CC BY
169УДК 620.193
A.A. даминов, заведующий сектором коррозионного мониторинга, e-mail: Daminov@ufanipi.ru, ООО «РН-УфаНИПИнефть»
Коррозия подземного оборудования добывающих скважин, оборудованных уэцн
Анализ условий эксплуатации погружных скважинных насосов на одном из нефтедобывающих предприятий НК «Роснефть» показал, что кавитационно-эрозионное воздействие на оборудование в условиях аномально высоких скоростей движения скважинных флюидов в кольцевом зазоре «электродвигатель - эксплуатационная колонна» является одной из основных причин ускоренной коррозии погружных электродвигателей. Межремонтный период скважин в результате коррозии сокращается до 10 раз. Для увеличения наработки до отказа УЭЦН разработаны мероприятия по повышению надежности эксплуатации погружного насосного оборудования и технологии снижения коррозионной агрессивности скважинных флюидов.
ВВЕДЕНИЕ
Интересный факт: на нефтедобывающих предприятиях остро стоит проблема внутренней коррозии наземного оборудования и трубопроводов, а проблема коррозии подземного оборудования скважин не является актуальной, хотя как подземное, так и наземное оборудование контактируют с одной и той же нефтепромысловой жидкостью. Причины такого, на первый взгляд, парадокса, заключаются в следующем: сроки эксплуатации наземного оборудования в среднем на порядок больше, чем подземного, и выходит оно из строя в основном по причине коррозии. Подземное же оборудование «отказывает» обычно в течение первого же года эксплуатации по совокупности причин, среди которых доля коррозии обычно незначительна. Однако при стечении определенных обстоятельств могут возникнуть условия, когда доля отказов по причине коррозии начинает прева-
лировать над отказами по другим причинам. Настоящая статья посвящена выявлению и анализу причин превалирующих коррозионных отказов погружного оборудования скважин на одном из нефтедобывающих предприятий ООО «НК «Роснефть».
Рис. 1. Коррозионные разрушения корпусов ПЭД УЭЦН А - язвенно-канавочная коррозия; Б - мейза-коррозия
На одном из месторождений нефтедобывающего предприятия в последние несколько лет прослеживается тенденция роста количества отказов погружного оборудования добывающих скважин по причине коррозии. Наблюдается коррозия как внутренней стенки насосно-компессорных труб (НКТ), так и внешней поверхности корпусов насосных установок УЭЦН, в основном - корпусов погружных электродвигателей (ПЭД). Коррозия ПЭД является причиной примерно 70 % отказов скважин, вышедших из строя по причине коррозии. Всего же количество отказов погружного оборудования по причине коррозии за последние два года увеличилось в 4-5 раз и на сегодняшний день составляет в целом по предприятию 13-15% от действующего фонда скважин. Межремонтный период скважин (МРП), подвергшихся коррозии, варьируется от 30 до 300 суток и составляет в среднем около 100 суток при сред-
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 8 \\ август \ 2009
Таблица 1. Сравнение состава попутно-добываемой воды пласта ПКх с усредненным составом воды других пластов
НАИМЕНОВАНИЕ ЕДИНИЦА ИЗМЕРЕНИЯ УСРЕДНЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ
ПЛАСТ ПКх ОСТАЛЬНЫЕ ПЛАСТЫ
Содержание ионов и газов:
Na++K+ мг/л 8744.0 8006.8
Са2+ мг/л 159.9 336.0
Мд2+ мг/л 177.0 106.7
Ва2+ мг/л 28.3 60.6
Fp 1 ^общ. мг/л 0.8 0
а мг/л 13775.0 12965.3
нсо3- мг/л 934.8 703.5
СО2 мг/л 50.2 45.9
н^ мг/л следы следы
О2 мг/л следы следы
so42- мг/л 0 0
Общая минерализация мг/л 23842.8 22100.5
Показатель рН 7.8 7.3
Количество СВБ кл./см3 единицы единицы
нем общем МРП 300 суток. Финансовые потери, связанные с недоамортизацией оборудования, частыми ремонтами и недополученной нефтью, достигают сотен миллионов рублей в год.
АНАЛИЗ ПРИЧИН КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Визуальное обследование коррозионных повреждений корпусов ПЭД указывает на протекание в скважинах: • язвенно-канавочной коррозии (рис. 1, левый образец);
• мейза-коррозии /1, 2/ (рис. 1, правый образец), инициированной истиранием защитного покрытия ЭЦН при его спуске в скважину. Оголившийся в виде продольных полос металл после спуска подвергается интенсивной электрохимической коррозии; При отсутствии центраторов, коррозионные повреждения, как правило, локализуются на той стороне корпуса ПЭД, которая ближе, либо соприкасается с обсадной колонной. При этом скорость коррозии обычно резко возрастает за
счет добавления к углекислотной коррозии контактной, щелевой, фреттинг- и электрокоррозии.
Для выяснения причин ускоренной коррозии погружного оборудования, проведены исследования условий эксплуатации таких скважин, а также металлографические исследования материалов, из которых были изготовлены прокорродировавшие элементы подвесного оборудования. Выявлено, что по химическому составу образцы металлов соответствуют техни-
850 -800 -750 -700 -650 -600 -550 500 450 400 350 300 250 200 -150 -100 -50 -
«— дебит жи дк.
— наработка на отказ ЭЦНМ5-200-1 ООО 208д(69д) 201ЭЦНА5А-400-1500 101д
(34д)
506д(126д)
ЭЦНМ5-50-1300 51 Зд (51 Зд)
»1.....
ЭЦНД5-50-1350 272д(272д)
г
190РС320 821д (821д) \ ..............................................................."»■♦ ! 1.............. ф ж........ж ...........
Г"-.,:
Рис. 2. Зависимость наработки на отказ от производительности УЭЦН
WWW.NEFTEGAS.INFO \\ ЗАщиТА оТ корроЗии \\ 33
Таблица 2. Сравнение параметров эксплуатации скважин, подвергшихся коррозии ПЭД, с остальными скважинами
НАИМЕНОВАНИЕ ЕДИНИЦА ИЗМЕРЕНИЯ УСРЕДНЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ
СКВАЖИНЫ С КОРРОЗИЕЙ ПЭД ОСТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ
Забойное давление, Рзаб. ат. 116.7 112.4
Рнас.-Рзаб. ат. 12.3 31.9
Обводненность % 87.7 72.3
Газовый фактор м3/м3 255.6 275.3
0 жидкости м3/сут 321.2 101.3
V ГЖС м/с 11.2 5.2
Системы питания ПЭД с частотным управлением % 7.5 4.5
КВЧ мг/л 116 124
ческим условиям на соответствующие марки низколегированных сталей. Фазовый рентгеноспектральный анализ показал, что продукты коррозии представляют собой в основном карбонат железа FeCO3 c небольшими примесями оксида железа Fe3O4. Энергодисперсионным анализом установлено, что в слое карбоната железа присутствуют включения, содержащие кальций. Металлографический анализ образцов не выявил аномалий в структуре и микроструктуре металла. Таким образом, качество металла не является причиной ускоренной коррозии оборудования. Сделан анализ условий эксплуатации скважин, а также химический анализ состава попутно-добываемых вод. Более 90% скважин на месторождении, где наблюдается ускоренная коррозия скважинного оборудования, добывают продукцию из одного пласта
180 -,_
- ПКх. Сравнительный анализ состава попутно-добываемой воды из этого пласта с усредненными значениями состава вод из других пластов, показал более высокое содержание в ней растворенного углекислого газа, гидрокарбонат- и хлорид-ионов, являющихся промоторами коррозии (таблица 1). В то же время ионов кальция, способных образовать на поверхности металла защитные карбонатные отложения, в воде данного пласта значительно меньше, чем в других пластовых водах. Анализ работы УЭЦН, подвергнувшихся коррозионным отказам, показал, что при переходе с целью интенсификации добычи на более мощные и высокопроизводительные насосы происходит снижение наработки на отказ. Наглядно это видно на примере одной из скважин месторождения (рис. 2), когда последовательный переход от
160
у = -5.2873Х+ 147.18
R2 = 0.4568
4 6 8 10 12
Скорость потока ГЖС в кольцевом зазоре, м/с
Рис. 3. Зависимость наработки на отказ по причине коррозии ПЭД от скорости ГЖС
УЭЦН с производительностью 50 м3/сут. к УЭЦН с производительностью до 400 м3/сут. привел к снижению наработки с 500 суток до 50 суток, т.е. в 10 раз. По другим скважинам, вышедшим из строя по причине коррозии, также прослеживается тенденция снижения наработки на отказ при интенсификации добычи нефти. Сравнение усредненных значений параметров эксплуатации осложненных скважин с параметрами остальных скважин (таблица 2) показало, что на коррозионных скважинах больше дебит жидкости (0 жидкости), скорость газо-жидкостной смеси (V ГЖС), обводненность, выше процент «частот-ников» (скважин с регулированием частоты тока на ПЭД). При построении корреляционных зависимостей срока наработки на отказ по причине коррозии ПЭД от различных факторов, приемлемая корреляция получена для пары наработка на отказ - скорость ГЖС (рис. 3). Таким образом, анализ условий эксплуатации скважин показал, что при форсированном отборе пластовой продукции возрастает скорость потока, имеет место интенсивное разгазирование сква-жинных флюидов, прослеживается рост обводненности продукции. Данные факторы способствуют коррозионно-абразивно-кавитационному воздействию на подземное оборудование. Скорость потока в кольцевом пространстве между обсадной колонной и корпусом ПЭД возрастает как вследствие увеличения объема добываемых флюидов, так и из-за уменьшения площади кольцевого сечения между ПЭД и обсадной трубой вследствие использования УЭЦН большего типоразмера, что к тому же обуславливает риск задира корпуса
ПЭД при спуске подвесного оборудования в скважину.
Одним из факторов, способствующих развитию аномально высокой коррозии подвесного оборудования, является его работа в области давлений ниже давления насыщения. Интенсивное разгази-рование скважинных флюидов в зоне подвески УЭЦН приводит к выпадению на поверхности металла карбонатных осадков и их местному стохастическому удалению в результате кавитационных процессов при образовании и схлопы-вании на поверхности металла газовых пузырьков. Это вызывает образование гальванопар и развитие локальной коррозии с аномально высокими скоростями. Скорость кавитационного износа прямо пропорциональна квадрату скорости потока:
^ав. =а*^ ГЖС, (1),
где а - коэффициент пропорциональности;
V ГЖС - скорость газожидкостной смеси. Поэтому увеличение скорости ГЖС в 2 раза приводит к четырехкратному возрастанию скорости кавитационно-го износа.
Средняя скорость потока в кольцевом пространстве между корпусом ПЭД и обсадной колонной для коррозионных скважин в 2 раза выше, чем для остальных, и достигает 11 м/с. При такой скорости и наличии в потоке твердых частиц заметную роль начинает играть эрозионно-абразивный фактор. Коррозионно-эрозионное воздействие среды начинается с момента преобладания инерционных сил потока над силами адгезии образующихся в результате солеотложения и коррозии нерастворимых продуктов, обладающих экранирующими защитными свойствами. Скорость абразивного износа прямо пропорциональна кубу скорости потока /3/:
Vабр. =Ь*^ ГЖС, (2)
где Ь - коэффициент пропорциональности,
Поэтому увеличение скорости ГЖС в 2 раза приводит к восьмикратному возрастанию скорости абразивного износа.
В условиях коррозионно-агрессивного
WWW.NEFTEGAS.INFO
воздействия на металл пластовых флюидов основная отрицательная роль абразивных частиц, представленных в основном песком и проппантом, заключается в непрерывном удалении формирующейся защитной пленки с поверхности металла, что позволяет протекать электрохимическому процессу коррозии с высокой скоростью. Отсутствие в попутно-добываемой воде растворенного кислорода и сероводорода позволяет предположить, что электрохимическая коррозия протекает по механизму углекислотной коррозии, связанной с наличием в попутно-добываемой продукции углекислого газа. Скорость углекислотной коррозии прямо пропорциональна парциальному давлению СО2 и температуре, и описывается уравнением Де Ваарда - Миллиамса /4/:
А?(УЬ6,467-^З10 +
бч мр/ » 273 +1
+ 0,67ШРсо) (3)
Для условий эксплуатации скважин описываемого месторождения скорость углекислотной коррозии может достигать значений 30-40 мм/год. Характер коррозионных повреждений (рис. 1) указывает на то, что в скважинах наряду с электрохимической коррозией протекает и электрокоррозия. Электрокоррозия (коррозия блуждающими токами) характерна в случае наличия постоянной составляющей тока. Такая ситуация возможна, если погружной электродвигатель питается от частотно-регулируемого источника электроэнергии с нарушенной симметрией положительной и отрицательной полуволн /5/. При этом, если постоянная составляющая нарушенной симметрии фаз имеет знак «+», будет корродировать корпус ПЭД, если знак «-» - будет корродировать обсадная колонна. Скорость анодного растворения прямо пропорциональна проводимости электролита, приложенному напряжению и обратно пропорциональна зазору между корпусом ПЭД и обсадной колонной. Экспериментально было установлено, что электрокоррозия с достаточно высокими скоростями протекает и в случае переменного тока - если существует движение жидкости-электролита относительно металла /6/.
СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Исходя из анализа причин коррозии корпусов ПЭД, разработаны меры по ее снижению и увеличению наработки на отказ погружных скважинных насосов.
Применение ингибиторной защиты предлагается, как превентивная мера, до внедрения других способов защиты. Следует отметить, что традиционные технологии ингибиторной защиты сква-жинного оборудования - закачка ингибитора через затруб или дозирование по капиллярным трубкам в рассматриваемом случае малоэффективны. Первая технология - в силу того, что ингибитор не сможет достичь и защитить ПЭД, так как он находится ниже уровня приема насоса, вторая - в силу того, что спуск капиллярной трубки для подачи реагента на глубину подвески 2000 м и более по искривленным скважинам с узким кольцевым зазором между корпусом УЭЦН и эксплуатационной колонной весьма проблематичен: велики риски защемления канала или его перетирания с нарушением герметичности. Рассмотрены варианты ингибиторной защиты путем задавки ингибитора в приза-бойную зону пласта и подвешивания к основанию ПЭД погружного контейнера с твердым ингибитором. В результате лабораторных исследований подобраны ингибиторы для применения по технологии задавки в пласт и использования в погружном контейнере. Однако следует заметить, что рассматриваемые технологии также имеют свои ограничения: это и быстрый вынос ингибитора из пласта, и быстрый срыв пленки ингибитора с защищаемой поверхности металла при высоких дебитах и скоростях потока.
Поэтому, помимо технологий ингибиторной защиты предусматривается внедрение других методов, позволяющих снизить коррозионный износ и повысить тем самым сроки наработки подвесного оборудования:
1) применение подвесного оборудования только в износостойком исполнении;
2) применение защитных полимерных и металлизационных покрытий. Предпочтительна технология высокоскоростного газопламенного нанесения коррозионно-стойкого металла, позволяющая получать покрытия с адгезией к основному металлу более 80 МПа, пористостью менее 1% и твердостью до 62 по 1Ж, что намного превосходит показатели полимерных покрытий. Во избежание царапин и задиров при спуске оборудования в скважину и фреттинг-коррозии при его эксплуатации, рекомендуется использовать центраторы подвески;
3) усовершенствование систем управления ПЭД с частотно-регулируемыми преобразователями с целью исключения ассиметрии фаз;
4) усовершенствование технологии сращивания кабеля с целью снижения токов утечки;
5) применение катодной защиты обсадной колонны и корпуса ПЭД через дополнительную жилу кабеля.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Показано, что основной причиной ускоренной коррозии корпусов ПЭД является форсированный отбор пластовой продукции, приводящий к увеличению скорости потока, интенсификации раз-газирования добываемых флюидов. В присутствии частиц пластовой породы и выделяющегося газа на погружное
оборудование воздействует комплекс кавитационно-эрозионно-абразивных факторов, не позволяющий образоваться защитным отложениям на поверхности металла,что интенсифицирует скорость углекислотной коррозии. Все факты коррозионных отказов зафиксированы исключительно на высокообвод-ненных скважинах с обводненностью > 80%, погружное оборудование которых контактирует с высоко коррозионно-агрессивной эмульсией типа «нефть в воде». Происходящая при интенсификации добычи замена УЭЦН на более производительные (применение ПЭД большего типоразмера), приводит к уменьшению кольцевого зазора между УЭЦН и обсадной колонной, что увеличивает риск истирания и задира корпуса ПЭД при спуске в колонну, а также благоприятствует фреттинг-коррозии при эксплуатации за счет вибрации контактирующих поверхностей. На скважинах, оборудованных частотно-регулируемыми системами управления ПЭД, при определенных условиях на выходе источника питания двигателя возникает постоянный или пульсирующий однополярный ток, который вызывает электрокоррозию. Электрокоррозия возможна также и на скважинах с трансформаторными системами управления ПЭД при наличии тока жидкости между двумя металлическими поверхностями, наведенного потенциала на корпусе ПЭД, либо токов утечки обмотки статора электродвигателя или кабеля питания.
Разработаны и проходят апробацию мероприятия, направленные на устранение негативного влияния причин, способствующих ускоренной коррозии погружного скважинного оборудования.
Литература
1. Videm K., Dugstad A. Effect of Flow Rate, pH, Fe2+ concentration and steel quality on the CO2 corrosion of carbon steels // CORROSION/87. Paper 42. San Francisco.
2. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. -188с.
3. Голощапов В. Г. Исследование влияния нефтепромысловых сточных вод на сроки эксплуатации насосного оборудования в системе заводнения нефтяных пластов. Дисс. на соиск. ученой степени к.т.н., Уфа, 1974.
4. C. de Waard, Milliams D. E. Carbonic Acid Corrosion of Steel // CORROSION. 1975. V. 31. № 5 . P. 177.
5. Закиров В. Р., Даминов А. А. и др. Об электрохимическом разрушении погружного оборудования на скважинах с частотно-регулируемыми станциями управления. НТЖ «Средства измерения, автоматизации, телемеханизации и связи», 2008, № 9, с. 12 - 18.
6. Daminov A, Ragulin V, Voloshin A, ... . Analysis of Causes of High-Rate Corrosion Occurring at Electric Motors of Submersible Pumps. SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 28-30 October 2008, Moscow, Russia. SPE117407 Ключевые слова: Коррозия скважинного оборудования, защита от коррозии
■ широким ассортимент продукции
■ сертифицированные системы для всех категорий коррозионности
■ технический сервис
www.hempel.ru
