CC BY
38О ПРОГНОЗЕ РИСКОВ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБИ С КОРРОЗИОННЫМ РАЗРУШЕНИЕМ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Р. Жолдасбоев С. Очилов А. А. Умирзоков А. Н. Караманов
Ташкентский государственный технический университет
АННОТАЦИЯ
Разнообразие свойств пластовых флюидов, высокое содержание СО2 в добываемом газе и нефти, наличие в добываемой продукции воды обусловливают особенности её разработки, в частности необходимость проведения превентивных мероприятий по борьбе с коррозионным разрушением нефтепромыслового оборудования. Рассмотрены и оценены риски коррозии в процессе добычи и ремонта скважин, факторы, влияющие на развитие коррозионных процессов, методы противокоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования и основные технологии применения ингибиторов коррозии.
Ключевые слова: нефти, коррозионных процессов, скважина, геологические условия, Бухаро-хивинского региона, коррозионно-агрессивных газов.
ABOUT RISK PREDICTION AND SELECTION OF TECHNOLOGIES TO COMBAT CORROSION DAMAGE OF OIL PRODUCTION EQUIPMENT IN
OIL PRODUCTION
R. Joldasboev S. Ochilov A.A. Umirzokov A. N. Karamanov
Tashkent State Technical University
ABSTRACT
The variety of properties of reservoir fluids, the high content of CO2 in the produced gas and oil, the presence of water in the produced product determines the features of its development, in particular, the need to take preventive measures to combat corrosion destruction of oilfield equipment. Risks of corrosion in the process of production and workover of wells, factors influencing the development of corrosion processes, methods of anti-corrosion protection of oilfield equipment and the main technologies for the use of corrosion inhibitors are considered and assessed.
Keywords: oil, corrosion processes, well, geological conditions, Bukhara-Khiva region, corrosive gases.
ВВЕДЕНИЕ
Приведены результаты количественного определения в добываемой скважинной продукции растворённых коррозионно-агрессивных газов, оценки степени коррозионной агрессивности добываемой пластовой жидкости с учётом использования пресной, водозаборной воды для технологических процессов глушения скважины проведения операций гидравлического разрыва пласта (ГРП). Представлены результаты определения коррозионной агрессивности жидкостей глушения (ЖГ), в том числе тяжёлых [1-6].
МЕТОДОЛОГИЯ
Показано, что применение ЖГ на основе формиата калия (HCOOK) при ремонте скважин снижает скорость коррозии до нормативных значений (0,1 мм/год) и не потребует применения антикоррозионных мер защиты, в частности ингибиторов коррозии. Приведены результаты оценки коррозионной агрессивности добываемой пластовой жидкости с учётом использования пресной воды для технологических процессов проведения операций ГРП. Приведены результаты лабораторных исследований по определению скорости коррозии на модельных средах в условиях повышенного содержания углекислоты в водной фазе [7-12].
Сложные геологические условия добычи нефти карбонатной отложений обусловливают особенности её разработки, в частности необходимость проведения превентивных мероприятий по борьбе с коррозионным разрушением нефтепромыслового оборудования. Наличие в добываемой продукции газонасыщенной воды требует особого внимания к защите оборудования скважин и трубопроводов от коррозии, по скольку содержание СО2 в добываемом нефтяном газе карбонатных отложений варьируется в широких пределах, вплоть до 0,160 г/литр. Учитывая столь высокое возможное содержание СО2 и изменение его содержания в нефтяном газе, необходимо строгий контроль коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования, тщательный подбор ингибиторов коррозии и технологий их применения. Развитие коррозии внутри скважинных оборудования зависит от совместного влияния множества факторов: гидродинамических (скорости потока добываемой жидкости, режима её течения); химических (ионного состава воды, её минерализации, показателя рН); наличия растворённых в воде газов СО2; микробиологических, эрозионных, кавитационных, а также напряжённо-деформированного состояния металла. В таких условиях коррозия может наблюдаться в любом интервале подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) от забоя до устья скважины. Факторы, влияющие на коррозию, взаимосвязаны, и нельзя «вычленить» долю каждого из них в общем коррозионном процессе. На месторождениях нефти и газа Бухаро-
Хивинского региона основным видом коррозионного разрушения на всех этапах добычи углеводородов является электрохимическая СО2-коррозия, причём зачастую осложняющаяся минеральными отложениями (CaCO3,FeCO3) и абразивными в носом металлического оборудования при высокой скорости потока [13-19]. Учитывая актуальность разработки карбонатной отложений, рассмотрены и систематизированы возможные риски коррозии скважинного оборудования в процессе освоения скважин, добычи и транспорта продукции по трубопроводной системе нефтесборных коллекторов.
Коррозионную агрессивность составов, используемых при проведении операций ГРП, кислотных составов для обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин определяли гравиметрическим методом в рабочих растворах в соответствии с ГОСТ Р 9.905-2007 «Единая система защиты от коррозиии старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования». Образцы испытуемых металлов готовились согласно ГОСТ 9.502-82.
Модельные растворы пластовой воды (МПВ) готовили растворением соответствующих на весок солей NaCl, MgCl2 и NaHCO3. Растворы насыщались диоксидом углерода для предотвращения выпадения СаСО3. Коррозионную агрессивность пластовой воды определяли с использованием образцов стали Ст08СП при постоянном барботировании СО2 («babbletest»). Концентрацию диоксида углерода определяли с помощью тест-комплекта Carbon Dioxide CHEMets® Kit K-1920. В МПВ плотностью 1,04 г/см3 при 20 °С концентрация СО2 составила 180мг/л.
Для расчёта прогнозной скорости
СО2 -коррозии в скважине использовалась методика, основанная на модели де Ваарда-Лотца-Дагстада [20-24]. На основе имеющейся исходной информации (ионный состав добываемой воды, давление, температура, физико-химические свойства пластовых флюидов, газосодержание, содержание СО2 в нефтяном газе) методика позволяет предсказывать линейную скорость коррозии обсадной трубы скважины от забоя до приёма насоса, корпуса погружного электродвигателя (ПЭД) установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) и внутренней поверхности НКТ от выкида насоса до устья.
Коррозионная агрессивность попутно-добываемой воды и жидкостей глушения
Существующие элементы коррозионного менеджмента рекомендуют относить скважины в осложнённый фонд по причине «коррозионная агрессивность» последующим условиям:
— коррозионная агрессивность скважинной жидкости CR более 0,1 мм/год;
— скважины, эксплуатируемые в присутствии одного или более коррозионно-агрессивных факторов (таблица 3), даже при отсут-ствии отказов глубинно-насосного оборудования по причине «коррозия»;
расчёт скорости коррозионного растворения металла с использованием модельных уравнений (де Варда-Мильямса, стандарта КОЯБОК, на основании результатов лабораторных физико-химических исследований попутно-добываемых водирастворённых агрессивных газов, указывает на повышенную коррозионную агрессивность пластовых вод;
— все скважины со схожими способами эксплуатации на объекте разработки (месторождение, пласт, ячейка разработки), из которых 50% и более скважин отнесены к осложнённому фонду.
При проведении экспериментов в испытуемой среде наблюдалось выпадение осадка СаСОЗ, особенно при повышенных температурах (выше 40°С). Индекс насыщенности МПВ при температуре 50-105 °С много выше 0, т.е. пластовая водасильно пересыщена по содержанию карбоната кальция.
ОБСУЖДЕНИЕ
Расчёт скорости коррозии по стволу нефтедобывающей скважины.
Для прогнозирования скорости коррозии по стволу нефтедобывающей скважины была использована модель де Ваарда-Лотца- Дакстада (ДВЛД), учитывающая влияние скорости газожидкостного потока на СО2-коррозию, изменение температуры и дав-ления по стволу скважины [6]. Результаты расчёта
приведены на рисунке 1.
Как видно из данных, представленных на рисунке 1, величина расчётной скорости коррозии весьма чувствительна к содержанию в попутнодобы-ваемом газе СО2. В этой связи контроль содержания в попутнодобываемом газе СО2 является параметром, позволяющим оценить развитие коррозионных процессов в скважине. Следует отметить, что в заданных условиях модельной скважины: дебит жидкости 43 м /сут, обводнённость добываемой продукции 40 %, содержание СО2 в нефтяном газе 1,5-6,0%, скорость коррозии превышает нормативный предел (0,1 мм/год) по всей глубине скважины: в НКТ, на УЭЦН и в интервале забой— УЭЦН.
Методы противокоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования [25-27]. В процессах нефтедобычи используется широкий ряд методов противокоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования: технологические, направленные на корректировку технологии добычи, подготовки и транспортирования водонефтяной эмульсии с целью сохранения первоначально низкой коррозионной агрессивности добываемой продукции; методы, связанные с изменением агрессивных свойств среды или удалением из неё компонентов, вызывающих коррозию металла; применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, защитных покрытий, неметаллических материалов, коррозионностойких металлов и сплавов, электрохимической защиты (катодной, протекторной).
РЕЗУЛЬТАТ
Наиболее распространённым способом защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии является химический метод — ингибиторная защита. Достоинствами метода являются высокая эффективность, возможность применения без изменения технологии процессов добычи, сбора, транспорта и под-готовки нефти, простое аппаратурное обеспечение. Большинство ингибиторов, используемых в нефтедобывающей промышлен-ности, относятся к производным азот-, серу-, кислород- и фосфорсодержащих высоко молекулярных веществ сложной структуры [28-30]. Наибольшее распространение среди них получили азотсодержащие соединения с длинными углеводородными цепями, производные алифатических жирных кислот, имидазолины и их производные, четвертичные аммониевые основания и их производные, в частности четвертичные аммониевые соли предельных и непредельных жирных кислот, производные пиридина. В нефтедобывающей промышленности нашли применение фосфор содержащие высоко молекулярные ингибиторы коррозии, в частности соли и амидыфосфорной, фосфоновой кислот.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Наиболее широкое распространение получили три способа введения ингибиторов коррозии в агрессивные среды: однократная обработка металлической поверхности оборудования; постоянное либо периодическое дозирование реагента в добываемую или перекачиваемую среду; закачка в при забойную зону нефтяных скважин. Конкретный выбор технологии ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования определяется исходя из конструктивных особенностей защищаемых объектов, составом и свойствами коррозионной среды, технологическими характеристиками ингибитора и должен
быть обоснован технико-экономическим анализом, лабораторными и опытно-промысловыми испытаниями.
Предложены рекомендации по предотвращению коррозии нефтепромыслового оборудования скважин, эксплуатирующих месторождения Карбонатной отложений Бухаро-хивинского региона, критерии их применимости с технико-экономической оценкой эффективности.
REFERENCES
[1] G'OFUROVICH, H. O., ABDURASHIDOVICH, U. A., O'G'LI, I. J. R., & RAVSHANOVICH, S. F. (2020). Prospects for the industrial use of coal in the world and its process of reproducing. Prospects, 6(5).
[2] G'ofurovich, K. O., &Abdurashidovich, U. A. (2021). Justification of rational parameters of transshipment points from automobile conveyor to railway transport. World Economics and Finance Bulletin, 1(1), 20-25.
[3] G'afurovich, K. O., Abdurashidovich, U. A., &Ogli, B. A. O. (2020). Small Torch Progress In Prospects Gold Mining In Improving Countries. The American Journal of Interdisciplinary Innovations and Research, 2(09), 65-72.
[4] Хайитов, О.,Умирзоков, А., &Равшанов, З. (2020). Анализ текущего состояния и пути повышения эффектиности разработки нефтегазовых месторождений юго-восточной части бухаро-хивинского региона. Матергали конференцгй МЦНД, 811.
[5] G'ofurovich, K. O., Abdurashidovich, U. A., Ugli, M. U. F., &Ugli, A. A. X. (2020). Justification Of The Need For Selective Development Of The Phosphorite Reservoir By Horizontal Milling Combines. The American Journal of Engineering and Technology, 2(11), 159-165.
[6] Акрамов, Б. Ш.,Умедов, Ш. Х., Хайитов, О. Г., Нуриддинов, Ж. Ф. У., Хамроев, У., &Зияева, Н. (2019). Инновационная технология разработки нефтегазовых залежей. Наука, техника и образование, (1 (54)).
[7] Хайитов, О., Умирзоков, А., &Бекмуродов, А. (2020). О применении методов подсчета запасов газа в месторождении северныйгузар. Збгрник наукових працъ АОГОХ, 56-59.
[8] Eduardovich, P. Y., Gofurovich, K. O., &Kuvvatovich, K. U. (2021). Substantiation of parameters low-waste technology of extraction of blocks. ACADEMICIA: AN INTERNATIONAL MULTIDISCIPLINARY RESEARCH JOURNAL, 11(1), 835-842.
[9] Акрамов, Б.,&Нуритдинов, Ж. (2020). ЭФФЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СУРХАНДАРЬИ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ. Зб1рник наукових працъ АОГОХ, 76-80.
[10] Хайитов, О. Г., Искандаров, Ж. Р., Давлатбоев, Ж. Т. У., &Умирзоков, А. А. (2021). ДУНЁНИНГ УГЛЕВОДОРОД КОНЛАРИДА АНОМАЛ ЮКОРИ КАТЛАМ БОСИМИНИНГ ПАЙДО БУЛИШ САБАБЛАРИНИ УРГАНИШ НАТИЖАЛАРИНИ УМУМЛАШТИРИШ. Scientific progress, 7(6), 1135-1142.
[11] Хайитов, О. Г., Мирсултонов, М. М. У., Гафуров, Ш. О. У., &Нуритдинов, Ж. Ф. У. (2021). ОБОБЩЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ БУРЕНИЕМ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БУХАРО-ХИВИНСКОГО РЕГИОНА. Scientific progress, 2(1), 336-343.
[12] Петросов, Ю., Хайитов, О., Умирзоков, А., Исаманов, У., &Имамбердиев, У. (2021). ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ И ПЕРЕРАБОТКИ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ В УСЛОВИЯХ ГЛУБОКИХ КАРЬЕРОВ. Зб1рник наукових праць SCIENTIA.
[13] Хайитов, О., Джураев, С., Умирзоков, А., Бекманов, Н., &Искандаров, Ж. (2021). НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ РЕЗУЛЬТАТОВ ВСКРЫТИЯ, ИСПЫТАНИЯ И ОСВОЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН. Зб1рник наукових праць SCIENTIA.
[14] Хайитов, О., Акрамов, Б., Гафуров, Ш., Джураев, С., Умирзоков, А., &Искандаров, Ж. (2021). О РЕЗУЛЬТАТОВ ВСКРЫТИЯ, ИСПЫТАНИЯ И ОСВОЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН. Зб1рник наукови хпраць SCIENTIA.
[15] Акрамов, Б., Хайитов, О., Нуритдинов, Ж., &Жолдасбаев, Р. (2021). ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ. Збгрник наукових праць ЛОГОЕ.
[16] Акрамов, Б., Хайитов, О., Нуритдинов, Ж., Жанабаев, Д., &Джураев, С. (2021). Прогнозирование показателей разработки при водонапорном режиме. Збгрник наукових праць SCIENTIA.
[17] G'afurovich, K. O. (2020). Current State And Ways To Improve The Efficiency Of Field Development In The South-Eastern Part Of The Bukhara-Khiva Region. The
American Journal of Applied sciences, 2(09), 194-206.
[18] Akramov, B. S., &Khaitov, O. G. (2017). Oil displacement by water in an electric field.AustrianJournalofTechnicalandNaturalSciences, (3-4), 20-22.
[19] G'afurovich, K. O. (2020). Modern State And Methods Of Enhancing The Productivity Of Field Progress In The South-Eastern Part Of Bukhara-Khiva Region. The American Journal of Social Science and Education Innovations, 2(09), 423-432.
[20] Хайитов, О. Г.,Набиева, Н. К., &Махмудов, Ш. Н. (2013). Оценка степени влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлеченияподгазовых нефтяных залежей. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (6), 4650.
[21] Хайитов, О. Г., Акрамов, Б. Ш., &Нуритдинов, Ж. Ф. (2020). Инновационный методы повышения нефтеотдачи пластов. Евразийский союз ученых, (1-3 (70)).
[22] Khayitov, O. G. (2020). Evolution Of Petroleum Stratum Efficiency By-Multi-Factor Regression Analysis. The American Journal of Engineering and Technology, 2(08), 79-84.
[23] Акрамов, Б. Ш., Хайитов, О. Г., Нуритдинов, Ж. Ф. У., Гафуров, Ш. О. У., &Жанабоев, Д. Б. У. (2020). Влияние гидродинамического несовершенства на производительность скважин. Глобус, (5 (51)).
[24] Агзамов, А. А., Хайитов, О. Г., &Каршиев, А. Х. (2016). О степени влияния темпа отбора жидкости на темп отбора нефти на разных стадиях разработки залежей, представленных карбонатными коллекторами. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (4), 36-46.
[25] Хайитов, О. Г., Очилов, Ш. А., Кадиров, В. Р., & Бабаев, З. Н. (2020). Механизация горно-транспортных работ, персонал и потребляемые материальные ресурсы. In Advanced Science(pp. 46-49).
[26] Акрамов, Б. Ш., Умедов, Ш. Х., Хайитов, О. Г., Нуритдинов, Ж. Ф. У., &Мирзакулова, М. Н. К. (2019). Использование промысловых данных для определения запасов нефти залежей, разрабатываемых при водонапорном режиме.
Проблемы современной науки и образования, (10 (143)).
[27] Хайитов, О. Г., Каршиев, А. Х., &Хамраев, Б. Ш. (2018). Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин на месторождении" южный кемачи". Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал), (8).
[28] Хайитов, О. Г., &Агзамова, Х. А. (2011). Технико-экономическая и экологическая эффективность утилизации попутного нефтяного газа. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (1), 38-43.
[29] Акрамов, Б. Ш., ХАЙИТОВ, О., & ЖАЗЫКБАЕВ, К. (2010). Экспериментальное исследование химического выщелачивания нефти из нефтяных пластов. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (4), 2528.
[30] Агзамов, А. А., &Хайитов, О. Г. (2010). Обоснование метода увеличения коэффициента извлечения нефти на основе обработки геологопромысловых данных. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (8), 47-51.
