Коррозия нефтепромыслового оборудования и мероприятия по противокоррозионной защите на нефтяном месторождении Каракудук (Западный Казахстан)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский университет дружбы народов

Коррозия нефтепромыслового оборудования и мероприятия по противокоррозионной защите на нефтяном месторождении Каракудук (Западный Казахстан)

Москва, Россия

Аннотация

Статья посвящена актуальной проблеме коррозии нефтепромыслового оборудования и борьбы с ней. Перед авторами статьи стояла цель обобщить накопившиеся сведения и данные о проблемах и перспективах применения различных противокоррозионных методов и средств, а также проанализировать имеющийся фактологический материал о противокоррозионной защите на нефтяном месторождении Каракудук.

На примере многолетней работы нефтепромысла нефтяного месторождения Каракудук, промышленная разработка которого началась в 1998 году согласно технологической схеме разработки, составленной институтом НИПИмунайгаз (город Актау, Республика Казахстан) в 1996 году, выполнен краткий обзор первостепенных причин коррозии нефтепромыслового оборудования и перечислен ряд существенных осложнений в работе нефтепромыслового оборудования, обусловленных коррозией. Рассмотрены наиболее значимые и действенные применяемые методы борьбы с коррозией. Последовательно приведены сведения об особенностях противокоррозионных мероприятий, проводимых на нефтяном месторождении Каракудук и нацеленных на предупреждение и уменьшение влияния коррозионных процессов на состояние ключевого нефтепромыслового оборудования различных систем: системы поддержания пластового давления, системы добычи, системы сбора и системы подготовки нефти. Описан порядок осуществления коррозионного контроля. Сделаны качественные выводы об эффективности мероприятий по противокоррозионной защите и даны рекомендации касательно выбора противокоррозионных методов и приемов.

Ключевые слова: коррозия, нефтепромысловое оборудование, система ППД, герметичность, защитное покрытие, солеотложение, ингибитор

Annotation

CORROSION OF OILFIELD EQUIPMENT AND ANTICORROSION TECHNIQUES APPLIED ON THE KARAKUDUK OILFIELD (WESTERN KAZAKHSTAN)

A.N. Serebryakov, I.S. Motuzov

Peoples' Friendship University of Russia (RUDN University) Moscow, Russia

The article delves into the modern problem of oilfield equipment corrosion and anticorrosion techniques. The authors of the article pursued the goal of generalisation of amassed data and information about problems and perspectives of anticorrosion techniques; and tried to analyse current factual material about anticorrosion protection of the Karakuduk oilfield equipment. On the basis of multiyear functioning of the Karakuduk oilfield facility, from the beginning of commercial production in 1998, planned by NIPImunaigaz Research Institute (Aktau, the Republic of Kazakhstan) in 1996, a brief overview on primary causes of oilfield equipment corrosion was made and an array of substantial implications in the functioning of oilfield equipment caused by corrosion was pointed out.

The most preeminent and effective applicable anticorrosion techniques were scrutinised. Some information about peculiar features of anticorrosion operations carried out on the Karakuduk oilfield and designed for the anticipation and deflation of the influence of corrosive processes on the key oilfield equipment of various systems: the reservoir pressure maintenance system, the oil production system, the oil gathering system, and the oil treatment system, was sequentially presented. The order of corrosion control was described. Qualitative conclusions about the effectiveness of anticorrosion preemptive measures were made; also some recommendations concerning the choice of anticorrosion techniques were given.

Key words: corrosion, oilfield equipment, reservoir pressure maintenance system, hermeticity, protective cover, scale deposits, inhibitor

Коррозия оборудования системы поддержания пластового давления (ППД)

1) кислород, поступающий из воздуха;

2) песок, выносимый из водозаборных скважин;

3) соль, содержащаяся в воде системы ППД.

Кислород из воздуха попадает во внутреннее пространство труб различными путями: во-первых, вследствие негерметичности самой системы сбора и передачи воды; во-вторых, в результате захвата воздуха центробежными насосами при падении уровня воды в водозаборных скважинах; в-третьих, из-за неритмичной работы системы сбора и передачи воды.

В системе ППД планируется в качестве нагнетательной жидкости, помимо альб-сеноманской воды, использовать сточную воду нефтепромысла, количество которой будет возрастать по мере увеличения количества добываемой нефти [1; 2]. Пока трудно определить, чем будет ограничиваться коррозионная способность сточной воды, но следует ожидать, что присутствие растворенных газов в сточной воде, например, таких как сероводород, кислород или двуоксид углерода, усилит коррозионную активность сточной воды по отношению к металлу. Кроме того, возрастанию коррозионной активности способствует высокая температура.

Коррозия оборудования системы добычи, системы сбора и системы подготовки нефти

1) значительная минерализация пластовой воды, добываемой попутно с нефтью (от 140 до 230 г/л);

2) механические примеси (преимущественно в виде песчинок);

3) высокая температура добываемой смеси флюидов (около 105 °С).

В ряду отрицательных последствий коррозии числятся:

1) потеря герметичности НКТ, что, в свою очередь, приводит к бесполезной энергозатратной внутрискважинной циркуляции добываемой смеси флюидов и, в особо тяжких случаях, к обрыву колонны НКТ;

2) потеря герметичности обсадных колонн, способствующая крайне нежелательным перетокам между изначально разобщенными пластами;

3) порывы промысловых нефтепроводов, приводящие к образованию утечек жидких углеводородов и загрязнению окружающей среды.

Следует отметить, что многократные спускоподъемные операции (СПО) насосно-компрессорных труб ( например, при проведении текущего и капитального ремонтов скважин) приводят к износу резьбовых соединений и, как следствие, к потере герметичности в местах соединения НКТ.

В ходе разработки месторождения могут возникать осложнения, связанные с отложениями неорганических солей. Отложения неорганических солей могут стать причиной нарушения стабильного режима добычи нефти. Наиболее подвержены осложнениям следующие технологические участки трех основных систем: в системе добычи нефти -- призабойная зона пласта, НКТ, глубинные насосы, устьевая арматура; в системе внутрипромыслового сбора и передачи нефти -- замерные устройства, запорная арматура, выкидные линии; в системе подготовки нефти и утилизации сточных вод -- печи подогрева водонефтяных эмульсий, замерные устройства, перекачивающие насосы, водоводы. Отложения неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании обусловлены рассолами, т.е. возникающими в пластовых условиях перенасыщенными растворами труднорастворимых солей, выпадающих в осадок при соответствующем изменении термобарических условий и гидрохимической обстановки.

В составе солевых отложений могут быть, в различных соотношениях, сульфаты и карбонаты кальция и магния. Химический анализ пластовой воды на выявление ионов бария не проводился, однако в водах многих месторождений Мангышлака отмечено наличие этого иона. В случае присутствия его в пластовой воде месторождения Каракудук, вероятно выпадение солей сульфата бария.

Мероприятия по противокоррозионной защите

Примеров нарушения герметичности обсадных колонн в зацементированных зонах существенно меньше, чем в незацементированных зонах, т.е. цементное кольцо хорошо предохраняет металл от коррозионного разрушения. Поэтому рекомендуется с самого начала строительства скважин поднимать уровень цементного раствора до устья и качественно выполнять цементаж. коррозия нефтепромысловый пластовый давление

Внутреннюю поверхность подъемных труб и линий нефтяных скважин защищают противокоррозионные покрытия, которые противостоят агрессивным средам с температурой 50--80 °С. В некоторых случаях, при отсутствии труб с внутренней изоляцией, защита обеспечивается ингибиторами коррозии. С помощью передвижных агрегатов периодически подают ингибитор в нефтяные скважины (в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемной трубой). Для этого между обсадной колонной и трубой (у башмака) предусмотрено пакерующее устройство (манжета) с небольшим (3--7 мм) отверстием для выхода ингибитора. Поданный в скважину объем ингибитора представляет собой запас на 10--15 дней.

Необходимое количество ингибитора для обработки всей поверхности защищаемого оборудования, включая внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны, наружную и внутреннюю поверхность подъемных труб, поверхность штанг, внутреннюю поверхность выкидной линии, рассчитывается по формуле:

Р = qS,

где q -- норма расхода ингибитора на 1 м2 поверхности, кг/м2; S -- суммарная площадь поверхности защищаемого оборудования, м2.

В системе ППД по мере возможности применяют трубы с внутренней изоляцией (на основе полимерных покрытий). Если такой возможности нет, то для защиты используют ингибиторы коррозии.

Опасность коррозии уменьшается с помощью специальной подготовки воды до поступления ее в систему ППД, а именно, благодаря удалению из нее едких агрессивных газов, а также солей и песка. При этом наряду с такой подготовкой воды к закачке, применяют ингибиторы коррозии.

В межтрубном же пространстве водозаборных скважин коррозию предотвращают с помощью пакеров, пространство над которыми подлежит заполнению противокоррозионным раствором.

В интервале перфорации защита обсадных колонн водозаборных скважин обеспечивается или спуском труб из коррозионностойких материалов, или спуском труб с защитными покрытиями, или спуском цементируемых хвостовиков.

Проблема потери герметичности НКТ в местах резьбовых соединений устраняется применением специальных уплотнительных составов-герметиков для улучшения герметизации.

К методам по предотвращению отложений неорганических солей относятся:

1) селективная изоляция и/или ограничение притока воды в добывающих скважинах;

2) ликвидация нарушений в цементном кольце и обсадной колонне;

3) обработка воды ингибиторами солеотложений.

Процесс ингибирования осуществляется двумя способами:

1) постоянным поступлением ингибитора в поток добываемой жидкости;

2) периодической (с интервалом в 3--6 месяцев) поставкой ингибитора в призабойную зону скважин.

Наиболее эффективным и экономичным методом предотвращения отложений неорганических солей является метод ингибирования химическими веществами, небольшие добавки которых (в количестве 0,0005--0,005% от веса добываемой смеси пластовых флюидов) замедляют процесс кристаллизации солей на поверхности оборудования.

В качестве ингибиторов солеотложений наибольшее применение нашли фос- форорганические соединения типа SP-203; СНПХ-5301 (РД 39-0148332-007ВНИИ- 86); корексит-7647 (РД 39-1-219-79) -- полимер с низким молекулярным весом. Однако могут быть использованы новые, более эффективные, экономически выгодные ингибиторы солеотложений успешно прошедшие лабораторные и опытно-промысловые испытания.

Для удаления солеотложений предлагается обработка скважин соляной кислотой. А также удаление солеотложений эмульсиями, успешно прошедшими опытно-промысловые испытания.

Коррозионный контроль

Выводы

Список литературы

1. Шудабаев Р.К. Уточненный проект разработки нефтяного месторождения «Каракудук». 2011. ТОО «Каракудукмунай».

2. Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых -- утверждены постановлением правительства РК от 10.02.2011 № 123.

3. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983.

References

1. Shudabaev R.K. Utochnennyi proekt razrabotki neftyanogo mestorozhdeniya «Karakuduk». 2011. TOO «Karakudukmunai». (in Russ.).

2. Edinye pravila po ratsional'nomu i kompleksnomu ispol'zovaniyu nedr pri razvedke i dobyche poleznykh iskopaemykh (ordinance № 123 issued by the government of the Republic of Kazakhstan on the 10th of February 2011). (in Russ.).

3. Gimatudinov Sh.K. Spravochnoe rukovodstvo po proektirovaniyu razrabotki i ekspluatatsii neftyanykh mestorozhdenii. M.: Nedra, 1983. (in Russ.).

Размещено на Allbest.ru