Материал: Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин – коррозия глубинно-насосного оборудования

Практика эксплуатации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин свидетельствует о сложной зависимости между коррозионной активностью добываемой из скважин жидкости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования. Часто потенциально агрессивная система нефть-вода-газ из-за действия одного или нескольких неучтенных факторов может оказаться неагрессивной, и наоборот, слабоагрессивная среда при изменении условий добычи нефти и, следовательно, преимущественном проявлении других факторов может быть весьма коррозионно-активной.

Разнообразие процессов, приводящих к коррозийному износу и выходу из строя металлического оборудования, обуславливает и большое количество методик защиты оборудования от коррозии. В каждом конкретном случае инженеры-коррозионисты выбирают наиболее подходящий метод защиты, исходя из особенностей разрабатываемого месторождения, химического состава добываемого флюида и почв.

На нефтедобывающих предприятиях остро стоит проблема внутренней коррозии наземного оборудования и трубопроводов, а проблема коррозии подземного оборудования скважин не является актуальной, хотя как подземное, так и наземное оборудование контактируют с одной и той же нефтепромысловой жидкостью. Причины такого, на первый взгляд, парадокса, заключаются в следующем: сроки эксплуатации наземного оборудования в среднем на порядок больше, чем подземного, и выходит оно из строя в основном по причине коррозии. Подземное же оборудование «отказывает» обычно в течение первого же года эксплуатации по совокупности причин, среди которых доля коррозии обычно незначительна. Однако при стечении определенных обстоятельств могут возникнуть условия, когда доля отказов по причине коррозии начинает превалировать над отказами по другим причинам [1].

Одним из наиболее широко распространенных и обеспечивающих основную часть добычи нефти видов оборудования являются установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) [2]. Среди основных факторов, приводящих к отказам УЭЦН при небольших наработках, преобладают солеотложение и засорение механическими примесями (рис. 2).

Рисунок  2. Распределение причин отказов УЭЦН при наработке до отказа до 180 .

Однако для скважин с длительным сроком работы оборудования возрастает доля отказов УЭЦН по причине коррозии оборудования (рис. 3). Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов - повышением обводненности продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии. Однако для обоснования выбора методов защиты оборудования необходимо применение научных подходов при изучении видов и причин коррозии [2].

Рисунок 3 - распределение причин отказов УЭЦН при наработке до отказа свыше 300 суток: износ - 35%, коррозия - 22%, засорение - 14%, отложение солей - 29%.

В зависимости от характера коррозии и условий ее протекания применяются различные методы защиты. Выбор того или иного способа определяется его эффективностью в данном конкретном случае, а также экономической целесообразностью. Любой метод защиты изменяет ход коррозионного процесса, либо уменьшая скорость, либо прекращая его полностью. Далее будут рассмотрены методы защиты металлов от коррозии, применяемые в настоящее время для продления срока службы глубинного оборудования в условиях разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

.1 Защита от коррозии с помощью ингибирования

Скорость коррозии можно снизить изменением свойств коррозионной среды. Это достигается или соответствующей обработкой среды, в результате которой уменьшается ее агрессивность, или введением в коррозионную среду небольших добавок специальных веществ, так называемых замедлителей или ингибиторов коррозии.

Обработка среды включает в себя все способы, уменьшающие концентрацию ее компонентов, особенно опасных в коррозионном отношении. Так, например, в нейтральных солевых средах и пресной воде одним из самых агрессивных компонентов является кислород. Его удаляют деаэрацией (кипячение, дистилляция, барботаж инертного газа) или смазывают при помощи соответствующих реагентов (сульфиты, гидразин и т.п.). Уменьшение концентрации кислорода должно почти линейно снижать предельный ток его восстановления, а следовательно, и скорость коррозии металла. Агрессивность среды уменьшается также при ее подщелачивании, снижение общего содержания солей и замене более агрессивных ионов менее агрессивными. При противокоррозионной подготовке воды для уменьшения накипеобразования широко применяется ее очистка ионнообменными смолами.

Ингибиторы коррозии разделяют, в зависимости от условий их применения, на жидкофазные и парофазные или летучие. Жидкофазные ингибиторы делят в свою очередь на ингибиторы коррозии в нейтральных, щелочных и кислых средах. В качестве ингибиторов для нейтральных растворов чаще всего применяются неорганические вещества анионного типа. Их тормозящее действие связано, по-видимому, или с окислением поверхности металла (нитриты, хроматы), или с образованием пленки труднорастворимого соединения между металлом, данным анионом и, возможно, кислородом (фосфаты, гидрофосфаты). Исключение представляют в этом отношении соли бензойной кислоты, ингибирующий эффект которых связан, главным образом, с адсорбционными явлениями. Все ингибиторы для нейтральных сред тормозят преимущественно анодную реакцию, смещая стационарный потенциал в положительную сторону. До настоящего времени еще не удалось найти эффективных ингибиторов коррозии металлов в щелочных растворах. Некоторым тормозящим действием обладают лишь высокомолекулярные соединения [3].

В качестве ингибиторов кислотной коррозии применяются почти исключительно органические вещества, содержащие азот, серу или кислород в виде амино-, имино-, тиогрупп, а также в виде карбоксильных, карбонильных и некоторых других групп. Согласно наиболее распространенному мнению, действие ингибиторов кислотной коррозии связано с их адсорбцией на границе раздела металл - кислота. В результате адсорбции ингибиторов наблюдается торможение катодного и анодного процессов, снижающие скорость коррозии.

Примером успешной борьбы с коррозией методом ингибирования могут послужить решения инженеров-коррозионистов, сотрудников компании ООО «РН-Ставропольнефтегаз».

Состав пластовых флюидов на месторождениях «РН-Ставропольнефтегаз» обуславливает высокую коррозионную активность среды и значительную скорость коррозионного процесса.

На пяти скважинах «РН-Ставропольнефтегаза» в 2010 году проводился эксперимент по защите внутрискважинного оборудования от коррозии, вызываемой воздействием агрессивных факторов. В скважины закачивается ингибитор коррозии, который характеризуется повышенной плотностью[4].

Закачка ингибитора в скважины проводится в режиме постоянного дозирования в точке подачи реагента при помощи дозировочных установок. Так, закачка в скважины № 173 м/р Колодезное и № 101 м/р Зимняя Ставка проводится в режиме постоянного дозирования в точке подачи реагента при помощи дозировочных установок УБПР и УДПХ «Лозна» соответственно. Закачка в скважину № 175 м/р Зимняя Ставка производится в периодическом режиме при помощи дозировочной установки УДЭ начиная с 22 октября 2009 года в затрубное пространство в концентрации 25 г/т. Предварительные результаты эксперимента показывают, что ингибирование через затрубное пространство не защищает от коррозии ПЭД и протектор. При этом на м/р Зимняя Ставка достигнуто увеличение наработки на отказ более чем в 2 раза. По скважине № 222 м/р Восточное наработка на отказ оказалась меньше средней, произошел отказ по причине сквозной коррозии НКТ. Возможная причина отказа - неверно подобранная дозировка ингибитора. На сегодняшний день произведена корректировка дозировки.

В целом, защитный эффект по скважине № 101 м/р Зимняя Ставка составил 88%, по скважине № 173 м/р Колодезное - 89%[4].

Как уже было сказано, не все способы являются универсальными для всех месторождений. Ингибирование - сложный способ защиты, и его успешное применение в различных условиях требует широких познаний. Примером может послужить анализ коррозионных отказов погружного оборудования скважин на одном из нефтедобывающих предприятий ООО «НК «Роснефть».

Исследователи, учитывая основные факторы увеличения скорости коррозийных процессов на месторождении (основной причиной ускоренной коррозии корпусов ПЭД является форсированный отбор пластовой продукции, приводящий к увеличению скорости потока, интенсификации разгазирования добываемых флюидов), предложили применение ингибиторной защиты как превентивную меру, до внедрения других способов защиты. Следует отметить, что традиционные технологии ингибиторной защиты скважинного оборудования - закачка ингибитора через затруб или дозирование по капиллярным трубкам - в рассматриваемом случае малоэффективны. Первая технология - в силу того, что ингибитор не сможет достичь и защитить ПЭД, так как он находится ниже уровня приема насоса, вторая - в силу того, что спуск капиллярной трубки для подачи реагента на глубину подвески 2000 м и более по искривленным скважинам с узким кольцевым зазором между корпусом УЭЦН и эксплуатационной колонной весьма проблематичен: велики риски защемления канала или его перетирания с нарушением герметичности. Рассмотрены варианты ингибиторной защиты путем задавки ингибитора в призабойную зону пласта и подвешивания к основанию ПЭД погружного контейнера с твердым ингибитором. В результате лабораторных исследований подобраны ингибиторы для применения по технологии задавки в пласт и использования в погружном контейнере. Однако следует заметить, что рассматриваемые технологии также имеют свои ограничения: это и быстрый вынос ингибитора из пласта, и быстрый срыв пленки ингибитора с защищаемой поверхности металла при высоких дебитах и скоростях потока [1].

Использование ингибиторов коррозии является самым распространенным способом борьбы с коррозией скважинного оборудования. К сожалению, ингибиторная защита недолговечна, при этом использование ингибиторов коррозии имеет ограниченную эффективность, трудозатратно и часто требует технологических ухищрений. Часто ингибиторы коррозии плохо совместимы с ингибиторами солеотложений. Поэтому ингибиторная защита не может считаться надежным средством защиты от коррозии [5].

Поэтому, помимо технологий ингибиторной защиты предусматривается внедрение других методов, позволяющих снизить коррозионный износ и повысить тем самым сроки наработки глубинного оборудования.

2.2 Покрытия, как метод защиты металлов от коррозии. Пассивная защита

Защита металлов, основанная на изменение их свойств, осуществляется или специальной обработкой их поверхности, или легированием. Обработка поверхности металла с целью уменьшения коррозии проводится одним из следующих способов: покрытием металла поверхностными пассивирующими пленками из его трудно растворимых соединений (окислы, фосфаты, сульфаты, вольфраматы или их комбинации), созданием защитных слоев из смазок, битумов, красок, эмалей и т.п. и нанесением покрытий из других металлов, более стойких в данных конкретных условиях, чем защищаемый металл (лужение, цинкование, меднение, никелирование, хромирование, свинцование, родирование и т.д.).

Защитное действие большинства поверхностных пленок можно отнести за счет вызванной ими механической изоляции металла от окружающей среды.

Нанесенные на наружные поверхности корпусных деталей и узлов УЭЦН металлические покрытия на основе железа с добавлением легирующих элементов - хрома, никеля, кремния, молибдена, бора и углерода, имеющих более положительный электродный потенциал, чем потенциал основного металла корпуса УЭЦН, - являются хорошей защитой от коррозии, если в покрытии отсутствуют механические повреждения. В случае же каких-либо повреждений металлического защитного покрытия при монтаже УЭЦН, спуско-подъемных операциях образуется гальваническая пара: металлическое покрытие становится катодом по отношению к корпусу, корпус УЭЦН - анодом. В процессе электрохимической коррозии основной материал корпуса окисляется, распадаясь на положительно заряженные ионы в электролит - пластовую жидкость и электроны - происходит процесс окисления, анод - корпус растворяется. Избыточные электроны перетекают к катодному участку - к металлическому покрытию, имеющему более высокий электродный потенциал.

Таким образом, при работе гальванической пары «металлическое покрытие (КАТОД) / корпус УЭЦН (АНОД)» корпус разрушается [2].

Именно поэтому необходимо правильно подбирать пары «основной металл - покрытие», исходя из расчетов электрохимических потенциалов материалов. Максимальную разность электрохимических потенциалов между корпусом и покрытием имеет пара «монель металл - стальной корпус».

Решением проблемы подпленочной коррозии корпусных деталей и узлов УЭЦН может стать метод электрохимической защиты, то есть нанесение протекторного (анодного) покрытия на металлическое (типа алюминий, цинк, магний или их сплавы), имеющее электродный потенциал более отрицательный, чем потенциал металлического защитного покрытия, основного материала корпуса УЭЦН и обсадной трубы [2].

2.3 Электрохимический метод предотвращения коррозии глубиннонасосного оборудования. Активная защита

Активная электрохимическая защита подразделяется на два больших раздела: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станций катодной защиты (СКЗ). Оба вида с недавних пор с различным успехом применяются на нефтедобывающих предприятиях. Рассмотрим каждых из них в отдельности.

.3.1 Применение станций катодной защиты

Из всех методов защиты основанных на изменении электрохимических свойств металла под действием поляризующего тока, наибольшее распространение получила защита металлов при наложении на них катодной поляризации (катодная защита). Принцип катодной защиты основан на том, что как только поляризация катодных участков внешним током достигает потенциала анода, на всей поверхности металла устанавливается одинаковый потенциал, и локальный ток больше не протекает, то есть пока к металлу приложен внешний ток, он не может коррозировать.

Защита металла катодной поляризацией применяется для повышения стойкости металлических сооружений в условиях подземной (почвенной) и морской коррозии, а также при контакте металлов с агрессивными химическими средами. Она является экономически оправданной в тех случаях, когда коррозионная среда обладает достаточной электропроводностью, и потери напряжения (связанные с протеканием защитного тока), а следовательно, и расход электроэнергии сравнительно невелик. Катодная поляризация защищаемого металла достигается либо наложением тока от внешнего источника (катодная защита с использованием станций катодной защиты), либо созданием макрогальванической пары с менее благородным металлом (обычно применяются алюминий, магний, цинк и их сплавы). Он играет здесь роль анода и растворяется со скоростью, достаточной для создания в системе электрического тока необходимой силы (протекторная защита). Растворимый анод при протекторной защите часто называют “жертвенным анодом” [3].

Применение для катодной защиты метода приложения тока облегчает регулирование системы и часто дешевле, чем использование анодов - протекторов, которые, конечно, нуждаются в регулярных заменах.

На практике катодная защита редко применяется без дополнительных мероприятий. Требуемый для полной защиты ток обычно бывает чрезмерно велик, и помимо дорогостоящих электрических установок для его обеспечения следует иметь в виду, что такой ток часто будет вызывать вредный побочный эффект, например чрезмерное защелачивание. Поэтому катодная защита применяется в сочетании с некоторыми видами покрытий. Требуемый при этом ток мал и служит только для защиты обнаженных участков поверхности металла.

При рассмотрении вопроса о применении активных видов электрохимической защиты погружного оборудования, у ряда авторов возникают оправданные сомнения в эффективности использования традиционных станций катодной защиты.

На первый взгляд он представляется достаточно простым и эффективным [6]. Рядом исследователей были получены положительные результаты [7]. До сих пор с помощью СКЗ осуществлялась лишь защита обсадных колонн, и авторами исследований была предпринята попытка защиты с ее помощью погружного оборудования.