CC BY
151
КОРРОЗИЯ
Решение проблемы коррозии ГНО малодебитного фонда скважин
УДК 620.193
41
Л.Г. Тощевиков
ведущий инженер1 [email protected]
В.К. Миллер
инженер 1 кат.1 [email protected]
Э.Е. Садиоков
инженер 2 кат.1 [email protected]
Д.А. Назаров
руководитель1
1ГКМ, ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», Ижевск, Россия
Впервые на добывающих скважинах месторождений ОАО «Удмуртнефть» проведены опытно-промысловые испытания капсулированного ингибитора коррозии, как способа повышения эффективности защиты от коррозии и увеличения наработки оборудования за счет пролонгированного выноса реагента после обработки.
Материалы и методы
Опытно-промысловые испытания капсулированного ингибитора коррозии.
Ключевые слова
малодебитный фонд скважин, коррозия ГНО, ингибиторная защита, вынос ингибитора коррозии, капсулированный ингибитор коррозии
Переход нефтяных месторождений компании ОАО «Удмуртнефть» на поздний этап разработки характеризуется снижением добычи нефти, существенным изменением ее качества, высокой обводненностью и агрессивностью добываемой продукции, и как следствие, расширением осложняющих добычу факторов. Практически для всех месторождений преобладающим осложнением является коррозия нефтепромыслового оборудования (НПО). Согласно статистическим данным ОАО «Удмуртнефть», в 2014 г. 26% отказов глубинно-насосного оборудования (ГНО) и 65% порывов промысловых трубопроводов и системы нефтесбора произошли по причине коррозионного разрушения (рис. 1). Основным видом повреждений оборудования добывающих скважин является коррозия внутренней поверхности насосно-компрессор-ных труб (НКТ), в результате нарушается герметичность, что приводит к дорогостоящим
преждевременным подземным ремонтам и замене оборудования, вышедшего из строя.
Главным фактором, вызывающим коррозионное поражение углеродистой стали, является агрессивность пластовых флюидов и транспортируемых жидкостей, определяемая видом и концентрацией тех или иных активных компонентов. Согласно проведенной по [1] классификации нефтепромысловых сред месторождений ОАО «Удмуртнефть», добываемые жидкости являются преимущественно сильноагрессивными (таб. 1). Степень агрессивного воздействия в первую очередь определяется наличием в пластовой воде сероводорода, вызывающего химическую и электрохимическую коррозию, а также водородное охрупчивание металла. Высокий уровень биозараженности вод сульфатвосста-навливающими бактериями (СВБ) приводит к образованию на поверхности металла колоний микроорганизмов, которые выделяют
Рис. 2 — Динамика выноса ингибитора коррозии после обработки
концентрированным сероводород, усиливая тем самым электрохимическую коррозию, а также изолируют поверхность металла от воздействия обычных ингибиторов коррозии.
Кроме того, применяемые соляно-кис-лотные обработки добывающих скважин для удаления солеотложений, термохимические обработки растворами реагентов на пресной воде для борьбы с парафиноотложени-ями оказывают дополнительное негативное воздействие на НПО. Совокупность перечисленных параметров, при условии высокого содержания минеральных солей в пластовой воде, способствует интенсивному коррозионному разрушению используемого металлического оборудования.
Для сохранения целостности НПО применяются разнообразные методы борьбы с коррозией, но наиболее широко на месторождениях компании используется ингибиторная химическая защита, что позволяет значительно увеличить срок эксплуатации промысловых трубопроводов и межремонтный период (МРП) скважин. Охват осложненных коррозией скважин составляет порядка 98%. Обработка ведется ингибиторами коррозии (ИК) в товарной форме различными методами как постоянным дозированием посредством УДЭ, так и периодическим ингибированием скважин. При этом около 20% ингибируемых скважин обрабатывается с частотой 1 раз в месяц.
Добыча жидкости осуществляется механизированным способом, при этом, если ориентироваться на классификацию, предложенную для месторождений ОАО НК «Роснефть» [2], фонд скважин ОАО «Удмуртнефть» преимущественно представлен малодебитными скважинами (Цж <30 м3/ сут) на которые приходится 63% от всего действующего фонда. Данные скважины наиболее подвержены коррозионным процессам, что объясняется невысокой скоростью движения жидкости, образованием застойных зон, благоприятных для развития жизнедеятельности бактерий [3]. На практике именно на периодически защищаемый малодебитный фонд скважин (МДФС) приходится основное количество отказов ГНО по коррозии (таб. 2).
Для установления причин невысокой эффективности периодической ингибиторной защиты МДФС была определена динамика выноса ингибитора коррозии по показателю остаточного содержания реагента в добываемой жидкости после обработки скважины через затрубное пространство. Для испытаний использовали фосфорсодержащий ингибитор коррозии, применяемый на большинстве месторождений ОАО «Удмуртнефть». Зависимость выноса реагента от количества проведенных обработок и закаченного объема представлена на рис. 2.
При одинарной месячной обработке отмечается неравномерный вынос ингибитора коррозии, с максимумом на кривой в начальный период после обработки и последующим длительным периодом низкого ингибирова-ния. При двукратных обработках наблюдается схожая зависимость, но участки с низким ин-гибированием сокращаются. Таким образом, в течение первых нескольких суток после обработки происходит формирование плотной адсорбционной пленки ингибитора коррозии при его концентрации, намного превышающей рабочую концентрацию реагента. Однако последующее снижение концентрации ИК
ниже оптимальной, в силу отсутствия постоянного поступления реагента к поверхности для непрерывного восстановления пленки, не обеспечивает требуемый защитный эффект. Отсутствие необходимого уровня ингибитор-ной защиты при периодических обработках товарной формой ИК также может быть следствием ряда других факторов [3]:
• применением реагентов, не обладающих хорошим последействием;
• сложностью планирования обработок, что обусловлено отсутствием точной расчетной модели процесса выноса ингибитора;
• потерями реагента в затрубном пространстве на стенках эксплуатационной колонны и НКТ;
• несоблюдение технологических регламентов применения противокоррозионной химии;
• необеспеченность ингибиторами в требуемом объеме;
• ошибками персонала и пр.
Оптимальным является применение постоянного дозирования, однако это требует дополнительных затрат на приобретение и обслуживание дозировочных установок, что для высокообводненного малодебитного
№ Месторождение
Минерализация, г/л
1 Чутырское 86 ■ 92
2 Гремихинское 136 ■ 158
3 Мишкинское 141 ■ 149
4 Киенгопское 156 ■ 167
5 Северо-Ижевское 43 ■ 78
6 Сундурско-Нязинское 43 ■ 78
7 Мещеряковское 241 ■ 259
8 Лиственское 148 ■ 193
9 Лозолюкско-Зуринское 148 ■ 162
10 Кырыкмасское 146 ■ 163
11 Красногорское 110 ■ 152
12 Южно-Киенгопское 176 ■ 182
13 Бегешкинское 142 ■ 156
14 Кезское 89 ■ 96
15 Восточно-Красногорское 129 ■ 134
16 Лудошурское 200 ■ 215
17 Ельниковское 154 ■ 176
18 Прик. уч-к Ельниковского* 128 ■ 146
19 Ончугинское* 246 ■ 261
20 Котовское 256 ■ 263
21 Есенейское 249 ■ 264
22 Архангельское 240 ■ 264
23 Ломовское 256 ■ 268
24 Заборское 256 ■ 268
25 Ижевское 264
фонда является нерентабельным. Таким образом, возникает необходимость поиска способа, позволяющего обеспечить постоянное присутствие ИК в промысловой жидкости для создания высокого уровня защиты без дополнительных затрат на оборудование и обработки. Указанному требованию соответствует применение капсулированного реагента, основная цель которого состоит в поддержании постоянной концентрации на требуемом уровне для эффективной защиты ГНО. Данное свойство объясняется особым механизмом поступления реагента в промысловую жидкость. Так, в отличие от классических ингибиторов коррозии, капсу-лированный реагент представляется собой совокупность микрокапсул определенного диаметра, внутри которых находится высококонцентрированная ингибиторная основа. При контакте с промысловой жидкостью происходит медленная равномерная диффузия реагента через органическую полимерную мембрану капсул, что обеспечивает концентрационное равновесие между капсулами и окружающей средой, обуславливая наличие определенного уровня реагента в жидкости в течение длительного времени.
рН
7.1 -
6.2 6,6 6,0 6,4 7,0 7,2 6,4
7.0 6,9
7.1 -6,4
6.4
7.2 7,0 7,0
6.5 6,4 6,8 6,0 6,7
7.0
7.1 -7,1 -7,0
7,5 3
Содерж. Кол-во H2S, мг/л СВБ, (ср.зн.) кл./мл
0 -г 105 102 - 105 102 - 105 0 - 102 102 - 105 102 - 104 102 - 105 102 - 105 0 - 102 103 - 105 0 - 102 0 - 102 102 - 105 0 - 102 10 - 103 102 - 104 10 - 102 103 - 105 0 - 10 0 0 0 0 0
0 - 10
Агрессивность среды
7.4 98 6,9 72 7,2 63
6.8 47 7,2 145
7.5 69 7,5 28
6.9 66 7,5 55 7,2 15 7,8 43
6.8 32
7.0 28 7,5 32
7.4 29 7,2 23
6.9 20 6,8 5 7,2 23
6.5 8
7.1 8
7.4 7
7.5 3 7,5 3
д
е р
С
Примечание: * — высокое содержание сероводорода наблюдается на нескольких скважинах Таб. 1 — Агрессивность нефтепромысловых сред месторождений ОАО «Удмуртнефть» Отказы ГНО по коррозии, шт. Дебит жидкости, м3/сут.
Без ингибиторной защиты С постоянной ингибиторной защитой С периодической ингибиторной защитой
Таб. 2 — Распределение отказов по коррозии ГНО в 2014 г. в зависимости от способа ингибирования
< 30 30-100 > 100
27 26 4
2 27 9
137 44 0
Технология применения капсулирован-ного ингибитора коррозии не требует дополнительного оборудования и осуществляется на предварительно остановленной скважине. Реагент закачивается через затрубное пространство с последующей прокачкой порции воды и выдерживанием для достижения капсулами зумпфа, после этого скважина возвращается к нормальной работе. При ПКРС осаждение реагента происходит одновременно со спуском подземного оборудования. Данная технология не предусматривает задавки ингибитора в пласт и, следовательно, не оказывает влияния на ПЗП. [5]. Основными ограничениями применения капсулированного ИК является наличие зумпфа объемом не менее 0,2 м3 (меньший объем зумпфа не позволяет разместить реагент в скважине) и дебит по жидкости не более 100 м3 вследствие быстрого выноса ингибитора.
Для оценки эффективности данной технологии были проведены испытания реагента Encaptron 95 как альтернативы периодическим обработкам классическим ингибитором коррозии марки ОзИтоп RN-404, применяемым на текущий момент на выбранных объектах испытания.
Учитывая особенности технологии ми-крокапсулирования, проведение лабораторных испытаний данного типа реагентов не представляется возможным. Этот факт объясняется трудностью в моделировании динамического потока жидкости, в результате
чего технология проходила опытно-промысловые испытания (ОПИ).
В качестве скважин-кандидатов для проведения ОПИ были выбраны добывающие скважины двух месторождений, характеристика которых представлена в таб. 3.
Критериями выбора объектов испытания являлись сильноагрессивная среда, частые отказы и низкие наработки скважин по причине коррозии ГНО. Основной акцент был сделан на малодебитные скважины, но помимо них технология также была испытана на высокодебитной скважине, для всесторонней оценки ее эффективности. Расчет необходимого количества для закачки и прогнозируемый период выноса капсулированного ингибитора коррозии проводился производителем реагента применительно к каждой скважине, исходя из ее параметров.
Контроль изменения скорости коррозии производился по образцам-свидетелям коррозии (ОСК), установленным на 2-х скважинах (№ 662, 471), выкидные линии которых оборудованы узлами контроля коррозии (УКК). Образцами служили металлические пластины, изготовленные из металла, близкого по химическому составу металла внутрискважинного оборудования и подготовленные согласно [6]. Предварительно определялась фоновая скорость коррозии без ингибиторной защиты, путем экспозиции ОСК в добываемой промысловой жидкости в течение 25-30 сут. Оценка коррозионной агрессивности среды по отношению к
металлу образцов проводилась гравиметрическим методом с последующим определением средней скорости проникновения коррозии. После обработки скважин устанавливались новые ОСК, для определения уровня снижения скорости коррозии и степени защиты капсулированного ингибитора.
Защитное действие реагента вычисляли по формуле, при условии минимально требуемого уровня эффективности 90%:
г = ((КСК-ОСК)/КСК)100 %; где КСК — контрольная (фоновая) скорость коррозии, мм/год; ОСК — остаточная скорость коррозии в ингибированной среде, мм/год;
Полученные значения по снижению скорости коррозии и защитному эффекту представлены на рис. 3.
Скорость коррозии не ингибируемой добываемой жидкости составила порядка 0,05-0,06 мм/год, что обусловлено высоким содержанием сероводорода и биозараженностью (таб. 3). Насыщение пластовой воды ингибитором коррозии, диффундирующим из капсул, в начальный период испытаний позволило снизить скорость коррозии более чем в 10 раз, что обеспечило требуемый уровень защиты 90%. С увеличением времени после обработки отмечалась положительная динамика по дальнейшему снижению скорости коррозии и достижению защитного эффекта 98-99% на 100 сутки проведения испытаний. На заключительном этапе ОПИ степень защиты сохранила достигнутый уровень, что обусловлено постоянным ингибированием
Показатель
№ скважины
1292 662 471 3061
Месторождение Гремихинское Северо-Ижевское
Способ эксплуатации ШГН ШГН ЭЦН ШГН
Ц жидкости, м3/сут 29 26 142 16
Обводненность, % 81 67 95 88
Объем зумпфа, м3 0,34 0,43 0,85 0,34
Объем реагента, кг 199 199 497 199
МРП, сут. 50 80 377 231
Содержание Н^, мг/л 122,8 198,1 77,5 180,0
Кол-во СВБ, кл./мл 103 103 10 105
Таб. 3 — Характеристика скважин -кандидатов на ОПИ
Рис. 3 — Эффективность ингибиторной защиты капсулированного реагента: а) скв.471; б) скв.662
Рис. 4 — Динамика выноса капсулированного ингибитора коррозии
добываемой жидкости, образованием и поддержанием на поверхности металла стабильной адсорбционной пленки, что подтверждается остаточным содержание ИК в пластовой жидкости, определенным в ходе ОПИ (рис. 4).
Динамики выноса реагента для всех скважин имеют схожий характер, но отличаются уровнем концентрации ингибитора в пластовой воде. Полученные зависимости, по-видимому, объясняются различной обводненностью скважин, что определяет перераспределение реагента между водной и углеводородной фазами, но не оказывает влияния на эффективность ингибиторной защиты.
Согласно предоставленным производителем реагента данным, с учетом закаченного объема ИК, фактически полученные значения периода выноса ингибитора на 20% превысили расчетные значения. В результате применения капсулированного ингибитора только за период ОПИ наработка на отказ по всем скважинам-кандидатам увеличилась в среднем в 1,5-2 раза и на текущий период отказов по причине коррозии ГНО на данных скважинах не зафиксировано. Полученные результаты позволяют признать опытно-промысловые испытания положительными с последующим тиражированием данной технологии на проблемные по коррозии месторождения компании.
Таким образом, применение капсули-рованного ингибитора коррозии является оптимальным методом антикоррозионной защиты малодебитного фонда скважин
Abstract
For the first time in the fields of producing wells conducted pilot tests of encapsulated corrosion inhibitor, as a way to improve the effectiveness of protection against corrosion and increase the operating time of equipment at the expense of long-removal agent after treatment.
Materials and methods
Field trial of encapsulated corrosion inhibitor.
добывающих высоко агрессивную пластовую жидкость. Применение данной технологии позволит осуществлять постоянную ингиби-торную защиту без использования дополнительного оборудования, уменьшит потери реагента на стенках затрубного пространства, значительно сократит количество периодических обработок с применением специального транспорта, что повысит качество исполнения регламентов применения химии, снизит влияние человеческого фактора и обеспечит эффективность защиты оборудования от коррозии на требуемом уровне.
Основным сдерживающим фактором широкого применения данной технологии является высокая стоимость капсулированного реагента, которая превышает примерно в 3 раза стоимость классических ингибиторов коррозии. Однако в условиях сильноагрессивных сред внедрение данной технологии окупает себя благодаря существенному снижению количества подземных ремонтов скважин и увеличению наработки ГНО.
Итоги
Рассмотрена технология применения капсулированного ингибитора коррозии на мало-дебитном фонде скважин.
Выводы
1. Применение капсулированного ингибитора коррозии обеспечивает постоянное присутствие реагента в добываемой жидкости, что позволяет достичь степень
Results
The technology of application of encapsulated corrosion inhibitor to stack of marginal wells was presented.
Conclusions
1. The use of the encapsulated corrosion inhibitor provides constant presence of a reagent in the produced fluid at the required level of protection to ensure a degree of 90%.
защиты более 90%.
2. Применение капсулированного ингибитора коррозии на малодебитном фонде скважин позволяет увеличить наработку на отказ ГНО в 2 раза.
Список используемой литературы
1. РД 39-0147103-362-86 Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений.
2. Якимов С.Б. Состояние и перспективы использования технологий эксплуатации малодебитных скважин в ОАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. 2014. №11. С.4-12.
3. Ивановский В.Н. Вопросы эксплуатации малодебитных скважин механизированным способом // Инженерная практика. 2010. №7. С.4-15.
4. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Методы обработки скважин ингибиторами коррозии и их особенности // Практика противокоррозионной защиты. 2012. № 2 (64). С. 26-37.
5. Инкапсулированные реагенты серии Сар^оп. Режим доступа: http://www.m-chem.ru/products/inkapsulirovannie_ reagenti/ (дата обращения 07.08.2015).
6. ГОСТ 9.905-2007 Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.
UDC 620.193
2. The use of encapsulated corrosion inhibitor to stack of marginal wells can increase operating time up to 2 times.
Keywords
low-yield wells, corrosion SAP, protection with inhibitor, removal of corrosion inhibitor, encapsulated corrosion inhibitor
References
1. Guidance Document 39-0147103-362-86 Guidance on the application of anticorrosion measures during the drafting of construction and reconstruction of oil fields.
2. Yakimov S.B. Sostoyanie iperspektivy ispol'zovaniya tekhnologiy ekspluatatsii malodebitnykh skvazhin v "OAO "NK Rosneft'" [Status and prospects of the use of technology in the operation of marginal
wells JSC "NK" Rosneft]. Inzhenernaya praktika, 2014, issue 1, pp. 4-12.
3. Ivanovskiy V.N. Voprosy ekspluatatsii malodebitnykh skvazhin mekhanizirovannym sposobom [Mechanized operation of marginal wells questions]. Inzhenernaya praktika, 2010, issue 7, pp. 4-15.
4. Kichenko S.B., Kichenko A.B. Metody obrabotki skvazhin ingibitorami korrozii i ikh osobennosti [Wells treating methods
with corrosion inhibitors and their features]. Praktika protivokorrozionnoy zashchity, 2012, issue 2 (64), pp. 26-37.
5. Inkapsulirovannye reagenty serii Captron [Encapsulated corrosion inhibitor Captron]. Available at http://www.m-chem.ru/ products/inkapsulirovannie_reagenti/ (accessed 8 August 2015).
6. GOST 9.905-2007 Unified system of corrosion and ageing protection. Corrosion test methods. General requirements.
ENGLISH CORROSION
The solution on corrosion problem of downhole pumping equipment marginal wells
Author:
Lev G. Toschevikov — lead engineer1; [email protected] Veronica K. Miller — first category engineer1; [email protected] Eduard E. Sadiokov — second category engineer1; [email protected] Dmitry A. Nazarov — head of Corrosion Monitoring Group1; [email protected]
1JSC Izhevsk Oil Research Center, Izhevsk, Russian Federation
