CC BY
103
УДК 620.193
В. Э. Ткачева, С. А. Долгих, Ф. Ш. Шакиров ПРОБЛЕМЫ ВНЕШНЕЙ КОРРОЗИИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ И КАТОДНАЯ З АЩИТА
Ключевые слова: обсадная колонна, внешняя коррозия, катодная защита.
Выполнен анализ литературных данных о возможных причинах коррозионного разрушения внешней стенки обсадных колонн нефтяных скважин. Представлены результаты расчета силы тока защиты обсадных колонн с помощью метода расчета сдвига потенциала в стволе скважины и сопротивления в системе скважина/грунт. Приведены данные мониторинга защитных потенциалов во времени.
Keywords: well casing, external corrosion, cathodic protection.
The published data analysis about possible corrosion damage causes of the outer oil well casing's surface is made. The current protection calculations of oil well casings using potential shift in the wellbore and resistance in the system well /ground calculation method are shown. The protection potentials monitoring data in time are given.
Введение
В настоящее время проблема отказов обсадных колонн нефтяных скважин по причине коррозии остается актуальной, несмотря на их значительное снижение и использование катодной защиты (рис. 1). Практика показывает [1-3], что успешная эксплуатация скважины напрямую зависит от учета всех факторов, которые могут повлиять на локализацию коррозионных процессов.
4 1 ,3
1
2,0 2 2 1.9 3 - .9 2 \ 2 i.4 i,3
1 2 —
2001 2002 2003 2С04 2005 2С05 2007 2С0В 200Э 2010 20 11 2012 201Э
□ Добывающие ■ Нагнетательные
Рис. 1 - Коэффициент снижения отказов на скважинах ОАО «Татнефть» при использовании катодной защиты
Как видно из рисунка, количество отказов эксплуатационных колонн скважин с катодной защитой значительно уменьшается. Катодная защита, которая применяется с 1913 года ХХ века, является единственным способом активной защиты обсадных колонн. Катодная поляризация конструкции приводит к увеличению содержания электронов в кристаллической решетке, т.е. к повышению электронной плотности, что проявляется в смещении потенциала в катодную область. Повышение электронной плотности металла препятствует преобразованию его атомов в положительно заряженные ионы, переходящие в раствор, или продукты коррозии, остающиеся на поверхности. Т.е. затрудняется анодная реакция ионизации металла [4].
Для увеличения срока безотказной работы скважины необходимо обязательное использование катодной защиты с оптимальными параметрами, оценка эффективности защиты в процессе эксплуатации и
исключение возможных факторов потенциальной коррозионной опасности, ужесточающих условия эксплуатации колонны [5-7].
Целью данной работы являлся анализ возможных причин локализации коррозионных процессов на внешней поверхности обсадной колонны по данным отечественных и зарубежных авторов, оценка эффективности катодной защиты обсадных колонн скважин на территории ОАО «Татнефть» с применением метода расчета сдвига потенциала в стволе скважины и сопротивления в системе скважина/грунт.
Ежегодно на капитальный ремонт скважин при нарушении целостности колонны в результате порывов предприятие (ОАО «Татнефть») затрачивает порядка одного миллиарда рублей. Поэтому выявление причин, приводящих к отказам скважины, является актуальной задачей (рис. 2).
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Год
б
Рис. 2 - Динамика удельной частоты нарушений добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин ОАО «Татнефть»
Одной из наиболее распространенных причин электрохимической коррозии внешней стенки обсадной колонны, часто приводящей к локальным разрушениям, является контакт поверхности с электролитом [1-7]. Такой вид отказов приурочен обычно к водоносным горизонтам с высоким солесодержанием и характерен для начальных участков колонны с нарушением цементного кольца или его отсутствием. Сероводород-содержащие пластовые воды способны разрушать там-понажный камень, впоследствии вызывая наружную коррозию стенки [6]. В данном случае доминирующую роль в возможности инициирования коррозионных процессов играет качество используемого тампонаж-ного раствора и оптимальное технологическое решение крепления. Кинетика коррозионных процессов в местах с доступом кислорода будет определяться его концентрацией. При этом система работает как гальванический элемент. В работе [8] автор называет этот вид коррозии «коррозия ватер-линии». Эффективным поглотителем кислорода является гидразин, который особенно эффективен в первые 1-1,5 года после закан-чивания скважины. Т.к. гидразин является очень токсичным химикатом, в настоящее время в качестве поглотителей кислорода используют другие химические вещества, такие как сульфит натрия или бисульфит аммония.
Активность коррозионной среды связана непосредственно с самим грунтом, его формированиями и удельным сопротивлением. Данный вид коррозии обсуждался в работах различных авторов [7, 9]. Некоторые из них называли причиной порывов скважин именно неоднородность геологических пластов [10]. Исследования авторов [11] показали, что рассматриваемые ими скважины эксплуатировались в грунте, имеющим соляной слой с сопротивлением порядка 200 Ом-см, причем этот слой находился между двумя сланцевыми пластами с удельным сопротивлением более 2000 Ом-см. В первом случае грунт считатается "сильно коррозионным", а во втором - "умеренно или слабо коррозионным".
Основой многих буровых растворов являются кальций или известь, к которым часто добавляют гипс. Распространенной добавкой к гипсовым растворам раньше был крахмал, который был впервые применен в США в 1939 году [7]. Он является хорошей средой для жизнедеятельности бактерий, если раствор не защищен высоко соляным раствором или не имеет бактерицидную добавку. В США в 80-е гг. многие скважины были пробурены с помощью таких растворов с крахмалом, но не имели в своем составе нужных рассолов, в результате количество отказов было гораздо выше на этих скважинах, по сравнению со скважинами, где не использовался крахмал. Важность компонентного состава буровых растворов очевидна. Автор [12] проанализировал время до первых отказов скважин куста, которые находились в эксплуатации одного геологического формирования. Добавка поглотителя кислорода может увеличить время до отказа систем бурового раствора на основе геля и гипса на 30 - 50%. Использование растворов на основе гипса с рН больше, чем 9,5 может удвоить время до отказа по сравнению со скважинами, пробуренными с помощью растворов с низким значением рН [12]. В настоящее время
существует множество патентованных разработок в области буровых растворов, использование которых позволяет снизить риск подобных коррозионных отказов.
На предприятиях республики, в частности, «Татнефти» катодную защиту, как правило, осуществляют по кустовой и реже по индивидуальной схемам [5]. В случае, когда в системе кустовой катодной защиты, одна из скважин не будет подключена к отрицательному полюсу выпрямителя, возникает блуждающий ток, вызывая появление анодных зон. В зону блуждающих токов попадают все электропроводные сооружения, находящиеся в зоне защитных токов, и не подключенные к отрицательному полюсу выпрямителя или не имеющие металлической связи с защищаемым объектом. Это явление исключают путем дренажа этих токов.
Автором [7] описаны случаи контактной коррозии обсадных труб, когда металлы случайным образом, вследствие производственного процесса прокатки стали становятся электрохимически неоднородными. В процессе горячей прокатки образуются прокатная окалина темно-коричневого цвета или слой черного оксида. В гальванической системе прокатная окалина является катодом по отношению к неизолированной поверхности стальной трубы, с оставшейся поверхности которой окалина удалена. Неизолированная поверхность трубной стали будет подвержена коррозии преимущественно со стороны прокатной окалины. Примером является коррозия при маркировке трубных соединений. Это явление будет усугубляться при большой площади прокатной окалины (катода) и маленькой площади неизолированной стали (анода).
В настоящее время появились данные о влиянии материала обсадных труб на продолжительность эксплуатации скважины до первого ее отказа [6].
Экспериментальная часть и методика расчета
Катодная защита обсадных колонн осуществляется в режиме стабилизации силы тока защиты. Оптимальным значением считается то, которое устраняет все анодные участки [5]. Одним из методов, позволяющих определить значение требуемого тока катодной защиты, является метод расчета сдвига потенциала в стволе скважины и величины сопротивления в системе скважина/грунт [13]. Он позволяет рассчитать силу тока защиты при выбранном смещении потенциала на забое или, наоборот, зная значение силы тока защиты и смещение потенциала на устье скважины, определить сдвиг потенциала на забое скважины.
Данный метод предполагает расчет в несколько этапов с использованием тригонометрических функций, метода последовательного приближения и проведение испытаний [5, 13]. Адаптация и практическая реализация данной методики проведена в ОАО «Татнефть» и дальнейшее ее использование продолжается в настоящее время [1, 5, 14, 15]. Для оптимизации процесса разработано и применяется программное обеспечение для Windows Delphi 7. Ранее в работах [1, 14, 15] был представлен разра-
ботанный алгоритм расчета для получения оптимальных значений параметров катодной защиты. Результаты последних исследований согласно этому алгоритму, проведенных в 2014 г. на территории НГДУ «Бавлы-нефть», свидетельствуют о том, что значения защитных потенциалов скважин соответствуют ГОСТ Р 51164-98 (табл. 1).
Таблица 1 - Значения защитных потенциалов при регламентируемом (6А) и рассчитанных значениях силы тока защиты
№ сква- Естествен- Регламен- Защитный
жины ный потен- тируемый потенциал
циал, ток защиты на устье
(фест, В) (Ii, А) при I1 , В
4070 -0,812 24 -1,11
2545 -0,688 -1,24
2546 -0,769 -1,55
4068г -0,798 -1,3
Продолжение табл. 1
Окончание табл. 1
Данные измерения проводились в период с 10.07.2014 по 16.07.2015. В первую дату используемый ток защиты 24А (на 4 скважины) был отключен на время деполяризации 8 суток. 18 июля мультиметром измерен естественный потенциал колонн относительно медносульфатного электрода сравнения (табл. 2). Далее проводились измерения потенциала на устье с подачей экспериментального значения силы тока (согласно методике). Согласно разработанному алгоритму [1] установлено оптимальное значение силы тока защиты, которое составило 9,2 А (на 4 скважины). Мониторинг защитных потенциалов на устье скважины при расчетно-экспериментальном значении силы тока защиты соответствуют нормативным, что свидетельствует о возможности использования данной методики
при определении тока защиты обсадных колонн нефтяных скважин.
Выводы
1. Выполнен анализ возможных причин локализации коррозионных процессов на внешней поверхности обсадной колонны по данным зарубежных и отечественных авторов.
2. Проведены промысловые исследования на территории НГДУ «Бавлынефть» согласно расчетно-экспериментальной методике РД 153-39.0-803-13 по определению параметров катодной защиты обсадных колонн с учетом конструкции скважин.
3. Установлено соответствие значений защитных потенциалов нормативным требованиям ГОСТ Р 51164-98 при установленном расчетно-экспериментальном значении силы тока защиты.
Литература
1 Долгих С.А. Катодная защита обсадных колонн скважин: оценка эффективности и оптимизация параметров: дисс. .. .канд. техн. наук / Казан. нац. исслед. технол. унт; С.А. Долгих. - Казань, 2014. - 144 с.
2 Анализ факторов, влияющих на интенсивность отказов эксплуатационных колонн скважин, и разработка рекомендаций по снижению их влияния: отчет о НИР. - ОАО «Татнефть» «ТатНИПИНефть», Бугульма, 2004. - 63 с.
3 Анализ технического состояния эксплуатационных колонн скважин, выявление причин потери герметичности и разработка мероприятий по их устранению: отчет о НИР. - ОАО «Татнефть» «ТатНИНИНефть», Бугульма, 2003. - 82 с.
4 Андреев И.Н. Коррозия металлов и их защита / И.Н. Андреев. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1979. -119 с.
5 РД 153-39.0-803-13. Инструкция по электрохимическим методам защиты обсадных колонн скважин и подземных трубопроводов от грунтовой коррозии. - Бугульма, 2013.
- 168 С.
6 Андронов С.Н. Сохранение целостности эксплуатационных колонн - один из критериев продолжительной добычи нефти / С.Н. Андронов // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 12. - С. 38-43.
7 Oliphant Scott. Well Casing Corrosion and Cathodic Protection / Scott Oliphant // Northern area western conference.
- Calgary, Alberta, Febrary 15-18, 2010. - P. 1-32.
8 Schremp F.W. Use of Oxygen Scavengers to Control External Corrosion of Oil-String Casing / F.W. Schremp, J.F. Chittum, T.S. Arczynski // 31P stP Annual California Regional Meeting of SPE. - October 20 - 21, Pasadena, California, 1960.
9 Gummow R. Cathodic Protection Corrosion Control Considerations for Storage Well Casings / R. Gummow // Sar-nia Cavern Operators Seminar. - Sarnia, November 15, 1988.
10Hamberg A. Offshore Well Casing Cathodic Protection // A. Hamberg, M.D.Orton, S.N. Smith. - Corrosion '87 Conference, San Francisco, 1987. - Paper 64. 11NACE Basic Corrosion Course [электронный ресурс]. -Режим доступа: http: // www. nace. org / cstm / education / Course.aspx?id=35f1d021-b111-db11-953d-001438c08dca,
- Проверено 28.05.2015.
12 Thill D. External Well Casing Corrosion / D. Thill // Correspondence. - 1984.
13 EN 15112. AuBerer kathodischer Korrosionsschutz von Bohrlochverrohrungen. - July 2006. - Berlin: European Committee for Standardization, 2006. - 35 p.
Рассчи- Защитный потенциал на устье при I2, А
танный 4 4 4 4 4 4
ток за- Н Н 00 00 Ы Ы
щиты о .4 о о .7 о .8 о .4 о .0
(I2, А) 2 3 0 1 0 1
9,2 -1,246 -1,205 -1,195 -1,039 -0,995 -0,99
-1,042 -1,036 -0,996 -0,975 -0,970 -0,99
-1,043 -1,022 -1,001 -1,002 -0,998 -0,95
-1,13 -1,145 -1,022 -0,996 -0,994 -0,99
Рассчитанный ток защиты (I2, А) Защитный потенциал на устье при I2, А
22.10.14 27.04.15 16.07.15
9,2 -0,945 -0,955 -0,950
-0,938 -0,940 -0,940
-0,940 -0,960 -0,955
-0,987 -0,995 -0,995
14 Долгих С.А. Определение параметров расчетной модели катодной защиты обсадных колонн по результатам исследований в промысловых условиях / С.А. Долгих, Ф.Ш. Ша-киров, С.С. Виноградова // Вестн. Казанского технологического университета. - 2013. - № 19. - С. 313-316.
15 Долгих С.А. Выбор тока защиты обсадных колонн с использованием экспериментально - теоретической методики Шакиров / С.А, Долгих, Ф. Ш. Шакиров, С.С. Виноградова // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - № 23. - С. 204-206.
© В. Э. Ткачева - канд. технических наук, доцент кафедры технологии электрохимических производств КНИТУ, [email protected]; С. А. Долгих - канд. технических наук, старший научный сотрудник Татарского научно-исследовательского проектного института нефти, Бугульма, [email protected]; Ф. Ш. Шакиров - заведующий лабораторией Татарского научно-исследовательского проектного института нефти, Бугульма, [email protected].
© V. E. Tkacheva - ph. D, associate professor department of electrochemical engineering KNRTU, [email protected]; S. A. Dolgih - Ph. D, Senior Researcher in Tatar Research Design Oil Institute, Bugulma, [email protected]; F. Sh. Shakirov - Head of the Laboratory in Tatar Research Design Oil Institute, Bugulma, [email protected].
