научная статья по теме КОРРОЗИОННАЯ АКТИВНОСТЬ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАЩИТЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» Геофизика

Текст научной статьи на тему «КОРРОЗИОННАЯ АКТИВНОСТЬ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАЩИТЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»»

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

УДК 622.692.1 © Коллектив авторов, 2015

Коррозионная активность продукции скважин и эффективность защиты нефтегазодобывающего оборудования СП «Вьетсовпетро»

А.Л. Бушковский, к.т.н., А.Н. Иванов, к.т.н., Чан Ван Винь, Ле Конг Туи

(НИПИморнефтегаз, СП «Вьетсовпетро»)

Corrosion activity of wells production and efficiency of protection of Vietsovpetro JV oil & gas producing equipment

A.L. Bushkovskiy, A.N. Ivanov, Chan Van Vinh, Le Cong Thuy (Research and Engineering Institute, Vietsovpetro JV, the Socialist Republic Vietnam, Vungtau)

Адреса для связи: ivanov.rd@vietsov.com.vn,

bushkovskiy rd@vietsov.com.vn, vinhtv.rd@vietsov.com.vn, thuylc. rd @vietsovcom.vn

Ключевые слова: нефтедобыча, пластовая вода, внутренняя коррозия оборудования, ингибитор, поглотитель кислорода, антикоррозионные покрытия.

E-mail: ivanov.rd@vietsov.com.vn, ushkovskiy.rd@vietsov.com.vn, vinhtv.rd@vietsov.com.vn, thuylc.rd @vietsov.com.vn

Key words: oil producing, reservoir water, internal equipment corrosion, inhibitor, oxygen scavenger, protective coatings.

Researches of internal corrosion rate dependence from conditions oil-gas producing, basically in offshore conditions are executed for prolongation of terms of equipment operation and accident precaution owing to internal corrosion. It is established, that in wells production with small water content corrosion rate pipes from steel Р-105, Р-110 does not exceed 0,007mm/year, but if water content in production is over 55-60 % it increases up to 0,1 - 0,208 mm/year. Major factors of stress-corrosion in reservoir water are products of acid treatment of wells and dissolved oxygen in technological liquids and pipelines cleaning by sea water washing. Decrease рН and temperature growth lead to growth of corrosion rate. Rate of ulcer corrosion has exceeded 3,8mm/year after saturation of water by oxygen. Growth of on section of a pipe from 0,55 (top) to 0,93mm/year (bottom) is revealed. Reagents reducing corrosion rate are recommended after oilfield tests of 3 types of corrosion inhibitors. Additional internal protection of separators by anodes and anticorrosive epoxy coatings is proposed. The complex of the offered actions has allowed to raise life-time of the offshore oil and gas producing equipment and to exclude accidents.

В условиях морской нефтегазодобычи во Вьетнаме на месторождениях Белый Тигр и Дракон СП «Вьетсовпетро» активно ведет исследования коррозионных процессов, разработку и внедрение мер по защите оборудования.

Основным материалом внутрискважинного оборудования в СП «Вьетсовпетро» являются углеродистые стали Р-105, Р-110 по стандарту API. Трубопроводы систем нефтесбора и оборудование подготовки нефти и газа изготовлены из углеродистой стали по стандарту ASTM A 106, API 5X, в состав которой входят легирующие компоненты (до 0,4 % хрома и никеля, до 0,15 % молибдена, 1,06 % марганца, не более 0,035 % серы и фосфора). Трубопроводы и емкости из углеродистых сталей успешно эксплуатируются в СП «Вьетсовпетро» более 25 лет, но в последние годы отмечено ускорение внутренней коррозии вследствие роста обводненности продукции, расширенного применения методов интенсификации добычи, а также ввода в разработку новых месторождений. Так, общая обводненность продукции в 1999-2014 гг. возросла от 5,4 до 55,7 %, а содержание солей увеличилось на 12-15 %. Технологическая схема обустройства месторождений СП «Вьетсовпетро» предусматривает сбор продукции скважин на морских стационарных платформах (МСП) с последующей перекачкой по подводным трубопроводам на центральные технологические плат-

формы (ЦТП). В результате внутритрубной сепарации продукция транспортируется в виде трехфазной смеси. Добываемая нефть относится к парафинистым, низкосернистым и не обладает коррозионной активностью. Технологические схемы ЦТП-2 и ЦТП-3 включают три ступени сепарации нефти и газа, одну ступень электро-дегидраторов и блок подготовки попутно добываемой воды перед сбросом в море.

Схема коррозионного мониторинга систем сбора, подготовки нефти и подтоварной воды на МСП создана на основе точек мониторинга с образцами-свидетелями коррозии (гравиметрический метод) и двухэлек-тродными датчиками сопротивления линейной поляризации (СЛП) с накопителями информации Corrdata TM, автоматически измеряющими текущую скорость коррозии и питтинг-индекс, а также мобильного модуля, состоящего из проточных ячеек с прибором Cor-rater [1]. При этом состав, температура и давление среды полностью соответствуют реальным условиям, что обеспечивает адекватность результатов. Кроме того, дополнительно измеряется толщина стенки трубы (емкости) ультразвуковым толщиномером Elcometer-28 с точностью 0,01 мм. Методики замеров соответствуют стандартам NACE и ASTM.

Обследования состояния НКТ в 14 добывающих скважинах с использованием скважинного дефектоскопа MMIT-24 показали следующее. После эксплуата-

Таблица 1

Параметры Вода на выходе Морская вода без обработки Нагнетаемая вода системы ППД

ЦТП-3 ЦТП-2

Запах Запах Запах H2S Нет Нет

Удельная плотность, г/см3 1,0152 1,0186 - -

рН 6,82 7,33 8,01 7,84

Содержание, мг/л: С1- 14600 18200 19067 19334

ЭО/ 515 452 2654 2629

НСО3 277 114 169 170

СО32 5 5 0 0

Н2Э 3,1 6,0 0,0 0,0

О2, 0 0 6,0 0,004

N0+ + К+ 7735 8231 11397 11563

Са2+ 1106 2489 384 380

Мд2+ 86,8 143 1238 1243

Эг2+ 58,8 143 - -

суммарное Ре 1,57 4,92 0,015 -

механических примесей (КВЧ) 614 683 <5 < 3

нефти 13-81 16-108 0 0

Общая минерализация, г/л 28,313 32,535 34,909 35,319

Содержание СВБ, кол/мл 105 106 10 0

ции в течение 8-17 лет газлифтным и фонтанным способами при неоднократном проведении обработок призабойной зоны (ОПЗ) кислотными составами в трех малообводненных скважинах признаков коррозионного износа НКТ не обнаружено. В скважинах с высокой обводненностью продукции и сроком эксплуатации более 11 лет средняя скорость общей коррозии НКТ составила 0,07-0,09 мм/год, локальной (язвенной) - 0,125-0,208 мм/год. Таким образом, основными средами, влияющими на коррозию, являются подтоварная вода и технологические жидкости.

Попутно добываемая вода представляет собой смесь пластовой воды и закачиваемой в пласт через систему поддержания пластового давления (ППД) подготовленной морской воды. Состав и свойства разных типов воды приведены в табл. 1. Из нее видно, что подтоварная вода обладает высокими солесодер-жанием и концентрацией взвешенных частиц (КВЧ), по показателю рН она близка к нейтральной, но рН ниже, чем у нагнетаемой в пласт морской воды. Основными активными компонентами являются бикарбонат-ион и сероводород, генерируемый сульфатвос-станавливающими бактериями (СВБ). Содержание СВБ достигает 106 кол/мл.

Высокое содержание железа в воде на выходе ЦТП указывает на активное протекание коррозии в системе нефтесбора. Отсутствие кислорода (катализатора коррозии) значительно снижает ее скорость.

Результаты замеров на трубопроводах МСП (обводненность до 54 %) показали, что скорость коррозии составляет 0,03-0,05 мм/год. Однако в нижней зоне трубопроводов и сепараторов отмечены язвы глуби-

а о 2,5

г

s 2

s

S и 1,5

IX

в 1

и н 0,5

о

о Ü

о

tv»

V

1 \

\ ! \

1 ч

Время замеров, ч

SCNCNCNCNCNCOCO':

Рис. 1. Динамика скорости коррозии на выходе сепаратора ЦТП при промывке трубопровода морской водой объемом 700 м3 при температуре 58 °С

ной до 4,5 мм. Соответственно скорость локальной коррозии не превышает 0,123 мм/год, а соотношение скоростей общей и локальной (язвенной) коррозии составило 2,3-4,1. Следует отметить, что скорость коррозии трубопроводов ЦТП при температуре 62-68 °С составляет более 0,12 мм/год. При этом максимальная скорость коррозии отмечена на блоках подготовки попутно добываемой воды - от 0,29 до 0,8 мм/год. Язвенная коррозия имеет признаки микробиологической коррозии под влиянием оседлых колоний СВБ (биопленок СВБ). Однако при обследованиях выявлены превышения средней скорости коррозии трубопроводов в 10-30 раз (до 3,82 мм/год).

Установлено, что причиной стресс-коррозии являются компоненты технологических жидкостей, применяемых для ОПЗ скважин, использование кислородсодержащих растворов химических реагентов и морской воды для промывки трубопроводов с целью восстановления их пропускной способности. На рис. 1 показано, что промывка трубопроводов морской водой приводит к резкому увеличению скорости коррозии -от 0,1-0,12 до 2,12 мм/год. Так как солевые составы подтоварной и морской вод близки, главной причиной этого роста является присутствие в морской воде до 6,5 мг/л растворенного кислорода. Поэтому для промывки рекомендовано использовать воду, обработанную бисульфитным поглотителем кислорода 0S-802 в дозировке 130 ррт.

Другим важным фактором увеличения скорости внутренней коррозии является широкое применение кислотных ОПЗ. Зависимость скорости внутренней коррозии трубопроводов от рН приведена на рис. 2. Неполное реагирование плавиковой, соляной и уксусной кислот, входящих в состав глинокислотного раствора (HF - 5 %, HCl - 15 %, CH3COOH - 3 %), при-

Рис. 2. Влияние кислотности (рН) (I) на скорость коррозии (II) углеродистой стали в пластовой воде из оборудования ЦТП при температуре 66 - 68 оС

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

\

\

4 ь-

V

\

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 3 14 15 16 17 1 8 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Время, ч

Рис. 3. Влияние кислотной ОПЗ скв. 18БТ на скорость коррозии при температуре 56-58 °С на ЦТП-3

водит к ускоренной внутренней коррозии (рис. 3). Для ее предотвращения в состав глинокислоты вводят термостойкий ингибитор кислотной коррозии АС1-1 или Ша-1212 (1 %) с активатором АС1-2 или ШНТ-8213 (3 %). При этом скорость коррозии при температуре 140 оС и давлении 10 МПа снижается с 780 до 38,7 мм/год (защитный эффект составляет 94-98,8 %).

Кроме того,

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком