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

Эксплуатация погружного нефтепромыслового оборудования в коррозионноактивной среде скважин Урманского месторождения

На 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.

07.06.2010 Инженерная практика №06/2010
Фрейдлин Михаил Олегович Ведущий инженер Управления эксплуатации объектов нефтедобычи ООО «Газпромнефть-Восток»

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 углеводородов 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.

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.

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.

Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р (скв. № 767)
Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р (скв. № 767)
Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р (скв. № 766)
Содержание СО2 в скважинах Урманского м/р (скв. № 766)

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(см. «Химический состав попутно добываемой воды скважин Урманского м/р»).

Химический состав попутно добываемой воды скважин Урманского м/р
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.

Коррозия НКТ на скважинах Урманского месторождения
Коррозия НКТ на скважинах Урманского месторождения

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.

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»).

Результаты применения коррозионностойких НКТ
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.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Ингибиторная защита скважин от коррозии в ОАО «Варьеганнефтегаз»
Применение оборудования и технологий ООО НПФ «ПАКЕР» для улучшения условий эксплуатации скважин и уменьшения коррозионной активности добываемой продукции
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2021

Инженерная практика

Выпуск №01/2021

Поддержание пластового давления. Повышение нефтеотдачи. промысловые трубопроводы. Подготовка нефти
Матрица применения потокоотклоняющих технологий на карбонатных коллекторахПовышение экономической и технологической эффективности системы поддержания пластового давленияБорьба с гипсовыми отложениями на внутренней поверхности водоводов высокого давления и другого оборудованияОчистка подтоварной воды от нефтепродуктов и твердых взвешенных частицУвеличение нефтеотдачи с применением закачки в пласт дымового газа и комбинации пара и диоксида углеродаБетонные покрытия для промысловых трубопроводов с теплогидроизоляцией и морских трубопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Поддержание пластового давления
ДОБЫЧА ‘2021.
Ежегодная научно-практическая отраслевая конференция

ДОБЫЧА’ 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД.

Новые даты: 27-29 апреля 2021 г., г. Москва
27-29 апреля 2021 года ООО «Инженерная практика» проводит IV Ежегодную производственно-техническую конференцию «ДОБЫЧА 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД». Ежегодное совещание носит рабочий характер и направлено на обсуждение применения лучших практик в области актуальных вопросах механизированной добычи нефти. К участию приглашаются Эксперты вертикально-интегрированных компаний, научных центров, поставщиков технологических решений, производителей оборудования и нефтепромысловой химии. Форма участия: очная/заочная (по запросу).