Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Опыт применения ингибиторной защиты ГНО добывающих скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Коррозия представляет собой второй по распространенности тип факторов, осложняющих эксплуатацию скважин добывающего фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», уступая лишь АСПО. В настоящее время предприятие использует различные методы ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования (ГНО), которыми охвачены 93% скважин коррозионного фонда (351 из 377). Результаты применения ингибиторов коррозии на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» доказали их высокую эффективность: средняя наработка на отказ оборудования скважин, находящихся под защитой ингибиторов коррозии, увеличилась до гарантийных значений и выше. Преждевременные отказы оборудования скважин, где строго выполнялись рекомендации по технологии и дозировкам, в последние годы отсутствуют.

Вместе с тем очевидно, что все скважины, осложненные коррозией, требуют индивидуального подхода при выборе способов защиты. Только в этом случае защита будет полноценной, продолжительной и экономически выгодной. С этой целью специалисты «ПермНИПИнефть» разработали методику определения защитной способности ингибиторов по отношению к локальной коррозии и совместно с коллегами из ООО «Аргоси-Аналитика» спроектировали стенд для коррозионных испытаний в динамических условиях.

13.07.2017 Инженерная практика №03/2017
Соснин Евгений Анатольевич Научный сотрудник отдела защиты от коррозии по проектам ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть», к.х.н.

Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по видам осложнений
Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по видам осложнений

Осложненный фонд скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на момент подготовки статьи составлял 68,7% от общей численности скважин действующего фонда. Первое место в структуре осложняющих факторов занимают асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО): на осложненные АСПО скважины приходится 70% осложненного фонда. На долю коррозии приходится 17% фонда, на другие виды – от 1 до 10% (рис. 1).

В соответствии с внутренними нормативными документами добывающие скважины относятся к коррозионному фонду при обводненности продукции выше 60%, минерализации пластовой воды выше 10 г/л, содержании в пластовой воде растворенного сероводорода более 10 мг/л, углекислого газа – более 40 мг/л и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) – более 1 кл/мл.

Дополнительными критериями для отнесения скважин к осложненному коррозией фонду служат наличие двух или более отказов в течение гарантийного срока работы скважины по причине коррозии одного или нескольких узлов ГНО и обнаружение очагов коррозии на узлах ГНО при расследовании двух или нескольких отказов ГНО (по другой причине) за время срока эксплуатации скважины, в полтора раза превышающего гарантийную наработку.

Рис. 2. Виды коррозионных поражений НКТ
Рис. 2. Виды коррозионных поражений НКТ

На рис. 2 и 3 представлены основные виды коррозионных поражений внутрискважинного оборудования – колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) и погружных электродвигателей (ПЭД), – эксплуатируемого в скважинах осложненного фонда. К ним относятся и язвенная коррозия внутренней стенки НКТ, и локальная коррозия, а также коррозия, вызванная действием коррозионно-агрессивной микрофлоры (сульфатвосстанавливающих, углеводородокисляющих и других видов бактерий), блуждающих токов и т.д.

Рис. 3. Виды коррозионных поражений ПЭД УЭЦН
Рис. 3. Виды коррозионных поражений ПЭД УЭЦН
Таблица 1. Распределение охваченных ингибиторной защитой скважин по ЦДНГ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Таблица 1. Распределение охваченных ингибиторной защитой скважин по ЦДНГ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

В общей сложности по состоянию на январь 2016 года действующий фонд скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», осложненных коррозией, насчитывал 377 единиц. В отношении 351 скважины (93%) фонда применялась ингибиторная защита. Остальные 26 скважин были отнесены к осложненному фонду по причине отказов конкретных узлов УЭЦН, которые впоследствии были заменены на оборудование в коррозионно-стойком исполнении и в настоящее время дорабатывают гарантийный срок после ремонта. Ингибиторная обработка данных скважин признана нецелесообразной.

ПРИМЕНЯЕМЫЕ МЕТОДЫ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

Распределение добывающих скважин по видам обработок ингибиторами коррозии представлено на рис. 4. Большая часть этих скважин (55%) обрабатывается «вручную», то есть путем периодической (1-3 раза в месяц) закачки ингибитора в затрубное пространство. Корректировка периодичности обработки скважин осуществляется по результатам контроля за выносом реагента.

Рис. 4. Распределение добывающих скважин по видам обработок ингибиторами коррозии
Рис. 4. Распределение добывающих скважин по видам обработок ингибиторами коррозии

До 30 скважин в каждом ЦДНГ защищаются методом постоянной закачки ингибиторов в затрубное пространство с помощью устьевых установок дозирования (УБПР). Примерно в 10 скважинах применяется метод закачки с использованием скважинных трубопроводов с импульсными трубками, доставляющими ингибитор ниже уровня ПЭД – на прием ЭЦН. Также для организации ингибиторной защиты мы продолжаем в небольших количествах использовать скважинные погружные контейнеры.

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в настоящее время действует программа, направленная на постепенную замену периодической («ручной») обработки скважин на постоянную с применением УБПР, поскольку при постоянном дозировании достигается более высокая эффективность действия ингибиторов при меньшем расходе химреагентов (рис. 5).

Рис. 5. Эффективность действия ингибиторов коррозии при разных видах обработки скважин
Рис. 5. Эффективность действия ингибиторов коррозии при разных видах обработки скважин

На рис. 6 показана динамика вымывания ингибитора коррозии и изменение коррозионной активности пластовой жидкости (при «ручных» обработках) в зависимости от продуктивности скважины. В высокодебитных скважинах последействие ингибиторов совсем не продолжительно, что также указывает на более высокую эффективность метода постоянного дозирования реагента.

Рис. 6. Зависимость динамики вымывания ингибитора коррозии и изменения коррозионной активности пластовой жидкости при обработках «вручную» от продуктивности скважины
Рис. 6. Зависимость динамики вымывания ингибитора коррозии и изменения коррозионной активности пластовой жидкости при обработках «вручную» от продуктивности скважины

В целом стоит отметить, что проведение антикоррозионных мероприятий с использованием ингибиторов позволило существенно увеличить среднюю наработку ГНО на отказ (СНО) (рис. 7). Так, СНО добывающих скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», охваченных ингибиторной защитой, в 2015 году составила 655 суток. Это в три раза выше, чем до начала использования химреагентов.

Рис. 7. Динамика СНО скважин после начала внедрения технологий антикоррозионной защиты
Рис. 7. Динамика СНО скважин после начала внедрения технологий антикоррозионной защиты

ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ

Основные преимущества и недостатки существующих технологий антикоррозионной защиты – от ингибиторной защиты до применения коррозионно-стойких материалов – приведены в табл. 2. Метод постоянного дозирования ингибитора, в частности, обладает такими достоинствами, как обеспечение защиты эксплуатационной колонны (ЭК) и практически всех узлов ГНО, создание бактерицидного эффекта и возможность постоянного поддержания защитной пленки на поверхности оборудования в рабочем состоянии. Вместе с тем при отсутствии импульсной трубки невозможно обеспечить защиту оборудования, расположенного ниже окна приема насоса. При этом коэффициент торможения коррозии составляет от 5 до 20. Среди других недостатков способа отметим также снижение степени защиты ингибиторов при наличии мехпримесей и осадков, например, сульфида железа.

Таблица 2. Преимущества и недостатки существующих технологий антикоррозионной защиты
Таблица 2. Преимущества и недостатки существующих технологий антикоррозионной защиты

«Ручные» обработки обладают схожим набором преимуществ, однако характеризуются быстрым выносом и повышенным расходом реагента и более низким коэффициентом торможения: 3-10.

Применение защитных покрытий НКТ и ПЭД, несмотря на высокий коэффициент уменьшения коррозии и наличие дополнительного эффекта в виде предотвращения солевых и парафиновых отложений, отличают низкая температуростойкость, отсутствие защиты ЭК и отдельных элементов оборудования, а также чувствительность к проведению спускоподъемных операций (СПО), при которых покрытия могут быть повреждены.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЩИТНОЙ СПОСОБНОСТИ ИНГИБИТОРОВ

Специалисты института «ПермНИПИнефть» разработали методику определения защитной способности ингибиторов коррозии по отношению к скорости локальной коррозии. Поскольку металл в области локального коррозионного разрушения электрохимически подобен анодно поляризуемому электроду, данная методика предусматривает моделирование развития коррозионных язв с помощью анодной поляризации. Моделирование выполняется в несколько этапов. Сначала на основе данных коррозионного мониторинга определяется максимальная скорость локальной коррозии на нефтепромысловом объекте (например, 5 мм/год). Далее, исходя из максимальной скорости локальной коррозии, в гальваностатическом режиме задается соответствующая сила анодного тока, рассчитанная по формуле 1 (например, скорости коррозии 5 мм/год соответствует сила тока 0,34 мА), при которой устанавливается потенциал локальной коррозии и моделируется развитие коррозионной язвы.

2017-07-05-21_16_00-%d1%81%d1%82%d1%80%d0%b0%d0%bd%d0%b8%d1%86%d1%8b-%d0%b8%d0%b7-ip-3-2017-big-2-pdf-adobe-acrobat-pro-dc

где vcor – скорость локальной коррозии, мм/год; ρ – плотность железа, 7,87 г/см3; F – число Фарадея 96500 Кл/моль; Mr – молекулярная масса железа 56 г/моль; Sel – площадь электрода, 0,785 см2; n – валентность железа; I – ток, мА.

На заключительном этапе при установившемся потенциале локальной коррозии в потенциостатическом режиме измеряется сила анодного тока до и после введения ингибитора и рассчитывается защитный эффект по отношению к локальной коррозии:

2017-07-05-21_16_12-%d1%81%d1%82%d1%80%d0%b0%d0%bd%d0%b8%d1%86%d1%8b-%d0%b8%d0%b7-ip-3-2017-big-2-pdf-adobe-acrobat-pro-dc

Рис. 8. Оценка защитной способности ингибиторов по отношению к локальной коррозии в модельной CO2-среде
Рис. 8. Оценка защитной способности ингибиторов по отношению к локальной коррозии в модельной CO2-среде

где I0 – сила тока, соответствующего скорости локальной коррозии в среде без ингибитора, мА; Iinh – сила тока, соответствующего скорости локальной коррозии в среде с ингибитором, мА.

Указанная методика применялась для оценки защитной способности различных марок ингибиторов по отношению к локальной коррозии в модельной CO2среде (рис. 8, табл. 3). Эксперимент проводился в течение шести часов. Видно, что ингибиторы различаются по эффективности действия. При этом результаты, полученные с использованием методики, совпадают с данными как коррозионного мониторинга, так и металлографических исследований.

Таблица 4. Основные технические характеристики установки для коррозионных испытаний
Таблица 4. Основные технические характеристики установки для коррозионных испытаний
Таблица 3. Эффективность различных марок ингибиторов коррозии
Таблица 3. Эффективность различных марок ингибиторов коррозии
Рис. 9. Стенд для коррозионных испытаний в динамических условиях
Рис. 9. Стенд для коррозионных испытаний в динамических условиях

СТЕНД ДЛЯ КОРРОЗИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ В ДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Сегодня в ООО «Аргоси-Аналитика» совместно с «ПермНИПИнефть» ведется проектирование многофункционального испытательного стенда, позволяющего моделировать большинство коррозионных сред с диапазоном температур от 20 до 80°С, давления – до 40 атм, вязкости флюидов – до 500 мПа·с и скорости потока до 10 м/с (рис. 9, табл. 4). Также с помощью данного оборудования можно будет проводить испытания в потоке жидкости с агрессивными газами в концентрациях до 300 мг/л по углекислому газу и до 1,5 г/л – по сероводороду.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Евгений Анатольевич, на вашем стенде можно будет испытывать рабочие органы ГНО или он подходит только для испытания специальных образцов?
Евгений Соснин: Нет, рабочие органы не подойдут. В качестве образцов для испытания будут использоваться специальные металлические изделия в виде втулок. Конкретные размеры пока не назову, потому что установка находится в стадии проектирования. Также на ней можно будет испытывать различные виды покрытий, включая полимерные.
Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Комплексный подход к удалению АСПО в добывающих скважинах Кыртаельского месторождения
Оптимизация технологического режима работы компрессорной станции по методологии «Шесть сигм»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2017

Инженерная практика

Выпуск №09/2017

Механизированная добыча. Трубопроводный транспорт
Эксплуатация осложненного фонда скважин: оборудование, реагенты, методики, ОПИМониторинг работы механизированного фонда скважин, одновременно-раздельная эксплуатацияОборудование и технологии для эксплуатации малодебитных скважин и скважин малого диаметраИспытания высокотемпературных систем погружной телеметрииПроизводство погружных вентильных двигателейДиагностика трубопроводов установками на основе ультразвуковых датчиков
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.