Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией при эксплуатации скважин и системе сбора

Оценка коррозионной активности флюида и рабочих сред Коррозионная активность пластовых флюидов и рабочих сред скважин и коммуникаций производственной системы месторождения Королевское обусловлена высоким содержанием агрессивных компонентов и параметрами эксплуатации.

Интенсивность коррозионных разрушений, вызываемых агрессивными компонентами продукции скважин, в общем случае зависит от множества взаимообусловленных факторов.

Обусловленные коррозионные риски — влияние параметров эксплуатации:

парциальные давления агрессивных компонентов, содержащихся во влажном газе превышают пороговые значения для коррозионного растрескивания под напряжением: для сероводорода (СКРН) — 0.35 и 0.05 МПа — для углекислого газа;

СКРН наиболее интенсивно происходит в интервале температур от +20 до +40С. При повышении или понижении температуры от указанного интервала интенсивность сероводородного растрескивания под напряжением трубных сталей снижается;

механические напряжения в металле труб — фактор возникновения и развития сероводородного растрескивания. При растяжениях, достигающих величины предела текучести металла или превышающих эту величину, все углеродистые и низколегированные стали подвержены сероводородному растрескиванию;

общее давление рабочей среды действует опосредованно как фактор, влияющий на механическое напряжение, вызываемое при растяжениях металла, и на парциальное давление кислых компонентов газа;

влияние скорости газожидкостного потока неоднозначно и, часто, опосредованно. Практически установлено, что повышение скорости потока газа более 15−17 м/сек обусловливает быстрое эрозионно-коррозионное разрушение труб и элементов оборудования в местах повышенной турбулизации потока;

влажность сероводородсодержащего газа и наличие жидкой влаги в газожидкостном потоке обусловливают возможность протекания электрохимических коррозионных процессов. Считается, что при отсутствии жидкой влаги и относительной влажности менее 60%, процесс электрохимической коррозии практически не реализуется. При относительной влажности газа выше 60% возможна сорбция влаги поверхностью труб, обусловливающая протекание электрохимической коррозии;

тип и степень минерализации водной фазы потока влияют неоднозначно. Ионы хлора, например, усиливают общую коррозию, вызывают питтингообразования и хлоридное растрескивание некоторых нержавеющих сталей (особенно при повышенной температуре);

элементная сера при температурах ниже 120оС (даже если она находится в жидких растворах или молекулярной форме) вступает в реакцию со сталью или с окисленными слоями отложений на поверхностях, что приводит к сильной коррозии, особенно в присутствии хлористых соединений;

продукты коррозии (сульфиды и, в некоторой степени, карбонаты железа разной степени окисления) проявляют защитные свойства.

Кроме того, коррозия металлов и сплавов связана с природой металла и составляющих сплава, структурой, состоянием поверхности.

Возможные коррозионные риски:

степень коррозионного риска будет повышаться в случае возможного выноса пластовых вод — высокоминерализованной пластовой воды со значительным содержанием кислых компонентов, или прорыва коррозионно-активного газа;

применение методов повышения производительности скважин и пласта — кислотной обработки или кислотного гидравлического разрыва пласта. При этом возможен вынос абразивных частиц, инициирующих коррозионную эрозию, и агрессивных компонентов кислотных композиций;

обработка горячей водой трубных элементов скважин и наземных установок для удаления высокосмолистых и асфальтеновых соединений.

Грунт, в котором проложены трубопроводные коммуникации, проявляет значительную коррозионную агрессивность. Грунтовая вода имеет высокое содержание солей и представляет собой рассол высокой минерализации.

Рассмотренные факторы коррозионного риска при реализации параметров эксплуатации объектов месторождения обусловят проявления коррозионной активности пластового флюида и рабочих агентов в виде электрохимической коррозии общей и локальной и коррозионного сульфидного и углекислотного растрескивания.

Прогноз коррозионной ситуации. Уровни коррозионных рисков Коррозионная активность флюида и его фазовых компонентов по составу характеризуется как высокая сероводородная агрессия (РН2S >1.5 МПа) по превалирующему компоненту (сероводороду). Парциальное давление углекислого газа, содержащегося в газожидкостной смеси, в условиях эксплуатации составит свыше 1.05 МПа. В соответствии с классификацией АНИ вероятность углекислотной коррозии также высока. Для жидкой углеводородной фазы характерно высокое содержание элементной серы (0.72% масс.), также являющейся коррозионно-активным агентом.

Фактором, влияние которого необходимо учитывать при эксплуатации скважин, отбирающих флюид с кислыми компонентами, является условие контакта поверхности металла с конденсированной или пластовой водой. Коррозионный риск, которому подвергаются скважины, не продуцирующие воду, можно охарактеризовать как безопасный. В продуктивных коллекторах присутствуют высокоагрессивные воды (практически рассолы) с различной степенью минерализации и значительным содержанием кислых компонентов. Степень риска будет повышаться в случае возможного выноса пластовых вод или прорыва коррозионно-активного газа. В присутствии свободной воды флюид, содержащий кислые компоненты, может вызвать СКРН высокопрочных сталей, создаст угрозу коррозии с водородным и углекислотным растрескиванием, коррозионный износ и эрозионную коррозию углеродистых сталей. На рассматриваемый период флюид характеризуется практически отсутствием воды.

Величина парциального давления сероводорода в газе при принятых компонентном составе газа и давления насыщения (см. главу 2.3) составляет 4.9 МПа. В соответствии с этим, рабочие среды существующих скважин классифицируются как высокосернистые среды.

Пластовая залежь характеризуется большим АВПД, а также очень высоким значением пластового газового фактора, и разработка месторождения ведется в упруго-замкнутом режиме, при котором забойное давление не снижается ниже давления насыщения, поэтому коррозионный риск для скважин в рассматриваемый период минимизируется данным режимом.

Гидроабразивное воздействие потока имеет место в скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом. Линейная скорость потока при максимальном отборе из скважин на текущий момент составляет от 2.3 до 3.2 м/с, что обусловливает невысокий уровень коррозионной (механической) эрозии, однако он достаточен для инициирования электрохимической коррозии.

По совокупности и уровню коррозионных факторов газ (неподготовленный) и газожидкостная смесь месторождения оцениваются как сильноагрессивные среды, вызывающие коррозионное растрескивание [11] различной интенсивности. Для наземных конструкционных объектов и трубопроводных коммуникаций месторождения коррозионное растрескивание потенциально может реализоваться с разной степенью интенсивности в любом месте производственной системы с давлением до 0.018 атм. Это — система сбора и внутрипромыслового транспортирования нефтегазовой смеси (на рассматриваемый период продукция скважин Королевского месторождения будет поступать по однотрубной системе на Тенгизский НГПЗ для подготовки до товарных кондиций), характер воздействия которой определяется внутритрубной сепарацией нефти (рабочие давления на выкидных линиях ниже давлений насыщения, вследствие чего происходит инверсия фаз).

Газлифтный способ эксплуатации скважин будет осуществляться с использованием обессеренного газа, что обеспечит в системе подачи газлифтного газа (трубопровод, прокладываемый параллельно системе сбора, и сеть разводящих газопроводов газлифта) безопасный уровень коррозии.

Комплекс противокоррозионных мероприятий Концепция противокоррозионной защиты выражается в системном (комплексном) подходе к долгосрочному обеспечению надежности эксплуатации проектируемого и существующего оборудования. Организация и выполнение противокоррозионных мероприятий должны осуществляться с этапа бурения и компоновки новых и ввода в эксплуатацию существующих скважин на любой стадии разработки.

Для обеспечения надежной эксплуатации промыслового оборудования месторождения проектируется комплекс следующих мероприятий:

применение сталей, обладающих высокой стойкостью против СКРН и водородом индуцированного (ВИР);

снижение внутренних остаточных напряжений в металле труб и аппаратов путем специальной термообработки;

термическая обработка монтажных сварных соединений для снятия послесварочных напряжений;

использование эффективных ингибиторов коррозии в сочетании с рациональной технологией ингибиторной защиты.

Защита от СКРН эффективно производится применением сталей, имеющих высокую стойкость к растрескиванию, в сочетании с технологическими методами защиты.

Защита от общей коррозии трубопроводов и оборудования, контактирующих с агрессивной средой, содержащей сероводород и двуокись углерода, — технологическими методами и применением ингибиторов коррозии.

Для защиты подземных трубопроводов от грунтовой коррозии применяется метод катодной поляризации.

Для защиты оборудования от атмосферной коррозии применяются покрытия.

Требования к материалам При обустройстве месторождения должно быть предусмотрено применение специальных, стойких к коррозионному растрескиванию (СКРН, ВИР), хлоридному растрескиванию под напряжением при хорошей стойкости к общей коррозии, обладающих значительными прочностными характеристиками и низкими внутренними напряжениями металла, применение специальной технологии сооружения трубопроводной системы (технологические методы защиты) и организации коррозионного мониторинга.

Объекты производственной системы месторождения — аппараты и трубопроводные коммуникации из стальных материалов, эксплуатирующиеся в сернистой среде, должны соответствовать требованиям стандарта NACE MR0175−97 и другим дополнительным требованиям на материалы, работающие в контакте с кислыми средами (углеродистые стали, низкотемпературные углеродистые стали, дуплексная и аустенитная нержавеющие стали и никелевые сплавы), в частности:

при эксплуатации высокопрочной углеродистой стали в напряженном состоянии в среде влажного сероводорода ее прочность не должна превышать 630Нм2, или предел текучести не должен превышать определенной величины (уп? 0,8уо 2);

согласно действующим нормам и правилам для трубопроводов и оборудования сероводородсодержащего газа максимальные внешние нагрузки не должны превышать (0.4 — 0.5) для исключения СКРН сталей с пределом текучести до (28.0 — 30.0) МПа;

содержание серы в жидкой фазе углеводородов требует применения высоколегированных хромоникельмолибденовых сталей. Однако следует учесть, что склонность к охрупчиванию таких сталей возрастает с увеличением содержания никеля и повышения предела текучести;

для работы в условиях кислых сред максимальная твердость материалов в зоне термического влияния швов должна соответствовать требованиям NACE MR0175−97, и для углеродистых и низкотемпературных углеродистых сталей это значение должно соответствовать твердости по Роквеллу 22 (эквивалентно твердости по Бринеллю 237 или твердости по Викерсу (НV-248);

для оценки стойкости материала к СКРН применяется методика NACE ТМ0177 по определению порогового напряжения. Стойкость к ВИР должна быть гарантирована путем испытания всех материалов в соответствии с NACE ТМ0284;

для улучшения структурно-механических свойств материала труб применяются технологические методы: снижение внутренних остаточных напряжений в металле труб и аппаратов путем специальной термообработки, термическая обработка монтажных сварных соединений для снятия послесварочных напряжений. В кислых средах содержание никеля в сварочных материалах ограничивается до 1% максимально согласно NACE MR0175−97.

Защита оборудования скважин и трубопроводных коммуникаций от грунтовой и атмосферной коррозии.

Защита скважин и трубопроводных коммуникаций от подземной коррозии производится методом катодной поляризации. Наземное оборудование скважин входит в защитную зону катодной поляризации, осуществляемой станциями катодной защиты, установленными на ЗУ.

В качестве пассивной защиты используются термоусадочные и эпоксидные покрытия. Активная защита обеспечивается станциями катодной защиты.

Система катодной защиты устанавливается на скважинах и шлейфах кустовым методом, трубопроводах от ГЗУ до заводского манифольда, магистральном газопроводе согласно технологической схеме электрохимической защиты.

Защита коммуникаций системы сбора Антикоррозионный режим течения промысловых флюидов, обеспечивающий защиту трубопроводной системы от внутренней коррозии, должен обеспечиваться технологическим режимом процессов сбора и транспортирования. Однако, при рабочих давлениях ниже давлений насыщения на выкидных линиях происходит разделение потока на жидкую и газовую фазы. В этих условиях возможно выделение влажного газа, содержащего агрессивные компоненты, а также образование скоплений воды в застойных зонах коммуникаций и оборудования, инициирующих коррозионные процессы.

Сущность технологических методов защиты нефтегазопроводов состоит в поддержании антикоррозионного режима, обеспечивающего дисперсный характер течения газожидкостной смеси, при котором отсутствуют условия для образования водных скоплений и твердых отложений в течение длительного времени эксплуатации. Выбор конкретного варианта, реализующего антикоррозионный режим эксплуатации, определяется технологическими особенностями добычи нефти на месторождении с учетом схем сбора продукции скважин и параметров: величинами расхода жидкости, обводненности нефти и допустимых давлений в начале и в конце нефтегазопровода.

Целесообразность химического ингибирования трубопроводных коммуникаций системы сбора должна определяться уровнем агрессивности газовой фазы (влажный газ), выделяющейся из потока вследствие того, что рабочие давления в системе сбора ниже давлений насыщения жидкости газом, и коррозионным состоянием трубопроводов. В определенных условиях рентабельно обеспечение антикоррозионного режима эксплуатации нефтегазопроводов технологическими методами.

Ингибиторы должны нагнетаться в выкидные линии и выше оборудования, в котором может накапливаться вода. Требования к ингибиторам определяются качественным составом и физико-химическими свойствами среды, технологией добычи и промысловой подготовки нефти, газа и воды, требованиями к качеству выпускаемой продукции.

При рабочих концентрациях ингибиторы не должны вызывать вспенивание технологических жидкостей; ухудшать антигидратные свойства метанола; снижать эффективность химреагентов, используемых для борьбы с парафиноотложениями; замедлять отделение углеводородной жидкости от водометанольной смеси; ухудшать качество газа и нефти; физико-химические свойства прокладочных и уплотнительных материалов.

При организации химического ингибирования следует следовать следующим практическим рекомендациям:

обработка ингибитором необязательна для скважин, не продуцирующих воду, в связи с чем, что риск коррозионного разрушения подземного оборудования таких скважин отсутствует;

не рекомендуется ингибировать скважины с обводнённостью флюида менее 1%, а также скважины с обводнённостью от 1 до 5% при наличии в продукции скважин более 0.5% асфальтенов; ингибирование скважины считается целесообразным при обводнённости ее продукции более 1% и содержании асфальтенов менее 0.5%;

в качестве надпакерных жидкостей рекомендуется использовать составы, не вызывающие коррозию углеродистых сталей и не увеличивающие свою коррозионную активность при насыщении кислыми газами в случае контакта с добываемым флюидом, обладающих плёнкообразующими свойствами, ингибирующими поверхность стали, стабильных в условиях скважины длительное время (не расслаиваются и не полимеризуются), технология введения жидкостей в затрубное пространство должна обеспечивать полное вытеснение рассолов или буровых растворов.

При наличии кислых компонентов в пластовом флюиде в значительных количествах, угрозе нефтегазоводопроявлений следует соблюдать требования коррозионного мониторинга к составу буровых растворов при проведении работ в осложненных условиях, в частности, в состав буровых растворов при бурении в условиях газопроявлений и при вскрытии пластов с флюидом, содержащим компоненты высокой коррозионной активности, вводятся реагенты — нейтрализаторы кислых компонентов, а также ингибиторы коррозии.

Система коррозионного мониторинга Контроль коррозии промыслового оборудования основывается на характере коррозионных проявлений, исходя из чего выбираются методы и средства контроля.

Контроль коррозии важен также для оценки темпа коррозии и оптимизации уровня ингибирования.

Систематический контроль состояния оборудования и уровня (скорости) коррозии осуществляется следующими методами:

техническое освидетельствование. Техническому освидетельствованию подвергается оборудование, работающее под давлением. Внутреннему и внешнему осмотрам подвергаются сварные швы, околошовная зона и поверхность основного металла;

ультразвуковая толщинометрия (УЗТ). Применяется как метод неразрушающего контроля для определения остаточной толщины стенки трубопровода и аппаратов в процессе эксплуатации. Для УЗТ выбираются участки, наиболее подверженные коррозионно-эрозионному воздействию;

магнитно-порошковая дефектоскопия (МПД) производятся с целью выявления эксплуатационных поверхностных дефектов основного металла и сварных соединений, и обеспечивает надзор для обнаружения активных трещин, выявление зарождающихся усталостных трещин. Капиллярная дефектоскопия и акустическая эмиссия применяются в качестве дополнительного метода контроля;

визуально-измерительный контроль (ВИК) производится с применением оптических и линейно-измерительных приборов, и выявляет эксплуатационные поверхностные дефекты основного металла и сварных соединений;

контроль структурно-механических свойств (твердометрия) выявляет области с повышенными величинами твердости, свидетельствующие о склонности (возможной подверженности) металла к СКРН в сероводородсодержащих средах;

контроль скорости коррозии осуществляется гравиметрическим методом с использованием обычных и напряженных контрольных образцов; замерами скорости коррозии методом электросопротивления;

контроль эффективности системы катодной защиты проводится периодическими электрическими замерами на станциях КЗ и измерением потенциала трубопровода в контрольных точках вдоль трубопровода. Эти методы также используются для предварительной оценки состояния изоляции;

состояние наружной изоляции промысловых трубопроводов инспектируется специальными электрометрическими исследованиями.

Контроль параметров среды включает измерения давления, температуры, количества воды, влажности газа, скорости газожидкостного потока, содержания сероводорода, содержание углекислого газа, содержание кислорода, рН водной составляющей, общей минерализации и ее характера.

Коррозионный контроль выполняется в местах, считающихся наиболее подверженными коррозионному воздействию. Такими местами в технологическом оборудовании обычно являются зоны, где возможна концентрация влаги и азующей, где возможно скопление минерализованной водной фазы и шлама (нижняя образующая трубных коммуникаций), зона раздела фаз «газ-жидкость», где коррозионный процесс развивается интенсивно и имеет специфическое проявление.

Для контроля эффективности (состояния) катодной защиты на сооружениях оборудуются контрольно-измерительные пункты.

Коррозионный контроль в условиях сернистых сред должен обеспечить соответствие требованиям по спецификации металлического оборудования по механическим свойствам в соответствии с Нормами ASME, ANSI, API, ТЕМА; для материалов и металлических конструкций — соответствие стандартам ASTM, AISI, ASME и др.