УДК 622.692.4.076:620.193/.197
Коррозионное разрушение внутрискважинного оборудования и промысловых трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири
Н.П. Кузнецов
(ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» ТНК-ВР), В.Д. Макаренко, В.В. Объедкова (Нижневартовский филиал ТюмГНГУ), К.А. Муравьев, А.И. Калянов
(Сургутский филиал ТюмГНГУ)
© Коллектив авторов, 2004
На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений в большинстве регионов Западной Сибири происходит сильное обводнение добываемой нефти. В этот период выпадают осадки неорганических солей в подземном оборудовании добывающих скважин, появляется сероводород в извлекаемой из них пластовой жидкости, что вызывает усиленную коррозию металлического оборудования и трубопроводов.
Появление сероводорода в добываемой продукции скважин связано с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые заносятся в нефтяные пласты месторождений вместе с водой, закачиваемой для поддержания пластового давления (ППД) [1, 3]. На нефтепромыслах Западной Сибири все старые месторождения давно заражены СВБ. Так, с 1990 г. на ряде месторождений Тюменской области наблюдается массовый выход из строя трубопроводов вследствие локальной (питтинговой) коррозии их внутренней поверхности. Сквозные повреждения отмечаются, как правило, на внутренних горизонтальных прямолинейных участках нефтепроводов вдоль нижней образующей труб.
Для установления причины такой коррозии необходимо охарактеризовать коррозионность пластовой жидкости по отношению к обычным углеродистым сталям. Коррозионность полифазной системы нефть - вода - нефтяной газ более всего зависит от водной фазы. Однако в двухфазных системах с водой нефть и нефтепродукты (бензин, керосин, дизтопливо) также не индифферентны к коррозионным процессам [1]. С одной стороны, в углеводородах (в том числе, в нефти) растворимость таких коррозионных газов, как О2, Н^, СО2, в 2-5 раз больше, чем в воде. Аккумулируя и перенося эти газы, нефть и углеводороды создают в двухфазной системе нефть - вода дополнительные потоки коррозионных компонентов к металлу. С другой стороны, сырая нефть (но не нефтепродукты) вследствие содержания в ней ас-фальтенов, церезинов и других стабилизаторов эмульсий [2] способна образовывать с водой эмульсии обратного типа, в которых диспергирована пластовая вода, а дисперсионной средой является нефть. Такие эмульсии образуются при обводненности нефти до 50-60 %. В этом случае металл контактирует с нефтяной фазой и благодаря избирательному смачиванию не корродирует, пока эмульсия стабильна [1]. Однако при обводненности более 70-80 % эмульсия обращается в прямую: средой становится вода, а дисперсионной фазой - нефть. Тогда металл начинает смачиваться водным электролитом, и коррозионные процессы активизиру-
Corrosion failure of down-hole equipment and flow lines in Western Siberia oilfields
N.P. Kuznetsov (Tyumen Oil Scientific Centre ZAO TNK-BP), V.D. Makarenko, V.V. Objedkova (Nizhnevartovsk Branch of the Tyumen State Oil and Gas University), K.A. Muravyov, A.I. Kaljanov (Surgut Branch of the Tyumen State Oil and Gas University)
Corrosion failure of the down-hole equipment and flow lines used in the corrosive zones of Western Siberia oilfields is discussed. Measures for maintaining the reliability of flow lines are considered. The necessity of revising the current construction norms and regulations (SNiP) is pointed out.
ются. Именно постепенный рост обводненности добываемой нефти и параллельное уменьшение содержания в системе природных веществ, стабилизирующих эмульсии обратного типа, обусловливает наступление в каждой скважине периода активной коррозии.
На коррозию металлов существенно влияет химический состав нефти. Тяжелые нефти, богатые поверхностно-активными компонентами, образуют более стойкие обратные эмульсии и дольше блокируют коррозионную водную фазу. Эмульсии воды в легкой нефти, обедненные природными стабилизаторами, раньше расслаиваются, превращаясь в прямые эмульсии, где водная фаза играет роль коррозионного электролита.
Охарактеризуем собственную коррозионность водной фазы в системе нефть - вода. Химический состав, общая минерализация и содержание микроэлементов в пластовых водах зависят от геологического строения эксплуатируемых нефтяных горизонтов. Различают четыре типа вод: хлоридно-кальциевые, хлоридно-магниевые, сульфатно-натриевые и гидрокарбонатно-натриевые. Воды большинства месторождений Западной Сибири относятся к хлоридно-кальциевым. Общая их минерализация изменяется от 15-30 до 150-300 г/л. В результате действия системы ППД и утилизации попутно добываемых вод пластовые воды на поздней стадии разработки заметно опреснены и содержат в основном хлориды натрия и калия, а также небольшое количество сульфатов и бикарбонатов.
Скорость коррозии углеродистых сталей при обычной для нефтяных промыслов скорости движения таких вод в скважинах, трубопроводах и емкостях (1-5 м/с) не превышает 0,050,1 г/(м2-ч), При попадании в жидкость следов кислорода она возрастает до 0,1-0,5 г/(м2-ч). Гораздо сильнее действует сероводород, который либо (относительно редко) содержится в месторождении до начала эксплуатации, либо появляется в нефти на средней или поздней стадии разработки месторождения вследствие заражения продуктивных пластов СВБ. Обычно в пластовой воде содержится 50-100 мг/л сероводорода. При такой концентрации скорость общей коррозии углеродистой стали достигает 1,0-2,0 г/(м2-ч), но это не представляет особой опасности, если
металл контактирует только с сероводородной средой. Тяжелые последствия имеет воздействие на металл продуктов коррозии -сульфидов железа различной структуры (троилит, пирит, кансит, макинавит). В местах их осаждения на стали образуются активные локальные макропары типа железо - сульфид, в которых железо является анодом и разрушается со скоростью 2,0-5,0 г/(м2-ч) [1, 3].
Сероводород - один из самых сильных стимуляторов коррозии, обладающий широким спектром воздействия на металл. Как слабая кислота он образует гидросульфид-ионы, которые, хемо-сорбируясь на железе, снижают перенапряжение водорода, облегчают анодную ионизацию железа и проникновение водорода в металл с появлением у последнего так называемой сульфидной водородной хрупкости. Сульфиды железа стимулируют локальную коррозию металлов и обладают пирофорными свойствами, т.е. при окислении на воздухе они самопроизвольно разогреваются настолько (250-300 °С), что могут вызвать взрывы и пожары.
На поздней стадии добычи нефти основным источником сероводорода и затем сульфида железа являются СВБ, содержание которых в пластовых и сточных водах колеблется от 105 до 109 клеток/мл. При движении пластовых жидкостей по скважинам и трубопроводам СВБ закрепляются на поверхности железа, образуя активные биоценозы, интенсивно загрязняя транспортируемую среду сероводородом и сульфидом железа и существенно изменяя коррозионную обстановку на всех объектах нефтедобывающей отрасли. В первую очередь сероводородная коррозия разрушительно отражается на установках электроцентробежных насосов (УЭЦН), в продукции которых находятся и сероводород, и сульфиды железа.
По мнению авторов, локальные коррозионные разрушения нефтесборных коллекторов, в частности Самотлорского месторождения, происходят следующим образом. Присутствие серы в продуктах коррозии и зародышей язв, скопление последних в сочетании с высоким содержанием СВБ в попутно добываемой воде свидетельствуют о биологическом характере начальной стадии локального коррозионного разрушения металла. Попадая с пластовой водой в систему нефтесбора, СВБ восстанавливают свою активность. Этому способствуют следующие условия: в сборных коллекторах района нефтесбора ДНС существуют участки с оптимальной для развития СВБ температурой 25-40 °С; в транспортируемой среде практически отсутствует кислород; имеются водная фаза и растворенные в ней органические компоненты, усваиваемые СВБ, а также застойные зоны, особенно благоприятные для развития СВБ.
Начальное точечное поражение металла биологической коррозией неизбежно вызовет перераспределение изначально имевшихся внутренних напряжений, поэтому поражения можно рассматривать как концентратор, от которого распространяются микротрещины. В острие микротрещин достигаются значительные скорости микронагружения, что способствует образованию активированных дорожек для появления питтингов. Ионы С1-, присутствующие в значительных количествах в попутно добываемой воде, ускоряют процесс ионизации железа и интенсифицируют развитие локальной коррозии. Образование оксидов металла внутри трещин способствует еще большему их развитию за счет расклинивающего действия. Срастание и углубление язв в результате «хлоридной» коррозии ведет к формированию каньона на месте первоначального семейства зародышей. Прогрессирующее утонение стенки трубы в самом глубоком месте каньона, где концентрируются хлориды, заканчивается ее раскрытием в виде сквозного свища.
Важным аргументом в пользу «хлоридного» механизма развития локальных коррозионных разрушений является тот факт, что локальные порывы трубопроводов происходят там, где из-за особенностей эксплуатации скважин в послеремонтные периоды наблюдаются кратковременные повышения концентрации ио-
нов С1- в 10-15 раз. Когда содержание хлоридов не превышает 100 мг/л, подобные порывы не наблюдаются.
Как показывают результаты анализа многочисленных коррозионных разрушений внутрискважинного оборудования, на месторождениях Западной Сибири происходят и специфические виды разрушений, в частности сероводородное коррозионное разрушение (СКР), связанное с присутствием в водных растворах сероводорода. При СКР разрушение связано с охрупчиванием металла водородом, который является продуктом взаимодействия металла с сероводородом. Трещины развиваются межкри-сталлитно и транскристаллитно. При этом на поверхности металла присутствуют сульфиды железа. Большое влияние на подверженность стали к СКР оказывает состояние ее структурных и фазовых составляющих. Высокую чувствительность к СКР проявляют углеродистые и низколегирован
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.