CC BY
34
УДК 620.197
Влияние пластовых условий на коррозионную агрессивность среды и защиту от внутренней коррозии на объектах добычи газа
Д.Н. Запевалов1, Р.К. Вагапов1*, О.Г. Михалкина1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 * E-mail: R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Проанализировано влияние пластовых условий газовых месторождений при оценке коррозионной ситуации на объектах добычи газа. Приведены данные исследований влияния водной среды, анализа механических примесей, продуктов коррозии и отложений. Анализ водной среды, также как и других коррозионно-опасных факторов, следует проводить в динамике изменения их характеристик. На разных этапах эксплуатации месторождений углеводороды могут выносить из пласта конденсационную или пластовую воды, которые отличаются уровнем минерализации. Минерализация и состав жидкой фазы, в свою очередь, влияют как на скорость протекания коррозионных процессов, так и на образование продуктов коррозии. Поэтому важную роль играет корректный выбор коррозионно-опасных условий и факторов для проведения имитационных испытаний, по результатам которых принимается решение о степени коррозионной агрессивности и эффективности средств защиты от внутренней коррозии. Исследования основаны на результатах испытаний, выполненных авторами методом рентгеновской дифракции, которые позволяют проводить анализ продуктов коррозии, механических частиц, отложений и др., что дает новую важную информацию о механизмах развития коррозионных процессов на объектах добычи газа.
Обеспечение надежного и безопасного функционирования объектов промысловой инфраструктуры (оборудования и трубопроводов) является системной задачей с точки зрения эксплуатации углеводородных месторождений [1]. В данном случае вопросы прогнозирования коррозионной агрессивности имеют первостепенную важность [2, 3].
Оценка и прогноз коррозионной ситуации и состояния стального оборудования осуществляются на основе анализа эксплуатационных факторов, оказывающих основное влияние на протекание коррозионных процессов и определяющих выбор проектных решений [4, 5]. К таким основным факторам влияния относятся следующие: парциальное давление коррозионно-агрессивных диоксида углерода (CO2) и/или сероводорода (H2S), которое определяется по содержанию этих компонентов и общему давлению; температура; минерализация водной среды и др. Все эти параметры задаются начальными пластовыми условиями месторождения (с учетом их изменения по мере движения по трубопроводной системе).
После предварительной оценки коррозионной опасности эксплуатационных условий проводится оценка предельной скорости коррозии на основе имитационных испытаний [6]. Согласно СТО Газпром 9.3-011-20111 при окончательной оценке определяется скорость коррозии: при превышении 0,1 мм/год эксплуатационные условия считаются коррозионно-агрессивными и требуют принятия мер противокоррозионной защиты. Важную роль играет корректный выбор условий имитационных испытаний. Поэтому для проведения коррозионных исследований важен этап определения и анализа исходных эксплуатационных условий. Правильный выбор испытательных сред на основе анализа начальных пластовых условий с использованием методов статистической обработки данных является залогом того, что результаты оценки скорости коррозии, полученные при испытаниях, будут адекватно отражать реальную ситуацию на объекте добычи газа [7].
Ключевые слова:
пластовые условия,
коррозионные
факторы,
углеводороды,
коррозионная
агрессивность
среды.
1 Защита от коррозии. Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Основные требования: СТО Газпром 9.3-011-2011.
Влияние давления, температуры и содержания СО2 на коррозионные процессы ранее уже подробно рассматривалось [8]. В последнее десятилетие одним из основных направлений развития отечественной ресурсной базы газа и газового конденсата является разработка объектов, отличающихся повышенным содержанием коррозионно-агрессивного С02, а именно Бованенковского и Уренгойского (ачи-мовские отложения) месторождений [9, 10]. Далее рассмотрим данные о влиянии водной среды, анализа механических примесей, продуктов коррозии и отложений при оценке коррозионной агрессивности среды и эффективности способов защиты от внутренней угле-кислотной коррозии, полученные с использованием новых результатов испытаний, выполненных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» методом рентгеновской дифракции [11].
Водные среды
При анализе гидрогеологических свойств пласта для задач коррозионного прогноза рассматриваются динамика внедрения пластовой воды в газовую залежь и влияние на это различных факторов, а именно: остановки и повторного запуска скважин, снижения давления пласта и ухудшения его фильтрационно-ем-костных свойств [12]. Это обусловлено тем, что в процессе развития коррозионного процесса важную роль играют тип водной фазы и ее минерализация.
Известно [13], что воды занимают часть порового объема углеводородсодержащих пластов и сопутствуют углеводородным залежам. Они представляют собой сочетание двух типов вод: конденсационной и пластовой. Пластовая вода захватывается потоком газа на забое скважины и выносится в трубопроводную систему сбора, транспортировки и переработки газа. Такая вода, находясь в равновесии с солями вмещающего их пласта, представляет собой насыщенный раствор с высокой минерализацией (более 5...10 г/дм3 для карбонатных отложений и более 100 г/дм3 для солевых отложений).
Выпадение конденсационной воды наблюдается преимущественно в начале эксплуатации добычного объекта и обусловлено резким расширением газа (со сбросом давления) и / или понижением его температуры в процессе извлечения. Воды конденсационного типа образуются в результате конденсации первичной
паровой фазы, насыщающей парогазовую смесь при начальных пластовых давлениях. В отличие от пластовой, конденсационная вода в чистом виде имеет существенно более низкую минерализацию (не более 1...2 г/дм3), содержит только растворенные в ней компоненты газа и соединения, которые могут быть летучими при пластовых давлениях и температуре. Ранее авторы уже подробно описывали [14] свой подход к статистической обработке данных о минерализации воды за длительный период эксплуатации месторождений, а также к анализу и отбору водных сред. Подобный анализ данных позволяет определить наиболее типичный анионно-катионный состав водной фазы для использования в дальнейшем при коррозионных испытаниях.
Хорошей растворимостью в конденсационной воде обладают вещества (H2S или СО2), образующие при диссоциации в воде кислоты и подкисляющие таким образом среду при растворении в ней. Это может приводить к тому, что водородный показатель конденсационной воды может оказаться ниже, чем у пластовой воды, достигая кислых и слабокислых значений в диапазоне 3,0.5,5. С повышением минерализации, например, у пластовой воды, растворимость вышеуказанных коррозионных газов в воде уменьшается. Следует отметить, что в низкоминерализованной конденсационной воде протекание коррозионного процесса происходит более интенсивно по следующим причинам. Количество такой воды меньше, если сравнивать с пластовой водой, и растворение в ней кислых газов (H2S или СО2) приводит к более кислому рН-фактору, что интенсифицирует коррозионный процесс. Другим фактором является постоянное обновление пленок или капель влаги при высоком соотношении площади контакта водной и газовой фаз по сравнению с объемом водной фазы, что снижает диффузионные ограничения протекания коррозии. Все это благоприятствует развитию локальных коррозионных повреждений (питтин-гов, язв и др.).
Для трубопроводной системы газопровода основными зонами образования коррозии являются: нижняя часть трубы при скоплении влаги (6-часовая коррозия, или англ. bottom-of-line corrosion - BOL); верхняя часть трубы при конденсации влаги (12-часовая коррозия, или англ. top-of-line corrosion - TOL); места локального скопления влаги (щели, зазоры, застойные
зоны, участки понижения трубопровода или перепада высот и т.д.) [15].
TOL-коррозия проявляется именно на газовых месторождениях, что отличает коррозионно-агрессивные условия газовых объектов от нефтяных. Проблемы с TOL-коррозией, вызванной образующейся конденсационной водой, могут начинаться уже в верхней части скважины [13], когда пласто-вый газ при подъеме переходит от пластового давления и температуры к более низким параметрам на устье скважины, становясь при этом перенасыщенным водяными парами. В жидкой фазе вода может появиться на ачимовских отложениях Уренгойского месторождения уже на забое скважины и однозначно конденсируется при снижении температуры в процессе подъема по насосно-компрессорным трубам (НКТ) и на устье скважины [16]. В условиях дальнейшего промыслового транспорта влажного неподготовленного газа при выходе из скважины пары воды в газовой фазе конденсируются на внутренней поверхности трубопровода из-за разницы температур между потоком влажного газа и окружающей средой.
Минерализация и состав жидкой фазы обусловливают образование продуктов коррозии. Известно [17], что на свойства получающихся продуктов коррозии влияют различные параметры водной среды (температура, катионно-анионный состав, рН-фактор и др.). При наличии СО2 начальная высокая скорость растворения железа будет приводить к быстрому образованию слоя продуктов коррозии из сидерита ^еС03) на стальной поверхности. Но получаемые осадки могут быть как плотными (с определенными противокоррозионными свойствами), так и рыхлыми (с низким уровнем защиты от коррозии), которые не будут препятствовать проникновению коррозионно-активных сред к поверхности стали.
Кислый рН-фактор не только усиливает коррозионные процессы, но и негативно влияет на образовавшиеся продукты коррозии, которые либо растворяются или становятся менее плотными (более рыхлыми), либо вообще не способны образовываться в условиях кислой среды.
Сообщается [18] об опыте защиты от внутренней коррозии оффшорных объектов в Норвегии, в том числе и в присутствии СО2. Р. Нюборг подтверждает [18] наличие у пленки из FeCO3 защитных свойств и то, что они
образуются при повышенных значениях температуры и рН-фактора. Одним из способов получения таких осадков FeCO3 является стабилизация рН-фактора (рН-буферирование с целью создания благоприятных для осадкообразования условий), что может снизить скорость коррозии ниже 0,1 мм/год.
Но рН-буферирование не является залогом образования защитной пленки FeCO3, для получения которой в первую очередь требуется присутствие в достаточном количестве в водной фазе катионов железа и карбонат-анионов, а также других сопутствующих факторов. Отмечается [19], что образованию защитной пленки FeCO3 могут препятствовать катионы кальция, которые в результате конкурентной адсорбции будут образовывать и осаждать на поверхности металла карбонат кальция.
Температурный фактор также оказывает существенное влияние на образование защитной пленки FeCO3. Установлено [20], что при температурах Т = 25...50 °С эффективная защитная пленка из продуктов коррозии еще не образуется. Пленка FeCO3, обладающая определенными защитными свойствами, начинает образовываться при Т > 75 °С и парциальном давлении СО2 не ниже 0,8 МПа. Отмечается [18], что при наличии оптимальных значений рН-фактора (рН), например, в присутствии рН-стабилизаторов, защитные осадки FeCO3 образуются за короткое время и начиная с более низких температур от Т = 40 °С и выше (до Т = 100 °С). При более низких температурах, например 20 °С, в присутствии рН-стабилизаторов для образования защитных пленок FeCO3 может потребоваться много времени (до нескольких месяцев). Но и скорость коррозии может быть первоначально более низкой (при высоких значениях рН и Т = 20 °С).
Согласно результатам исследований различных углеродистых сталей в углекислых средах 1%-ного раствора №С1 с различными значениями рН и Т [21]:
• при Т = 25 °С и рН = 4,2 не происходит образования защитных продуктов коррозии, скорость коррозии достигает 0,6.0,8 мм/год (анализ поверхности показывает, что защитные пленки на поверхности отсутствуют из-за их растворения в данных условиях);
• при Т = 80 °С и рН = 6,6 создаются благоприятные условия для образования защитных пленок карбоната железа на поверхности стали, скорость коррозии достигает 0,1.0,6 мм/год
(в зависимости от состава и количества легирующих компонентов в стали);
• при Т = 70 °С и рН = 5,9 скорость коррозии в отсутствии легирующих компонентов наиболее высокая (достигает 1,5 мм/год), когда эффективные продукты коррозии еще не могут образовываться, но они уже не растворяются (анализ поверхности показал, что внутренний слой продуктов коррозии состоит из неплотного карбоната железа; неравномерность распределения продуктов коррозии может привести к гетерогенности стальной поверхности, что опасно интенсивным развитием коррозионных процессов на углеродистой стали).
Приводятся [22] данные о влиянии плотности продуктов коррозии на их защитную эффективность при TOL-коррозии. Когда пленка продуктов коррозии была плотной, но существовали отдельные щели между кристаллами FeCO3, куда проникали коррозионные агенты, локальные дефекты носили точечный характер. В этом случае степень локализации углекислотной коррозии выше, и поэтому скорость локальной TOL-коррозии и глубина дефектов больше. Если продукты коррозии были рыхлыми и существовали большие щели между слоем продуктов коррозии и сталью, то туда легче проникали коррозионные компоненты. Коррозионные дефекты оказывались шире и меньшей глубины, образовывались скопления (кластеры) повреждений, и максимальные скорости локальной TOL-коррозии в этом случае ниже.
Результаты исследования авторами продуктов коррозии методом рентгеновской дифракции показывают, что состав и температура среды существенно влияют на образование продуктов коррозии (рис. 1). Коррозионные осадки были получены на образцах из трубной стали 09Г2С после автоклавных коррозионных испытаний при различных температурах и парциальных давлениях СО2. Испытательной средой служила модель конденсационной воды с минерализацией 1.2 г/л. После автоклавных испытаний сформировавшиеся продукты счищались с пластины стали 09Г2С, а затем переносились на низкофоновую подложку для последующей рентгенофазовой съемки. Установлено, что при испытаниях образцов стали 09Г2С в одинаковых термобарических условиях (см. рис. 1а,б) добавление 10 % изо-пропилового спирта приводит к изменению фазового состава образовавшихся продуктов.
Присутствие спирта препятствует образованию рентгеноаморфных соединений железа, так как характерное для них рентгеноаморфное галло (см. рис. 1а) отсутствует (см. рис. 1б). В водно-спиртовой среде образовался тонкий слой, состоящий преимущественно из сидерита. Водно-спиртовой раствор выбран для испытаний не случайно: спирт нередко используется в промысловых условиях как ингибитор гидра-тообразования и таким образом присутствует в извлекаемой пластовой продукции.
Сопоставление дифрактограмм (см. рис. 1а,в) показывает, что при повышении температуры (до 80 °С) и парциального давления СО2 (до 0,8 МПа) происходит увеличение толщины слоя образовавшихся новых фаз (продуктов коррозии) на поверхности стали, состоящих из сидерита и рентгеноаморфных соединений железа. Об этом свидетельствует повышение на дифракционной картине интенсивности сигнала сидерита. Как отмечалось выше, при условиях испытаний, результаты которых приведены на рис. 1в, возможно образование продуктов коррозии с определенными защитными свойствами (по отношению к внутренней угле-кислотной коррозии).
В процессе эксплуатации добычного объекта скорость коррозии может расти, что обусловлено обстоятельствами как временного, так и постоянного характера. Например, использование и вынос из пласта технологических жидкостей (бурового раствора, жидкости глушения) способны привести к кратковременному повышению минерализации водной среды или кислотности раствора (при кислотной обработке пласта для интенсификации добычи), что приведет к понижению рН-фактора водной среды. По данным авторов [23], буровые растворы и водные электролиты высокой минерализации, которые используются для приготовления таких технологических растворов, бывают коррозионно-агрессивными (скорость коррозии достигает значений в диапазоне 1.3 мм/год). Интенсифицирующим фактором для вносимых в пластовую систему извне жидкостей является присутствие в них кислорода, который сильно ускоряет коррозионные процессы. Присутствие кислорода может повлиять и на образовавшуюся пленку продуктов коррозии из FeСО3, которые легко трансформируются в оксиды железа, не являющиеся защитными и способные растворяться и переходить в водную фазу, в том числе и в виде
£ 140
о
0 Я
1 120
Й н
100 80 60 40
20 -Ц-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
60 -Ц-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Рис. 1. Идентифицированные экспериментальные дифрактограммы: а - Т = 60 °С, парциальное давление С02 РС02) = 0,2 МПа, модель конденсационной воды (МКВ); б - Т = 60 °С, Р(С02) = 0,2 МПа, 10%-ный спиртовой раствор МКВ; в - Т = 80 °С, Р(С02) = 0,8 МПа, МКВ
механических примесей. Описанное воздействие технологических жидкостей будет приводить к временному росту минерализации водной среды. Однако увеличение минерализации может быть и постоянным, и тогда это будет свидетельствовать о смене превалирующего типа водной фазы и переходе ее от конденсационной к пластовой. Поэтому при оценке коррозионной агрессивности среды следует оценивать динамику изменения коррозионных параметров во времени для того, чтобы определить, являются ли они постоянными или временными. К еще большему коррозионному воздействию на стали может привести применение кислотных составов: в этом случае скорость коррозии составит от единиц до десятков (сотен) миллиметров в год, особенно при повышенных пластовых температурах. При таких особо агрессивных условиях в кислотные растворы сразу добавляются ингибиторы коррозии, чтобы избежать глубоких коррозионных поражений стального оборудования и трубопроводов [24].
Несмотря на кратковременность воздействия на стальное оборудование и трубопроводы технологических химических растворов, закачиваемых в пласт, они могут инициировать опасные локальные повреждения стали, которые в дальнейшем при стандартных эксплуатационных условиях работы скважинного и промыслового оборудования будут продолжать развиваться.
Механические примеси, анализ отложений
Разрушение НКТ скважин газоконден-сатных месторождений может усиливаться в результате выноса из пласта абразивных частиц2 [25]. При дебитах скважин, обусловливающих скорости потока газа в колонне труб не выше 15 м/с, вынос песка был незначителен и не превышал 3 см3 песка в 1 м3 газа, однако при нарушении режима эксплуатации скважин возможно увеличение выноса песка до 0,01 % от объема добываемого газа. Действительно, скорость потока выноса механических примесей оказывает определяющее влияние на коррозионно-эрозионное воздействие на различные стали, стойкость которых будет зависеть от их прочностных
2 Утверждается на основе опыта эксплуатации
добычных объектов Краснодарского края в 19601970-е гг., которые отличались повышенным содержанием СО2 в пластовой продукции.
характеристик [26]. Для исключения негативных факторов выноса с добываемыми углеводородами минералов, характерных для горных пород, принимаются соответствующие мероприятия по снижению / предотвращению попадания механических примесей из пласта в элементы оборудования и трубопроводную систему.
На примере объектов ООО «Газпром добыча Надым» отмечается [27], что на максимальную добычу газа на скважине влияют и геолого-технологические ограничения, в том числе по максимальной допустимой депрессии на пласт и допустимому абразивному износу. При этом на интенсивность абразивного износа оказывают влияние следующие факторы: фракционный состав механических примесей, их плотность, твердость и объем; параметры газового потока; геометрические характеристики и твердость материалов элементов конструкции газопромыслового оборудования. В нормативных документах ООО «Газпром добыча Надым» допустимая скорость эрозии регламентируется значением 0,1 мм/год [27]. Сравнение с приведенными выше данными показывает, что потери металла в результате эрозии и коррозии измеряются в одних и тех же единицах и составляют схожее максимально допустимое значение (не выше 0,1 мм/год). Сообщается, что механические примеси представлены в основном кварцем, а наибольшее количество частиц приходится на фракцию 0,10.0,25 мм. С учетом абразивного фактора устанавливаются критерии безопасности эксплуатации скважины с дебитом, не превышающим предельно допустимый, который соответствует предельному значению скорости эрозии.
По данным гранулометрического и микроскопического анализа, на месторождении Юбилейном количество кварца с гранулами размером от 0,1 до 0,5 мм не превышало 2.36 % в пробах двух скважин (остальное приходилось на продукты коррозии в виде соединений железа) [28].
Немаловажно, что наличие механических примесей в виде кварцевого песка может негативно сказаться на ингибиторной защите промыслового оборудования, основным защитным механизмом которой является адсорбция на поверхности металла пленкообразующих ингибиторов. Нарушение гетерогенности инги-биторной пленки вследствие воздействия твердых механических примесей может привести
к образованию несплошностей в защитной пленке ингибитора коррозии на стали [29]. В свою очередь, нарушение сплошности ведет к локализации коррозии и усилению скорости развития коррозионных дефектов в местах отсутствия ингибиторной пленки. В случае появления таких неравномерно покрытых ингиби-торной пленкой стальных поверхностей скорость локальной коррозии углеродистой стали может достигать в местах несплошностей нескольких миллиметров в год [30].
Следует отметить, что одной из технологий ингибиторной защиты от внутренней коррозии является закачка в пласт и вынос ингибитора коррозии в процессе эксплуатации скважины [29]. Возможное взаимодействие ингибитора коррозии и пласта влияет на множество параметров при эксплуатации скважины и требует специального рассмотрения в отдельном исследовании.
На рис. 2 показан типичный внешний вид отложений (осадков), которые анализировались в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Видно, что в составе механических примесей присутствуют частицы кварцевого песка. Проведенный авторами анализ проб скапливающихся на объектах переработки газа (на фильтрах, на дне емкостей и др.) отложений А- и Б-типа (см. рис. 2), показал, что содержание кварца (оксида кремния) может составлять от 20 до 50 % (табл. 1, 2).
Экспериментальные дифрактограммы обоих идентифицированных образцов осадков приведены на рис. 3. По виду дифракционной
кривой (см. рис. 3а) можно заключить, что в осадке А присутствуют рентгеноаморфные вещества (не имеющие кристаллической или молекулярной структуры), так как в угловых областях 20 = 15°...30° и 20 = 34°...42° (где 0 -дифракционный угол) наблюдаются рентгено-аморфные галло (подъем фоновой линии). Самое интенсивное галло находится в диапазоне 15°...30°, из чего можно предположить, что рентгеноаморфные соединения имеют органическую природу и неупорядоченную молекулярную структуру. Второе, менее интенсивное, галло находится в диапазоне 34°...42° и, по-видимому, представляет собой рентгено-аморфные соединения железа (окислы, гидроокислы железа и др.).
Соотношение кристаллических фаз и аморфных веществ в образце, которое оценивалось по сумме интегральных интенсивнос-тей кристаллических фаз и аморфной составляющей относительно фоновой линии дифрак-тограммы, представлено в табл. 1. Содержание рентгеноаморфного вещества в образце составляет 45 %, причем 40 % приходятся на долю органических веществ и 5 % - на долю аморфных соединений железа. Фазы, имеющие кристаллическую структуру, составляют 55 %. Основной фазой осадка А является кварц ^Ю2) содержанием 22,2 % (на экспериментальной дифракционной картине отчетливо различимы острые рефлексы, принадлежащие кварцу). Фазовый состав образца А (см. табл. 1) включает как минералы, характерные для горных
а б
Рис. 2. Типичный внешний вид осадков: а - отложения А; б - отложения Б
29
Рис. 3. Идентифицированные экспериментальные дифрактограммы осадков А (а) и Б (б):
КПШ - калиевые полевые шпаты; NaПШ - плагиоклазы; иллиты - истинные слюды и слюды с дефицитом межслоевых катионов (гидрослюды); ССМ - смешанослойные глинистые минералы
пород (кварц, полевые шпаты и глинистые минералы), так и техногенные фазы (лепидокро-кит, мелантерит).
По профилю дифракционной картины (см. рис. 3б) можно заключить, что в осадке Б отсутствуют рентгеноаморфные вещества (не имеющие кристаллической или молекулярной структуры), так как во всем угловом диапазоне съемки образца (20) не наблюдается поднятий фоновой линии. Следовательно, образец отложений на фильтре на 100 % состоит из кристаллических фаз.
Содержание кристаллических фаз в образце отложений на фильтре представлено в табл. 2.
Основной фазой образца является кварц ^Ю2), его содержание составляет 54,8 %,
на дифракционной картине отчетливо различимы острые рефлексы, принадлежащие кварцу. Проверка показала, что все рефлексы эталонной дифрактограммы кварца из базы данных присутствуют на экспериментальной диф-рактограмме (см. рис. 3б), также соблюдаются соотношения интенсивностей рефлексов.
Анализ данных об осадке Б (см. рис. 3б, табл. 2) демонстрирует, что к основным фазам испытуемого образца также относятся полевые шпаты, представленные:
• КПШ (в основном микроклин), содержание в образце составляет 13,4 %;
• NaПШ (в основном альбит), содержание в образце составляет 14,1 %.
В исследуемом образце осадка Б также содержатся глинистые минералы, суммарное
Таблица 1
Фазовый состав осадка А, по данным рентгеновской дифракции
Фаза, % Кристаллическая фаза, %
крис-талли-ческая рент-гено-аморфная кварц бЮ2 КПШ (микроклин) №ПШ (альбит) лепидокрокит у^еО(ОН) мелантерит FeS04■7Н20 глинистые минералы
каолинит + хлорит иллиты + ССМ
55 45 22,2 6,0 6,9 1,4 6,9 3,5 8,1
Таблица 2
Фазовый состав осадка Б, по данным рентгеновской дифракции
Фаза, % Кристаллическая фаза, %
крис-талли-ческая рентгено-аморфная кварц SiO2 КПШ (микроклин) ЫаЛШ (альбит) магнетит пирит глинистые минералы
каолинит + хлорит иллиты + ССМ
100 0 54,8 13,4 14,1 3,2 1,0 9,6 3,9
содержание составляет 13,5 %. Среди глинистых минералов преобладает группа каолинита и хлорита. В следовых количествах в образце
диагностируются магнетит и пирит.
***
Как показывает опыт эксплуатации объектов добычи газа, пластовые условия эксплуатации месторождения являются определяющими при оценке коррозионной агрессивности среды и подборе средств защиты от коррозии. В связи с этим важны правильная оценка исходных эксплуатационных данных, их анализ и обработка в процессе проведения предварительного (по факторам коррозии) и итогового (по результатам имитационных испытаний для определения скорости коррозии планируемых к применению на добычном объекте сталей) мониторинга коррозионной ситуации.
Результаты испытаний, полученные методом рентгеновской дифракции, показывают, что эксплуатационные условия влияют на образование продуктов коррозии, от состава которых в том числе зависит коррозионная стойкость стального оборудования и трубопроводов. С помощью метода рентгеновской дифракции на различных объектах промыслового оборудования и трубопроводной системы можно определять составы отложений и механических примесей, включая минералы, характерные для горных пород, и техногенные фазы. Использование метода рентгеновской дифракции позволяет получить дополнительные данные о процессах коррозии для оценки влияния пластовых условий на внутреннюю коррозию при эксплуатации объектов добычи газа и газового конденсата.
Список литературы
1. Кантюков Р.Р. Оценка опасности внутренней углекислотной коррозии по отношению к промысловым оборудованию и трубопроводам
на газовых и газоконденсатных месторождениях / Р.Р. Кантюков, Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов // Безопасность труда в промышленности. - 2021. - № 2. -С. 27-33.
2. Велиюлин И.И. О коррозии трубопроводов / И.И. Велиюлин,
Р. А. Кантюков, Н.М. Якупов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. -№ 1 (61). - С. 45-50.
3. Велиюлин И.И. Модели коррозионного износа / И.И. Велиюлин, Р.А. Кантюков, Н.М. Якупов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. - № 1 (61). -
С. 57-67.
4. Вагапов Р.К. Анализ воздействия основных факторов эксплуатации
на коррозионную ситуацию на объектах добычи газа в присутствии диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов, К.А. Ибатуллин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. - № 3 (83). -С. 38-46.
5. Вагапов Р.К. Критерии оценки коррозионной опасности и эффективности ингибиторной защиты при эксплуатации объектов добычи газа в присутствии диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. -№ 2 (82). - С. 60-70.
6. Вагапов Р.К. Практические аспекты использования диагностических методов совместно с другими данными контроля коррозии и имитационными испытаниями при эксплуатации объектов добычи газа в коррозионно-агрессивных условиях / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов // Дефектоскопия. - 2020. - № 7. - С. 61-76.
7. Вагапов Р.К. Коррозионная агрессивность различных эксплуатационных факторов на углеводородных месторождениях, содержащих диоксид углерода / Р.К. Вагапов, А.И. Федотова, Д.Н. Запевалов и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 2 (39): Современные подходы
и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. - С. 130-137.
8. Вагапов Р.К. Исследование коррозии объектов инфраструктуры газодобычи
в присутствии С02 аналитическими методами контроля / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов, К.А. Ибатуллин // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. - 2020. - № 10 (86). -С. 23-30.
9. Слугин П.П. Оптимальный метод борьбы с углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ / П.П. Слугин, А.В. Полянский // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018. - № 2 (74). -
С. 104-109.
10. Корякин А.Ю. Опыт подбора ингибиторов коррозии для защиты от углекислотной коррозии объектов второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Ю. Корякин, Д.В. Дикамов, И.В. Колинченко и др. // Оборудование
и технологии для нефтегазового комплекса. -2018. - № 6. - С. 48-55.
11. Михалкина О.Г. Применение метода рентгеновской дифракции для исследования керна и техногенных продуктов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 4 (28): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - С. 96-107.
12. Байдин И.И. Анализ динамики внедрения пластовой воды в газовую залежь в условиях сокращения добычи газа / И.И. Байдин,
А.В. Коваленко, Н.В. Гумерова и др. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2018. - № 6. - С. 41-44.
13. Вагапов Р.К. Оценка коррозионной стойкости материалов в условиях конденсации влаги
и наличия диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов, К.А. Ибатуллин // Вопросы материаловедения. - 2020. - № 1 (101). -С. 163-175.
14. Федотова А.И. Методический подход к выбору водных сред газовых месторождений в условиях присутствия СО2 для оценки их коррозионной агрессивности / А.И. Федотова, Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов и др. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2018. -
№ 4. - С. 59-65.
15. Вагапов Р.К. Протекание коррозионных процессов на стали при конденсации влаги и в присутствии диоксида углерода / Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин, Д.Н. Запевалов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2020. - № 8. - С. 41-45.
16. Артеменков В.Ю. Организация коррозионного мониторинга на объектах второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / В.Ю. Артеменков,
А.Ю. Корякин, И.Н. Шустов и др. // Газовая промышленность. - 2017. - № 2: спецвыпуск. -С. 74-78.
17. Вагапов Р.К. О закономерностях протекания внутренней коррозии и противокоррозионной защите морских объектов в условиях присутствия повышенных количеств диоксида углерода / Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов,
К.А. Ибатуллин // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. - № 3 (45): Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. -С. 81-92.
18. Nyborg R. Controlling internal corrosion in oil and gas pipelines / R. Nyborg // Business briefing: Exploration & production. The Oil & Gas Review. - 2005. - № 2. - С. 70-74.
19. Esmaeely S.N. Effect of calcium ion on the formation and protectiveness of iron carbonate layer in CO2 corrosion / S.N. Esmaeely,
Y-S. Choi, D. Young, et al. // NACE Conference CORROSION 2013. - Доклад 02358.
20. Gavanluei A.B. Corrosion rate measurement
of a downhole tubular steel at different CO2 partial pressures and temperatures and calculation of the activation energy of the corrosion process / A.B. Gavanluei, B. Mishra, D.L. Olson // NACE Conference CORROSION 2013. - Доклад 2298.
21. Choi Y-S. Effect of alloying elements on the corrosion behavior of carbon steel in CO2 environments / Y-S. Choi, S. Nesic, H-G. Jung // NACE Conference CORROSION 2018. - Доклад 10997.
22. Guo S. Effect of monoethylene glycol on sweet top of line corrosion / S. Guo, F. Farelas, M. Singer // NACE Corrosion conference 2016. - Доклад 7891.
23. Zapevalov D. Possibilities and limitations of the organization of anticorrosion protection at gas production facilities / D. Zapevalov, R. Vagapov // E3S Web of Conferences. - 2021. - Т. 225. -Статья № 03002.
24. Вагапов Р.К. Об ингибиторной защите оборудования и трубопроводов ^и кислотных обработках нефтяных скважин // Коррозия: материалы, защита. - 2008. - №12. - С. 16-18.
25. Саакиян Л.С. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии / Л.С. Саакиян, А.П. Ефремов. - М.: Недра, 1982.
26. Feyerl J. Erosion-corrosion of carbon steels in a laboratory: Three-phase flow / G. Mori, S. Holzleitner, J. Haberl, et al. // Corrosion. -2008. - Т. 64. - № 2. - С. 175-186.
27. Меньшиков С.Н. Использование систем интегрированного моделирования
для обоснования технологического режима работы газового промысла / С.Н. Меньшиков, С.А. Варягов, А.Н. Харитонов и др. // Нефтепромысловое дело. - 2019. - № 2. -С. 64-69.
28. Байдин И.И. Влияние углекислоты
в природном газе газоконденсатной залежи нижнемеловых отложений Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения на эксплуатацию УКПГ-НТС / И.И. Байдин,
A.Н. Харитонов, А.В. Величкин и др. // Наука
и техника в газовой промышленности. - 2018. -№ 2 (74). - С. 23-35.
29. Стрельникова К.О. Определение защитного последействия ингибиторов коррозии в присутствии агрессивного диоксида углерода на газовых месторождениях / К.О. Стрельникова,
Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов и др. // Коррозия: материалы, защита. - 2020. - № 11. - С. 29-37.
30. Paolinelli L.D. Inhibition of CO2 corrosion of carbon steel with 1% Cr / L.D. Paolinelli,
B. Brown, S.N. Simison, et al. // Materials Chemistry and Physics. - 2012. - Т. 136. -№ 2-3. - С. 1092-1102.
Influence of reservoir conditions on the corrosiveness of environment and protection against internal corrosion at gas production facilities
D.N. Zapevalov1, R.K. Vagapov1*, O.G. Mikhalkina1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The influence of reservoir conditions of gas fields in assessing the corrosion situation at gas production facilities is analyzed. The data on the influence of the aquatic environment, analysis of mechanical impurities, corrosion products and deposits are presented. Analysis of aqueous media, as well as other corrosion-hazardous factors, should be carried out in the dynamics of changes in their characteristics. At different stages of field's operation, hydrocarbons can carry out from a bed either the condensation water or the formation water, which differ in the level of salinity. Mineralization and composition of the liquid phase, in turn, affect both the rate of corrosion processes and the formation of corrosion products. Therefore, it is important to choose correctly the corrosion-hazardous conditions and factors for carrying out simulation tests, which will become a base for making a decision on the degree of corrosiveness and the effectiveness of protection against internal corrosion. In carrying out the work, authors have applied the own results of X-ray-diffraction tests, allowing analysis of corrosion products, mechanical particles, deposits, etc., which provides new important information on the mechanisms of corrosion processes at the gas production facilities.
Keywords: reservoir conditions, corrosive factors, hydrocarbons, corrosive aggressiveness of the environment.
References
1. KANTYUKOV, R.R., D.N. ZAPEVALOV, R.K. VAGAPOV. Estimating dander of internal CO2 attack for field equipment and pipelines at gas and gas-condensate fields [Otsenka opasnosti vnutrenney uglekislotnoy korrozii po otnosheniyu k promyslovym oborudovaniyu i truboprovodam na gazovykh i gaokondensatnykh mestorozhdeniyakh]. Bezopasnost Truda v Promyshlennosti, 2021, no. 2, pp. 27-33. ISSN 0409-2961. (Russ.).
2. VELIYULIN, I.I., R.A. KANTYUKOV, N.M. YAKUPOV, et al. About corrosion of pipelines [O korrozii Truboprovodov]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2015, no. 1(61), pp. 45-50. ISSN 2070-6820. (Russ.).
3. VELIYULIN, I.I., R.A. KANTYUKOV, N.M. YAKUPOV, et al. Corrosive wear models [Modeli Korrozionnogo Iznosa]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2015, no. 1(61), pp. 57-67. ISSN 2070-6820. (Russ.).
4. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV, K.A. IBATULLIN. Analyzing effect of major operation factors on corrosive situation at gas production facilities in presence of CO2 [Analiz vozdeystviya osnovnykh faktorov ekspluatatsii na korrozionnyyu situatsiyu na obyektakh dobychi gaza v prisutstvii dioksida ugleroda]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2020, no. 3(83), pp. 38-46. ISSN 2070-6820. (Russ.).
5. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV. Criteria for assessing danger of corrosion and efficacy of inhibitor protection at operation of gas production objects in presence of CO2 [Kriterii otsenki korrozionnoy opasnosti i effektivnosty ingibitornoy zashchity pri ekspluatatsii obyektov dobychi gaza v prisutstvii dioksida ugleroda]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2020, no. 2 (82), pp. 60-70. ISSN 2070-6820. (Russ.).
6. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV. Practical aspects of applying diagnostic methods together with other corrosion control data and imitation tests during operation of gas production facilities in corrosive conditions [Prakticheskiye aspekty ispolzovaniya diagnosticheskikh metodov sovmestno s drugimi dannymi kontrolya korrozii i imitatsionnymi ispytaniyami pri ekspluatatsii obyektov gaza v korrozionno-agressivnykh usloviyakh]. Defektoskopiya, 2020, no. 7, pp. 61-76. ISSN 0130-3082. (Russ.).
7. VAGAPOV, R.K., A.I. FEDOTOVA, D.N. ZAPEVALOV, et al. Corrosion aggressiveness of various operational factors in hydrocarbon deposits containing carbon dioxide [Korrozionnaya agressivnost razlichnykh ekspluatatsionnykh faktorov na uglevodorodnykh mestorozhdeniyakh, soderzhashchikh dioksid ugleroda]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 2 (39): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fields at Russian continental shelf, pp. 130-137. ISSN 2306-8949. (Russ.).
8. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV, K.A. IBATULLIN Study of corrosion of gas production infrastructure objects in the presence of CO2 by the methods of analytical control [Issledovaniye korrozii obyektov infrastruktury gazodobychi v prisutstvii CO2 analiticheskimi metodami kontrolya]. Zavodskaya Laboratoriya. DiagnostikaMaterialov, 2020, no. 10(86), pp. 23-30. ISSN 1028-6861. (Russ.).
9. SLUGIN, P.P., A.V. POLYANSKIY. Optimal method for prevention of carbon dioxide attack on pipelines at Bovanenkovo oil-gas-condensate field [Optimalnyy metod borby s uglekislotnoy korroziyey truboprovodov na Bovanenkovskom NGKM]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2018, no. 2(74), pp. 104-109. ISSN 2070-6820. (Russ.).
10. KORYAKIN, A.Yu., D.V. DIKAMOV, I.V. KOLINCHENKO, et al. Practice of selection of anticorrosive agents aimed at prevention of carbon dioxide attack on facilities at the 2nd Ahim deposits site at Urengoy oil-gas-condensate field [Opyt podbora ingibitorov korrozii dlya zashchity ot uglekislotnoy korrozii obyektov vtorogo uchstka achimovskokh otlozheniy Urengoyskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Oborudovaniye i Tekhnologii dlya Neftegazovogo Kompleksa, 2018, no. 6, pp. 48-55. ISSN 1999-6934. (Russ.).
11. MIKHALKINA, O.G. Application of X-ray diffraction to studying core and man-caused products [Primeneniye metoda rentgenovskoy difraktsii dlya issledovaniya kerna i tekhnogennykh produktov]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 4 (28): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 96-107. ISSN 2306-8949. (Russ.).
12. BAYDIN, I.I., A.V. KOVALENKO, N.V. GUMEROVA, et al. Analyzing dynamics ofin-situ water incorporation into a gas deposit at decline of gas production [Analiz dinamiki vnedreniya plastovoy vody v gazovuyu zalezh v usloviyakh sokrashcheniya dobychi gaza]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Neft i Gaz, 2018, no. 6, pp. 41-44. ISSN 0445-0108. (Russ.).
13. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV, K.A. IBATULLIN. Assessment of corrosion resistivity of materials in conditions of moisture condensation and presence of CO2 [Otsenka korrosionnoy stoykosti materialov v usloviyakh kondensatsii vlagi i nalichiya dioksida ugleraoda]. VoprosyMaterialovedeniya, 2020, no. 1 (101), pp. 163-175. ISSN 1994-6716. (Russ.).
14. FEDOTOVA, A.I., R.K. VAGAPOV, D.N. ZAPEVALOV, et al. Methodologic approach to selection of aqueous media at gas fields in CO2 presence in order to estimate their corrosive power [Metodicheskiy podkhod k vybory vodnykh sred gazovykh mestorozhdeniy v usloviyakh prisutstviya C02 dlya otsenki ikh korrozionnoy agressivnosti]. Zashchita Okruzhayushchey Sredy v Neftegazovom Komplekse, 2018, no. 4, pp. 59-65. ISSN 2411-7013. (Russ.).
15. VAGAPOV, R.K., K.A. IBATULLIN, D.N. ZAPEVALOV. Behavior of steel corrosion at moisture condensation and in presence of CO2 [Protekaniye korrozionnykh protsessov na stali pri kondenstsii vlagi i v prisutstvii dioksida ugleroda]. Khimicheskoye i Neftegazovoye Mashinostroyeniye, 2020, no. 8, pp. 41-45. ISSN 1029-8770. (Russ.).
16. ARTEMENKOV, V.Yu., A.Yu. KORYAKIN, I.N. SHUSTOV, et al. Arrangement of corrosion monitoring at facilities ofthe second site ofAchim deposits at Urengoy oil-gas-condensate field [Organizatsiya korrozionnogo monitoring na obyektakh vtorogo uchastka achimovskikh otlozheniy Urengoyskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Gazovaya Promyshlennost, 2017, no. 2: special is., pp. 74-78. ISSN 0016-5581. (Russ.).
17. VAGAPOV, R.K., D.N. ZAPEVALOV, K.A. IBATULLIN. On patterns of internal corrosion processes and rust protection at marine facilities affected by increased amounts of CO2 [O zakonomernostyakh protekaniya vnutrenney korrozii i protivokorrozionnoy zashchite morskikh obyektov v usloviyakh prisutstviya povyshennykh kolichestv dioksida ugleroda]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2020, no. 3(45): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fields at Russian continental shelf, 81-92 pp. ISSN 2306-8949. (Russ.).
18. NYBORG, R. Controlling internal corrosion in oil and gas pipelines. Business briefing: exploration & production. Exploration & production. The Oil & Gas Review [online], 2005, no. 2, pp. 70-74. ISSN 754-2898.
19. ESMAEELY, S.N., Y-S. CHOI, D. YOUNG, et al. Effect of calcium ion on the formation and protectiveness of iron carbonate layer in CO2 corrosion. In: NACE Conference CORROSION 2013, paper 02358.
20. GAVANLUEI, A.B., B. MISHRA, D.L. OLSON. Corrosion rate measurement of a downhole tubular steel at different CO2 partial pressures and temperatures and calculation of the activation energy of the corrosion process. In: NACE Conference CORROSION 2013, paper 2298.
21. CHOI, Y-S., S. NESIC, H-G. JUNG. Effect of alloying elements on the corrosion behavior of carbon steel in CO2 environments. In: NACE Conference CORROSION 2018, paper 10997.
22. GUO, S., F. FARELAS, M. SINGER. Effect of monoethylene glycol on sweet top of line corrosion. In: NACE Corrosion conference 2016, paper 7891.
23. ZAPEVALOV, D., R. VAGAPOV. Possibilities and limitations of the organization of anticorrosion protection at gas production facilities. E3S Web of Conferences [online], 2021, vol. 225, paper no. 03002. ISSN 2267-1242.
24. VAGAPOV, R.K. On inhibitor protection of equipment and pipelines at acid treatment of oil wells [Ob ingibitornoy zashchite oborudovaniya i truboprovodov pri kislotnykh obrabotkakh neftyanykh skvazhin]. Korroziya: Materialy, Zashchita, 2008, no. 12, pp. 16-18. ISSN 1813-7016. (Russ.).
25. SAAKIYAN, L.S., A.P. YEFREMOV. Rust protection of oilfield equipment [Zashchita neftepromyslovogo oborudovaniya ot korrozii]. Moscow: Nedra, 1982. (Russ.).
26. FEYERL, J., S. HOLZLEITNER, J. HABERL, et al. Erosion-corrosion of carbon steels in a laboratory: Three-phase flow. Corrosion, 2008, vol. 64, no. 2, pp. 175-186. ISSN 0010-9312.
27. MENSHIKOV, S.N., S.A. VARYAGOV, A.N. KHARITONOV, et al. Application of integrated simulators to substantiate a technological regime of gas field operation [Ispolzovaniye system integrirovannogo modelirovaniya dlya obosnovaniya tekhnologicheskogo rezhima raboty gazovogo promysla]. Neftepromyslovoye Delo, 2019, no. 2, pp. 64-69. ISSN 0207-2331. (Russ.).
28. BAYDIN, I.I., A.N. KHARITONOV, A.V. VELICHKIN, et al. Effect of carbonic acid gas presence in natural gas of the gas-condensate Lower-Cretaceous deposit at Yubileynoye oil-gas-condensate field on operation of UKPG-NTS [Vliyaniye uglekisloty v prirodnom gaze gazokondensatnoy zalezhi nizhnemelovykh otlozheniy Yubileynogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya na ekspluatatsiyu UKPG-NTS]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2018, no. 2 (74), pp. 23-35. ISSN 2070-6820. (Russ.).
29. STRELNIKOVA, K.O., R.K. VAGAPOV, D.N. ZAPEVALOV, et al. Estimating protective aftereffects of corrosion inhibitors in presence of aggressive CO2 at gas fields [Opredeleniye zashchitnogo posledeystviya ingibitorov korrozii v prisutstvii agressivnogo dioksida ugleroda na gazovykh mestorozhdeniyakh]. Korroziya: Materialy, Zashchita, 2020, no. 11, pp. 29-37. ISSN 1813-7016. (Russ.).
30. PAOLINELLI, L.D., B. BROWN, S.N. SIMISON, et al. Inhibition of CO2 corrosion of carbon steel with 1% Cr. Materials Chemistry and Physics, 2012, vol. 136, no. № 2-3, pp. 1092-1102. ISSN 0254-0584.
