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

Для питания УЭЦН в межтрубное пространство скважины спущен четырехжильный кабель, одна из жил которого свободна. Через нее было принято решение бросить дренаж на корпус УЭЦН от наземной СКЗ, при соответствующей обвязке с традиционным анодным заземлением в стороне от устья скважины. Т.е., в принципе, обычная катодная защита, только обеспечена дополнительная точка дренажа на корпус погружного оборудования (рис. 4).

Рисунок 4 - Схема подключения катодной защиты к узлам скважины: 1 -обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 - УЭЦН; 4 - питающий кабель ПЭД; 5 - свободная жила питающего кабеля; 6 - дренаж от СКЗ.

Впоследствии, кода эксперимент показал положительные результаты, устранив признаки электрохимической коррозии на узлах УЭЦН при их повторном поднятии, помимо использования четвертой жилы питающего кабеля был спущен самостоятельный дренажный кабель.

Идея позволила объективно продлить наработку до отказа погружного оборудования, что показывает практика. Однако этот метод может содержать не очевидный, на первый взгляд, но достаточно серьезный недостаток. По причине отсутствия данных по распределению потенциалов на дне скважины, есть вероятность, что защита погружного оборудования происходит за счет обсадной колонны скважины [6].

Согласно данных эксперимента [7], замеры потенциалов производились на поверхности у устья скважины. В первом случае СКЗ отключена и дренажный кабель к УЭЦН использовался в качестве сигнального. Во втором случае замер производился на дренажном кабеле при включенной системе ЭХЗ. В обоих случаях, а особенно во втором, данные замеров не являются достоверными, и судить по ним о защитном потенциале на дне скважины можно лишь косвенно, но не окончательно. Причина на то значительные потери в проводнике (порядка 2 км), а так же экранирующее влияние обсадной колонны.

Распределение потенциала по эксплуатационной колонне зависит от глубины и качества бетонного кондуктора, который, если и есть, то расположен, как правило, в верхней части скважины. В любом случае при погружении потенциал снижается и достигает минимума ко дну сооружения. На НКТ же, по причине дополнительного дренажа через корпус УЭЦН, минимальный уровень потенциала находится в средней области сооружения. Потенциал на самой УЭЦН близок или равен потенциалу НКТ в конечной точке по причине их технологического контакта [6].

Данное распределение строится на предположении и требует натурного подтверждения, однако здравый смысл, знание теоретических основ в области электрохимзащиты и большой опыт проведения электрометрических исследований позволяют авторам утверждать, что приведенное распределение максимально близко к реальности.

Из приведенных аргументов следует, что погружное оборудование при включенной системе ЭХЗ имеет более высокий потенциал относительно колонны, которая становится анодом и за ее счет осуществляется защита УЭЦН (а так же НКТ в нижней части скважины). Так как площадь поверхности колонны несоразмерно больше погружной установки, процесс отказа скважины по причине электрохимической коррозии проявится гораздо позднее, тогда как эффект от защиты погружного оборудования наблюдается раньше по причине его относительно небольшого срока эксплуатации.

По мнению автора, данной проблемы можно было бы избежать, если обеспечить на дне скважины надежный электрический контакт между сооружениями, который уравновесит их потенциалы. Однако технологически этого добиться не представляется возможным. Существующие случайные места соприкосновения конструкций по причине искривления скважины или отклонения погружной установки от оси имеют высокое сопротивление и не позволяют уравновесить потенциалы. Напротив, в этих местах наблюдается усиленная коррозия за счет большой плотности токов [6].

Уравновесить потенциалы с поверхности так же не представляется возможным по причине отсутствия контроля на дне скважины, и даже если технологически обеспечить контроль (доставить ко дну электрод сравнения и контрольные проводники на смежные конструкции), уравнять их потенциал и поддерживать в период эксплуатации достаточно проблематично. А по причине малого кольцевого зазора между конструкциями достаточно незначительной разности потенциалов для протекания интенсивного электрохимического процесса.

Из вышеизложенного авторы советуют ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты. В этом случае электрохимический процесс происходит в цепи протектор-сооружение и обсадная колонна в нем не участвует.

Протекторная защита в области нефтепромыслового оборудования применяется на практике и имеет несомненный положительный результат, однако требует дополнительных исследований и экспериментов для достижения максимальной эффективности.

.3.2 Протекторная защита

Протекторная защита является разновидностью катодной защиты. К защищаемой конструкции присоединяют более электроотрицательный металл - протектор - который, растворяясь в окружающей среде, защищает от разрушения основную конструкцию. После полного растворения протектора или потери контакта с защищаемой конструкцией, протектор необходимо заменить.

Для изучения метода протекторной защиты глубинного оборудования можно воспользоваться данными лабораторного исследования, проведенного в 2005 году сотрудниками ООО НИЦ «ИПТЭР-Диагностика» и предприятия Уфагаз ООО «Газ-Сервис».

Классический метод катодной защиты предполагает использование гальванической связи коррозирующего металла с вспомогательным анодом. Разрабатываемый в ходе лабораторного исследования вариант протекторной защиты для подземного оборудования скважин исключает гальваническую (металлическую) связь расходуемого электрода с защищаемым оборудованием, что позволяет оптимизировать плотность тока по более значительной площади защищаемой поверхности и стимулировать в результате протекающих электрохимических реакций образование пассивирующих покрытий на поверхности металла труб НКТ в процессе самой защиты [8].

Исследователями предполагается, что нейтрализатором коррозионного износа может стать встречный процесс - образование твердой гладкой пассивирующей пленки магнетита в процессе катодной (протекторной) защиты.

Целью проведения лабораторного исследования были установление скорости коррозии образцов НКТ в экспериментальной жидкости и ее снижение при наличии протекторной защиты.

Два образца НКТ-73 мм длиной 140 мм поместили (рис. 5) в стаканы с раствором хлористого натрия плотностью 1,02 г/см³ (30 г/л), имитирующим пластовую воду. Внутрь одного образца концентрично поместили протектор - стержень длиной 150 мм и диаметром 30 мм, изготовленный из сплава МА-50.

Рисунок 5 - образцы НКТ: слева - с магниевым протектором, справа - контрольный.

Сплав содержал 95% магния и 5% алюминия. Расчетная площадь поверхности используемого протектора 155,4 см². Температура экспериментальной жидкости в течение 17 дней эксперимента находилась в пределах 25…26 °С.

В стакане с образцом трубы без протектора видимых изменений в начальный период не наблюдалось. С течением времени на трубе появились следы ржавчины, раствор так- же окрасился в желто-коричневый цвет ржавчины [8].

В стакане с протектором сразу появились пузырьки (водорода), в начальный момент процесс протекал достаточно бурно, но постепенно, по мере установления электрохимического равновесия, количество пузырьков газа уменьшилось, и реакция протекала в спокойном режиме. Появился белый осадок гидрата окиси магния. В течение 17 суток протектор периодически взвешивали на аналитических весах. Данные взвешивания представлены в таблице 1.

Таблица 1. Результаты изменения веса образцов труб НКТ.

Визуальные наблюдения показали, что образец, подвергнутый воздействию коррозионно-активной жидкости, покрылся ржавчиной. Его вес, зафиксированный после очистки от ржавчины, заметно отличается от первоначального. Образец трубы, защищаемой магниевым протектором, практически не изменился и даже очистился от следов поверхностной ржавчины. Результаты расчета скорости коррозии представлены в таблице 2.

металлический коррозия защита ингибирование

Таблица 2 - Результаты определения скорости коррозии испытуемых образцов НКТ.

Проведенные лабораторные испытания позволили авторам сделать следующие выводы.

• Максимальный коррозионный износ происходит в первые 2 часа нахождения образцов в минерализованной жидкости.

• Насосно-компрессорные трубы, изготовленные из стали, подвергаются значительному коррозионному разрушению при контакте с пластовой жидкостью. Скорость коррозии, установленная лабораторными испытаниями, составляет 0,134 мг/см² ч или 1,34 г/м² ч.

• Вариант протекторной защиты без гальванической (металлической) связи между протек- тором и защищаемым металлом снижает скорость коррозии образцов стали.

• Установлены скорость растворения магниевого протектора (0,21 мг/см²•ч) и предполагаемый срок его действия (227 суток).

При катодной (протекторной) защите, в случае ионной связи между электродами, имеют место четыре электрохимические реакции: растворение протектора, восстановление растворенного кислорода, электролиз свободной воды и образование оксидной пленки (магнетит). Считалось, что при потенциалах, обеспечивающих возможность разложения воды, происходит потеря тока катодной защиты, сопровождающаяся ускоренным разрушением защитного покрытия и созданием условий для образования карбоната/бикарбоната, что является одним из условий появления растрескивания под напряжением.

Как показали проведенные лабораторные исследования, электролитическое воздействие приводит к появлению газовых пузырьков малого радиуса на поверхности защищаемого металла, с электрически заряженной поверхностью и, тем самым, устойчивых к схлопыванию.

Механизм очистки представляется авторам следующим образом. Создаваемые в результате электрохимических реакций газовые пузырьки Н2, формирующие на поверхности стальной колонны, обладающие хорошей проникающей способностью в жидкой среде и создающие на загрязненной (парафин, соли, гидраты и продукты коррозии) поверхности микровоздействия, нарушают сцепление загрязняющих микрочастиц со стальной поверхностью, обеспечивая разрушение загрязнений, их отрыв от стальной поверхности оборудования и облегчая их удаление восходящим потоком лифтируемой жидкости, а также поверхностно-активными веществами, образующимися в процессе электролиза воды. Применительно к скважинным условиям, на очищенной стальной поверхности образуется защитная с малой адгезией пассивирующая пленка магнетита F₃O₄, обеспечивающая иммунитет от коррозии и устранение дефектных зон вдоль колонны. Учитывая, что электрическое сопротивление оксидной пленки значительно больше сопротивления чистого металла, большая часть тока, шунтируя защищенные оксидной пленкой участки поверхности, потечет к новым участкам стальной поверхности, тем самым, обеспечивая защиту более удаленных участков от места расположения протектора, вверх по колонне НКТ. Очищающий и защитный эффекты проявляются на поверхностях насосного оборудования, имеющего достаточный электрический потенциал [8].

Процессы, происходящие в электропроводящей жидкости в процессе электролиза пластовых жидкостей, по мнению авторов, требуют дальнейшего внимания и изучения. Поскольку очищающее, защитное воздействие и их эффективность в скважинной жидкости зависят от многих пара- метров: ее плотности, температуры, вязкости, рН, содержания газа, наличия механических включений, давления и других факторов, важно уметь управлять процессом электролитической очистки непосредственно в процессе добычи. Полученные данные позволили исследователям разработать экспериментальный образец антикоррозионного протектора и предложить его в конструкциях скважинных устройств для снижения скорости коррозии.

На 17 осложненных коррозией и твердыми отложениями скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» в 2003-2004 гг. были установлены антикоррозионные протекторы изготовленные на производственной базе ООО «КогалымНИПИнефть» в соответствии с описанной выше методикой.

Разработанное и испытанное устройство, предназначенное для катодной поляризации подземной части нефтепромыслового оборудования, располагается между всасывающим клапаном насоса и фильтром. Одновременно устройство, исключая отрицательное влияние коррозионной среды на конструкцию насоса, предупреждает накопление солей и парафиногидратных отложений в проточной части насоса. На рисунке 5 изображен скважинный штанговый насос с устройством защиты от отложений [8].

Рисунок 5 - конструкция штангового глубинного насоса с антикоррозионным протектором.

Скважинный штанговый насос 1 содержит всасывающий клапан 9, цилиндр насоса 8, штанги 4, нагнета- тельный клапан 5, захватный шток 7 и плунжер 6, устройство 2, обеспечивающее электрохимическую защиту внутренней поверхности подземной части нефтепромыслового оборудования от отложений, расположенный между всасывающим клапаном насоса 9 и фильтром 3 и состоящее из корпуса 10, электрода 11, изготавливаемого из магниевого сплава МА 5, перфорированных центрирующих изоляторов - нижнего 12 и верхнего 13, присоединительных патрубков 14 и соединительных муфт 15.

По результатам промысловых испытаний стальных поверхностей корпуса протектора и труб НКТ, подвергшихся воздействию варианта протекторной защиты, установлено, что после их более чем двухсотсуточной эксплуатации цвет поверхности стали насосного оборудования был изменен черной пленкой, покрытой бело-серыми известковыми отложениями.

На поверхности защищаемой конструкции (насос, трубы НКТ) черная пленка, образовавшаяся в результате действия катодной защиты, усиливает пленку прокатной окалины, де лая два источника черной пленки практически не различимыми. При отсутствии действия протекторной защиты цвет поверхности НКТ меняется за счет красной ржавчины (гематита), которая указывает на активный процесс коррозии. Собранные образцы отложений на поверхности НКТ были подвергнуты рентгеноскопическому анализу [8]. Как оказалось, основным компонентом пленки, образующейся под действием катодной защиты, является магнетит (Fe₃O₄). Анализ бело-серых известковых отложений на поверхности оборудования выявил наличие солей натрия, магния и кальция, особенно карбонатов и сульфатов. Формируемая пленка придает пассивность стали, доступной коррозии или катодным реакциям, обеспечивая иммунитет от коррозии. Образование пленок магнетита ведет к блокировке дефектов поверхности и означает, что нет доступа электролита к поверхности, следовательно, нет условий для развития коррозии в дальнейшем.

В большинстве случаев при изучении катодной защиты не принимались во внимание процессы, происходящие на коррозируемых поверхностях, в частности, образование поверхностных пленок. Они важны не только при оценке работы системы катодной защиты и контроле коррозии, а также при изучении свойств этих пленок в процессе формирования твердых отложений любой природы. Результаты промысловых испытаний подтвердили эффективность устройств, позволивших в среднем на 30%, повысить межремонтный период проблемных скважин и отказавшись от применения ингибитора [8].