает в себя такие направления, как производственный сервис, полное сопровождение продаж и сервисные услуги в кооперации с независимыми сервисными компаниями. В состав группы компаний «ТМК», крупнейшего в мире производителя труб нефтегазового сортамента, входят 21 производственная площадка в России, Восточной Европе и США с развернутой собственной дистрибьюторской сетью на всех ключевых и целевых рынках. К числу основных российских активов относятся ТАГМЕТ, Волжский, Синарский и Северский трубные заводы (см. «Производственные мощности и центры реализации продукции «ТМК»). Среди главных потребителей продукции присутствуют крупнейшие российские и зарубежные нефтегазовые компании (см. «Основные потребители продукции «ТМК»). «ТМК — Премиум Сервис» — одна из структурных единиц холдинга «ТМК», в основе деятельности которой находятся премиум-соединения (см. «Организа-

Основные потребители «ТМК» Российские нефтегазовые компании

Газпром Транснефть Транснефтепродукт ЛУКОЙЛ Роснефть Газпром нефть Сургутнефтегаз Татнефть ТНК-BP РуссНефть

70 №6/2010

Крупнейшие машиностроительные и энергетические предприятия России и СНГ

«БелАз» «ВАЗ» «ГАЗ» «КамАЗ» «МАЗ» «УАЗ» «УралАЗ»

Зарубежные государственные нефтегазовые компании ONGC Petrovietnam Kuwait Oil Company National Iranian Oil Company Saudi Aramco Syrian Petroleum Company Sonatrach Turkish Petroleum CNPC ГНКАР «Казмунайгаз» «Нафтогаз» Украины «Туркменнефтегаз» «Узбекнефтегаз»

Основные международные нефтегазовые компании

Statoil Total Agip Shell Wintershall Exxon Mobil Maersk Oil Woodside Petroleum Repsol Anadarko Petroleum OMV Occidental Petroleum

инженерная практика Производственные мощности и центры реализации продукции «ТМК»

TMK - Премиум Сервис СинТЗ СТЗ TMK IPSCO Houston

ТМК Нефтегаз Сервис

ВТЗ Астана Тагмет TMK Казтрубпром Баку Ашхабат

Cologne Zurich

TMK -Artrom TMK -Resita

Пекин

Дубай Сингапур

Koppel, PA

Camanchile, IA Wilder, KY

Geneva, NE

Ambrige, PA

Catoza, OK Blytheville, AR Odessa, TX Houston, TX

Baytown, TX

Отдел маркетинга ТМК

ционная структура «ТМК»). Создание такой структуры было продиктовано особыми требованиями к премиальному сегменту труб и их резьбовым соединениям, потребностью в совершенствовании этой продукции и в разработке новых конструкций. У потенциальных потребителей нередко возникает вопрос: как отличить настоящую премиальную резьбу от так называемого псевдопремиума? На наш взгляд, главный критерий такого отличия — длительность периода разработки премиум-соединения. Дело в том, что настоящую и качественную премиальную резьбу невозможно разработать за 1–2 года, для этого требуется гораздо более длительный период. История премиальной резьбы группы компаний «ТМК» началась в 1998 году, когда конструкторы ТАГМЕТа приступили к разработке и освоению опытного производства высокогерметичных резьбовых соединений класса «премиум». К данному периоду относятся резьбовые соединения «ТМК-1» («СТТ») и «ТМК FMC». В 2001 году было налажено промышленное производство труб с премиум-соединениями. К 2003 году разработаны современные конструкции резьбовых соединений обсадных (ТМК GF, ТМК РF, ТМК РF ЕТ, ТМК CWB), насосно-компрессорных (ТМК FМТ) труб, приварных замков для бурильных труб (ТМК TDS, ТМК DEXTR). В 2007 году создано ООО «ТМК — Премиум Сервис», включающее такие бизнес-направления, как разработка, освоение, производство, продажа, развитие и сервисные услуги в области премиум-соединений.

ВИДЫ ПРЕМИАЛЬНОЙ ПРОДУКЦИИ Линейка премиальной продукции представлена несколькими видами резьб (см. «Линейка продукции класса «премиум»). Это, во-первых, ТМК GF и ТМК

FMC — соединения обсадных труб для горизонтальных и вертикальных скважин нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Во-вторых, ТМК FMT — соединение НКТ для вертикальных и наклонно-направленных скважин нефтяных и газовых месторождений. В-третьих, ТМК PF — соединение обсадных труб для горизонтальных, вертикальных и наклонно-направленных скважин нефтяных и газовых месторождений. Модификация этого вида – ТМК PF ET – служит для строительства скважин при повышенных изгибающих, сжимающих нагрузках, избыточном крутящем моменте. В-четвертых, это замки приварные для бурильных труб с дополнительным внутренним упором ТМК TDS, используемые при аварийных работах, в сложных геологических условиях строительства скважин, для бурения с высокой интенсивностью набора кривизны. Эксплуатационные характеристики бурильного замка с дополнительным внутренним упором позволяют увеличить максимальный момент с 30 до 70% в сравнении со стандартными замками. Равнопрочность замка на кручение с телом бурильных труб характеризуется показателем в 250 операций и более при максимальном моменте. Потребность в улучшении существующей и разработке новых конструкций приварных замков как раз и возникла в связи с тем, что их стандартная конструкция для бурильных труб, как правило, обеспечивает меньшую прочность на кручение, чем самих бурильных труб, особенно высоких групп прочности, что в ряде случаев приводит к разрушению замковых соединений раньше тела трубы. Наконец, ТМК ULTRA — высокопрочные безмуфтовые соединения. Эта разработка в отличие от названных выше и сделанных в России принадлежит амери№

6/2010 71

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Организационная структура «ТМК»

Производство в РФ

Производство за рубежом

Премиум соединения

IPSCO

TMK-Казтрубпром

Продажи и маркетинг

Научные исследования

Нефтегазовый сервис

TMK Global

Трубопласт

TMK North America

Управление по ремонту труб

TMK Middle East

Центральная трубная база

ТМК Europe

TMK Китай

TMK Казахстан

канскому активу компании. Эти соединения применяются при эксплуатации скважин нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений и отличаются высокой прочностью при растягивающем напряжении. Сегодня налицо повышенный интерес потребителей к безмуфтовым соединениям. В ответ на это мы уже осенью текущего года планируем начать процесс производства безмуфтовых соединений ТМК ULTRA на российских заводах и как раз сейчас завершаем юридические процедуры по обмену лицензиями с американским предприятием. 72 №6/2010

КОНСТРУКЦИИ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ Резьбовое соединение ТМК FМТ применяется на НКТ (см. «Резьбовое соединение НКТ ТМК FМТ») и характеризуется высокой сопротивляемостью растягивающим, изгибающим, сжимающим нагрузкам при избыточном крутящем моменте. Мы провели испытания, результаты которых позволили сделать заключение об абсолютной герметичности этого соединения при различных нагрузках в вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений со сложными усло-

инженерная практика Линейка продукции класса «премиум» ТМК GF

ТМК FMC

ТМК FМТ

TMK PF

ТМК TDS

виями эксплуатации. При этом герметичность можно рассматривать как важнейшую характеристику соединения при работе в агрессивной среде, содержащей H2S и CO2, в условиях низких и высоких температур. Еще одна особенность соединения ТМК FМТ — возможность многократной сборки без потери работоспособности, что увеличивает сроки эксплуатации НКТ. В ходе стендовых испытаний производилось более 75 циклов свинчивания-развинчивания соединений. Однако с учетом того, что условия на скважине отличаются от таковых на стенде, мы можем гарантировать потребителю полную герметичность при выполнении 35 операций сборки. В конструкции соединения ТМК FМТ (см. «Конструкция резьбового соединения ТМК FМТ: Герметизирующий узел») герметичность обеспечивается узлом уплотнения металл — металл. Соединение включает радиальное уплотнение и упор. Радиальное уплотнение, состоящее из коротких конических поверхностей трубы и муфты, позволяет проводить многократную сборку резьбового соединения без повреждения уплотнительных поверхностей за счет быстрого входа и выхода в зоне контакта. Упор, состоящий из конических поверхностей трубы и муфты, обеспечивает дополнительную герметичность и защищает соединение от чрезмерного момента свинчивания и сжатия.

TMK ULTRA FJ

TMK ULTRA SF

TMK ULTRA FX

Резьбовое соединение НКТ ТМК FМТ Типоразмеры: 60,30 мм 73,00 мм 88,90 мм 114,30 мм

ПОДТВЕРЖДЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ В компании должное внимание уделяется подтверждению качества продукции посредством независимых испытаний и патентования. Среди многочисленных стендовых испытаний можно выделить испытания резьбовых соединений TMK FMC в НПО «Буровая техника», испытания проведенные во ВНИИГАЗе резьбовых соединений ТМК FMC, ТМК FMТ, ТМК GF: на свинчивание-развинчивание, динамические испытания (термоциклирование) на газогерметичность со сложным комбинированным нагружением резьбового соединения ТМК FMC во ВНИИГАЗе, испытания резьбового соединения ТМК FMC в среде сероводорода во ВНИИГАЗе, стендовые испытания резьбового соединения ТМК FMТ во ВНИИТнефти.

Стендовые испытания показали хорошие результаты. Так, при испытании в НПО «Буровая техника» натурных образцов резьбового соединения TMK FMC на сложное нагружение при различных сочетаниях действующих нагрузок — внутреннего гидростатического давления, осевого растяжения и изгиба — установлено, что в процессе всех экспериментов работоспособность резьбового соединения полностью сохранилась. По результатам стендовых испытаний трубы с резьбовым соединением TMK FMC рекомендованы к проведению промысловых испытаний. Независимая аккредитованная испытательная лаборатория Oil States Industries LTD (г. Абердин, Шотлан№

6/2010 73

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Конструкция резьбового соединения ТМК FМТ: Герметизирующий узел

ϕ°

Конус

Конус γ°

КОМПЛЕКСНЫЕ ПОСТАВКИ КОНСОРЦИУМА ПОСТАВЩИКОВ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА Ванкорское нефтегазовое месторождение Скважина горизонтальная № 365 Куста №6, глубина по стволу — 2385 м, диаметр — 177,8 мм, толщина стенки — 9,19 мм, группа прочности — N-80Q, трубы и оборудование — в хладостойком исполнении (≅ — 60°С). Заказчик — ОАО «НК «Роснефть». Резьбовое соединение — ТМК FMC. Месторождение Западный Салым Скважина № 1424 Куста 23 интеллектуальная, наклонно-направленная, глубина по стволу — 3152 м, диаметр — 88,9 мм, толщина стенки — 7,34 мм, группа прочности — N-80Q. Заказчик — «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.». Резьбовое соединение — TMK FMT. Самбургское НГКМ Скважина № 1103 Куста № 5 наклонно-направленная, глубина по стволу — 2385 м, диаметр — 177,8 мм, толщина стенки — 10,34 мм, группа прочности — Р110 и L80, трубы и оборудование — в хладостойком исполнении (≅ — 60°С). Заказчик — ОАО «Арктикгаз». Резьбовое соединение — ТМК FMC. Пирковское месторождение Скважина № 1 с горизонтальном отводом, глубина по стволу — 5700 м, диаметр — 168,28 мм, стенка — 10,59 мм, группа прочности — N-80Q Резьбовое соединение — ТМК FMC. 74 №6/2010

дия) на сегодняшний день завершила квалификационные испытания НКТ с резьбовым соединением ТМК FMT по ISO 13679:2002 (CAL 2+), издание 3-е («Промышленность нефтяная и газовая. Методы испытания соединений обсадных и насосно-компрессорных труб»). Испытания проводились в несколько этапов: Исследование стойкости к истиранию на образцах с наибольшими резьбовыми натягами (до 10 свинчиваний). Проведение спекания образцов в течение 24 ч при температуре 135°С для выпаривания жидкой составляющей из резьбоуплотнительной смазки. Серия А: Образцы № 1 и 2 подверглись комбинированному нагружению в четырех квадрантах эллипса эквивалентных напряжений (растяжение, внутреннее давление, сжатие, наружное давление). Серия В: Образцы № 3 и 4 подверглись комбинированному нагружению в двух квадрантах эллипса эквивалентных напряжений (растяжение, внутреннее давление, сжатие, изгиб). Серия С: Все образцы подверглись термодинамическому нагружению (нагрев; растяжение + внутреннее давление; охлаждение). Все этапы испытаний прошли успешно. Хотелось бы также отметить, что все соединения класса «премиум» запатентованы (см. «Патентная защита»). Это необходимо, чтобы иметь возможность подтвердить свою ответственность за качество премиального продукта и гарантировать его потребителям. Кроме того, патенты нужны нам при сотрудничестве с лицензиарами.

ПРИМЕНЕНИЕ ПРЕМИУМ-СОЕДИНЕНИЙ НА СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ Резьбы применяются не только непосредственно на трубе, но и на скважинном оборудовании, которое свинчивается с нашей резьбой. Можно выделить три направления использования премиум-резьб на скважинном оборудовании для ремонта скважин: • cоединительные резьбы на якорно-пакерном оборудовании; • патрубки и переводники; • резьбы на оборудовании специального назначения.

инженерная практика Патентная защита

Использование резьб класса «премиум» в производстве скважинного оборудования сегодня рассматривается как стандартная практика ведущих мировых производителей, что заставляет и нас идти по этому пути. Для того чтобы увеличить использование нашей резьбы во внутрискважинном оборудовании, мы развиваем сеть лицензиатов. В частности, в рамках развития лицензионной деятельности мы организовали Консорциум поставщиков для нефтегазового комплекса, куда на сегодняшний день помимо «ТМК — Премиум Сервис» входят производитель устьевого оборудования АК «Корвет» и производитель внутрискважинного оборудования «Тяжпрессмаш». Ответственность участников консорциума застрахована ГСК «Югория». В настоящее время мы ведем работу по расширению Консорциума и надеемся, что в будущем в его составе появятся новые участники. В идеале мы хотели бы видеть в Консорциуме всех российских производителей внутрискважинного оборудования. Среди главных целей Консорциума можно назвать поставку колонн в полной комплектации, организацию единого сервисного и инжинирингового центра. Важно отметить, что после создания Консорциума поставки идут от лица последнего, а не отдельных компаний. На сегодняшний день у нас уже есть опыт таких поставок (см. «Комплексные поставки Консорциума поставщиков для нефтегазового комплекса»).

РАЗВИТИЕ СЕРВИСНЫХ УСЛУГ Мировой опыт свидетельствует, что продвижение высокотехнологичной трубной продукции на рынке невозможно без предоставления дополнительных сервисных услуг. По требованию потребителей трубы с резьбовыми соединениями класса «премиум» поставляются в комплекте с переводниками, патрубками, необходимым подземным и фонтанным оборудованием, имеющим в своей конструкции резьбовые соединения. Дальнейшее развитие сегмента соединений класса «премиум» предполагает развитие комплексного сервисного обслуживания, которое включает в себя три направления.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ: Вопрос: Андрей Николаевич, при каких условиях проводились стендовые динамические испытания премиум-соединений на газогерметичность? Андрей Пушкарев: Динамические испытания, или термоциклирование, на газогерметичность проводились со сложным комбинированным нагружением, в том числе изгибом до 40° на 30 м резьбового соединения ТМК GF. Эти испытания проводились во ВНИИГАЗе. Вопрос: Известно, что существует проблема свинчивания резьбы «ТМК Премиум — Сервис» с резьбой зарубежного производства. Каким образом она решается? А.П.: Эта проблема на данный момент уже решена в рамках развития комплексных поставок, куда входят переводники и подгонные патрубки, изготовленные в сотрудничестве с нашими лицензиатами. Но хотелось бы уточнить, что, расширяя сотрудничество с лицензиатами, мы не стремимся идти только по пути изготовления переводников. Одну из первостепенных задач такого сотрудничества мы видим в том, чтобы на российском оборудовании была наша резьба изначально и, соответственно, отпала бы потребность в переводниках. Кроме того, в будущем мы планируем развивать свою сеть лицензиатов во всем мире. По такому пути уже идут западные компании, которые приобрели нашу лицензию. Вопрос: Применяются ли для защиты ваших резьб полимерные покрытия? А.П.: Пока мы не выпускаем продукцию с внутренним защитным полимерным покрытием, однако рассматриваем это как задачу на ближайшую перспективу. В частности, предприятие «Трубопласт», которое входит в состав нашей компании, как раз ведет эти разработки. Мы рассчитываем, что продукция с покрытием будет технологичной и относительно недорогой. Кроме того, в обозримом будущем мы планируем освоить бессмазочную технологию защитных покрытий, что дополнительно увеличит количество свинчиваний-развинчиваний. Мировой опыт показывает, что применение бессмазочных покрытий может стать важным конкурентным преимуществом компании. Учитывая то, что у западных производителей соединений число свинчиваний уже достигает 150–200, нам есть к чему стремиться. Вопрос: Вы упомянули о том, что в скором времени в России будет налажен выпуск премиум-соединений из сплава хром-13 отечественного производства. Будет ли себестоимость отечественной продукции ниже импортной? А.П.: В настоящее время сложно сделать точные расчеты стоимости, поскольку мы находимся на стадии доработки технологии, однако мы рассчитываем, что отечественная продукция будет дешевле. №

6/2010 75

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Вопрос: Планируете ли вы, помимо резьб «премиум», изготавливать стандартные соединения на этих трубах? А.П.: Безусловно. Но подробнее сказать об этом не могу, поскольку стандартная продукция нефтегазового сортамента находится в ведении Торгового дома «ТМК». Реплика: Но, согласитесь, трубы, изготовленные из хрома-13, — не совсем стандартная продукция. Интересно узнать, что послужило стимулом для того, чтобы разработать этот сплав и наладить выпуск труб из него? А.П.: Стимулом явилось желание принять участие в Штокмановском проекте. Трубы, поставляемые на Штокман, обязательно должны быть изготовлены из сплавов хром-13, хром-26 или хром-32. Мы также рассматривали возможность наладить выпуск труб из сплава хром-26, но отказались от этой затеи: с учетом того, что стоимость продукции составила бы не менее 20 тыс. долл./т, возможность сбыта такой продукции на территории России была бы практически равна нулю.

Во-первых, производственный сервис, куда входят ремонт труб с резьбовыми соединениями, ремонт труб со стандартными соединениями и ремонт комплектующих. Во-вторых, полное сопровождение продаж, включая спуск НКТ, обучение персонала, материально-техническое обеспечение, инженерное сопровождение и супервайзинг.

76 №6/2010

Вопрос: Существует ли ГОСТ на трубы из сплава хром-13 с резьбой «премиум»? А.П.: На данный момент такого ГОСТа нет, поскольку это совсем новая разработка. Имеется только сертификат API, который к тому же действует лишь на сами трубы, но не на соединение класса «премиум». Но надо сказать, что мы не первый раз сталкиваемся с такой проблемой, как отсутствие ГОСТа и прочих документов, регламентирующих премиальную резьбу. В настоящее время комиссия по разработке и стандартизации, в которую входит и представитель «ТМК», ведет разработку такого ГОСТа. Мы ожидаем его появления в самое ближайшее время. Вопрос: Вы особо подчеркнули высокую герметичность как отличительную черту соединений «премиум». Поясните, в чем состоят преимущества высокогерметичных соединений при работе в коррозионной среде? Ведь, по сути, если для изготовления труб и соединений используются сероводородостойкие и прочие специальные коррозионностойкие материалы, то коррозионная стойкость труб будет одинаковой при использовании как стандартной, так и премиальной резьбы. А.П.: Нет, коррозионная стойкость труб в случае применения стандартной и премиальной резьбы будет различной. При использовании стандартной резьбы коррозия появляется в первую очередь в области резьбовых соединений именно по причине их негерметичности, и уже затем коррозионный процесс возникает на корпусе НКТ. Использование премиум-резьб, таким образом, минимизирует риск возникновения коррозии НКТ в местах соединений. Кроме того, с точки зрения производителя труб, использование стандартной резьбы на высококлассной и дорогой трубной продукции, которая при эксплуатации будет негерметична, экономически нецелесообразно.

инженерная практика

на правах рекламы

В-третьих, сервисные услуги в кооперации с независимыми сервисными компаниями. Сегодня в структуре компании «ТМК» действуют две ремонтные базы, расположенные в Нижневартовске и Бузулуке. На этих площадках мы планируем создать полноценные сервисно-логистические центры, которые будут оказывать полный комплекс услуг по сервису, ремонту и складской логистике. Иными словами, «ТМК — Премиум Сервис» стремится к полноценному партнерству с нефтегазовыми компаниями, которое помимо поставок продукции будет включать в себя комплекс дополнительных услуг.

№

6/2010 77

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ИСРАФИЛОВ Рафаэль Тофикович Менеджер по химизации ОАО «Варьеганнефтегаз» ОАО «ТНК-ВР»

ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА СКВАЖИН ОТ КОРРОЗИИ В ОАО «ВАРЬЕГАННЕФТЕГАЗ» нгибиторная защита подземного оборудования от коррозии на скважинах Ершовой группы месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз» ведется с 2006 года и уже дала неплохие результаты. В частности, удалось сократить число отказов, увеличить наработку погружного оборудования на отказ и снизить аварийность на выкидных линиях добывающих скважин. Затраты на ингибиторную обработку одной скважины от коррозии составляют 232 тыс. руб./год. Вместе с тем достигнутое снижение количества отказов позволяет существенно сократить затраты на КРС/ПРС, что в конечном итоге дает компании годовую экономию приблизительно в 10,4 млн руб. Таким образом, на 1 руб. химизации приходится 1,3 руб. экономии от сокращения числа ремонтов подземного оборудования. Сегодня компания сталкивается с несколькими проблемами антикоррозионной защиты, одну из которых можно определить как отсутствие системы прогнозирования коррозии.

Экономически эффективным вариантом решения этой проблемы может стать охват антикоррозионной защитой всего фонда скважин компании. Защита от коррозии подземного оборудования скважин на Ершовой группе месторождений организована при участии трех компаний, каждая из которых выполняет свои функции (см. «Распределение функций при реализации защиты от коррозии подземного оборудования скважин Ершового месторождения»). Так, ЗАО «Самотлорнефтеотдача» непосредственно проводит обработку скважин ингибитором. Для этой цели используется реагент «КорМастер-1035» в дозировке 30–35 г/т добываемой жидкости и с периодичностью обработки — два раза в месяц. Обработке в настоящее время подвергаются 70 скважин. Лаборатория коррозии «НижневартовскНИПИнефть» проводит мониторинг антикоррозионной защиты, который включает отбор проб, определение остаточного содержания реагента в продукции скважины, содержания ионов железа, определение скоростей коррозии на защищаемых скважинах, а также выдачу

Распределение функций при реализации защиты от коррозии подземного оборудования скважин Ершового месторождения

Распределение функций

Обработка (ЗАО Самотлорнефтеотдача)

78 №6/2010

Мониторинг (НИПИ Нефть)

Контроль и реализация (ПД)

Обработка в затруб скважины, периодичность 2 раза в месяц

Отбор проб, определение остаточного содержания ингибитора в продукции скважины

Расчет режимов закачки ингибиторов и доведение их до Подрядчика

Применяется ингибитор коррозии КорМастер-1035, текущая дозировка 32-35 г/т добываемой жидкости

Выдача рекомендаций по дозировкам и эффективности защиты

Инженерная и регламентная поддержка

Под обработкой 70 скважины (УНП-2)

Определение скорости коррозии на защищаемых скважинах

Заключение и курирование договоров Подрядчиками, составление заявки на ингибитор, подбор реагента

инженерная практика Охват скважин ингибиторной защитой, 2006–2010 гг. 200

150

165

163

153

149

144

100

50 35 0

2006

2007

2008

Число скважин, дающих продукцию

2010

Обрабатывается 34 скважины

45 40

Обрабатывается 63 скважины

70 60

10 10

5 0

Количество отказов на защищаемых скважинах

Влияние обработок от коррозии на число отказов по скважинам, 2007–2009 гг.

0 2007

2008

2009

время (год) Охват фонда действующих скважин обработкой (%) Отношение отказов на обрабатываемых скважинах к общему количеству отказов (%) Отказы на скважинах, обрабатывемых с 2008 года (ед.) Отказы на скважинах, обрабатываемых с 2009 года (ед.)

Текущая наработка на отказ по ингибируемым скважинам и в целом по фонду, 2008–2009 гг. Эффективность обработок от коррозии

400 355

287

306

314

334

393

409 380 380367 379

355 357 361

360 349

312 340 345

341 337

300

скважины под ингибированием в 2008 году

Ноябрь 2009

Декабрь 2009

Октябрь 2009

Сентябрь 2009

Июль 2009

Август 2009

Март 2009

Апрель 2009

Январь 2009

Февраль 2009

Ноябрь 2008

249

Декабрь 2008

227

298

281 280 282 282 285

Октябрь 2008

218

Сентябрь 2008

230 236

Июль 2008

219 230

Август 2008

213

257 257 253 263 265

Май 2008

150

Январь 2008

200

192

Март 2008

250

274

290

Июнь 2008

262 264 266

Апрель 2008

300

Февраль 2008

Наработка, сут.

350

380

Май 2009

450

Июнь 2009

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ По скважинам, которые находились под ингибиторной защитой с 2008 года, произошло снижение числа отказов с 59 до 29 (см. «Влияние обработок от коррозии на число отказов по скважинам, 2007–2009 гг.»). Эта динамика в значительной степени отражает сокращение отказов по причине коррозии НКТ. Так, в 2007 году по этим скважинам зафиксировано 27 отказов по НКТ, а в 2009 году — всего 3. По скважинам, обработку которых мы начали делать с 2009 года, число отказов тоже заметно снизилось — с 53 до 37. Сравнение динамики средней наработки на отказ и наработки по скважинам, которые подвергались ингибированию с июля 2009 года, показывает опе-

2009

Число скважин под ингибированием

режающий рост последнего показателя (см. «Текущая наработка на отказ по ингибируемым скважинам и в целом по фонду, 2008–2009 гг.»). С октября 2008 года наработка по ингибируемым скважинам

Соотношение (%)

рекомендаций по дозировкам и эффективности ингибиторной защиты. В свою очередь, «Варьеганнефтегаз» контролирует весь процесс ингибиторной защиты: делает расчет режимов закачки ингибитора, осуществляет инженерную и регламентную поддержку, заключает и курирует договоры с подрядчиками, составляет заявки на ингибитор, делает подбор реагента. Внедрение ингибиторной защиты от коррозии на Ершовой группе месторождений началось в 2006 году (см. «Охват скважин ингибиторной защитой, 2006– 2010 гг.»). С тех пор мы дважды меняли реагент. Также пришлось изменить и подход к выбору скважин для ингибирования. Так, в течение 2006–2008 годов в компании периодически проводилось ранжирование скважин, подвергавшихся ингибированию. В связи с этим нередко возникала ситуация, когда по результатам применения ингибитора принималось решение о выводе скважины из коррозионного фонда и, соответственно, прекращении ингибиторной обработки, а на следующий год на этой скважине вновь проявлялась коррозия. Поэтому с 2008 года мы решили увеличить число обрабатываемых скважин. Сегодня ингибиторной защитой охвачен весь коррозионный фонд компании.

Общая по фонду

№

6/2010 79

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Результаты ингибиторной защиты в 2009 году 400 350

380

300 306

293

Сут.

250 200 204

192

150 100 50 0

Скважины, ингибируемые с 2008 года Наработка на 01.01.08

Наработка на 01.01.09

Скважины, ингибируемые с 2009 года Наработка на 01.01.10

превысила средний показатель коррозионного фонда и составила 290 суток. Через год наработка на отказ по этим скважинам составляла уже 379 суток, заметно превышая среднюю наработку фонда (337 суток). При этом результаты ингибиторной защиты показывают более значительный рост наработки по скважинам, подвергавшимся обработке реагентом с

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Рафаэль Тофикович, не могли бы вы уточнить дебит скважин Ершовой группы месторождений, на которых используются ингибиторы коррозии? Рафаэль Исрафилов: Средний дебит скважин Ершовых месторождений составляет 120– 130 м3/сут. Вынос реагента наблюдается в 95% проб, что достаточно для обеспечения ингибиторной защиты. Реплика: Вы упомянули о том, что использование капиллярной трубки для введения ингибитора экономически нецелесообразно. Однако в настоящее время, по мере развития технологии, ее стоимость снижается. В частности, сегодня можно приобрести капиллярные трубопроводы по стоимости примерно 200 тыс. руб., что почти в два раза дешевле, чем они стоили сравнительно недавно. Р.И.: Дело в том, что по цене одной капиллярной трубки еще нельзя судить об экономике всего процесса. Необходимо принимать во внимание стоимость монтажа капиллярных систем и стоимость их обслуживания. В том предложении, которое мы рассматривали, стоимость сервисных услуг в несколько раз превосходила стоимость оборудования. Именно по причине дороговизны сервиса мы не смогли принять это предложение. Вопрос: Скажите, существует ли методика подбора дозировки и периодичности ввода ингибитора, учитывающая особенности той или иной скважины? Р.И.: С 2006 года мы в сотрудничестве с «НижневартовскНИПИнефтью» пробовали различные периодичность и дозировки ингибиторов. В итоге нам удалось подобрать оптимальные параметры для каждой скважины. Реплика: Иными словами, подбор осуществлялся исключительно опытным, а не расчетным путем. Р.И.: Совершенно верно. К сожалению, создать единую методику расчета для подбора дозировки и периодичности ингибитора проблематично, ведь каждая скважина уникальна. Реплика: Существует ли в таком случае какой-то документ, где описывается порядок закачки ингибитора в скважину? Р.И.: Да, это прописано в соответствующих регламентах. Вопрос: Вы упомянули о снижении коррозионной активности жидкости в скважине в результате использования ингибиторов. Каким образом вы проводили мониторинг? Р.И.: Мы исходили из существования определенной зависимости между ингибиторной защитой и снижением аварийности выкидных линий. Вывод о снижении коррорзионной активности мы сделали, исходя из результатов анализа образцов реагента, вынос которого достаточен для покрытия выкидных линий. 80 №6/2010

2008 года (см. «Результаты ингибиторной защиты в 2009 году»). Большой плюс ингибирования подземного оборудования состоит в том, что этот процесс позволяет обеспечить защиту выкидных линий добывающих скважин, которая, как известно, представляет собой проблему для многих нефтедобывающих компаний. Если до применения ингибиторной защиты удельная аварийность на выкидных линиях коррозионных скважин в компании была выше средней, то теперь этот показатель опустился ниже среднего уровня. Вывод о том, что именно ингибиторная защита позволила снизить удельную аварийность выкидных линий, обосновывается тем, что других факторов, влияющих на снижение отказности, в этот период не наблюдалось (см. «Эффективность ингибиторной защиты от коррозии по выкидным линиям добывающих скважин»). Затраты на ингибиторную обработку одной скважины от коррозии составляют 232 тыс. руб./год. Вместе с тем достигнутое снижение количества отказов по данным скважинам позволяет сократить затраты на КРС/ПРС, что в конечном итоге дает экономию (см. «Экономическая целесообразность химизации подземного оборудования скважин от коррозии»). По нашим расчетам, ингибирование позволяет компании сэкономить около 10,4 млн руб. в год, и это без учета дополнительной добычи нефти, отбраковки НКТ, сокращения затрат на ликвидацию порывов выкидных линий и экологические риски.

ПРОБЛЕМЫ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ И ВАРИАНТЫ ИХ РЕШЕНИЯ Среди текущих проблем, с которыми сталкивается компания при ингибиторной защите от коррозии, можно выделить три основных. Во-первых, ограничение дальнейшего роста наработки на отказ. К примеру, при достижении наработки в 400 суток нельзя исключить отказы по коррозии на ингибируемых скважинах. Для решения этой проблемы мы планируем проведение испытаний новых инги-

инженерная практика

Обработки коррозионного фонда проводятся с 2006 года

Кол-во аварий на трубопроводах

0,35

0,4 0,35

0,3 18

0,25

15 0,2

0,2

0,17 10

0,14

10 8

2005 Отказы всего

2006

0,05

0,1

Время (год)

0,15

2007

2008

Отказы по коррозии обрабатываемых скважин

Отношение отказов на защищамых скважинах к общему числу отказов

Эффективность ингибиторной защиты от коррозии по выкидным линиям добывающих скважин

Соотношение отказов на игнибируемых и не ингибируемых cкважинах

Экономическая целесообразность химизации подземного оборудования скважин от коррозии 35000

30000

25000

Тыс. руб.

биторов коррозии. В настоящее время проходят лабораторные испытания новых реагентов, по окончании которых мы планируем перейти к ОПИ. Довольно перспективным направлением видится внедрение бинарных ингибиторов, но с оговоркой, что их применение требует остановки скважины раз в квартал, и потому не может стать повсеместным. Во-вторых, при текущих подходах к введению ингибитора, в частности, периодическом дозировании, отсутствует возможность доступа ингибитора под прием насоса. Решением этой проблемы могло бы стать использование капиллярной трубки для введения ингибитора, но, к сожалению, экономика этого технологического процесса пока не позволяет его использовать в промышленных масштабах. Поэтому более или менее реалистичным решением данного вопроса представляется капсулированный реагент Encaptron95, протектор от коррозии. В текущем году мы планируем начать его испытания. Этот ингибитор также имеет свои ограничения в применении, поэтому его использование в ближайшем будущем возможно лишь на 10–15 скважинах. Надо отметить, что в целом на протекторы от коррозии мы возлагаем большие надежды и планируем применять их не только на Ершовой группе месторождений. Наконец, в настоящее время у нас нет системы прогнозирования отказов, из-за чего серьезную проблему представляет собой определение потенциально коррозионных скважин. Так, бывают случаи, когда мы считаем те или иные скважины некоррозионными, а через какое-то время получаем на них отказы по причине коррозии. Данную проблему мы пытались в течение полугода решить совместно с «НижневартовскНИПИнефтью», положив в основу мониторинга коррозионного состояния скважин анализ химии воды. Но на практике мы убедились, что одного показателя недостаточно, чтобы точно и своевременно выявлять коррозию подземного оборудование. Экономически эффективным вариантом решения проблемы может стать охват антикоррозионной защитой всего фонда скважин компании.

20000

15000

10380 тыс. руб Мониторинг коррозии 1455 тыс. руб. Период. обр. коррозия 7954 тыс. руб.

Уменьшение затрат на списание оборудования 21129 тыс. руб.

10000

5000

Ингибитор коррозии 13095 тыс. руб.

Уменьшение затрат на ПРС 11755 тыс. руб.

0 Затраты на ингибирование за 2008-2009 гг.

Уменьшение затрат в результате сокращения числа отказов по коррозии в 2008-2009 гг.

№

6/2010 81

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ФРЕЙДЛИН Михаил Олегович Ведущий инженер Управления эксплуатации объектов нефтедобычи ООО «Газпромнефть-Восток»

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОГРУЖНОГО НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ В КОРРОЗИОННОАКТИВНОЙ СРЕДЕ СКВАЖИН УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ а коррозионный фонд ООО «Газпромнефть-Восток» приходится половина скважин добывающего фонда Урманского м/р. Коррозия скважинного оборудования Урманского м/р — серьезная проблема, требующая незамедлительного решения, поскольку она напрямую сказывается на производственных показателях работы Общества и несет дополнительные затраты. Требуется всестороннее изучение коррозии ВСО скважин с учетом всех теоретически и практически возможных составляющих причин возникновения, с выявлением ключевой причины по конкретным проблемным объектам. На скважинах Урманского м/р присутствует целый комплекс факторов, способствующих развитию коррозионного процесса: высокий газовый фактор, обводненность, высокая минерализация воды, бактериальная зараженность, высокое содержание углекислого газа. При этом главную роль среди причин возникновения коррозии ВСО, в частности НКТ, играет высокое содержание углекислого газа в пластовом флюиде скважин Урманского м/р. В качестве приоритетных мер по борьбе с коррозией в компании выбраны ингибиторная защита, применение НКТ из коррозионностойких материалов и НКТ с защитными покрытиями. В качестве перспективных направлений рассматриваются внедрение НКТ с диффузионно-цинковым покрытием, а также подбор новых ингибиторов коррозии и методов их подачи. По результатам ОПР будет проведен анализ и расчет эффективности методов и сделан выбор оптимального метода.

Урманское м/р находится на территории Парабельского района Томской области. Ближайший населенный пункт — поселок Пудино, ближайшие открытые месторождения — Арчинское, Нижне-Табаганское, Южно-Тамбаевское и Герасимовское. Добыча угле82 №6/2010

водородов ведется из пласта М+М1 палеозойских отложений с глубиной залегания более 3000 м. Ежегодно на месторождении вводятся в эксплуатацию до 14 новых скважин с дебитом по нефти 50–400 т/сут. Коррозионный фонд по состоянию на июнь 2010 года насчитывает 20 скважин, что эквивалентно 50% добывающего фонда.

ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ КОРРОЗИИ Впервые с проблемой коррозии внутрискважинного оборудования, в частности НКТ, мы столкнулись в конце 2007 года. На тот момент наработка данного оборудования составляла 200 суток. На поднятом из скважины оборудовании НКТ 73х5,5 группы прочности «Л» «Синарского трубного завода» были обнаружены сквозные отверстия в интервале от 0 до 1500 м. Причем коррозии подверглись НКТ только этой группы прочности (дело в том, что для спуска подземного оборудования применялись комбинированные лифты НКТ разной группы прочности в зависимости от нагрузок). Первой версией причин возникшей проблемы было предположение о некачественном материале НКТ данной группы прочности и производителя. Материал был исследован в различных лабораториях, где было выявлено большое количество неметаллических включений (сульфиды) в составе стали, из которой были изготовлены НКТ. Стоит отметить, что данный показатель ГОСТ-633-80 не регламентирует. Параллельно проводилась работа по изучению состава сред добываемой продукции, где были обнаружены тионовые бактерии, способные окислять сульфиды и железо, к продуктам реакции жизнедеятельности которых относится сероводород. Таким образом, в результате проведенных исследований с привлечением различных научных центров установлено присутствие целого комплекса факторов, способствующих развитию коррозионного процесса. К этим факторам относятся: высокая минерализация воды; наличие бактериальной зараженности; высокое содержание углекислого газа; недостатки состава труб НКТ и др.

инженерная практика Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р (скв. № 767) Определяемые параметры

Результаты измерения (среднеарифметическое двух определений)

Погрешность метода

НД на МВИ

1. Компонентный состав, % об.: метан

67,02

1,06

этан

3,48

0,21

пропан

1,97

0,21

изо-бутан

0,54

0,11

н-бутан

0,62

0,11

изо-пентан

0,06

0,03

н-пентан

0,04

0,03

С6 и выше

0,0

0,03

диоксид углерода

3,51

0,21

кислород

4,64

0,21

азот

18,12

0,57

2. Теплота сгорания высшая, МДж/м3

30,58

0,06

3. Теплота сгорания низшая, МДж/м3

27,65

0,05

4. Относительная плотность

0,745

0,01

5. Число Воббе (высшее), МДж/м3

35,42

0,06

6. Число Воббе (низшее), МДж/м3

32,02

0,06

ГОСТ 23781-87

На следующем этапе работ проводились попытки определить роль (долю) каждого фактора в результирующей коррозии. Был разработан комплекс мероприятий, предусматривающий проведение опытных работ в различных направлениях. Так, компанией было принято решение о замене парка НКТ данного производителя, а в скважины стал активно подаваться ингибитор коррозии с дополнительными бактерицидными свойствами. Необходимо отметить, что специализированного подбора типа ингибитора под условия применения на этот момент не проводилось, использовался один из ранее закупленных ингибиторов, доступных на месторождении, работающем в условиях автономии. Полностью устранить проблему в результате проведенных ОПР не удалось.

ГОСТ 22667-82

Коррозия НКТ на скважинах Урманского месторождения

Куст 2 скв. 108. Наработка 91 сут. Скорость коррозии 22 мм/год

Куст 2 скв. 107. Наработка 184 сут. Скорость коррозии 11 мм/год

Куст 1 скв. 767. Наработка 104 сут. Скорость коррозии 19 мм/год

Куст 1 скв. 766. Наработка 70 сут. Скорость коррозии 28 мм/год №

6/2010 83

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р (скв. № 766) Результаты измерения (среднеарифметическое двух определений)

Определяемые параметры

Погрешность метода

НД на МВИ

1. Компонентный состав, % об.: метан

82,47

1,06

этан

6,28

0,57

пропан

3,71

0,21

изо-бутан

0,75

0,11

н-бутан

0,80

0,21

изо-пентан

0,16

0,07

н-пентан

0,10

0,07

С6 и выше

0,0 (следы)

0,03

диоксид углерода

3,87

0,21

кислород

0,10

0,07

азот

1,77

0,21

2. Теплота сгорания высшая, МДж/м3

40,50

0,07

3. Теплота сгорания низшая, МДж/м3

36,66

0,06

4. Относительная плотность

0,697

0,01

5. Число Воббе (высшее), МДж/м3

48,52

0,07

6. Число Воббе (низшее), МДж/м3

43,92

0,07

7. Массовая доля сероводорода, млн-1

Менее 2,0 (отс.)

1,1

ГОСТ 50802-96

8. Массовая доля метилмеркапанов, млн-1

Менее 2,0 (отс.)

1,1

ГОСТ 50802-96

9. Массовая доля этилмеркаптанов, млн-1

Менее 2,0 (отс.)

1,1

ГОСТ 50802-96

ГОСТ 23781-87

ГОСТ 22667-82

В настоящее время, в результате дополнительных исследований и отсечения проверенных методом проведения ОПР версий возникновения проблем, есть основания предположить, что наиболее влиятельной причиной коррозии нефтепромыслового погружного оборудования выступает углекислый газ, содержащийся в пластовых флюидах скважин Урманского м/р.

Исследованиями Аналитической лаборатории углеводородов и высокомолекулярных соединений нефти Института химии нефти Сибирского отделения РАН установлено относительно высокое (7%) содержание СО2 в составе газовой фазы добываемых пластовых флюидов. Учитывая, что содержание газовой фазы в добываемой нефти тоже высоко — газовый фактор доходит до 1500 м3/т, возникают все условия для поступления большого количества углекислого газа в ствол скважины в ходе ее эксплуатации. На основе проведенных лабораторных исследований образцов жидкости, добываемой на скважинах Урманского м/р, определено, что содержание СО2 в добываемой жидкости составляет 190,6 мг/дм3 (см. «Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р»). Двуокись углерода способна заметно усиливать коррозию стали. В любой нефтепромысловой системе, где присутствует минерализованная водная фаза, а парциальное давление СО2 (РСО2) превышает 0,001– 0,005 МПа, за короткое время возможны серьезные коррозионные повреждения. Углекислотная коррозия НКТ и ЭЦН в 90% случаев наблюдается там, где обводненность скважинной жидкости превышает 40%, а дебит скважины — более 40 м3/сут., что мы и наблюдаем на скважинах Урманского м/р. К особенностям скважин Урманского м/р относится также высокое содержание ионов кальция и хлора в попутно добываемых водах, что усиливает агрессивность среды и способствует коррозионному процессу

Химический состав попутно добываемой воды скважин Урманского м/р Содержание ионов, мг/л

Место отбора

Удельный вес, г/см3

рН

Куст № 1

1,035

7,08

Куст № 2

1,037

Куст № 4 Куст № 5 84 №6/2010

Общая минерализация, г/дм3 Fe

Мg++

Cl¯

HCO3¯

SO4¯ ¯

65,85

107,4

4486,2

349,0

28365,9

829,6

0,25

7,01

66,94

136,6

4371,1

376,9

29270,5

805,2

нет

1,035

7,03

67,03

69,3

4083,6

509,5

29082,7

707,6

4,7

1,034

7,31

65,72

58,4

3738,5

558,4

28246,4

658,8

0,1

инженерная практика Результаты применения коррозионностойких НКТ

Куст 1 скв. 767. Наработка 104 сут. Обычная углеродистая сталь. Скорость коррозии 19 мм/год (июль 2009 г.)

Куст 1 скв. 767. Наработка 220 сут. НКТ из стали 26ХМФА2 Cr-0.86% Скорость коррозии 1,65 мм/год (апрель 2010 г.)

ВНИМАНИЕ: трубы НКТ с покрытием Дельта5+ не требуют специального обращения при транспортировке и СПО

Дельта5+ это: ▲ Надежная защита от коррозии НКТ,

муфт, штанг, корпусов ПЭД ▲ Стойкость к механическим повреждениям ▲ Значительное увеличение ресурса

Т./ф.: +7 (495) 644-3467 E-mail: neozinc@neozinc.ru npo.neozinc@gmail.com Сайт: www.neozinc.ru №

6/2010 85

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

(см. «Химический состав попутно добываемой воды скважин Урманского м/р»). Скорость коррозионного разрушения оборудования в ряде случаев достигает 28 мм/год (см. «Коррозия НКТ на скважинах Урманского месторождения»). Низкий МРП, высокие затраты на ремонты и потери добычи дали толчок для разработки практических мер профилактики коррозионных отказов. Среди путей решения проблемы коррозии ГНО можно выделить следующие: прекращение эксплуатации по затрубу, что дает снижение скорости коррозии вдвое; применение НКТ с покрытием; применение НКТ из коррозионностойкого материала; применение ингибитора коррозии; изменение режима работы скважины и др. В качестве приоритетных мер по борьбе с коррозией в компании выбраны две — ингибиторная защита и применение НКТ из коррозионностойких материалов и НКТ с покрытиями.

ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА Реализация ингибиторной защиты на добывающих скважинах предполагает использование нескольких методов. Во-первых, периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта. Во-вторых, периодическая подача раствора ингибитора коррозии в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ. В-третьих, постоянная подача ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины с помощью дозировочной установки. В-четвертых, постоянная подача ингибитора коррозии на прием насоса с помощью ДУ и специальных трубок. Надо иметь в виду, что эффективность ингибиторной защиты скважин Урманского м/р в значительной степени зависит от метода подачи ингибитора. Высокий газовый фактор и подработка скважин по затрубу не всегда позволяют производить закачку ингибитора в затрубное пространство с помощью УДЭ. Возможно, именно с этим обстоятельством связан наш предыдущий неудачный опыт применения ингибиторов. 86 №6/2010

Наиболее оправдан для наших скважин с технической точки зрения метод постоянной подачи ингибитора коррозии на прием насоса с помощью индивидуальных скважинных дозаторов и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливают с внешней стороны НКТ от устья до приема насоса. В настоящее время этот метод находится в стадии проработки.

ПРИМЕНЕНИЕ КОРРОЗИОННОСТОЙКИХ НКТ В июле 2009 года была введена в эксплуатацию подвеска НКТ 73х5,5 группы прочности «Л» из коррозионностойкой стали 26ХМФА2 с содержанием хрома 0,86%. Подвеска была спущена в скважину № 767/1 коррозионного фонда. Ранее наработка НКТ из обычной углеродистой стали в этой скважине составила 104 суток, скорость коррозии — 19 мм/год. В апреле 2010 года на скважине № 767/1 проведен ТРС, НКТ и подвеска извлечены с наработкой 220 суток. При осмотре были обнаружены коррозионные поражения глубиной до 1 мм на внутренней поверхности НКТ. Расчетная скорость коррозии составила 1,65 мм/год, что в 12 раз ниже скорости коррозии обычной углеродистой стали (см. «Результаты применения коррозионностойких НКТ»).

НАПРАВЛЕНИЯ ДАЛЬНЕЙШИХ РАБОТ В настоящее время продолжаются испытания методов по борьбе с коррозией. В частности, с декабря прошлого года ведется ОПИ НКТ с диффузионно-цинковым покрытием. На месторождение также завезена подвеска с покрытием ТС3000. Данная подвеска НКТ введена в эксплуатацию, начата программа ОПИ. К концу этого года планируется завершить испытания коррозионностойких материалов и труб с коррозионностойким покрытием. Кроме того, мы планируем при подборе ингибитора обеспечить его закачку в необходимой концентрации, а также провести анализ и расчет эффективности методов борьбы с коррозией и по итогам выбрать оптимальный метод.

инженерная практика

КЛЫКОВ Виктор Юрьевич Начальник ПТО НГДУ «Воткинск», ОАО «Удмуртнефть»

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ ГНО В НГДУ «ВОТКИНСК» ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» онд скважин НГДУ «Воткинск» характеризуется высокой агрессивностью добываемой жидкости, что обусловливает значительный процент отказов ГНО по причине коррозии. В качестве антикоррозионных мер в настоящее время используются защитные покрытия, ингибиторная защита и внедрение стеклопластиковых НКТ. Под ингибиторной защитой уже находятся выкидные линии, нефтесборные линии и напорные нефтепроводы, тогда как высоко- и низконапорные водоводы пресной воды и водоводы сточной воды этим видом защиты охвачены не в полном объеме. Внедрение

стеклопластиковых НКТ, позволяющих исключить отказы, связанные с коррозионным повреждением НКТ, сегодня ведется увеличивающимися темпами, также проводятся ОПИ, результатом которых будет применение более экономичных труб. В целях повышения степени антикоррозионной защиты ГНО в компании будет запущен проект комплексной химизации, который, помимо ингибиторной защиты, будет включать методы борьбы с другими скважинными осложнениями. Кроме того, внедряются УЭЦН в коррозионностойком исполнении, а также применение выкидных линий, нефтесборных трубопроводов и водоводов из стеклопластика.

1000

800

Сут.

600

397 406 419 428 448 464 482 502 520 533 536 544 550 566 583 598 600 621 625 645 682 691 733 734 743 737 760 749 745 768 795 804 804 832 836 864 883 898 911 937 1002 983 968 974 978 961 927 924 932 940 931 947

Динамика МРП и СНО

200

262 263 268 266 271 273 272 274 271 271 286 287 282 289 295 304 303 304 308 311 316 323 307 306 306 299 303 305 308 315 319 317 316 315 323 333 342 347 350 355 360 370 369 377 373 369 358 357 349 345 344 345

400

Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль Март Апрель

2006

2007

2008

МРП, за скользящий год

СНО, за скользящий год

2009

2010

№

6/2010 87

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Частные случаи коррозии в НГДУ «Воткинск»

Коррозия в присутствии углекислого газа

Сульфатвосстанавливающие бактерии и сероводород

Питтинговая (точечная) коррозия

НГДУ «Воткинск» разрабатывает два месторождения: Мишкинское и Лиственское, расположенные на востоке Удмуртской республики (см. «Месторождения НГДУ «Воткинск»). Обводненность продукции скважин

Отказы УЭЦН по причине коррозии

Распределение отказов по причине коррозии по видам ГНО

120 100

Автосцеп 4

9 19 100

80 60

месторождения достигает 90%, а добываемая жидкость представляет собой высокоагрессивную среду с высоким содержанием углекислого газа (0,5–2,9%), сероводорода (60,4–500 мг/л), хлоридов (23–60 тыс. мг/л) и

17 ШГН 20

87 68

Штанга 58

40 20 0

НКТ 14

13 2007

2008

Отказы по прочим причинам

2009

2010 (1 квартал)

Отказы по причине коррозии

Отказы УШГН по причине коррозии 400 350 300

55 82 334

250

Гидрозащита 2 ЭЦН 3

Кабель и КУ 2

270

200

240

150 ПЭД 4

100

16 НКТ 6

50 0

62 2007

2008

Отказы по прочим причинам

88 №6/2010

2009

2010 (1 квартал)

Отказы по причине коррозии

инженерная практика Схема ингибиторной защиты ГНО Водоводы сточной воды Выс. напорные водоводы пресной воды Протяженность: 32,64 км Протяженность: 223,89 км Процент охвата: 0% Процент охвата: 100% от СВБ Газ

Газопроводы

Нефтесборы Нефтесборные линии Протяженность:120,99 км Процент охвата:100%

ДНС

Товарная нефть Нефтьсодержащая жидкость

АГЗУ

Подтоварная вода

УПН (КСП)

Напорные нефтепроводы

НПС КНС

Водозабор Низконапорные водоводы пресной воды Протяженность: 73,28 км Процент охвата: 0%

Напорные нефтепроводы Протяженность: 39,64 км Процент охвата: 100%

БГ Нагнет. линии скважин

Выкидные линии Протяженность:337,4 км Процент охвата:100% Глубинно – насосное оборудование

КОРРОЗИЯ КАК ПРИЧИНА ОТКАЗОВ ГНО В течение 2007–2009 годов удельный вес отказов УЭЦН по причине коррозии вырос с 22 до 25%. В структуре отказов УШГН роль коррозии повысилась еще более заметно. Если в 2007 году из-за нее отказало 16,5% УШГН, то в 2009 году — уже 40% (см. «Отказы УЭЦН по причине коррозии», «Отказы УШГН по причине коррозии»). Причина роста отказов из-за коррозии заключается в увеличении агрессивности перекачиваемых сред. Так, сегодня, по сравнению с 2004–2005 годами, содержание сероводорода выросло на 20–30% и превысило уровень, прописанный в технических условиях эксплуатации ГНО, в том числе УШГН. Значительный вклад в рост агрессивности среды вносит и постоянно растущая зараженность СВБ. Если рассматривать структуру отказов из-за коррозии по видам оборудования (см. «Распределение от-

Месторождения НГДУ «Воткинск» Действующий фонд Месторождение

Год ввода в разработку

Накопленная добыча, тыс. т

Мишкинское

1973

Лиственское

1986

Добывающие скважины

Нагнетательные скважины

31 929

811

224

7 413

171

казов по причине коррозии по видам ГНО»), можно заметить, что большая часть отказов по УШГН приходится на отказы штанг. Они происходят главным образом вследствие засорения механическими примесями, продуктами коррозии, солями, окалиной. Для снижения количества отказов в компании было решено на-

Затраты на ингибиторную защиту, 2008–2011 гг. 25000

24000 24114 Тыс. руб.

СВБ (100–1000 колоний/мл). В связи с экологическими нормами и старой системой водопровода в системе ППД используется закачка пресной воды, и по этой причине в пласт попадает много свободного кислорода: на точке забора воды его содержание составляет 5,5 мг/л, из них около 1 мг/л попадает в нагнетательные скважины. В составе добывающего фонда НГДУ сейчас находится примерно 1150 скважин. На фонд, оборудованный УШГН, приходится 78% скважин, тогда как УЭЦН оборудованы 22% фонда. Средний МРП за 2006-2010 годы вырос с 397 до 947 суток, СНО — с 262 до 345 суток (см. «Динамика МРП и СНО»).

23000

23506

23153

22479

22000

21000 2008

2009

2010 (прогноз)

2011 (прогноз) №

6/2010 89

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Характеристика перекачиваемой среды на месторождениях НГДУ «Гремиха» ОАО «Удмуртнефть» Месторождение

Система

Минерализация, г/л

рН

Содержание H2S, мг/л

Кол-во СВБ, кл/мл

Агрессивность среды

Гремихинское

Выкидные линии

136–158

6,2–6,9

25–200

100–1000

Сильноагрессивная

Мещеряковское

Выкидные линии

241–259

7,2

5,0– 47

100–1000

Сильноагрессивная

Архангельское

Выкидные линии

240–264

7,0–7,4

0–1

Среднеагрессивная

Ижевское

Выкидные линии

264

7,5

0–1

Среднеагрессивная

Сравнение свойств стальных и СП НКТ Наименование показателя

Единица измерения

Стальные НКТ

СП НКТ

Внутренний диаметр

мм

Наружный диаметр

мм

71,3-81,3

Погонная масса

кг

9,5

2,0-4,4

Плотность

кг/м

7800

1900

Коэффициент шероховатости

мм

0,03

0,0015

Внутреннее разрушающее давление

МПа

49,0

21,0-41,4

Разрушающая осевая растягивающая нагрузка

кН

278

144-427

Предельная длина колонны

2300

2340-3310

ккал м ч оС

0,5

Лет

2-10

20-50

Теплопроводность Срок службы

Схема контейнера «Трил-П-См» тип «МР» с регулировочными болтами Вес контейнера в сборе 190 кг. Длина контейнера в сборе 13,5 м. (Сборка производится полностью аналогично сборке стандартной колонны НКТ). Контейнер состоит из 9 секций Муфта ∅73 ГОСТ 633-80 Отверстия для выхода ингибитора (отверстия ∅10 в верхних концах труб). Верхняя секция (2) в сборе, заполненная ингибитором. Патрубок из НКТ 73 ГОСТ 633-80 (L=1,5 м), стенка 5,5 мм

Регулировочные болты (болт М10) для регулирования дозирования по 2 шт. в нижнем конце каждой трубы (удаляются перед спуском согласно таблице) Муфта ∅73 ГОСТ 633-80 Секции промежуточные в сборе, заполненные ингибитором. Патрубки из НКТ 73 ГОСТ 633-80 (L=1,5 м), стенка 5,5 мм. Регулировочный болт для регулирования дозирования (болт М10) Муфта ∅73 ГОСТ 633-80 Нижняя секция в сборе, заполненная ингибитором. Патрубок из НКТ 73 ГОСТ 633-80 (L=1,5 м), стенка 5,5 мм

Глухая заглушка

90 №6/2010

чать внедрение стеклопластиковых штанг. В текущем году планируются соответствующие ОПИ, программа которых уже согласована. УЭЦН чаще всего отказывают из-за коррозии НКТ, а также ПЭД и ЭЦН. Нередко коррозия УЭЦН имеет сквозной характер. На скважинах НГДУ «Воткинск» наиболее распространена коррозия в присутствии углекислого газа, СВБ, а также питтинговая (точечная) коррозия (см. «Частные случаи коррозии в НГДУ «Воткинск»). На скважинах НГДУ «Воткинск» применяются три группы методов борьбы с коррозией ГНО и трубопроводов — ингибирование, защитные покрытия и применение коррозионностойких материалов. Кроме того, на трех скважинах мы внедряли протекторную защиту, но этот метод пока не показал высокой эффективности.

ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА В 2004 году в компании был запущен пилотный проект по ингибиторной защите ГНО с привлечением подрядных организаций. Были определены типы коррозии, подобраны виды реагентов, разработана схема ингибиторной защиты (см. «Схема ингибиторной защиты ГНО»). В настоящее время под 100%-ной ингибиторной защитой находятся выкидные линии, нефтесборные линии и напорные нефтепроводы. Выбор ингибитора коррозии проводится в ходе тендерных мероприятий и ОПИ. Регламент дозировок

инженерная практика Схема компоновки УЭЦН на СП НКТ

Переводник в антикоррозионном исполнении (нержавеющая сталь)

СП НКТ

ингибиторов ежемесячно определяет подрядная организация ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр». Для дозирования химических регентов установлено 192 дозатора типа УДР и УДЭ, 806 гравитационных дозаторов. Проводятся ударные обработки системы ППД бактерицидом и ингибитором кислородной коррозии «Альпан», а также обработки ПЗП бактерицидами (Baktron-100W). Ведется мониторинг влияния обработки на скорость коррозионного процесса, по результатам которого корректируется регламент дозировок ингибиторов. Затраты на химические реагенты и обслуживание дозаторов в 2010 году должны составить около 22,5 млн руб., что ниже уровня 2009 года. Мы рассчитываем, что в следующем году объем средств, направляемых на ингибиторную защиту, увеличится до 23,1 млн руб. (см. «Затраты на ингибиторную защиту, 2008–2011 гг.») Также мы применяем контейнеры для дозирования твердых реагентов (см. «Схема контейнера «Трил-П-См» тип «МР» с регулировочными болтами») производства компании «Л-Реагент» (г. Пермь). Этот контейнер эффективен в работе и прост в монтаже. При этом к его недостаткам можно отнести ограниченный срок действия и повышенную нагрузку, что в условиях повышенного темпа набора кривизны угла может также негативно повлиять на наработку оборудования на отказ. В настоящее время контейнеры запущены в эксплуатацию, но в связи с малым сроком внедрения эффект пока оценить сложно. Хотя созданная схема ингибиторной защиты и позволяет сдерживать коррозионный процесс, она не способна остановить рост числа отказов из-за коррозии. Поэтому в качестве следующего этапа антикоррозионной защиты оборудования мы планируем запуск проекта комплексной химизации, который помимо ингибиторной защиты будет включать методы борьбы с другими скважинными осложнениями, в том числе солеотложением и АСПО. К реализации этого проекта мы планируем приступить в 2011 году.

Переводник в антикоррозионном исполнении (нержавеющая сталь)

Обратный клапан

Переводник в антикоррозионном исполнении (нержавеющая сталь)

СП НКТ

УЭЦН

№

6/2010 91

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Анализ отказов на скв. № 547 Гремихинского м/р № п/п

Дата отказа

Наработка, сутки

Отказавшее ГНО

Причина отказа

14.03.2008

236

НКТ

Коррозия

24.12.2008

258

НКТ

Коррозия

05.02.2009

Штанга

Коррозия

01.04.2009

Насос ШГН

Отказ ГНО

ВНЕДРЕНИЕ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ НКТ Средняя наработка оборудованных УЭЦН скважин при отказах по причине коррозии за 2009 год в НГДУ «Гремиха» составила по НКТ 836 суток, по УЭЦН в сборе — 883 суток. Перекачиваемая среда на месторождениях «Удмуртнефти» также характеризуется высокой степенью агрессивности (см. «Характери-

стика перекачиваемой среды на месторождениях НГДУ «Гремиха» ОАО «Удмуртнефть»). Хорошие результаты в этих условиях дает внедрение стеклопластиковых НКТ. Среди преимуществ стеклопластиковых (СП) НКТ можно отметить следующее: во-первых — высокую коррозионную стойкость, которая объясняется инерт-

Гидравлические потери скважины при использовании стальных и СП НКТ 500 450 400 350 Нтр, м

300 250 200 150 100 50 0 0

100

200

300

СП НКТ 2’’

НКТ 2’’

400

500

600

700

800

500

600

700

800

Qж, м3/сут.

500 450 400 350 Нтр, м

300 250 200 150 100 50 0 0

100

200

300

400 Qж, м /сут. 3

НКТ 2,5’’

92 №6/2010

СП НКТ 2,5’’

инженерная практика Фонд скважин, оборудованных СП НКТ в НГДУ «Гремиха» Месторождение

Количество скважин

Фонд

2007 год Гремихинское м/р

ППД

2008 год Архангельское м/р

ППД

2009 год Гремихинское м/р

ППД+1 добывающая

Архангельское м/р

ППД

Ижевское м/р

ППД

Итого

33 124,3 м

ностью материала к сероводороду, кислотам, щелочам и солям; во-вторых — уменьшенное гидравлическое сопротивление, которое позволяет снизить потери на гидравлическое трение на 30% и более; втретьих — возможность снижения отложений солей и парафина: в силу того, что шероховатость поверхности СП в 20 раз ниже, чем у стали; в-четвертых — широкий температурный диапазон: трубы выдерживают рабочую температуру до 110°С. Масса СП НКТ в 2 раза ниже по сравнению с массой трубы из стали, срок службы при правильной эксплуатации выше в несколько раз (см. «Сравнение свойств стальных и стеклопластиковых НКТ»). В настоящее время СП НКТ стоят примерно в 2 раза дороже стандартных НКТ из стали, однако многие поставщики уже снижают цену на эту продукцию. К примеру, на рынке уже имеются предложения по СП НКТ для ОПИ, цена которых превышает стоимость стандартной трубы всего в 1,5 раза. Более того, стали появляться СП НКТ по цене стальных. В 2007–2009 годах в НГДУ «Гремиха» СП НКТ были внедрены на 25 скважинах — на 24 скважинах ППД и одной добывающей (см. «Фонд скважин, оборудованных СП НКТ в НГДУ «Гремиха»). В НГДУ «Воткинск» и НГДУ «Гремиха» в текущем году запланировано внедрение около 40 км СП НКТ. Компоновка УЭЦН на СП НКТ предполагает использование переводника в антикоррозионном исполнении и обратного клапана (см. «Схема компоновки УЭЦН на СП НКТ»). При спуске СП НКТ в скважину используется патрубок для захвата трубы элеватором. Для свинчивания СП НКТ используются специальные ключи с ограничителем усилия. При этом кабель крепится к телу СП НКТ клямсами — так же как к стальным НКТ. На скважине № 547 Гремихинского м/р наблюдались отказы по НКТ с наработкой 236 и 258 суток, затем скважина была переведена на ШГН, и было вновь получено два отказа, причем с низкой наработкой (см. «Анализ отказов на скв. № 547 Гремихинского м/р»). После этого было принято решение внедрить СП НКТ совместно с ЭЦН-60-1200. Промежуточные

итоги ОПИ таковы: текущая наработка — 341 суток; содержание механических примесей — 36,6 мг/л; содержание Н2S — 63 мг/дм3. Важно отметить, что при использовании СП НКТ на скважинах происходит снижение гидравлических потерь, что особенно актуально для нагнетательных скважин (см. «Гидравлические потери скважины при использовании стальных и СП НКТ»). В рамках дальнейшего развития антикоррозионной защиты мы планируем продолжать использование УЭЦН в коррозионностойком исполнении, применение СП выкидных линий и СП нефтесборных трубопроводов и водоводов.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Виктор Юрьевич, действующая в настоящее время схема ингибирования была в первую очередь направлена на защиту наземных трубопроводов или ГНО? Виктор Клыков: Основной задачей при разработке схемы ингибирования была антикоррозионная защита системы трубопроводов. Проблема защиты ГНО при внедрении этой схемы решилась, можно сказать, попутно. Реплика: Если ингибиторной защитой охвачены все ШГН и ЭЦН, возникает вопрос — почему до сих пор наблюдается такой высокий уровень коррозии? В.К.: Ингибиторная защита не позволяет в настоящий момент гарантировать 100%-ное предотвращение коррозии ГНО, именно с этим связана необходимость дополнительных мер, к примеру, контейнеров для дозирования твердых реагентов. Вопрос: Вы упомянули о применении контейнеров для дозирования твердых реагентов производства пермского завода «Л-Реагент». Хотелось бы узнать, поставляет ли компания в комплекте свои ингибиторы? В.К.: Да, сегодня мы закупаем четыре типа реагентов: ингибитор коррозии, ингибитор солеотложения, ингибитор АСПО и деэмульгатор. Вопрос: Говоря об ингибиторной защите нефтепроводов, вы не упомянули о таком методе, как «пробковая закачка», который заключается в прокачке реагента через скважину с периодичностью раз в 1–2 месяца и показывает неплохие результаты. Наличие дозаторов позволяет этот метод использовать. Планируете ли вы это делать? В.К.: Мы этот метод практиковали, и получили хорошие результаты. Но сейчас его применение ограничено экономическими и техническими факторами. Вопрос: Вы планируете использовать штанги, целиком изготовленные из стеклопластика, или применять стеклопластик на отдельных участках? В.К.: Пока этот вопрос решен не до конца. Глубина подвесок по стеклопластиковым штангам составляет приблизительно 1200 м, так что возможны варианты. Реплика: В случае применения штанг, целиком изготовленных из стеклопластика, возможны значительные потери хода УШГН. В.К.: Спасибо, учтем при расчетах

№

6/2010 93

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

БАЛЫКИН Вадим Николаевич Начальник отдела добычи нефти и газа ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

БОГДАНЧИКОВА МАРИНА ВАЛЕРЬЕВНА Начальник лаборатории коррозионных исследований Урайского ЦНИПР

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЗАРАЖЕННОСТИ СВБ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СРЕД НА ОБЪЕКТАХ ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ» аличие сероводорода в добываемой нефти объясняется деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые развиваются в пластовых флюидах на поздних стадиях эксплуатации месторождений. Будучи самым сильным из известных стимуляторов коррозии, сероводород действует как агрессивный агент и резко ускоряет коррозионное разрушение конструкций. Формы разрушений, порождаемые им, могут быть различны. Недооценка опасности бактериальной коррозии в нефтедобыче может привести к преждевременному выходу из строя насосного оборудования, подземных трубопроводов, поверхностных коммуникаций. Поэтому для сохранения первоначальных свойств продукции нефтяных залежей, в том числе ее низкой коррозионной агрессивности, при эксплуатации нефтяных месторождений важно учитывать микробиологические процессы и внедрять соответствующие методы борьбы с ними. При этом важно, чтобы борьба с биокоррозией проводилась не по отдельным участкам нефтедобычи, а комплексно — по всем направлениям.

Биокоррозия внутренней поверхности трубы

Интенсивное применение пресной воды в процессе поддержания пластового давления со временем приводит к заражению бактериями и появлению растворенного кислорода там, где этого агрессивного агента ранее не наблюдалось. В свою очередь, присутствие и рост микроорганизмов в системе «пласт — скважина — оборудование» вызывают ряд проблем при добыче нефти, среди которых можно выделить основные. Это прежде всего коррозия оборудования, снижение приемистости скважин, ухудшение фильтрационных характеристик пород, уменьшение нефтеотдачи пластов за счет закупорки коллектора скоплениями живых и мертвых бактериальных клеток и продуктов их жизнедеятельности, включая осадки кальция, серы, магния, железа, слизь и полисахаридные биообразования. Недооценка опасности бактериальной коррозии в нефтедобыче приводит к преждевременному выходу из строя насосного оборудования, подземных трубопроводов, поверхностных коммуникаций (см. «Биокоррозия внутренней поверхности трубы», «Биокоррозия штанг»).

Зараженность среды объектов ТПП «Урайнефтегаз» Объект

ДНС-3 Тлумского м/р

УПСВ Лазаревского м/р

УПСВ Сыморьяхского м/р

УПСВ Красноленинского м/р

94 №6/2010

Тип бактерий

Зараженность, кл/см3

СВБ

102

УОБ

Тионовые

102

СВБ

104

УОБ

104

Тионовые

103

СВБ

104

УОБ

103

Тионовые

102

СВБ

105

УОБ

104

Тионовые

102

инженерная практика Биокоррозия штанг (Даниловское м/р)

МЕХАНИЗМ БИОКОРРОЗИИ В присутствии сероводорода происходит проникновение атомов водорода в металл, что снижает его механическую прочность. В результате коррозии появляются сульфиды железа различных структурных форм. Они осаждаются на поверхности и образуют макрогальванические пары «железо — сульфид», где железо является анодом и ускоренно разрушается. Кроме железа под влиянием микроорганизмов могут корродировать также медь и свинец. Активному развитию биокоррозии способствуют не только вода, но и компоненты, содержащие азот, серу и кислород, — наряду с углеводородами они используются микрофлорой в качестве питательной среды. Степень устойчивости металлов и сплавов к воздействию микроорганизмов различна. Например, латунь оказывает токсическое воздействие на микроорганизмы, цинк устойчив к действию бактерий. Поэтому пра-

вильный подбор типа сплава для изготовления нефтепромыслового оборудования может существенно повысить его стойкость к биокоррозии. Основными возбудителями анаэробной коррозии выступают СВБ, восстанавливающие сульфаты до сероводорода. Есть предположение, что бактерии используют поляризованный водород с поверхности металла для сульфатредукции — процесса, который можно определить как восстановление микроорганизмами полностью или частично окисленных минеральных соединений серы в анаэробных условиях — то есть в бескислородной среде или без участия кислорода в процессе, за счет окисления органического вещества или водорода. При отсутствии активности СВБ катод поляризуется и коррозия прекращается. Среди всех видов бактерий наибольшую коррозионную опасность представляют СВБ. Как продукт анаэробного дыхания, они продуцируют в среде серо-

Характеристика основных типов СВБ Desulfomonas

Desulforomonas

Способны восстанавливать элементарную серу

Desulfovibrio

Desulfotomaculum

Восстанавливают окисленные соединения серы

Прямые неподвижные палочки

Подвижные палочки, с одним жгутиком

Подвижные вибридные клетки с одним полярным жгутиком

Подвижные, палочковидные с перитрихиальным жгутикованием

Не способны к спорообразованию

Способны к спорообразованию

№

6/2010 95

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Результаты анализа БКНС, ДНС, обследованных за 2009 год Объект

ЦДНГ

М/р

рН

СО2, мг/дм3

H2S, мг/дм3

СВБ, кл/см3

Fe общее, мг/дм3

О2, мг/дм3

ДНС-3

М-Тет

7,03

81,4

0,34

1000000

2,87

0,72

БКНС-6

М-Тет

7,00

0,17

1000000

3,09

0,56

ДНС

Шуш

7,7

28,6

0,68

1000000

2,2

0,64

УПСВ

С-Дан

7,69

24,2

0,75

1000000

1,13

0,41

БКНС-12

С-Дан

7,64

26,4

1,09

1000000

1,98

0,33

ДНС

Сым

7,87

48,4

3,06

1000000

15,3

0,24

УПСВ

Лов

7,56

35,2

1,53

1000000

4,2

0,64

БКНС-23

Лов

7,72

19,8

0,51

1000000

5,05

0,5

БКНС-24

Лов

7,23

61,6

0,85

1000000

4,2

0,42

БКНС-26

Лов

7,63

17,6

0,51

1000000

5,48

0,42

БКНС-17

Фил

7,31

74,8

1,7

1000000

10,18

0,82

МКНС-27

Манси

7,12

81,4

1,36

1000000

9,38

0,98

УПСВ

Убин

7,47

30,8

0,85

1000000

5,56

0,25

РВС-5

Потан

7,66

1,7

1000000

2,84

0,56

БКНС-30

Потан

7,58

19,8

1,53

1000000

3,96

0,48

УПСВ

Потан

7,62

16,76

0,68

1000000

2,62

0,24

ДНС

Кам

7,12

57,2

0,34

1000000

20,55

2,16

ЦПС

Кам

7,18

1,36

1000000

18,08

1,68

БКНС-31

Кам

7,15

46,2

0,51

1000000

18,95

2,56

БКНС-32

Кам

7,19

52,8

1,7

1000000

19,9

1,92

водород путем поглощения водорода и восстановления сульфатов, сульфитов, тиосульфатов и других соединений серы в сульфиды. Действие СВБ характеризуется сильным местным разъеданием на различных участках поверхности металла, потемнением воды, неприятным запахом и накоплением тонкораздробленных частиц сульфида железа. Коррозия, протекающая в присутствии СВБ, внешне проявляется появлением на металлической поверхности коррозионных отложений в виде темной корки и рыхлых бугорков. Отложения и бугорки состоят из сульфидов, карбонатов и гидратов окиси железа, механических примесей и других осадков. Многочисленные колонии СВБ начинают активно размножаться под слоем отложений и инициируют локальную коррозию (см. «Схема колонии СВБ на поверхности металла»).

ВИДЫ МИКРООРГАНИЗМОВ, ВЫЗЫВАЮЩИХ КОРРОЗИЮ Следует отметить, что процесс биокоррозии могут вызывать не только СВБ, но и другие микроорганизмы, наиболее активны среди них следующие: • сульфатредуцирующие бактерии — размножаются на границе «нефтепродукт — вода»; • углеродокисляющие бактерии (УОБ) — размножаются в самих нефтепродуктах, используя углеводороды в качестве питательной среды; 96 №6/2010

тионовые бактерии — размножаются на границе «нефтепродукт — вода», для своей жизнедеятельности используют серосодержащие соединения; • грибы — размножаются на поверхности металла в среде нефтепродуктов и образуют видимые плесени и стойкие биоэмульсии. Согласно данным лабораторного анализа, на объектах ТПП «Урайнефтегаз» встречается зараженность разными микроорганизмами (см. «Зараженность среды объектов ТПП «Урайнефтегаз»). СВБ широко распространены в анаэробных зонах водоемов разного типа, в иле, в почвах, в пищеварительном тракте животных. Им принадлежит ведущая роль в образовании сероводорода в природе и в отложении сульфидных минералов. Этот тип бактерий разделен на четыре рода — Desulfomonas, Desulforomonas, Desulfovibrio, Desulfotomaculum (см. «Характеристика основных типов СВБ»). •

ВОССТАНОВЛЕНИЕ СУЛЬФАТОВ Процесс восстановления сульфатов можно отразить следующим уравнением: 2СН3-(СНОН)2 + Na2SO4 → СР3 — (СООН) + + 2СО2 + Н2S + NaOH, СВБ, взаимодействуя с нефтью, продуцируют нерастворимые соединения. Сульфатредукция обусловливает

инженерная практика Схема колонии СВБ на поверхности металла H2S H2S

H2S

Fe(OH)7

Fe++ 2-

SO 4

СВБ

АНОД

изменение физико-химических свойств воды, соприкасающейся с нефтью. Пластовая вода теряет ион сульфата и обогащается сероводородом и углекислотой, в результате чего превращается из сульфатно-натриевой в гидрокарбонатно-натриевую. Сероводород, взаимодействуя с ионами железа, образует нерастворимый сульфит железа и, одновременно, мигрируя в зоны с окисленным режимом, окисляется до элементарной серы. Углекислота, выделяющаяся при окислении парафинов и восстановлении сульфатов, способствует выпадению вторичного кальцита. Конечно, это весьма схематичное отражение процесса, который в естественной среде может иметь вариации в зависимости от вида СВБ.

ВЫЯВЛЕНИЕ СВБ В ЛАБОРАТОРИИ Обнаружение бактерий в лабораторных условиях проводится путем посева и инкубирования зараженной воды в объеме 1 мл. Вода впрыскивается в питательную среду посредством прокола резиновой крышки, чтобы исключить попадание воздуха в пенициллиновый флакон. После посева пробу инкубируют при температуре 30–35°С в течение 15 суток. Далее применяют ориентировочную и уточненную количественную оценку бактерий. При проявлении внешних признаков присутствия бактерий, таких как помутнение среды, образование черного осадка, изменение цвета питательной среды, сутки принимают за 100%. Индекс активности рассчитывают по формуле:

что применяемая на объектах ТПП «Урайнефтегаз» методика позволяет определять только планктонное заражение среды. То есть речь идет о выявлении мигрирующих — оторвавшихся от основной колонии — микроорганизмов.

УЧЕТ СКВАЖИН, ЗАРАЖЕННЫХ СВБ В ТПП «Урайнефтегаз» с 2005 года ведется выявление скважин, зараженных СВБ, и за 2005–2009 годы количество выявленных зараженных скважин выросло в 2 раза (см. «Динамика фонда скважин, зараженных СВБ»). Сейчас данный фонд состоит из 120 скважин. Здесь надо оговориться, что в связи с ограничением объема проводимых исследований, мы пока не имеем возможности выявить зараженность всего добывающего фонда скважин компании. В настоящее время в компании контролируется зараженность менее 10% добывающего фонда. Наиболее подвержены биокоррозии системы поддержания пластового давления и системы сбора и подготовки нефти. Сегодня насчитывается около 20-ти объектов, имеющих степень зараженности СВБ более 1 млн кл/см3 (см. «Результаты анализа БКНС, ДНС, обследованных за 2009 год»).

Динамика фонда скважин, зараженных СВБ 120 100

J = 100/a, 80

где а — сутки, в течение которых проявился признак. При отсутствии появления в воде внешних признаков на 15-е сутки считают, что бактерии в пробе отсутствуют. Чтобы выявить степень агрессивности добываемой и перекачиваемой среды, определяется степень зараженности СВБ продукции скважины. Если она составляет 1000 и более клеток СВБ на 1 см3, скважина причисляется к осложненному фонду, и на ней рекомендуется применение биоцида. При этом надо сказать,

60 40 20 0

2005 ЭЦН

2006 ШГН

2007

2008

2009 Год

Мехфонд, всего

№

6/2010 97

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Вадим Николаевич, хотелось бы уточнить, какова средняя наработка на отказ УЭЦН и УШГН по вашей компании? Вадим Балыкин: Показатель наработки в среднем по компании — по 21 лицензионным участкам, сейчас составляет 552 суток по УЭЦН и 449 суток по УШГН. Хвастаться, увы, пока нечем… Вопрос: Насколько вообще серьезна для вашей компании проблема коррозии электропогружного оборудования? В.Б.: На наших месторождениях эта проблема, конечно, имеется, но она не сильно выражена по сравнению с коррозией наземного оборудования. Причем наиболее остро стоит проблема коррозии трубопроводов. В рамках ее решения мы осуществляем переход на трубопроводы с полимерным защитным покрытием. Вопрос: Сталкиваетесь ли вы с проблемой истирания внутренней поверхности НКТ — штангами, оборудованием, центраторами? В.Б.: Эта проблема тоже не выражена, так как практически на всем фонде мы используем большеобъемные центраторы. Кроме того, мы спускаем насосы с верхними и нижними шламоуловителями. Верхний шламоуловитель также выполняет функцию центратора, истираний и засорений при этом не наблюдается. Вопрос: Со сколькими поставщиками биоцида работает ваша компания и проводите ли вы предварительные испытания реагента перед тем, как начать его промышленное применение? В.Б.: Хочу обратить внимание на то, что сейчас в ТПП «Урайнефтегаз» биоцид в промышленных масштабах не применяется, все работы ведутся только в рамках ОПИ. Как раз сейчас развернута серьезная программа ОПИ с испытанием биоцида таких поставщиков, как «Флэк», «Форес» и Когалымский завод химреагентов. ОПИ реагентов разных производителей будут проводиться до конца текущего года на одних и тех же объектах, чтобы была возможность сравнить их эффективность и выбрать оптимальный вариант для промышленного использования. Также добавлю, что в рамках борьбы с биокоррозией у нас планируется реконструкция системы ППД, которая позволит нам путем введения реагентов бороться с зараженностью самих пластов. Вопрос: Практикуете ли вы ударные дозировки реагентов? В.Б.: Да, но опять же — только в рамках ОПИ. Например, в прошлом году мы делали ударную дозировку в резервуар на добывающем объекте. В качестве реагента использовали биоцид, который показал неплохие результаты, но при этом не позволил нам полностью уйти от заражения резервуара — из-за того, что последний не был должным образом подготовлен для обработки. Ударных дозировок реагента в пластовую жидкость мы пока не делали. 98 №6/2010

Учитывая, что наиболее активные формы СВБ появляются в резервуарах очистных сооружений, в первую очередь следует уничтожать СВБ в системе утилизации сточных вод.

БОРЬБА С ЗАРАЖЕНИЕМ СВБ На сегодняшний день наиболее надежным и эффективным средством подавления жизнедеятельности микроорганизмов в нефтедобыче считается применение бактерицидов, однако борьба с СВБ не должна сводиться лишь к обработкам зараженных объектов. Следует бороться с первопричиной всех осложнений, проводя стерилизацию всей воды, направляемой на заводнение пласта. После выявления зараженности и определения ее степени подбирают наиболее эффективную для данного случая марку бактерицида и проводят обработку либо всей системы, либо локальных объектов. Возможны два варианта проведения бактерицидной обработки. Первый — обработка всего объема нефтепромысловой жидкости с периодичностью 1–2 раза в год ударными дозами бактерицида, который подают в нефтепромысловые воды в течение 1–2 суток. Второй — непрерывная дозировка в рабочих концентрациях. После обработки ударной дозой вновь отбирают пробы на зараженность СВБ, что позволяет выявить эффективность действия реагента. Технологический эффект проявляется прежде всего в уменьшении скорости локальной биокоррозии и, как следствие, в сокращении числа аварийных прорывов трубопроводов и увеличении срока службы оборудования. Таким образом, борьба с биокоррозией должна проводиться не по отдельным участкам нефтедобычи, а комплексно, по всем направлениям. Присутствие коррозионноопасной микрофлоры и продуктов жизнедеятельности СВБ оказывает стимулирующее воздействие на протекание коррозионных процессов в нефтепромысловом оборудовании, что требует пристального внимания и применения специальных методов борьбы с этим видом коррозионного влияния.

инженерная практика

СТЕПАНОВ Сергей Геннадьевич Заместитель начальника ПТО — главный технолог ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «РН-СТАВРОПОЛЬНЕФТЕГАЗ» остав пластовых флюидов на месторождениях «РН-Ставропольнефтегаз» обуславливает высокую коррозионную активность среды и значительную скорость коррозионного процесса ГНО. Доля отказов, связанных с коррозионноагрессивной средой, с учетом негерметичности НКТ и коррозии ЭПО, сегодня приближается к 30%. Пока антикоррозионная защита НКТ охватывает незначительную часть фонда, но уже начаты работы по ее повышению. Так, в настоящее время проходят промышленные испытания ингибиторов и хромированных НКТ. Затем планируется провести ОПИ капсулированных ингибиторов и электроимпульсной защиты.

«Динамика СНО УЭЦН» «РН-Ставропольнефтегаз», 2008–2010 гг.»). Сегодня «РН-Ставропольнефтегаз» эксплуатирует 37 лицензионных участков. Средняя пластовая температура на основных месторождениях компании колеблется в пределах 127–136°С (см. «Условия эксплуатации УЭЦН на основных месторождениях «РН-Ставропольнефтегаз»). Основная нефтедобыча сосредоточена на Пушкарском м/р, средняя глубина спуска ГНО по которому составляет 2019 м. Далее по объему добычи следуют Озек-Суатское и Восточное м/р. На осложненный фонд приходится 63% скважин «РН-Ставропольнефтегаз». Среди причин осложнений преобладают мехпримеси (39%) и коррозия (22%) (см. «Основные причины осложнений фонда скважин»). На фонд, осложненный солеотложениями, приходится 20% действующих скважин, далее следуют осложнения высоким газовым фактором (13%) и АСПО (11%). Скважины с одним осложнением составляют 38% фонда, остальным присущи одновременно два и более осложнений. На фонд с двумя осложнениями приходится 20% скважин, с тремя — 4%, наконец, на скважины с четырьмя осложнениями приходится 1% фонда.

В составе действующего фонда «РН-Ставропольнефтегаз» 316 скважин, 283 из которых (90%) оборудованы УЭЦН. Остальные 10% приходятся на фонтанный фонд. МРП УЭЦН по состоянию на апрель 2010 года составил 218 суток, СНО — 210 суток (см. «Динамика МРП УЭЦН «РН-Ставропольнефтегаз», 2008–2010 гг.»;

Динамика МРП УЭЦН «РН-Ставропольнефтегаз», 2008–2010 гг.

210

150

124 128

140 146

115 119

123

март 2008

110

февраль 2008

130

150 152

136 140 127 132

143 148

175 179

154 158

162

декабрь 2008

170

159 164 161

162 168

октябрь 2008

190

191

202 206

167 169 171 173

178 183

230 232

187 191

239 237 239,6

205 196 200

211

декабрь 2009

230

216 223 220

октябрь 2009

250

235

222 219 218

224 223 224 228

План

апрель 2010

март 2010

февраль 2010

январь 2010

ноябрь 2009

сенябрь 2009

июль 2009

август 2009

июнь 2009

май 2009

апрель 2009

март 2009

январь 2009

февраль 2009

ноябрь 2008

сенябрь 2008

июль 2008

август 2008

июнь 2008

май 2008

январь 2008

апрель 2008

Факт №

6/2010 99

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Состав пластовых флюидов КАТИОНЫ (%-экв.) К

80,83

16,81

2,36

АНИОНЫ (%-экв.) Хлор

Сульфаты

Гидрокарбонаты

Карбонаты

99,56

0,08

0,36

СО2

рН

6,26

Удельный вес

1,076

Генетический тип воды

Хлор-кальциевая

ниже, чем 30Г2, а скорость коррозии стали 30Г2 в 11 раз превышает скорость коррозии стали 15хМФБЧ (см. «Скорость коррозии стали разных марок в СО2содержащей среде»). Из названных трех марок стали изготовлены НКТ, которые использует компания.

Скорость коррозии стали разных марок в СО2-содержащей среде Марка стали

Скорость коррозии, мм/год

15хМФБЧ

0,28

20С

1,6

30Г2

3,1

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ НКТ

Структура фонда обуславливает технические особенности его эксплуатации. Так, 78% скважин эксплуатируются ГНО в износостойком исполнении, 68% фонда имеют размер ЭК менее 122 мм.

СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ Согласно исследованию, проведенному Самарским ИТЦ, в пластовых флюидах месторождений компании высоко содержание углекислого газа, хлора, кальция (см. «Состав пластовых флюидов»). Такой состав обуславливает высокую коррозионную активность среды и скорость коррозионного процесса. Так, в СО2-содержащей среде скорость коррозии стали 20С в 2 раза

Общая наработка по отказавшим скважинам по состоянию на апрель 2010 года составила 156 суток (см. «Динамика отказов ЭПУ и НКТ»). При этом в начале 2010 года наблюдался значительный рост отказов по негерметичности: их число по состоянию на апрель 2010 год составило 78 суток. Среди основных причин отказов по негерметичности НКТ — промыв по телу НКТ (37%) и промыв резьбы в рабочем соединении (24%). Встречается и такая причина, как промыв обратного клапана (см. «Причины отказов по негерметичности НКТ за 2010 год»). Если распределить отказы по негерметичности по поставщикам НКТ, можно обнаружить, что большая часть отказов приходится на НКТ, поставленные ком-

Динамика СНО УЭЦН «РН-Ставропольнефтегаз», 2008–2010 гг.

130 110

122 119

127 130

133 136

123 127 131

135 140

144 143 144 145 146

166

152 151 153,5

171,7 160

151

149 150 152 153

158 161

182 186

164 167

190 194

170 172

175 177

216

210

191 192 193

196

апрель 2010

150

140 143 147

162

январь 2009

170

152 157

декабрь 2008

190

179

209

февраль 2010

210

205 197 203,5

План 100 №6/2010

Факт

март 2010

январь 2010

ноябрь 2009

декабрь 2009

октябрь 2009

август 2009

сенябрь 2009

июль 2009

май 2009

июнь 2009

апрель 2009

март 2009

февраль 2009

ноябрь 2008

октябрь 2008

сенябрь 2008

август 2008

июнь 2008

июль 2008

май 2008

март 2008

апрель 2008

январь 2008

февраль 2008

инженерная практика Физико-химические характеристики скважины № 249 Пушкарского м/р и скважины № 222 Восточного м/р Скв.

Пласт

D экв, мм

Н перф, м

Тпл, °С

Р пл, атм.

Р заб, атм.

ГФ, м3/т

Р нас, атм.

№ 249, Пушкарское м/р

08К1

122

31023100. 30963093

130

254

146

131

157

№ 222, Восточное м/р

06ЮР

119

34113408,5

139

293

176

100

История работы скважины № 249 Пушкарского м/р

панией «Нефтеремонт», — подрядчиком, который осуществляет ремонт труб РН «Ставропольнефтегаз». На «Первоуральский трубный завод» приходится 27% отказов по новой трубе, далее следует «Синарский трубный завод» — 14% отказов и «Никопольский трубный завод» — 5% отказов (см. «Структура отказов по негерметичности по поставщикам НКТ»). Таким образом, доли отказов по ремонтной и новой НКТ приблизительно равны. Но при отказе новой НКТ негерметичность наблюдается как по резьбовому соединению, так и по телу трубы, тогда как при отказе ремонтной НКТ — в основном по телу трубы, что свидетельствует о низком качестве ремонта.

ЭЦН

Дата остановки

Нсп, м

НО, сут.

Причина отказа

4.-59

05.03.2008

1750

Негерметичность НКТ

5.-125

16.05.2008

1750

R=0

5.-125

07.06.2008

1900

Негерметичность НКТ

5.-80

28.06.2008

1900

R=0

5.-79

17.05.2008

1900

100

Негерметичность НКТ

5.-79

07.07.2008

2150

R=0

5.-59

27.10.2008

2150

148

R=0

5.-60

25.12.2008

2075

Негерметичность НКТ

5.-60

23.11.2009

2100

Негерметичность НКТ

История работы скважины № 222 Восточного м/р

ФОНД УЭЦН В качестве примера рассмотрим характеристики работы отдельных скважин «РН-Ставропольнефтегаза» (см. «Физико-химические характеристики скважины № 249 Пушкарского м/р и № 222 Восточного м/р») и причины отказов по ним. История работы скважины № 249 Пушкарского м/р свидетельствует о частых отказах по негерметичности НКТ (см. «История работы скважины № 249 Пушкарского м/р»). Отказы НКТ имели место после проведения ремонтных работ — в ходе СПО выявлялась негерметичность по телу трубы, обнаружено нарушение резьбы в муфте и ниппеле.

ЭЦН

Дата остановки

Нсп, м

НО, сут.

Причина отказа

4.-50

31.02.2009

1975

Отсутствие притока

5.-44

16.03.2009

2300

Негерметичность НКТ

5.-44

22.04.2009

2300

R=0

5.-45

01.07.2009

2375

Негерметичность НКТ

5-44

20.11.2009

2375

138

Негерметичность НКТ

5.-45

10.12.2009

2369

Негерметичность НКТ

5.-45

09.01.2010

2369

Негерметичность НКТ

Условия защиты внутрискважинного оборудования в «РН-Ставропольнефтегазе» Режим СНО до ингибирования, сут.

СНО после ингибирования, сут.

205

106

258

235

153

127 — коррозия ПЭД

1200

225

142

86 — коррозия ПЭД

2293

Месторождение

№ скв.

Пласт

Тип насоса

Нсп, м

Q нефти, м3/сут.

Q жидкости, м3/сут.

Обводненность, %

Зимняя Ставка

101

08К1

5-125-1265

1334

163

Зимняя Ставка

175

07ЮР

5-80-2098

2290

Колодезное

173

04К1

5-200-958

948

Колодезное

176

04К2

5-200-1219

Восточное

222

06ЮР

5-60-1699

№

6/2010 101

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Условия эксплуатации УЭЦН на основных месторождениях «РН-Ставропольнефтегаза» Qн т/сут

Доля ЧРФ

Нд ср , м

Нсп, м

Т пл, °С 448 378 315 266

216

190

37% 26%

-940

160

126

26%

15%

22%

-914

-1018

216

-965

13%

-795

-738

-648 -932

-1262

-1819 -2019

Озек Суатское

-1694 Восточное

-1716 Правобережное

Пушкарское 134

134

-1723

Основная причина отказов скважины № 222 Восточного м/р также заключается в негерметичности НКТ (см. «История работы скважины № 222 Восточного м/р»). Но, в отличие от предыдущего случая, отказ произошел по новой НКТ. В ходе СПО была выявлена негерметичность по телу трубы.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ С ПОМОЩЬЮ ИНГИБИРОВАНИЯ На пяти скважинах «РН-Ставропольнефтегаза» в настоящее время проводится эксперимент по защите

Основные причины осложнений фонда скважин

Фонд без осложнений 37%

Мехпримеси 39%

Высокий газовый фактор 13% Соли 20%

Коррозия 22% АСПО 11%

102 №6/2010

-1553 Колодезное

-1493 Величаевское

130

129

-1585 Ачикулакское

Зимнеставское

131

137

-1512 Подсолнечное

127

138

136

внутрискважинного оборудования от коррозии, вызываемой воздействием агрессивных факторов. В скважины закачивается ингибитор коррозии МРХ, который характеризуется повышенной плотностью. Закачка ингибитора в скважины проводится в режиме постоянного дозирования в точке подачи реагента при помощи дозировочных установок УБПР, УДПХ и УДЭ. Так, закачка в скважины № 173 м/р Колодезное и № 101 м/р Зимняя Ставка проводится в режиме постоянного дозирования в точке подачи реагента при помощи дозировочных установок УБПР и УДПХ «Лозна» соответственно. Закачка в скважину № 175 м/р Зимняя Ставка производится в периодическом режиме при помощи дозировочной установки УДЭ начиная с 22 октября 2009 года в затрубное пространство в концентрации 25 г/т. Предварительные результаты эксперимента (см. «Условия защиты внутрискважинного оборудования в «РН-Ставропольнефтегазе») показывают, что ингибирование через затрубное пространство не защищает от коррозии ПЭД и протектор. При этом на м/р Зимняя Ставка достигнуто увеличение наработки на отказ более чем в 2 раза. По скважине № 222 м/р Восточное наработка на отказ оказалась меньше средней, произошел отказ по причине сквозной коррозии НКТ. Возможная причина отказа — неверно подобранная дозировка ингибитора. На сегодняшний день произведена корректировка дозировки. В целом защитный эффект по скважине № 101 м/р Зимняя Ставка составил 88%, по скважине № 173 м/р Колодезное — 89%.

инженерная практика

ПРИМЕНЕНИЕ КОРРОЗИОННОСТОЙКИХ НКТ С начала 2010 года в компании проводятся подконтрольные испытания НКТ марки 15х5МФБЧ производства компании «Первоуральский новотрубный завод». В стали, из которой изготовлены эти НКТ, содержится 5% хрома. Хром образует на поверхности оксидную, так называемую пассивирующую, пленку. Если ее удалить, она возникает вновь и препятствует процессу коррозии. На сегодняшний день эти НКТ спущены в скважину № 239 м/р Восточное. СНО до применения хромированных НКТ составляла 110 суток (за 3 года имели место 7 отказов по негерметичности НКТ). За период эксплуатации новых НКТ произошел лишь один отказ по

причине R = 0 — из-за отказа ПЭД. Комиссионный осмотр показал, что НКТ находятся в хорошем состоянии и могут быть спущены для дальнейшей эксплуатации. По состоянию на середину мая суммарная наработка НКТ составляла 106 суток.

БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ ЭПО В 2010 году произошло 96 отказов по причине снижения изоляции. Это количество распределено поровну между преждевременными и не преждевременными отказами. Из общего числа отказов с наработкой менее 180 суток 9% отказали по причине сквозной коррозии ПЭД или протектора, среди отказов с наработкой более 180 суток эта доля составляет уже 19%.

Динамика отказов ЭПУ и НКТ 100

266

265 90 80 70

226

198 179

178

200

193 175

172

156

180

167

119

118

60 58

116

8 1

228

224

218

10 6

3 20 10

сен. 09

окт. 09

40 30

дек. 09

янв. 10

0 мар. 09

апр. 09

май. 09

Отказов всего НО, общая за месяц

июн. 09

июл. 09

авг. 09

ноя. 09

фев. 10

мар. 10

апр. 10

Отказы по негерметичности НКТ НО, по негерметичности №

6/2010 103

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Причины отказов по негерметичности НКТ за 2010 год

Ожидает ком опресовки 21%

Дыры по телу НКТ 37%

Не определено 15%

Промыв резьбы в рабочем соединении 24%

Промывы ОК, СК, ОС 3%

В «РН-Ставропольнефтегаз» применяются такие методы борьбы с коррозией ЭПО, как защита кабельной линии, крепление кабельной линии и протекторная защита ПЭД. Защита кабельной линии представляет собой применение кабельных линий с коррозионностойким покрытием брони (КЕСБкП производства «Курганского кабельного завода»). Основной недостаток при эксплуатации такого кабеля — наличие внутренней коррозии свинцовой оболочки. Крепление кабельной линии подразумевает применение коррозионостойких поясов крепления, протекторов марки ПП и ПМ. Протекторная защита предполагает применение ПЭД и протекторов со специальным коррозионностойким покрытием. Основной недостаток при их эксплуатации состоит в том, что даже после проведения одного СПО неизбежно нарушается защитное покрытие, что неизбежно приводит к очаговой коррозии.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Структура отказов по негерметичности по поставщикам НКТ

Синарский трубный завод 14% Первоуральский трубный завод 27%

Никопольский трубный завод 5%

104 №6/2010

Нефтеремонт 54%

Вопрос: Сергей Геннадьевич, для фонда скважин вашей компании характерен значительный вынос мехпримесей. Оценивалось ли взаимодействие ингибиторов с мехпримесями и влияние этого процесса на эффективность работы фонда? Сергей Степанов: Такая оценка проводится в процессе ОПИ на каждой конкретной скважине, однако при подборе ингибитора и его дозировок уровень выноса мехпримесей не принимается во внимание. Вопрос: Вы упомянули о значительном количестве отказов по новым НКТ. Проходят ли они входной контроль? С.С.: Да, НКТ проходят входной контроль на соответствие ГОСТ 63080 и положению компании ОАО «НК Роснефть» «Порядок применения и эксплуатации насосно-компрессорных труб», серьезных нареканий пока не было. Надо оговориться, что выбор поставщика зависит от месторождения и особенностей скважин. Вопрос: Не сталкивались ли вы при использовании протекторов с такой проблемой, как коррозия пружинной стали? С.С.: Пока такой проблемы не было. Реплика: Как механик, хотел бы упомянуть, что сталь 20Г не может работать при коррозии в принципе. Поэтому я настоятельно советую: отказывайтесь от применения этой стали или пишите к ней свои технические требования. В вашем случае оптимальна для использования кремнистая сталь. К примеру, если вы будете использовать марку 20ХНМ, то коррозии будет в 3–4 раза меньше. С.С.: Спасибо, данный вопрос как раз прорабатывается.

инженерная практика

КРУГЛОВ Сергей Вячеславович Ведущий инженер ООО «РЕАМ-РТИ»

РАБОТА ДЕТАЛЕЙ УЭЦН С ПОЛИМЕРНЫМ ЗАЩИТНЫМ ПОКРЫТИЕМ обыча углеводородов в современных условиях сопряжена с рядом осложняющих факторов, которые приводят к преждевременному выводу насосного оборудования из эксплуатации. Значительная доля отказов по УЭЦН связана с солеотложениями и коррозией металлических изделий. Для борьбы с солеотложениями эффективны методы ингибирования через откачиваемую среду, однако содержащиеся в ингибиторах кислоты усиливают коррозию. Одновременно защитить от коррозии, сократить отложения солей и снизить содержание мехпримесей в проточных частях насосов можно посредством применения полимерных протекторных покрытий на рабочих органах УЭЦН. Мировой и отечественный опыт свидетельствует о хороших результатах использования в качестве покрытий полимерной матрицы, основанной на полифениленсульфиде.

Защита УЭЦН полимерными покрытиями широко применяется за рубежом. При выборе основы антисолевого коррозионностойкого покрытия для деталей насосных ступеней, концевых элементов и других деталей погружного насосного оборудования предпочтение в большинстве случаев отдается полимерной матрице, основанной на полифениленсульфиде (ПФС). Этот полимер производится такими компаниями, как Chevron Phillips Chemical (Ryton®), Ticona Engineering Polymers (Fortron®) и рядом других.

СВОЙСТВА ПФС-ПОКРЫТИЙ ПФС сохраняет уникальную химическую стойкость при темперетаре до 200°С и pH, равный 2–14. Этому полимеру присущи стойкость в условиях агрессивной среды, теплопроводность и теплостойкость, а также низкое водопоглощение (см. «Основные свойства ПФС»). В отечественной и зарубежной практике композиционные полимеры на основе ПФС применяются, вопервых, в самих изделиях, включая колодки муфт и

шайбы кабельных вводов, рабочие колеса центробежных насосов, направляющие аппараты центробежных насосов, защитные колпаки ПЭД, скважинные центраторы и детали газосепараторов. Во-вторых, в качестве протекторных покрытий таких изделий из металла, как рабочие ступени центробежных насосов, концевые детали насосного оборудования, входные модули насосов, детали вихревых отделителей мехпримесей, корпусные и концевые детали фильтров, корпусные детали ПЭД, НКТ и резьбы муфт НКТ, подшипники. Протекторные ПФС-покрытия изделий из металла снижают активность отложения солей, обладая высокими диэлектрическими свойствами, эффективно защищают корпусные детали ПЭД и ГЗ от коррозии, а введение твердых наполнителей обеспечивает износо- и задиростойкость. Протекторные ПФС-покрытия могут наноситься как на основе порошковых, так и на основе суспензионных композиций. При нанесении покрытий из порошковых композиций применяется трибонапыление и электростатическое напыление, а в случае покрытий из суспензионных композиций — электрофорезное осаждение и жидкоструйное напыление либо окунание, которое позволяет снизить трудоемкость и сложность процесса. Сегодня отечественные нефтедобывающие и сервисные компании не особенно широко применяют антисолевые и коррозионностойкие покрытия на основе ПФС для защиты погружного насосного оборудования в силу нескольких причин. Основное опасение состоит в том, что покрытия могут быть недостаточно стабильными, что в свою очередь не позволяет исключить риски отказов по причине снижения подачи УЭЦН из-за подслойной коррозии и отслоения покрытий. Вторая причина — высокая стоимость услуги по нанесению качественных покрытий при опытном и мелкосерийном производствах. Кроме того, многие компании отказываются от покрытий, поскольку считают, что ингибиторных технологий вполне достаточно для защиты от коррозии и солеотложения. На самом деле качество покрытия во многом зависит от предварительной подготовки поверхности. К №

6/2010 105

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Керамическая сшивающая подложка (сшивающий праймер по технологии ООО «РЕАМ-РТИ»)

W SI

Металл

Полимер

R R R HO SI O SI O SI OH O O O Водородная связь H H H H H H O O O

1 - Начало

Реакционные процессы

Завершение связи HO металл+полимер

2 - Конец

Матрица

H2O R R R SI O SI O SI OH O O O

Матрица

примеру, исключить подпленочную коррозию можно только за счет специальных технологий подготовки поверхности деталей УЭЦН. Хорошие результаты дает очистка поверхности методом пескоструйной обработки с последующим нанесением сшивающего агента — праймера с функцией коррозионной защиты между основным металлом и протекторным полимерным покрытием (см. «Керамическая сшивающая подложка»). После кипячения в модельной жидкости при температуре 120°С в течение 72 ч двух изделий — с покрытием без праймера и с покрытием с праймером — на первом образце образовалась подпленочная коррозия и отслоение, тогда как второй образец остался в неизменном состоянии.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ПФС-ПОКРЫТИЙ Мы провели испытания ПФС-покрытий совместно с компаниями «НОВОМЕТ-Пермь» и «Тюменнефтегаз».

Основные свойства ПФС Химическая формула

1/n [C6H4S]n

Краевой угол смачивания водой

Более 100°

Водопоглощение, %

до 0,02

При этом: в изделии: До 232°С (без нагрузки) Теплостойкость:

Неплохие результаты дали гидроабразивные испытания. На рабочие ступени УЭЦН было нанесено покрытие Chemlon® (торговое название порошковой композиции ПФС-покрытия компании Akzo Nobel). До проведения гидроабразивных испытаний толщина покрытия в поперечном сечении направляющего аппарата составляла 52±18 мкм, после испытаний — 40±15 мкм. Износ покрытия на большей поверхности отсутствовал или был незначительным. Полный износ покрытия наблюдался только в одном месте (см. «Покрытие Chemlon® направляющего аппарата УЭЦН до и после проведения гидроабразивных испытаний»). Покрытие рабочего колеса УЭЦН осталось после проведения гидроабразивных испытаний практически неизменным, износа не наблюдалось. Стендовые испытания рабочих ступеней с покрытиями Chemlon® показали низкую шероховатость и высокую адгезию к поверхности анализируемых изделий. Среднее значение толщины покрытия находилось в пределах 45–52 мкм. На покрытии наблюдалось слабое протекание процессов солеотложения, а износ покрытия внутренней стенки направляющего аппарата начинался на участке, где поток жидкости, выходящий из проточных каналов рабочего колеса, резко меняет свое направление с радиального на осевое, из-за чего скорость потока увеличивается до 0,4 мкм/сут., и износ происходит менее чем за четыре месяца работы в скважине. В других местах покрытие не изнашивается или изнашивается незначительно (см. «Результаты стендовых испытаний рабочих ступеней с ПФС-покрытиями Chemlon®»).

в покрытии на металле До 280°С Прочность при растяжении, МПа

Удлинение при разрушении, %

2 (7)

Прочность при сжатии, МПа

165

Теплопроводность, Вт/м*К

0,3

Коэффициент термического расширения

0,45 10-4/K

Диэлектрическая прочность, кВ/мм

Цвет

От светлого палевого до черного

106 №6/2010

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОДКОНТРОЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН НА КОЛЬЧИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Подконтрольная эксплуатация УЭЦН с ПФС-покрытием проходила на Кольчинском м/р (куст 2, скважина 340). Наработка УЭЦН составляла 933 суток, в период эксплуатации скважина не подвергалась химическим обработкам. Подбор скважины, разработку и согласование программы с поставщиками оборудования, а

инженерная практика Покрытие Chemlon® направляющего аппарата УЭЦН до и после проведения гидроабразивных испытаний Поперечное сечение направляющего аппарата до проведения гидроабразивных испытаний. Толщина покрытия: 52±18 мкм

Поперечное сечение направляющего аппарата после проведения гидроабразивных испытаний. Толщина покрытия: 40±15 мкм

45(1) мкм

37(1) мкм

29 мкм

34 мкм

58(2) мкм 41 мкм

57 мкм 76 мкм 47 мкм

27(3) мкм

35 мкм

64 мкм

38 мкм 75(4) мкм

также анализ результатов эксплуатации УЭЦН с ПФСпокрытием осуществляла компания «Тюменнефтегаз». Применялись два состава ПФС-покрытия: чистый ПФС и ПФС с наполнителями. Результаты разборки ЭЦН-50-2100 после подконтрольной эксплуатации без использования ПФС-покрытий показали наличие соли в головке насоса — солью были забиты первые 10 ступеней в верхней секции насоса с непокрытыми рабочими колесами (см. «Результаты разборки ЭЦН-502100 после подконтрольной эксплуатации без ПФСпокрытия»). Результаты разбора ЭЦН–50-2100 с рабочими колесами с применением покрытий из ПФС и из специальной композиции на основе ПФС после подконтрольной эксплуатации показывают, что в случае применения ПФС без добавок (состав № 1) имели место подпленочная коррозия и отслоение покрытия. На колесах с покрытием, которое было изготовлено из специальной композиции на основе ПФС (состав № 2), отложение солей и отслоение покрытия отсутствуют. Наблюдается высокая адгезия покрытия и поверхности изделия (см. «Результаты разборки ЭЦН-50-2100 после подконтрольной эксплуатации с ПФС-покрытием и с покрытием из специальной композиции на основе ПФС»). В верхней части насоса отложение солей на полимерных рабочих колесах из ПФС незначительно, в средней и нижней секциях насоса отложения отсутствуют (см. «Состояние верхней, средней и нижней частей ЭЦН–50-2100 после подконтрольной эксплуатации с использованием ПФС-покрытий»). По заключению технической комиссии ОАО «Тюменнефтегаз» (Акт № 459 ТК от 17.03.2009), причиной отказа установки стало снижение подачи в результате

24 мкм 21(3) мкм

33(2) мкм 52 мкм 21 мкм

41 мкм

22 мкм 31(4) мкм

0 мкм

солеотложений и засорения проточных каналов рабочих ступеней мехпримесями, а также отслоившимся покрытием состава № 1. Исходя из сравнения эффективности покрытий, техническая комиссия считает целесообразным использование рабочих колес из материала «Райтон» и направляющих аппаратов с покрытием № 2 на основе ПФС.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОДКОНТРОЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН НА РОДИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Подконтрольная эксплуатация УЭЦН с применением ПФС-покрытий также проводилась на Родинском месторождении ОАО «Оренбургнефть». Наработка УЭЦН составила 149 суток, в период эксплуатации скважина не подвергалась химическим обработкам. Антисолевое ПФС-покрытие было нанесено на ремонтные ступени. Результаты разборки ЭЦН–5-50-1790 после подконтрольной эксплуатации выявили наличие соли на непокрытых поверхностях НА, тогда как солевых отложений на рабочих поверхностях РК и НА обнаружено не было. Также при разборе насоса были выявлены посторонние предметы занесенные вместе с пластовой жидкостью на вход первой ступени нижней секции УЭЦН, что и стало причиной снижения подачи УЭЦН — ГТМ и причиной последующего подъема оборудования. Солеотложений на праймере обнаружено не было, но в верхней секции верхней ступени УЭЦН имели место мехпримеси размером 0,5–0,8 мм, а на направляющих аппарата (НА) нижних секций наблюдалось отслоение ПФС-покрытия (см. «Результаты разборки ЭЦН– 5-50-1790 после подконтрольной эксплуатации №

6/2010 107

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Состояние покрытия на поверхностях: а — после 15 ч (аналогично 4 месяцам работы в скважине); б — после 20 ч (7 месяцев); в — после 25 ч испытаний (10 месяцев работы в скважине)

с нанесением антисолевого ПФС-покрытия на ремонтные ступени»). Причина отслоения ПФС-покрытия, на наш взгляд, состоит в том, что покрытию подвергались б/у детали, притом, что мы не были информированы об этом и проводили обработку по стандартной схеме, тогда как при работе с б/у деталями требуется особая технология. В частности, оксидные пленки на б/у деталях невозможно удалить одной только пескоструйной обработкой — для этого следует применять дополнительную химическую обработку. Кроме того, был еще один нюанс, который мог стать причиной отслоения ПФС-покрытия. Колеса УЭЦН для «Оренбургнефти» покрывались целиком, включая проточные каналы. Но затем покрытие было частично содрано, что нарушило его герметичность. Поэтому отслоение прошло по периферии проточной замковой части. При этом праймер для сцепления в подложке с

ПФС-покрытием сохранил свойства гидрофобности покрытия, поэтому даже на содранном участке солевых отложений обнаружено не было. По мнению технической комиссии, возможной причиной отслоения ПФС-покрытия на ряде направляющих аппаратов могла стать механическая зачистка замковой части НА, то есть нарушение целостности антисолевого ПФС – покрытия. В целях получения дополнительной информации о работоспособности полимерных покрытий техническая комиссия допускает РК и НА с ненарушенным полимерным покрытием к повторной сборке и подконтрольной эксплуатации.

НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ Среди новых разработок компании можно выделить три основных направления.

Покрытие Chemlon® на рабочем колесе УЭЦН до и после проведения гидроабразивных испытаний Поперечное сечение рабочего колеса после проведения гидроабразивных испытаний. Толщина покрытия: 45±20 мкм

Поперечное сечение рабочего колеса до проведения гидроабразивных испытаний. Толщина покрытия: 45±20 мкм 52 мкм 21 мкм 36(3) мкм 70(4) мкм

55(2) мкм

53(4) мкм

34 мкм

45(3) мкм

60 мкм

46 мкм

53 мкм 42 мкм

19 мкм 72 мкм

54 мкм

49(1) мкм

21 мкм

9 мкм 41 мкм

75 мкм

108 №6/2010

55(2) мкм

43(1) мкм

52 мкм 92 мкм

16 мкм

12 мкм 42 мкм

18 мкм

инженерная практика Соль на непокрытых внешних поверхностях НА

Во-первых, создание ПФС-покрытий, ближайшим аналогом которых служит покрытие Centrilift ARMORTM, в полимерную матрицу которого вносятся частицы карбида титана (TiC). В частности, планируется производить абразивостойкие покрытия для защиты рабочих ступеней УЭЦН. Твердость таких покрытий составит 312 HV при разбросе показателя в пределах 223–359 HV. Кроме того, мы предполагаем начать производство задиростойких покрытий для защиты корпусных деталей. Они разработаны как с использованием карбидов титана TiC (твердость TiC > 3000 HV), так и с корундом α-Al2O3 (твердость α-Al2O3 — 9 единиц по Моосу). На сегодняшний день в компании уже созданы композиции со сфероидными частицами модифицированного карбида титана TiC и оксидов алюминия Al2O3, которые предназначены прежде всего для корпусных деталей погружного оборудования. Один из вариантов такого покрытия прошел подконтрольную эксплуатацию в ОАО «Сургутнефтегаз». Кроме того, созданы специальные композиции для покрытия резьбы муфт НКТ, которые в настоящее время проходят подконтрольную эксплуатацию в ОАО «Татнефть». Вторая группа — решения для комплексной защиты НКТ. Предполагается, что для защиты резьбы и герметизации будет применяться полимерный (PPS) или нанокомпозитный полимер. Для защиты внутренней поверхности НКТ будет использоваться PPS, для защиты внешней поверхности — лазерно-плазменное нанесение металлокерамического покрытия или керамополимерное покрытие PPS. Внешняя поверхность НКТ будет защищена задиростойким покрытием. И, наконец, ремонтные технологии покрытий на основе суспензий ПФС. Ремонт будет включать зачистку поверхности, нанесение ПФС-суспензии и ее полимеризацию. Плюс такого ремонта состоит в его простоте, позволяющей проводить его в полевых условиях: полимеризация покрытия может быть произведена обычной газовой горелкой. Сейчас в компании решаются проблемы обеспечения высокой адгезии полимерных покрытий на ремонтируемые рабочие органы УЭЦН, что в будущем, на

Солевых отложений на рабочих поверхностях РК и НА не обнаружено

наш взгляд, позволит создать участки полимерных покрытий на сервисных базах по ремонту погружного оборудования. Очевидно, что объем дальнейшего внедрения ПФСпокрытий определяется целым рядом условий — остротой проблемы, которая устраняется предложенным технологическим решением, доказанной эффективностью решения, стоимостью решения для потребителей. В настоящее время стоимость ПФС для рабочих ступеней в случае опытной мелкосерийной партии составляет 420 руб./ступень, но в случае массового производства (более 50 тыс. шт./год) — снижается до 200 руб. Стоимость промышленного ПФС-покрытия для поверхности корпусов УЭЦН находится в районе 150 руб./дм2, ремонтного покрытия — 250 руб./дм2. Сегодня мы предлагаем нефтяным компаниям расширить практику отбора решений проблем при эксплуатации оборудования в осложненном фонде скважин на конкурсной основе. Мы подтверждаем готовность к сотрудничеству при реализации программ конкурсных испытаний в рамках подконтрольной эксплуатации.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Реплика: Хотелось бы заметить, что объем подконтрольной эксплуатации данной технологии явно недостаточен для того, чтобы делать вывод о целесообразности ее внедрения. Чтобы технические специалисты могли по достоинству оценить эффективность той или иной технологии, определить частоту отказов, применив метод вероятности, следует показать наработку до и после внедрения технологии. Это замечание касается вообще всех попыток причислить технологию к категории эффективных, испытав ее на 1–2 скважинах. Сергей Круглов: Отчасти вы правы, но надо учитывать, что промышленное применение технологии начинается с подконтрольной эксплуатации, где по определению не может быть больших объемов внедрения. Со временем объемы внедрения, конечно, будут расти и информации будет больше. Вопрос: В случае подконтрольной эксплуатации УЭЦН на Родинском месторождении мы увидели относительно небольшую наработку. При этом отказ не был связан с солевыми отложениями. Хотелось бы узнать, имели ли место солеотложения до нанесения ПФС-покрытий? С.К.: Да, ранее отложения солей наблюдались. Нанесенное позже ПФС-покрытие выполнило антисолевые функции и функции коррозионной защиты. №

6/2010 109

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ЛУРЬЕ Александр Зямович Коммерческий директор ООО «Технологические системы защитных покрытий» («ТСЗП»)

ПРАКТИКА И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ НА КОРПУСНЫХ ДЕТАЛЯХ И УЗЛАХ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ орпусные детали и узлы погружных центробежных насосов постоянно находятся под воздействием выноса механических примесей, разрушительной активности пластовых жидкостей, высокой обводненности, солеотложений, повышенной температуры и образования гальванопар. Все это ведет к коррозионному электрохимическому разрушению материалов (см. «Коррозионное разрушение УЭЦН»). Из-за продолжающегося ухудшения условий добычи нефти на месторождениях проблемы коррозии постоянно обостряются, что требует совершенствования способов повышения антикоррозионных свойств и износостойкости узлов УЭЦН. На сегодняшний день компании применяют различные методы защиты от коррозии: введение ингибиторов в пластовую жидкость, замена материалов и узлов на новые, нанесение защитных покрытий и пропиток. Наиболее популярными и действенными антикоррозионными средствами остаются металлические и протекторные покрытия, а актуальным направлением их совершенствования выступает оптимизация состава, структуры и технологии нанесения.

Коррозионное разрушение УЭЦН

110 №6/2010

Сегодня проблема коррозионного разрушения корпусных деталей и узлов погружных центробежных насосов решается различными методами. Во-первых, введением в пластовую жидкость ингибиторов коррозии, которые способствуют пассивации поверхности основного металла узлов УЭЦН, то есть образованию тонкой пленки оксидов, препятствующей разрушению основного материала. Во-вторых, заменой материалов узлов и корпусных деталей УЭЦН на новые материалы, обладающие более высокой коррозионной стойкостью. В-третьих, нанесением коррозионностойких металлических защитных покрытий методом высокоскоростного газопламенного напыления на основе железа. Использование легирующих элементов в напыляемых материалах увеличивает износостойкость и коррозионную стойкость, дает возможность уменьшить пористость, что повышает прочностные свойства материалов и минимизирует подпленочную коррозию. В-четвертых, нанесением металлических антикоррозионных покрытий методом электродуговой металлизации. При этом возникает значительная пористость, что требует дополнительной защиты толстым слоем вязкой пропитки. Наконец, в-пятых, применением пропиток, в том числе включающих фторосодержащие ПАВ, которые

инженерная практика Схема электрохимического процесса при механическом повреждении металлического покрытия Электролит окисление АНОДА Fe2+

Fe2+

( – )A

Men+

Me - ne

Металлическое покрытие для защиты от коррозии основы 2eFe

КАТОД

2e-

2e- + Fe2+

АНОД Основной материал узлов УЭЦН

ЗАЩИТНЫЕ МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И ПРОТЕКТОРНЫЕ ПОКРЫТИЯ Нанесенные на наружные поверхности корпусных деталей и узлов УЭЦН металлические покрытия на основе железа с добавлением легирующих элементов (хрома, никеля, кремния, молибдена, бора и углерода, которые имеют более положительный электродный потенциал, чем потенциал основного металла корпуса УЭЦН) являются хорошей защитой от коррозии, но лишь до тех пор, пока в покрытии отсутствуют механические повреждения. Если при монтаже УЭЦН или СПО происходит повреждение, образуется гальваническая пара: металлическое покрытие становится катодом по отношению к корпусу, корпус ЭЦН — анодом. Начинается процесс электрохимической коррозии между покрытием и материалом корпуса, что приводит к подпленочной коррозии защищаемого корпуса ЭЦН и к коррозии обсадной трубы. В процессе электрохимической коррозии основной материал корпуса окисляется, распадаясь на положительно заряженные ионы, в электролит — пластовую жидкость и электроны (см. «Схема процесса электрохимической коррозии на корпусе УЭЦН при механическом повреждении металлического покрытия»), анодкорпус растворяется.

Разность электрохимических потенциалов между корпусом и применяемыми защитными покрытиями Монель – корпус Металлическое покрытие 08Х18Н10Т – корпус Разница электрохимических потенциалов

обеспечивают дополнительную коррозионную защиту и защиту теневых зон. Все перечисленные способы, применяемые для защиты от коррозии узлов УЭЦН, имеют свои недостатки. Так, ингибиторы коррозии действуют ограниченное время. Замена материала узлов и корпусных деталей ЭЦН на новый, например, на нержавеющую сталь, — весьма дорогостоящее мероприятие, которое к тому же оставляет нерешенной проблему коррозии обсадной колонны и колонны НКТ. Пропитывающие материалы, которые используются при защите покрытия, нанесенного электродуговой металлизацией, действуют как теплозащита узлов УЭЦН, вызывая перегрев деталей, что неблагоприятно сказывается на работе всей установки.

Металлическое покрытие (Cr, Ni, Si, Mo и C) – корпус Металлическое покрытие (Cr, Ni, Si, B и C) – корпус

Пары электрохимических контактов

Избыточные электроны перетекают к катодному участку — металлическому покрытию. Для решения проблемы подпленочной коррозии корпусных деталей и узлов УЭЦН обычно применяется электрохимическая защита. Она подразумевает нанесение протекторного (анодного) покрытия (Al, Zn, Mg или их сплавов) на металлическое, имеющее электродный потенциал более отрицательный, чем потенциал металлического покрытия, основного материала корпуса УЭЦН и обсадной трубы (см. «Разность электрохимических потенциалов между корпусом и применяемыми защитными покрытиями»). Однако в случае механических повреждений при монтаже корпусов УЭЦН начинается электрохимическая коррозия между протекторным и металлическим покрытием (см. «Схема процесса электрохимической коррозии на корпусе УЭЦН при механическом повреждении металлического и протекторного покрытий»). Если покрытие нарушается, образуется гальваническая пара между алюминиевым или цинковым покрытием, которое становится анодом, и металлическим покрытием или основным металлом корпуса УЭЦН, который становится катодом по отношению к протекторному покрытию. В данном процессе разрушается протекторное покрытие, сохраняя основной материал корпусных деталей и узлов УЭЦН, на которых происходят №

6/2010 111

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Схема электродуговой металлизации Вторая подача воздуха Контактные трубки

Покрытие

+VE

Проволока Первая подача воздуха

-VE Контактные трубки

Поток расплавленных частиц

Проволока

Схема процесса электрохимической коррозии на корпусе УЭЦН при механическом повреждении металлического и протекторного покрытий Электролит растворение АНОДА Электролит

ne- + Men+

Протекторное АНОД АНОД покрытие Металлическое покрытие для КАТОД Металлическое защитное покрытие КАТОД защиты от коррозии основы Протекторное Men+ покрытие Men- ne-

КАТОД Восстановление КАТОДА

ЭЛЕКТРОДУГОВАЯ МЕТАЛЛИЗАЦИЯ

Основной материал узлов УЭЦН

восстановительные процессы. Их коррозия начнется после того, как протекторное покрытие полностью прокорродирует. Протекторные покрытия на основе сплавов цинка и алюминия остаются стойкими к морской воде в течение 10–60 лет и обладают эффектом «самозарастания» трещин, царапин. Для сравнения лакокрасочные покрытия (ЛКП) обеспечивают стойкость в морской воде не более трех лет, к тому же при их применении в морской среде в микропорах развиваются бактерии, что приводит к образованию язвенной коррозии стального корпуса.

Схема высокоскоростного напыления Покрытие

Кислород Порошок Топливо

Охлаждение водой

112 №6/2010

Сегодня металлические и протекторные покрытия остаются эффективными методами в борьбе с коррозией, а одним из актуальных направлений их совершенствования выступает оптимизация состава, структуры и технологии нанесения. Работы в этом направлении ведутся несколькими организациями, в частности «ТСЗП» совместно с ВНИИГАЗом и кафедрой электрохимии МГУ им. Ломоносова. Эти работы позволят подбирать наиболее подходящий вариант покрытия для каждого конкретного месторождения с учетом особенностей его эксплуатации.

Газотермическое напыление (ГТН) представляет собой процесс нагрева, диспергирования и переноса активированных частиц распыляемого материала газовым потоком и формирования на подложке компактного слоя. Для получения этого покрытия применяются высокоскоростной, плазменный, газопламенный методы, метод газопламенной наплавки и электродуговая металлизация. Электродуговая металлизация (см. «Схема электродуговой металлизации») дает возможность получить покрытия на больших площадях, так как эффективный КПД распылителя достигает 70–90% — самый высокий показатель среди способов ГТН. С помощью этого метода создаются покрытия на основе Al, Zn, ZnAl, Cu, Fe. В настоящее время электродуговая металлизация используется для защиты оборудования, производимого на заводах «Борец», «Новомет», «Ойлпамп Сервис», «Алнас» и др. Электродуговое металлизационное напыление с использованием нержавеющей стали и монели имеет прочность сцепления 15–35 МПа, пористость — 5–10%, микротвердость — 150–330 HV. Причем нержавеющая сталь чаще наносится в России, тогда как на Западе более популярны монельные покрытия, которые отличаются сравнительно более высокой пористостью и потому нуждаются в специальной пропитке для предотвращения подпленочной коррозии. Электродуговое металлизационное напыление с использованием цинка, алюминия и их сплавов имеет

инженерная практика Электродуговое металлизационное напыление Цинк-алюминиевогопокрытия ZnAl (85/15)

прочность сцепления 70–80 МПа, пористость — 10– 20%, микротвердость — 35–50 HV (см. «Электродуговое металлизационное напыление»).

ВЫСОКОСКОРОСТНОЕ НАПЫЛЕНИЕ Высокоскоростное напыление подразумевает использование сверхзвукового потока материалов, что позволяет получать покрытия с максимально возможными для газотермических методов адгезионными и когезионными характеристиками (см. «Схема высокоскоростного напыления»). Частицы порошка имеют размер 30–50 мкм. Такое покрытие можно рассматривать как альтернативу гальваническим и вакуумным методам нанесения покрытий. Высокоскоростное напыление применяется для восстановления изношенных, а также упрочнения новых металлических поверхностей, требующих высоких износостойкости и плотности. Надо отметить, что данная технология пока не позволяет обеспечить защиту внутренней поверхности НКТ, которая была бы приемлема для заказчика с экономической точки зрения. Несмотря на то, что со стороны заказчиков ощущается интерес к данной технологии, действенных способов снизить ее стоимость до приемлемых экономических характеристик не просматривается. Сегодня высокоскоростное напыление применяется для защиты некоторых деталей самолетов пятого поколения — с этой целью используется сложная высокотехнологичная плазменная установка, позволяющая наносить покрытие на внутреннюю поверхность трубы диаметром 60 см и длиной 1,5 м. Стоимость покрытия при этом составляет 250 евро за квадратный дециметр. Если обработать таким способом 2 км внутренней поверхности НКТ, то труба будет практически золотой. Нанесенные способом высокоскоростного напыления нержавеющие сплавы на основе железа имеют микротвердость 500–800 НV и прочность сцепления 70–80 МПа. Сплавы на основе никеля имеют пористость не более 2%, микротвердость — до 820 HV, прочность сцепления — 70–80 МПа. Пористость твер-

Алюминиево-магниевого покрытия AlMg5

дых сплавов также находится в пределах 2% при микротвердости 900–1200 НV и прочности сцепления более 80 МПа. Таким образом, покрытия, нанесенные с помощью высокоскоростного напыления, отличаются более высокими качественными характеристиками по сравнению с таковыми, нанесенными методом электродуговой металлизации (см. «Характеристика методов нанесения покрытий, используемых при защите корпусов УЭЦН»). Особенно важна низкая пористость, поскольку в этом случае не требуется дополнительной пропитки. Стоимость покрытий, нанесенных с помощью электродуговой металлизации, за счет большего расхода материала выше по сравнению с таковыми, нанесенными посредством высокоскоростного напыления. При этом оборудование, которое применяется для высокоскоростного напыления, стоит в десятки

Принципиальная схема нанесения газотермических наноструктурированных покрытий Суспензия А

Топливо и кислород

Подача материала Питающий механизм

Высокоскоростная горелка Водяное охлаждение

№

6/2010 113

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Характеристика методов нанесения покрытий, используемых при защите корпусов УЭЦН Высокоскоростное напыление

Электродуговая металлизация

Пористость, %

<0,5

5–10

Подпленочная коррозия

Нет

Да

Толщина слоя, мкм

150

300 и более

Защита от износа

Высокая

Низкая

Цена

Ниже

Выше

Локальный ремонт

Да

Нет

Пропитка эпоксидными смолами

Не обязательна

Требуется

раз дороже оборудования для электродуговой металлизации. Использование покрытий, наносимых с помощью электродуговой металлизации и высокоскоростного напыления, позволяет значительно продвинуться в решении проблем коррозии УЭЦН, но, увы, не решает эту проблему полностью.

НАНОСТРУКТУРИРОВАННЫЕ ПОКРЫТИЯ Наноструктурированные покрытия превосходят микроструктурированные по прочности, адгезии, коррозионно-, термо- и износостойкости. При использовании нанопокрытий появляется возможность достичь минимальной пористости структуры покрытия, близкой к компактному состоянию исходного материала, а также увеличить прочностные характеристики покрытий по сравнению с характеристиками покрытий, получаемых стандартными методами ГТН. Их применение способно увеличить ресурс работы деталей за счет улучшения эксплуатационных свойств, повысить надежность изделий, снизить затраты на ремонт, сократить сроки простоя оборудования в ремонте. Сегодня наноструктурированные покрытия используются в основном в авиастроении и атомной промышленности, тогда как в нефтяной промышленности их применение минимально. Но в обозримом 114 №6/2010

будущем ситуация может измениться, учитывая активность разработчиков технологий в этом направлении. В частности, совместный проект «ТСЗП» и РОСНАНО (соответствующий контракт между двумя компаниями подписан 25 июня 2010 года) предусматривает производство многофункциональных наноструктурированных покрытий методами ГТН (см. «Принципиальная схема нанесения газотермических наноструктурированных покрытий»). В рамках проекта планируется создание сети инновационных производственных центров, предлагающих комплексные решения по нанесению многофункциональных нанопокрытий для восстановления и продления сроков работы оборудования различных отраслей промышленности, включая ТЭК. В Москве на территории «ТСЗП» будет создан единый инжиниринговый центр для разработки новых наноструктурированных защитных покрытий, технологий и оборудования для их нанесения. В Санкт-Петербурге, Сургуте, Перми, Уфе и Курске будут располагаться региональные центры, оборудованные для выполнения задач «под заказчика». Планируется создание технологий нанесения наноструктурированных покрытий, в том числе термобарьерных, износостойких, коррозионностойких, электроизоляционных, сверхпроводящих композиционных. С точки зрения возможностей использования наноструктурированных покрытий в нефтяной промышленности можно выделить несколько перспективных направлений. Во-первых, пары трения с антифрикционными покрытиями. Их использование позволяет в 2–3 раза снизить коэффициенты трения, что способствует повышению КПД, снижению температуры, уменьшению отложения солей. Во-вторых, замена нирезиста на тонкие покрытия, обеспечивающие высокую стойкость к гидроабразивному износу. Специальные покрытия предотвращают солеотложения. В-третьих, защита от гидроабразивного износа гильзы газосепаратора УЭЦН. Кроме того, нанопокрытия могут использоваться для защиты буровых долот, винтов и валов винтовых забойных двигателей, деталей турбобуров и т.д.

инженерная практика

ШАЙДАКОВ Владимир Владимирович Директор ООО «Инжиниринговая компания “ИНКОМП-нефть”», д.т.н.

ЧЕРНОВА Катерина Владимировна Заместитель директора ООО «Инжиниринговая компания “ИНКОМП-нефть”», к.т.н.

БАГАУТДИНОВ Динар Сахибзянович Аспирант НПФ «Геофизика»

КАТРИЧ Николай Михайлович ОАО «Славнефть — Мегионнефтегаз»

КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ ействие большинства ингибиторов коррозии основано на образовании ими защитной пленки на поверхности металла. Пока пленка остается целостной, металл находится под защитой. Но практически во всех перекачиваемых средах в том или ином количестве содержатся мехпримеси, которые, действуя как абразив, эту пленку повреждают, в результате чего поверхность металла начинает корродировать (см. «Влияние мехпримесей на действие ингибитора коррозии»). Ни замена ингибитора на более качественный, ни увеличение его дозировки, ни совершенствование технологии его подачи в этой ситуации не способны усилить антикоррозионную защиту металла. Эту проблему можно решить лишь комплексно, объединив подбор оборудования, технологию ингибирования и борьбу с механическими примесями.

В ходе проведенных нами исследований два образца с защитной пленкой полисульфидов железа и без нее, были помещены в коррозионную среду с большим количеством мехпримесей – внутрь действующего трубопровода. Когда мы извлекли образцы, то увидели, что они подверглись коррозионному износу практически в равной степени (см. «Коррозионное разрушение образцов-свидетелей»). Из этого следует, что ингибитор не способен защитить металл от коррозии в условиях выноса мехпримесей. На основании проведенных далее опытов мы определили зависимость скорости коррозии от уровня содержания мехпримесей. При этом было отмечено, что при увеличении содержания мехпримесей скорость коррозии гораздо выше у образца, расположенного по нижней образующей (см. «Зависимость скорости коррозии от концентрации мехпримесей»). Измерение уровня мехпримесей проводилось с помощью специального запатентованного устройства, которое монтируется в действующем трубопроводе (см.

«Устройство и способ определения количества ферромагнитных частиц в потоке жидкости (патент № 2349900)»). В устройстве есть фильтрующий элемент, который взвешивается перед началом работы устройства и после изъятия из него. На основе весовой разницы можно вычислить количество ферромагнитных частиц, которые содержатся в жидкости, а также провести исследование их гранулометрического состава.

СОСТАВ МЕХПРИМЕСЕЙ В нашем случае основная часть мехпримесей приходится на небольшие частицы, размер которых не превышает 50 мкм (см. «Гранулометрический состав механических примесей»). При этом концентрация мелких частиц особенно велика по боковой и верхней образующим, что объясняется низкой скоростью их оседания. Несмотря на небольшой размер, абразивное воздействие частиц весьма заметно, а вклад, который они вносят в коррозионное разрушение, сопоставим с таковым крупных частиц.

МАГНИТНАЯ КОАГУЛЯЦИЯ Мехпримеси представляют собой не только породообразующий компонент, но и продукт коррозии.

Магнитная восприимчивость ряда соединений Соединение

Магнитная восприимчивость, ед. СИ

Магнетит Fe3O4 (FeO·Fe2O3)

3,024–6,360

Маггемит Fe2O3

2,350–2,970

Моноклинный пирротин Fe7S8

0,029–0,262

Мартит Fe2O3

–

Иоцит FeO

0,043

Гематит Fe2O3

0,019

Троилит FeS

0,005

Лимонит Fe2O3·H2O

(0,520–0,789)×10-3

Пирит FeS2

(0,428–0,504)×10-4 №

6/2010 115

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования Влияние мехпримесей на действие ингибитора коррозии

Коррозионное разрушение образцов-свидетелей

Fe2+

( – )A

Me - ne

КАТОД

2e-

2e- + Fe2+

Men+

Металлическое покрытие для защиты от коррозии основы 2e-

АНОД Основной материал узлов УЭЦН

Зависимость скорости коррозии от концентрации мехпримесей 1,6 Средняя по образцу–свидетелю

1,4

Скорость коррозии, мм/год

По нижней образующей образца–свидетеля 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

32,6

37,4

37,5

37,6

94,8

103

105

Средняя концентрация механических примесей, мг/л

Устройство и способ определения количества ферромагнитных частиц в потоке жидкости (патент № 2349900)

116

№

6/2010

Коррозионно-эрозионный износ металла

Электролит окисление АНОДА

Образцы без пленки (1) и с фазовой пленкой полисульфидов железа (2)

После подъема из скважины, они, превращаясь в комбинацию из кристаллов солей, частиц проппанта, породообразующего компонента и продуктов коррозии, проходят дальше по наружной трубопроводной системе. Некоторым частицам присуща определенная магнитная восприимчивость, в связи с чем они могут улавливаться магнитным полем (см. «Магнитная восприимчивость ряда соединений»). На основе проведенных опытов и расчетов можно представить следующую схему магнитной коагуляции. На пути движения ферромагнитных частиц устанавливается магнитная система, к поверхности которой они прилипают (см. «Принцип магнитной коагуляции ферромагнитных частиц»). На поверхности магнита частицы конгломерируют, укрупняясь примерно в 10 раз – с 10 до 100 мкм. Крупные частицы могут быть уловлены фильтром самой простой конструкции. В содержащей мехпримеси воде почти всегда присутствуют и углеводороды, действующие как связующий компонент. Мы провели эксперимент, который позволил изучить влияние связующего компонента на эффективность магнитной коагуляции. Был смонтирован стенд, на котором моделировались различные режимы потоков жидкости с мехпримесями, роль которых выполняли металлические опилки. Сначала проводилась перекачка жидкости без связующего компонента, затем был добавлен компонент в виде машинного масла. Сравнив результаты, мы обнаружили, что во втором случае коагуляция проходит в несколько раз интенсивнее – конгломератов значительно больше, и они крупнее в размерах (см. «Влияние связующего компонента на коагуляцию»). Таким образом, присутствие нефтепродуктов в подтоварной воде, которое традиционно считается осложняющим фактором при нефтедобыче, в данном случае способствует удалению мехпримесей. Устройство для удаления ферромагнитных частиц представляет собой смонтированные в трубе пластины с магнитной системой (см. «Устройство для удаления ферромагнитных частиц из потока жидкости или газа (патент № 71976)»). Такие устройства мон-

инженерная практика Влияние связующего компонента на коагуляцию

Ферромагнитные частицы на магните без связующего компонента

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Катерина Владимировна, вы упомянули о том, что на стендовых испытаниях использовались металлические опилки как аналог мехпримесей. Будет ли на практике работать метод магнитной коагуляции, если учесть, что мехпримеси далеко не всегда имеют исключительно металлическую природу? К.Ч.: Мехпримеси в большинстве случаев содержат до 50% продуктов коррозии, которые представлены разными соединениями железа – оксидами, сульфидами – имеющими различную магнитную восприимчивость. Реплика: И все-таки эффективность этой технологии ограничена составом мехпримесей. К примеру, если 30% состава приходится на оксиды железа и кристаллы солей, а 70% – на вынос кварца, то эффект применения магнитной коагуляции, согласитесь, будет равен нулю.

Ферромагнитные частицы на магните со связующим компонентом

Ферромагнитные частицы в воде после срыва с магнитной поверхности без связующего компонента

Ферромагнитные частицы в воде после срыва с магнитной поверхности со связующим компонентом

Гранулометрический состав механических примесей 60

Содержание частиц, % (масс.)

Ферромагнитные частицы

Нижняя образующая

Верхняя образующая

Боковая образующая

Всего

40 30 20 10 0

Вопрос: Каким образом была рассчитана зависимость скорости коррозии от концентрации мехпримесей? В частности, какие были взяты скорости потока, учитывалась ли твердость, абразивность мехпримесей? К.Ч.: Нет, абразивные свойства и твердостные характеристики мехпримесей в этом случае не учитывались. Скорость коррозии рассчитывалась по потере массы образца и соотносилась лишь с местонахождением образца-свидетеля. Вопрос: Вы упомянули о способности магнитного поля замедлять коррозию. А проводились ли исследования влияния электростатического поля на скорость коррозии? К.Ч.: Пока такие исследования не проводились. Мы решили начать с магнитных полей, генерирование которых не требует электропитания. Возможно, изучение воздействия электростатического поля на коррозию станет следующим этапом наших исследований.

Менее 10

10–50

50–100

100–200

Размер частиц, мкм

тируются на участках после прохождения жидкости через резервуар, а вслед за ними ставятся фильтры глубокой очистки. Эти устройства уже работают в «Башнефти» и успели показать неплохие результаты (см. «Коагулятор и фильтры, смонтированные в «Башнефть-Уфа»). После прохождения через фильтры вода направляется на БКНС. Содержание мехпримесей и нефте-

Принцип магнитной коагуляции ферромагнитных частиц

Вопрос: Скажите, подвержены ли коррозии магниты, которые применяются для магнитной коагуляции? К.Ч.: Магниты подвержены разрушению даже в большей степени, чем металл НКТ, поэтому они покрывались специальной антикоррозионной композицией. Вопрос: Можно ли считать повышение эффективности действия ингибитора посредством магнитной обработки гарантированным для всех скважин без исключения? К.Ч.: Я бы не стала этого гарантировать, ведь магнитная обработка влияет скорее на свойства воды, нежели ингибитора. При этом способность магнитного поля усиливать действие ингибитора уже принимается во внимание производителями реагентов. Так, «Когалымский завод химреагентов» разработал специальный ингибитор, который рекомендуется к использованию именно в сочетании с магнитным полем. №

6/2010 117

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

Устройство для удаления ферромагнитных частиц из потока жидкости или газа (патент № 71976)

dn hпл

hм

Магнит Пластина

Коагулятор и фильтры, смонтированные в «Башнефть-Уфа» 0,25 м с РВС №1,3,4 ∅ 219

1,1 м

1,0 м

∅ 159

УФКЧ

ПО–2

ФГ–1

ФТ–1 на БКНС–5

ФГ–2

ФТ–2

ПО–3

3,8 м

∅ 219

ПО–1 РВС – Резервуар вертикальный стальной ФГ – Фильтр глубокой очистки ФТ – Фильтр тонкой очистки ПО – Пробоотборник БНКС – Блочная кустовая насосная станция

РВС №2 1000 м3

Эффективность очистки пластовой воды на водоводе дожимной насосной станции «Бузовьязы» ООО «НГДУ «Уфанефть»

¬É¿ÀËÁ»ÈÃÀ ÈÀÏÍÀÊËÉ¿ÎÅÍÉ½ Ã ÇÀÐÊËÃÇÀÌÀÄ ½ ÊÆ»ÌÍÉ½ÉÄ ½É¿À Ç¾ Æ

¨ÀÏÍÀÊËÉ¿ÎÅÍÖ Ç¾ Æ §ÀÐÊËÃÇÀÌÃ Ç¾ Æ

№

6/2010

¨» ½ÖÐÉ¿À ÃÂ ¥¨¬

продуктов в воде после прохождения через БКНС существенно снижается. В частности, доля нефтяной составляющей не превышает 2–3% (см. «Эффективность очистки пластовой воды на водоводе дожимной насосной станции «Бузовьязы» ООО «НГДУ «Уфанефть»). Состав осадка с различных фильтров свидетельствует о разном соотношении на них мехпримесей и нефтепродуктов (см. «Распределение осадка с фильтров грубой очистки, тонкой очистки и приемного фильтра насосного агрегата»). Большая часть мехпримесей и нефтепродуктов попадает на приемный фильтр насосного агрегата. Это свидетельствует о том, что коагуляция происходит не сиюминутно, а продолжается определенный период времени в потоке. С этой точки зрения оптимальным будет установка фильтров на расстоянии порядка 100 м от коагулятора. Важно отметить, что магнитное поле способно замедлить коррозию не только при наличии мехпримесей. Если взять два стальных образца, поместить их в

инженерная практика Распределение осадка с фильтров грубой очистки, тонкой очистки и приемного фильтра насосного агрегата

Влияние магнитного поля на коррозию стальных образцов

Состав осадка, %

60 Нефтепродукты, мг/л

Мехпримеси, мг/л

40 30 20 10 0 Осадок с фильтра грубой очистки

Осадок с фильтра тонкой очистки

Осадок с приемного фильтра насосного агрегата

Новый образец

После магнитной обработки сточной воды

В сточной воде

Влияние магнитной обработки на эффективность ингибитора коррозии ХПК-002ЮЯ

сточную воду нефтяного месторождения и в одном случае проводить магнитную обработку среды, то станет заметно относительное снижение коррозионной активности среды и замедление скорости коррозии (см. «Влияние магнитного поля на коррозию стальных образцов»). Кроме того, магнитная обработка повышает эффективность действия ингибитора коррозии (см. «Влияние магнитной обработки на эффективность ингибитора коррозии ХПК-002ЮЯ»), что дает возможность использовать ингибитор в сравнительно низких концентрациях и тем самым экономить средства нефтедобывающего предприятия. В целом меры по снижению коррозии должны быть интегрированы со схемой добычи нефти (см. «Промысловая схема добычи нефти») и быть частью комплексного подхода борьбы со скважинными осложнениями.

Степень защиты от коррозии, %

120 100 80 60 40 20 0 10

20 30 Концентрация ингибитора

С магнитной обработкой

Без магнитной обработки

Промысловая схема добычи нефти Добывающая скважина

Устье скважины

ВТ

АГЗУ

ДНС

НТ

УПН

НВ

Пласт

Нагнетательная скважина

ВВ

БКНС

НВ

УПВ

НВ Газ Вода Нефть

Источник воды

№

6/2010 119

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования

ЧАСТО ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ асфальто-смоло-парафиновые отложения бурение горизонтального ствола (скважины) блочная кустовая насосная станция высоковязкая эмульсия винтовой забойный двигатель восполнение минерально-сырьевой базы водонефтяной контакт водонефтяной раздел вывод (установки) на режим водонефтяная эмульсия внутрискважинная перекачка (воды) газожидкостная смесь гидрозащита гидравлический забойный двигатель гибкая насосно-компрессорная труба, колтюбинг ГНО глубинно-насосное оборудование ГРП гидравлический разрыв (гидроразрыв) пласта ГТМ геолого-техническое мероприятие ГТН газотермическое напыление Гф газовый фактор ДСНУ длинноходовая скважинная насосная установка ДНС дожимная насосная станция ЗУ замерное устройство КВД кривая восстановления давления КВУ кривая восстановления уровня КВЧ концентрация взвешенных частиц КИН коэффициент извлечения нефти КНБК компоновка низа бурильной колонны КНС кустовая насосная станция КОС кремнийорганические соединения КРС капитальный ремонт скважин МОП межочистной период МРП межремонтный период МСБ минерально-сырьевая база НГДУ нефтегазодобывающее управление НКТ насосно-компрессорная труба НнО наработка на отказ НТС научно-технический совет ОК обратный клапан, обсадная колонна ОПЗ обработка призабойной зоны (пласта) ОПИ опытно-промысловые испытания ОПР опытно-промышленная разработка ОРД одновременно-раздельная добыча АСПО БГС БКНС ВВЭ ВЗД ВМСБ ВНК ВНР ВНР ВНЭ ВСП ГЖС ГЗ ГЗД ГНКТ

120 №5/2010

ОРЗ ОРЭ ПВГ ПВР ПДГ ПЗП ПНГ ППД ППН ПРС ПСК ПЧ ПЭД РИР РПМ РЧХ СВБ СКО СНО СОД СПКУ СПО СУ СШНУ ТКРС ТРС УДЭ УШВН УШГН УЭВН УЭПН УЭЦН ЦДНГ ЦПС ЧРП ЧРФ ЭК ЭПО ЭЦН

одновременно-раздельная закачка одновременно-раздельная эксплуатация переход (перевод скважины) на вышележащий горизонт прострелочно-взрывные работы переход (перевод скважины) на другой горизонт призабойная зона пласта попутный нефтяной газ поддержание пластового давления промысловая подготовка нефти подземный ремонт скважин, он же ТРС (текущий) погружной скважинный контейнер частотно регулируемый привод погружной электродвигатель ремонтно-изоляционные работы редуцирующий преобразующий механизм рабочая часть характеристики сульфатвосстанавливающие бактерии солянокислотная обработка средняя наработка на отказ средства очистки и диагностики специальное погружное кабельное устройство спускоподъемная операция станция управления скважинная штанговая насосная установка, она же УСШН текущий и капитальный ремонт скважин текущий ремонт скважин установка дозирующая электронасосная установка штангового винтового насоса установка штангового глубинного насоса, она же УСШН, СШН=ШГН установка электровинтового насоса установка электропогружного насоса установка электроцентробежного насоса цех добычи нефти и газа центральный пункт сбора (нефти) частотно-регулируемый привод часто ремонтируемый фонд (скважин) эксплуатационная колонна электропогружное оборудование электрический центробежный (электроцентробежный) насос

ТМК-Премиум Сервис 105062, Россия, г. Москва, ул. Покровка, д. 40, стр. 2а. Тел.: +7 (495) 775-7600, 775-7610, факс: +7 (495) 775 7601. E-mail: tmk@tmk-group.com; www.tmk-group.ru

ТМК GF

ТМК FMC

ТМК FМТ

Соединение обсадных труб для горизонтальных и вертикальных скважин нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Соединение насоснокомпрессорных труб для вертикальных и наклоннонаправленных скважин нефтяных и газовых месторождений.

ТМК TDS

ТМК PF Замки приварные для бурильных труб с дополнительным внутренним упором

Соединение обсадных труб для горизонтальных, вертикальных и наклонно-направленных скважин нефтяных и газовых месторождений.

Для использования при аварийных работах, сложных геологических условиях строительства скважин, для бурения скважин с высокой интенсивностью набора кривизны.

TMK PF ET

Модификация служит для строительства скважин при повышенных изгибающих, сжимающих нагрузках, избыточном крутящем моменте.

TMK ULTRA Высокопрочные безмуфтовые резьбовые соединения для эксплуатации скважин нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Отличаются прочностью при растягивающем напряжении.

Инженерная практика №5’2010

В номере:

`2010 Производственно-технический нефтегазовый журнал

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА

Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с коррозией

Oilfield Engineering

Экспертный совет по механизированной добыче нефти

Обзор методов борьбы с коррозией

Ингибиторная и электрохимическая защита

Практика антикоррозионной защиты мехфонда Комплексные решения по борьбе с коррозией ГНО

Антикоррозионные покрытия НКТ

Оборудование антикоррозионного исполнения