Что способствует коррозии нкт
Способы защиты НКТ от коррозии.
Коррозия оборудования происходит на месторождениях, в газе которых содержатся сероводород H2S и углекислый газ СО2, а в пластовых водах растворены органические кислоты (уксусная, муравьиная, пропионовая и др.). Коррозия происходит в результате электрохимических процессов в системе «электролит — металл».
Усиливают коррозию повышенные концентрации указанных агрессивных компонентов в составе газа, высокие скорости газа, приводящие к эрозии поверхности металла и завихрениям на шероховатостях, выступах, щелях, поворотах потока, напряженное состояние металла. Замедляет коррозию присутствие в потоке конденсата, который покрывает поверхность металла защитной пленкой.
Контроль за коррозией оборудования осуществляют следующими способами:
визуальным осмотром задвижек, тройников, труб и другого оборудования, дающим наиболее полное представление о характере и скорости коррозии. Однако при этом требуется остановка скважины и демонтаж оборудования;
по потере в массе контрольных образцов, установленных внутри действующего оборудования;
при помощи устройства «труба в трубе».
Как правило, оператор участвует в контроле за коррозией оборудования.
При осмотре обращают внимание на характер разрушения внутренней поверхности. Нетрудно визуально установить, какой характер носит коррозионное разрушение — сплошной или точечный.
Контрольные образцы взвешивают до и после нахождения их внутри действующего оборудования. Строят графики зависимости потери массы во времени. По графикам можно определить скорость коррозии в зависимости от скорости потока газа. Подбирают такие скорости газа, при которых скорости коррозии допустимы.
Для контроля за концентрацией ионов железа в жидкости необходимо периодически отбирать пробы и проводить анализы в лаборатории. Устойчивое возрастание концентрации ионов железа выше допустимой — признак активной коррозии оборудования.
Для контроля за коррозией труб применяют такое простое устройство, как «труба в трубе». Внутреннюю трубу берут того же диаметра, что и трубопровод, но с несколько меньшей толщиной стенки. По ней транспортируется продукция скважины. Этот отрезок «тонкой» трубы помещают внутри трубы-кожуха большего диаметра. Когда под действием коррозии внутренняя труба разорвется, давление в трубе-кожухе повысится, что устанавливают по показанию манометра. Это — сигнал о необходимости ревизии труб и оборудования и замены разрушенного коррозией оборудования.
Коррозионное разрушение имеет сплошной или местный (точечный) характер. При сплошной коррозии заменяют оборудование и трубы полностью, при местной — только отдельные элементы и отрезки.
Установлено, что фонтанные трубы разрушаются сплошной коррозией со скоростью 0,2—0,8 мм в год. Муфтовые соединения разрушаются интенсивнее со скоростью 5—7 мм в год. Фонтанная арматура разрушается в местах резких поворотов (завихрений) газожидкостного потока. Скорость разрушения уплотнительных колец, задвижек, тройников, крестовин может достигать 10 мм в год.
На скважинах и промысловом оборудовании для защиты от коррозии применяют ингибиторы коррозии, коррозионностойкие стали и сплавы, металлические и неметаллические покрытия, катодную и протекторную защиту, поддержание специальных технологических режимов эксплуатации скважины.
Применение ингибиторов — наиболее распространенный метод защиты от коррозии. Используют ингибиторы двух видов: нейтрализаторы и экранирующие. Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и др.) химически связывают коррозионные агенты (H2S и СО2) и поэтому дают высокий эффект защиты, но образуют нерастворимые осадки, забивающие штуцеры и трубы. Экранирующие ингибиторы покрывают металл защитной пленкой. Применяют углеводородорастворимые (гудроны, сульфокислоты ИКСТ-1, СБ-3, МСДА) и водорастворимые ингибиторы (катапин, А, КО, ВЖС + ПАВ и др.).
Ингибиторы вводят в скважину тремя способами: подают в затрубное пространство, закачивают в пласт, сбрасывают на забой в твердом состоянии.
Подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство и впрыск в поток газа проводится в принципе так же, как и ингибиторов гидратообразования, а часто вводятся оба ингибитора одновременно.
Закачку в пласт проводят цементировочным агрегатом в объемах до 3—5 м 3 один раз в 3—12 мес.
Твердые ингибиторы опускают на забой на тросе, где они постепенно растворяются и, двигаясь с газом, покрывают трубы защитной пленкой.
Катодная и протекторная защита перспективна, но технически сложна и на скважинах применяется редко. Используется для защиты МГ и УКПГ от внешней коррозии.
Технологические режимы эксплуатации скважины назначают, стремясь снизить скорость газа и за счет этого замедлить коррозию. Для этого увеличивают также диаметр фонтанных труб.
Эффективность ингибирования зависит от непрерывного равномерного покрытия поверхности металла защитной пленкой. Нельзя допускать перерывов в подаче ингибиторов или уменьшать его расход. Поэтому оператору, как при индивидуальной, так и при групповой подаче ингибиторов необходимо главное внимание сосредоточить на постоянном контроле за подачей ингибитора и не допускать перерывов в его подаче в скважину. Нормы подачи устанавливают из условия непрерывного и равномерного покрытия пленкой защищаемой поверхности оборудования. В среднем закачивают примерно от 50 до 400 см 3 ингибитора на 1000 м 3 газа. Экспериментально установлено, что при скоростях газа на устье более 10 м/с возможен срыв пленки ингибитора со стенок труб. Поэтому оператор должен следить, чтобы фактические скорости газа не превышали этой величины.
При обслуживании ингибируемых скважин неполадки в подаче ингибитора часто вызваны засорением дозировочных устройств, поэтому надо своевременно очищать фильтры, штуцеры, клапаны, следить за чистотой ингибиторов.
Коррозионное разрушение оборудования всегда ведет к тяжелым последствиям: обрыву фонтанных труб, разрушению эксплуатационной колонны, задвижек, штуцеров. Замена оборудования приводит к необходимости глушения скважин, прекращению добычи газа. Возможно даже открытое фонтанирование — самая опасная и сложная авария. Об этом никогда нельзя забывать при обслуживании скважин, эксплуатируемых в условиях коррозии оборудования.
Насосно-компрессорная труба: рецепт долголетия
Защита насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии и вредных отложений асфальтенов, смол и парафинов (АСПО) резко увеличивает срок их службы.
Методы удаления АСПО можно разделить на механические,тепловые и химические.
Распределение отказов в НКТ по видам (рис. ОАО «Интерпайп Нижнеднепровский трубопрокатный завод», Украина)
Хотя в последнее время, в связи с резким снижением доходности нефтедобычи, интерес к новым технологиям изготовления труб стал сугубо теоретическим, есть и исключения.
«Гидронефтемашем» (Краснодарский край) для удаления отложений с природными радионуклилидами опробован гидромеханический метод очистки. Его преимущества: возможность удаления комплексных отложений (солевых, с органическими соединениями нефти) без ограничений по химическому составу, прочности и толщине отложений; исключение деформирования и разрушения очищаемых НКТ.
Внутреннее диффузионное цинковое покрытие (ДЦП) имеет высокую адгезию к железу и низкую к парафинам. Слоистая конструкция, образованная в результате взаимной диффузии атомов цинка и железа, показала высокую коррозионную и эрозионную стойкость, улучшенную герметичность резьбовых соединений (допускается до 20 операций свинчивания-развинчивания) и увеличенный в 3-5 раз срок их службы.
НКТ с цинковым покрытием сейчас эксплуатируются ЛУКОЙЛом, Роснефтью и другими компаниями. Однако в связи с падением цен на сырье денег у добывающих компаний стало намного меньше, поэтому и спрос на трубы с ДЦП снизился».
Резьба с напыленным металлическим порошком (фото ООО «ИТМЗ»)
Фрагменты эмалированных НКТ (фото ЗАО «Эмант»)
НКТ с покрытием из фритты ЭСБТ-9 (фото ООО «Советскнефтеторгсервис»)
Для создания такого покрытия применяется два типа пластмасс: термопластичные (поливинилхлорид, полиэтилен, полипропилен, фторопласт и т.д.) и термореактивные (фенопласты, эпоксидные, полиэфирные). Такие покрытия имеют высокую коррозионную стойкость (в т.ч. в высокоминерализованных средах) и длительный срок службы.
НКТП комплектуются высокогерметичными муфтами (ВГМ) с применением полиуретановых уплотнительных колец, значительно повышающих надежность резьбовых соединений в агрессивных средах».
Фрагменты НКТ с внутренним полимерным покрытием (фото ОАО «БМЗ»)
НКТ с внутренним покрытием PolyPlex-P (фото Кирилла Чуйко, ООО «Плазма»)
Некоторые нефтедобывающие компании, рассчитывая сэкономить, самостоятельно занялись нанесением полимерных покрытий на трубы. Например, ОАО «Татнефть» использует порошковые и жидкие составы на основе эпоксидных смол отечественного производства, которые имеют экономичные режимы отверждения и соответствуют экологическим требованиям. Покрытие труб выдерживает транспортировку и погрузочно-разгрузочные работы, не осыпается при захвате инструментом в ходе спускоподъемных операций, не отслаивается при тепловой обработке до 60°С.
В целом гладкая пленка внутреннего покрытия значительно снижает гидравлическое сопротивление и, как следствие, энергозатраты на подъем нефти на поверхность. Применение НКТП позволяет увеличивать межремонтный период на скважинах с парафинопроявлениями в среднем в четыре раза. Пониженная адгезия АСПО с покрытием позволяет обходиться практически без применения высокотемпературных обработок, а отложения в виде подвижной тонкой корки легко удаляются при гидроструйной промывке.
Полимерные трубы: под гнетом металла
Чисто полимерные (стеклопластиковые) трубы высокого давления считаются альтернативой металлическим, поскольку они позволяют полностью избежать коррозии. Стеклопластики характеризуются низкой плотностью и теплопроводностью, не намагничиваются, обладают антистатическими свойствами, высокой стойкостью к температуре и агрессивным средам.
Закачивание сточной сернистой воды по СПТ под давлением 100 атм в нагнетательную скважину системы поддержания пластового давления (фото ОАО «Татнефтепром»)
АСПО при хорошей динамике нефтедобычи также почти не откладывается на поверхности НКТ, поскольку полимер не имеет адгезии с парафинами. Но в случае необходимости можно проводить химическую промывку трубы как кислотными, так и щелочными составами.
Неудачи тоже важны
Несколько лет назад в России еще выпускались НКТ, футерованные полиэтиленом, и трубы со стеклоэмалевым покрытием. Первые не нашли широкого применения из-за низкой прочности защитного покрытия, повышенных затрат на монтаж и ремонт вследствие сложности крепежей, склонности к просачиванию газов под покрытие. Пробные партии таких труб изготовило ООО «ИТМЗ», применялись они ОАО «Удмуртнефть».
Параметры НКТ определяются ГОСТом 633-80:
внешние диаметры, мм: 48, 60, 73, 89, 102, 114;
длина, мм: 5500-10500.
Коррозия скважинного оборудования, как важнейшая проблема при добыче нефти
Опубликовано: 3.07.2015 Рубрика: Статьи Автор: Единый Стандарт
Надежность и целостность нефтедобывающего оборудования напрямую связана со сроком его эксплуатации. Большинство месторождений, находящихся сегодня в разработке, открыты несколько десятков лет назад, что значительно осложняет процесс добычи нефти.
Среди прочего оборудования особую популярность в добыче приобрели установки электроприводных центробежных насосов – УЭЦН, основными причинами отказов которых являются отложения солей, смол, парафина, а также засорения механическими частицами.
УЭЦН, работающие в старых скважинах, также подвержены коррозийному воздействию. Именно поэтому защите скважинного оборудования от коррозии следует уделять особое внимание. Для выбора определенного метода защиты следует придерживаться научного подхода, позволяющего разобраться в видах коррозионного воздействия и причинах, вызывающих его.
Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла в следствие физико-химического или химического взаимодействия с факторами окружающей среды.
Важность борьбы с этим явлением подтверждается колоссальными убытками, которые несут предприятия за счет стоимости изделий и необходимости осуществления восстановительных мероприятий. Если говорить о добычи нефти, то сюда же можно отнести вынужденные простои скважин, потери добычи, а также сбои системы разработки месторождений.
Когда говорят о коррозии, то подразумевают воздействие на металлы и сплавы. Для других материалов наибольшее применение нашел термин «старение».
Коррозионные процессы – классификация
По виду агрессивных сред встречается следующие типы коррозии:
По условиям протекания:
В скважине контакт флюидов и оборудования может характеризоваться общей или локальной коррозией.
В первом случае коррозия протекает по всей поверхности металла или по какой-либо его части. При локальной коррозии, которая встречается чаще всего, разрушение металла происходит точечно. При этом могут наблюдаться сквозные повреждения.
При эксплуатации скважинного оборудования различают следующие виды локальной коррозии:
Способы защиты от коррозии
Различают химические, физические и технологические способы защиты.
Первый способ заключается в применении химических реагентов, которые подаются в скважину и затрубное пространство различными способами. Наибольшую эффективность имеет подача реагентов из зоны продуктивного пласта, например, через нагнетательные скважины. При такой системе обеспечивается антикоррозионная защита скважинного оборудования по всей высоте.
Все чаще применяются физические методы защиты скважинного оборудования от коррозии. Нередко можно наблюдать антикоррозионные конструктивные особенности: применение нержавеющей стали, стеклопластика или антикоррозионного покрытия при изготовлении различных деталей и оборудования скважин. Следует сказать, что замена обычных труб на НКТ из «нержавейки» дает положительный эффект даже несмотря на значительную разницу в стоимости. Особо ярко этот эффект заметен в скважинах с проблемным флюидом в отношении коррозионной агрессивности.
Положительный эффект дает также покрытие основного металла корпуса УЭЦН различными легирующими металлами: хромом, никелем, кремнием и другими. В этом случае коррозионная стойкость сохраняется до тех пор, когда покрытие не имеет повреждений, которые нередко возникают во время спуска или подъема насоса из скважины.
Коррозию подпленочного типа в УЭЦН вполне реально исключить за счет электрохимической защиты, которая заключается в нанесении анодного покрытия, обладающего более отрицательным потенциалом по сравнению с основным металлом насоса и обсадной колонны. Суть такой защиты заключается в разрушении протекторного (анодного) покрытия, а не катода, которым в данном случае является основной материал УЭЦН. Защита будет действенной до тех пор, пока протекторное покрытие полностью не прокорродирует.
Этот же принцип действия протекторной защиты может применяться и без покрытия. В этом случае к защищаемому оборудованию присоединяется протектор, обладающий более отрицательным зарядом. По истечении срока службы протектора он растворяется и подлежит замене.
Известно, что основным агрессивным веществом в добываемой нефти является сероводород. Это вещество является продуктом жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Содержащийся в нем водород легко проникает в металл, значительно снижая его прочность, а осаждаемые на металлических поверхностях сульфиды железа образуют гальванические пары, в которых металл является анодом. В результате этого последний постепенно корродирует.
Наличие в скважине агрессивных микроорганизмов обусловлено также масштабами применения пресной воды в процессе разработки месторождений. А вот недооценка возможного влияния этих микроорганизмов в процессе биокоррозии может привести к преждевременным поломкам и отказам.
Наряду с водой развитию биокоррозии способствуют такие вещества, как азот, сера, кислород, которые являются питательной средой для микроорганизмов. Следует отметить, что микроорганизмы по-разному влияют на металлы. Например, цинк не подвержен разрушению, а латунь способна убивать агрессивные организмы. Именно поэтому к подбору основного материала скважинного оборудования необходимо подходить после тщательного анализа.
Необходимо также сказать, что борьба с проявлениями коррозионной агрессивности в нефтедобыче должна вестись комплексно. Только в этом случае удастся исключить вредоносное воздействие, сохранить промысловое оборудование и увеличить срок его службы.
Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.
Стойкость в любых условиях
Одна из самых актуальных проблем нефтедобычи — коррозия внутрискважинного оборудования. В «Газпром нефти» активная борьба с этим неприятным, но поддающимся контролю явлением системно ведется уже несколько лет. Ее результат — существенная экономия средств и увеличение срока работы скважин
Лучшее нападение — защита
Коррозия внутрискважинного оборудования — одна из основных проблем при эксплуатации нефтяных скважин. Она актуальна для всех активов, но особенно остро проявляется на месторождениях с высокой обводненностью добываемой продукции. Коррозия не только наносит ущерб металлическому оборудованию скважин (в первую очередь — насосно-компрессорным трубам (НКТ)) — в результате обменных реакций, протекающих при коррозии, образуются различные вещества, которые при проникновении в призабойную зону пласта ухудшают ее фильтрационные свойства. Все это значительно повышает затраты на эксплуатацию скважины и может сыграть решающую роль при определении ее рентабельности, особенно на зрелых активах.
Существует целый набор факторов, влияющих на агрессивность коррозии: это и минеральный состав добываемой водонефтяной эмульсии, и содержание в ней механических примесей, и скорость потока, и наличие соответствующей микрофлоры, и даже намагниченность труб. Основную же опасность несут различные газы, находящиеся во внутрискважинной жидкости, — кислород (О2), сероводород (Н2S), двуокись углерода или углекислый газ (СО2), причем их одновременное воздействие на металл приводит к синергетическому эффекту и ускоряет коррозию в несколько раз. В свою очередь для углекислотной коррозии характерно многообразие видов коррозионных повреждений: наряду с равномерной коррозией зачастую возникают локальные повреждения, которые из-за высокой скорости проникновения в металл наиболее опасны.
Как показывает практика, в случае агрессивной коррозии самый эффективный способ борьбы с ней — это не нападение, а оборона. В тяжелых случаях только полномасштабная защита способна дать заметный эффект. А вот мероприятия по устранению последствий коррозии оказываются делом неблагодарным и ресурсоемким. Основные методы защиты — обработка ингибиторами, применение НКТ с антикоррозийным покрытием или из коррозионностойкой стали. Все они имеют свои достоинства и свои недостатки и должны тщательно подбираться в каждом отдельно взятом случае.
Коррозия металлов
Разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней (коррозионной) средой. Причина коррозии — термодинамическая неустойчивость системы, состоящей из металла и компонентов окружающей среды. Коррозионные процессы классифицируют: а) по виду (геометрическому характеру) коррозионных разрушений на поверхности или в объеме металла; б) по механизму реакций взаимодействия металла со средой (химическая и электрохимическая к.); в) по типу коррозионной среды; г) по характеру дополнительных воздействий, которым подвергается металл одновременно с действием коррозионной среды. Помимо химической и электрохимической коррозии принято выделять также биологическую коррозию, идущую под влиянием продуктов жизнедеятельности бактерий и др. организмов, и радиационную коррозию — при воздействии радиоактивного излучения. В результате коррозии ежегодно теряется от 1 до 1,5% всего металла, накопленного и эксплуатируемого человечеством.
Урманский феномен
Проблема коррозии внутрискважинного оборудования (ВСО) существует во всех дочерних предприятиях «Газпром нефти». Но не во всех «дочках» она стоит одинаково остро. Где-то скорости развития коррозии оказываются невысоки, а значит, нет необходимости тратить серьезные средства и время на проведение мероприятий по защите. Тем не менее есть и невезучие предприятия. Так, несколько лет назад «Газпромнефть-Восток» встал перед неотложной потребностью в срочных мерах по борьбе с коррозией ВСО.
Предприятие столкнулось с неприятной статистикой — количество скважин, где оборудование отказывало по причине коррозии НКТ, росло лавинообразно. Больше всего осложненных скважин выявили в юго-западной части Крапивинского и на Урманском месторождении. Скорость коррозионного проникновения в отдельных скважинах достигала 20 мм/год, а средняя наработка на отказ коррозионного фонда составляла 157 суток. При этом большинство месторождений «Востока» — автономные, к ним отсутствует круглогодичный подъезд, а значит, и возможность оперативно подвозить новое оборудование и ремонтировать скважины. Для выяснения причин происходящего обратились за помощью к сотрудникам Научно-технического центра «Газпром нефти». В результате проведенных изысканий стало понятно, что основные виновники коррозии здесь — углекислота и перманентный рост обводненности.
Коррозия металлов
Разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней (коррозионной) средой. Причина коррозии — термодинамическая неустойчивость системы, состоящей из металла и компонентов окружающей среды. Коррозионные процессы классифицируют: а) по виду (геометрическому характеру) коррозионных разрушений на поверхности или в объеме металла; б) по механизму реакций взаимодействия металла со средой (химическая и электрохимическая к.); в) по типу коррозионной среды; г) по характеру дополнительных воздействий, которым подвергается металл одновременно с действием коррозионной среды. Помимо химической и электрохимической коррозии принято выделять также биологическую коррозию, идущую под влиянием продуктов жизнедеятельности бактерий и др. организмов, и радиационную коррозию — при воздействии радиоактивного излучения. В результате коррозии ежегодно теряется от 1 до 1,5% всего металла, накопленного и эксплуатируемого человечеством.
Коррозия металлов
Разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней (коррозионной) средой. Причина коррозии — термодинамическая неустойчивость системы, состоящей из металла и компонентов окружающей среды. Коррозионные процессы классифицируют: а) по виду (геометрическому характеру) коррозионных разрушений на поверхности или в объеме металла; б) по механизму реакций взаимодействия металла со средой (химическая и электрохимическая к.); в) по типу коррозионной среды; г) по характеру дополнительных воздействий, которым подвергается металл одновременно с действием коррозионной среды. Помимо химической и электрохимической коррозии принято выделять также биологическую коррозию, идущую под влиянием продуктов жизнедеятельности бактерий и др. организмов, и радиационную коррозию — при воздействии радиоактивного излучения. В результате коррозии ежегодно теряется от 1 до 1,5% всего металла, накопленного и эксплуатируемого человечеством.
В качестве возможных мер защиты рассматривалось и применение ингибиторов, и подбор подходящих насосно-компрессорных труб. Поскольку проблема высокой скорости коррозии ВСО на месторождениях предприятия никуда не исчезла, опытно-промышленные исследования по некоторым предложенным вариантам защиты идут до сих пор. Их цель — максимально увеличить срок работы скважин. Однако результаты, достигнутые к настоящему времени, уже впечатляют: время работы НКТ до отправки в металлолом удалось увеличить с 30 (в самом худшем случае) до 570 суток.
«Общий размер экономического эффекта от внедрения НКТ в коррозионностойком исполнении начиная с 2010 года составил порядка 351 млн рублей, включая эффект от сокращения объема закупки НКТ, — рассказал заместитель начальника производственно-технического отдела «Газпромнефть-Востока» Василий Аранжин. — Это сравнимо с бюджетом на закупку почти двухлетнего объема НКТ по «ГПН-Востоку».
Технология защиты
Полигоном для испытаний новых методов защиты насосно-компрессорных труб в компании стало Урманское месторождение. Опыт показал, что ингибиторная защита не оправдывает себя из-за высокой скорости потока — ингибиторная пленка с легкостью смывается потоком скважинной жидкости, и действие ее оказывается слишком коротким. Поэтому подход кардинально изменили — совместно с сотрудниками «Газпромнефть НТЦ» началось проведение испытаний нескольких видов НКТ, выполненных из коррозионностойкой стали или из стали с антикоррозийным покрытием.
Получение полной информации о фонде и стандартизация всех процессов, связанных с защитой от коррозии, позволили добиться управляемости процесса
Как выяснилось, найти универсальное решение не так-то просто. Например, у труб из коррозионностойкой стали есть один общий недостаток — любая добавка делает сталь менее прочной, что может оказаться критичным на большой глубине при высоких нагрузках. К тому же наиболее эффективно защищает от коррозии сталь, на 13% обогащенная хромом, а это слишком дорогое удовольствие. Поэтому сегодня продолжаются испытания труб с различными внутренними защитными покрытиями. В частности, испытываются трубы с полимерным покрытием. Недостатки у таких НКТ тоже есть — покрытие может потрескаться при излишних нагрузках и потерять свои защитные свойства. «По нашему мнению, неплохое будущее есть у НКТ с внутренними защитными полимерными покрытиями, — говорит Василий Аранжин. — Сравнительно невысокая стоимость нанесения таких покрытий (примерно в два раза дороже обычной „черной“ НКТ), их стойкость к кислотным обработкам и возможность ремонта НКТ с покрытием открывает данной технологии большие перспективы».
Поиск оптимального решения продолжается. Пока же на месторождениях компании в промышленной эксплуатации находятся трубы с термодиффузионным цинковым покрытием. Как показали испытания, они значительно снижают скорость коррозии и увеличивают срок работы подвески более чем на год. Главный недостаток таких труб — защитное покрытие растворяется при кислотных обработках, а значит, область их применения ограничена.
Универсальным же способом защиты скважин от коррозии можно назвать превентивный подход — когда меры предпринимаются до того, как НКТ и другое оборудование нужно будет заменять на новое. «Мы для себя выделили несколько стадий управляемости проблемы, — объяснил руководитель направления по химизации процессов добычи „Газпром нефти“ Владимир Ямпуров. — Если на месторождении мероприятия по борьбе с коррозией применяются на половине скважин, то можно говорить о нижней границе управляемости. 80% защищенных скважин — это стадия управляемости проблемой. Полная защита подразумевает охват как минимум 95% скважин. В стране мало месторождений, где коррозия управляема, одно из них — Урманское».
Стратегический выход
Ситуация, возникшая в «Газпромнефть-Востоке», показала, что компании нужно кардинально менять подход к борьбе с коррозией. Пожалуй, несколько лет назад эта ситуация была характерна для всей российской нефтяной индустрии, где до сих пор действуют устаревшие ГОСТы и технические условия. Так, например, отечественные стандарты на насосно-компрессорные трубы не предусматривают спецификацию применения НКТ в зависимости от состава коррозионно-агрессивной среды. Это означает, что трубы из одинаковой стали применялись и в углекислотных средах, и в средах с повышенным содержанием сероводорода, и в малокоррозийных условиях добычи. Результат такого подхода — повышенные затраты на эксплуатацию внутрискважинного оборудования из-за ускоренного коррозионного износа, а также резкий рост коррозийного фонда скважин в тех случаях, когда условия на месторождениях меняются, например при росте обводненности. Такой, казалось бы, бюрократический момент, как отсутствие в компаниях отрасли единых современных стандартов, определяющих классификацию коррозийных поражений, соответствующие методы защиты и подбор внутрискважинного оборудования с учетом коррозийности сред, становится одной из главных причин больших финансовых потерь от коррозии.
«Когда мы столкнулись с проблемой роста коррозийного фонда в „ГПН-Востоке “, мы начинали работу с получения полной информации о скважинах и об используемом оборудовании, а также со стандартизации всех процессов, связанных с защитой от коррозии», — рассказал Владимир Ямпуров. Сегодня подобные стандарты разработаны и внедряются уже для всех работ по химизации, начиная с защиты от коррозии и солеотложения и заканчивая регламентом для лабораторий и требованиями к поставляемому оборудованию и химикатам. Следующий шаг — автоматизация процесса управления химизацией. Подобной системы еще нет у российских компаний, поэтому «Газпром нефть» имеет все шансы стать пионером в области, важность которой нельзя недооценивать, ведь «здоровье» скважины — залог эффективности добычи.
Сегодня поток труб различного назначения на месторождения компании растет только за счет увеличения объемов бурения, а не выхода оборудования из строя
Биозонд
Одной из причин коррозии внутрискважиного и наземного оборудования могут быть сульфатвосстанавливающие бактерии. В 2013 году сотрудники Научно-технического центра «Газпром нефти» разработали специальный биозонд, который позволяет определять наличие биозараженности промыслового оборудования. «К нам обратились коллеги из „Газпромнефть-Хантоса“, — рассказала начальник отдела химизации „Газпромнефть НТЦ“ Аниса Кунакова. — Им требовалось выяснить, насколько эффективна бактерицидная обработка на нефтесборных сетях». Впервые биозонд был применен в апреле-июне 2014 года для определения биозараженности в системе нефтесбора Приобского месторождения. С его помощью удается точно определить, какие именно бактерии населяют промысловые нефтепроводы, и установить их коррозионную агрессивность. В дальнейшем планируется доработать биозонд для использования его как многофункционального устройства, позволяющего одновременно определять биозараженность, скорость коррозии, состав отложений солей и асфальтосмолопарафиновых отложений.