Научная статья

Original article

УДК 622.276

doi: 10.24412/2413-046Х-2021-10575

КОНТРОЛЬ И СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ РАСПРОСТРАНЕНИЯ КОРРОЗИЙНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ОСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

CONTROL AND REDUCTION OF THE SPREAD OF CORROSIVE DAMAGE TO SIEGE AND PUMPING-COMPRESSOR PIPES IN THE OIL AND GAS INDUSTRY

Кравцов Александр Сергеевич, кафедра технологических машин и оборудования нефтегазового комплекса, Сибирский Федеральный Университет

Седельникова Валерия Александровна, кафедра бухгалтерского учета и статистики, Сибирский Федеральный Университет

Чижов Кирилл Алексеевич, кафедра технологических машин и оборудования нефтегазового комплекса, Сибирский Федеральный Университет

Князева Алина Эдуардовна, кафедра Авиационных горюче-смазочных материалов, Сибирский Федеральный Университет

Волков Игорь Владимирович, кафедра технологических машин и оборудования нефтегазового комплекса, Сибирский Федеральный Университет

Kravtsov Alexander Sergeevich, Department of Technological Machines and Equipment of the Oil and Gas Complex, Siberian Federal University

Sedelnikova Valeria Alexandrovna, Department of Accounting and Statistics, Siberian Federal University

Chizhov Kirill Alekseevich, Department of Technological Machines and Equipment of the Oil and Gas Complex, Siberian Federal University

Knyazeva Alina Eduardovna, Department of Aviation Fuels and Lubricants, Siberian Federal University

Volkov Igor Vladimirovich, Department of Technological Machines and Equipment of the Oil and Gas Complex, Siberian Federal University

Аннотация. В статье  рассмотрен контроль и пути снижения и уровня распространения коррозийных повреждений обсадных и насосно-компрессорных труб в нефтегазовой промышленности. По мнению автора, Техническое обслуживание оборудования для обеспечения устойчивого производства в течение всего срока службы резервуара включает использование эффективных методов контроля коррозии с учетом экономической целесообразности. Поскольку прогнозируемая скорость коррозии слишком высока, ингибитор коррозии не будет столь же эффективным в снижении скорости коррозии углеродистых сталей, поскольку даже при максимальной эффективности защиты он останется высоким. Принимая во внимание упомянутый выше момент, использование трубок CRA является наиболее надежным способом предотвращения коррозии в высококоррозионных скважинах с высокой температурой, давлением и глубиной при условии, что выбран правильный сплав и проверенj отсутствие чувствительности к коррозионному растрескиванию под напряжением в лабораторных условиях.

Abstract. The article discusses the control and ways to reduce and spread the level of corrosion damage of casing and tubing in the oil and gas industry. According to the author, the maintenance of equipment to ensure sustainable production throughout the life of the tank includes the use of effective corrosion control methods, taking into account economic feasibility. Since the predicted corrosion rate is too high, the corrosion inhibitor will not be as effective in reducing the corrosion rate of carbon steels, since even with maximum protection efficiency it will remain high. Taking into account the point mentioned above, the use of CRA tubes is the most reliable way to prevent corrosion in highly corrosive wells with high temperature, pressure and depth, provided that the correct alloy is selected and tested for lack of sensitivity to stress corrosion cracking in laboratory conditions.

Ключевые слова: нефтегазовая промышленность, коррозионные повреждения, снижение уровня, осадный и насосно-компрессорные трубы

Keywords: oil and gas industry, corrosion damage, level reduction, siege and pumping-compressor pipes

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) и обсадные трубы играют важную роль в добыче нефти и газа. Устойчивая добыча из коллектора во многом зависит от целостности этих скважинных колонн. Одной из значительных угроз целостности любой скважины (основанной на стандартах NORSOK D-010 и ISO 16530 является коррозия, которая может привести к остановке производства, взрыву и инцидентам с высоким риском, а также к аварийным ситуациям, высокой стоимости капитального ремонта скважин при отсутствии надлежащего выявления, контроля и мониторинга коррозии [4]. 

Действительно, из-за важности и чувствительности скважин как основы добычи углеводородов в верхнем течении, любая потеря или остановка добычи напрямую повлияет на последующие процессы. Между тем, сообщалось о промышленных авариях, а также о бедствиях, связанных с людьми и окружающей средой, в результате коррозии труб и их плохой работы, что еще раз подчеркивает важность этой проблемы.

Были опубликованы некоторые отчеты, посвященные явлениям коррозии в скважинных насосно-компрессорных трубах и принадлежностях. Также были проведены масштабные исследования отказов, чтобы понять основные причины отказов из-за коррозии в скважине. Поскольку деградация материалов металлических компонентов скважин может происходить на разных сторонах эксплуатационной колонны (внутренней и внешней) и зависит от различных операций по вмешательству в скважину, начиная с заканчивания, кислотной обработки и добычи, доступно множество публикаций, в которых обсуждается коррозия и борьба с ней в скважине. Тем не менее, они в основном независимо фокусируются на конкретном элементе или компоненте.

Основные параметры , которые влияют на выбор скважинных мер по контролю коррозии включают коррозионные и содержание CO ₂ и H ₂ S. Рабочие условия резервуара с точкой зрения температуры и давления, количество производства пластовой воды, газ вода- и отношения конденсата к газу, глубина скважины также важна. Также необходимо учитывать состояние скважины с точки зрения берегового или морского расположения, конструкции скважины и процедуры закачивания, побочного эффекта закачки химикатов на последующий процесс, а также возможность мониторинга коррозии в скважине. 

Что касается всех этих факторов, существует три метода контроля коррозии в скважинных гибких насосно-компрессорных трубах, включая выбор коррозионно-стойких сплавов (CRA), нанесение внутренних покрытий и закачку ингибиторов коррозии в скважину. Практический опыт показал, что среди этих трех методов наивысшая надежность в производстве и непрерывной эксплуатации достигается за счет сплавов CRA, где эксплуатационные расходы на протяжении всей операции сводятся к минимуму. Однако, если анализ и уравновешивание капитальных и операционных затрат покажут, что решение об использовании труб из углеродистой стали является жизнеспособным для контроля коррозии насосно-компрессорных труб от скважинной жидкости и максимального увеличения периодов капитального ремонта и замены насосно-компрессорных труб, используя один из методов химической обработки или внутреннее покрытие неизбежно [2].

Ежегодные затраты на коррозию в нефтегазовой отрасли оцениваются примерно в 1,3 миллиарда долларов США, и около 33% этих расходов (около 463 миллионов долларов США) связаны с внутрискважинной коррозией и проблемами материалов. Различные методы уменьшения коррозии оказывают различное влияние на стоимость в течение жизненного цикла нефтегазовой скважины, где целостность и безопасность являются двумя основными аспектами, которые должны поддерживаться в течение всего периода. Анализ стоимости жизненного цикла показал интересную тенденцию, которая помогает в принятии решений в отношении материалов для скважинных насосно-компрессорных труб на основе выбора марки насосно-компрессорных труб с ингибитором коррозии или без него. 

Если окончательным выбором будут трубы из углеродистой стали с впрыском ингибитора коррозии, эксплуатационные расходы (OPEX) в течение расчетного срока службы будут сильно зависеть от стоимости и производительности химического ингибитора коррозии. Особенно для суровых скважинных условий и высоких температур эффективность, стойкость пленки и термическая стабильность будут серьезной проблемой.

Принимая во внимание различные процессы заканчивания и эксплуатации скважин, можно принять три разных подхода к химической обработке скважин:

1. Ингибиторы коррозии, которые закачиваются в скважины для защиты внутренних стенок труб из углеродистой стали для различных марок API 5CT.
2. Ингибиторы коррозии, которые вводятся в НКТ на стадии кислотной обработки скважины для стимуляции или очистки скважин. На протяжении этой процедуры HCl или HF кислоты (в зависимости от характеристик коллектора) подвергаются воздействию трубок. Риск коррозии чрезвычайно высок, что означает, что регулирование этой коррозионной активности требует выбора подходящего ингибитора коррозии.
3. Кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и ее внешней обсадной колонной заполнено жидкостью на нефтяной или водной основе во время стадии заканчивания скважины для обеспечения подходящего гидростатического давления. В случае использования жидкости на водной основе с тяжелым рассолом, коррозия внешней поверхности НКТ и внутренней стенки обсадной колонны будет проблематичной, особенно когда существует возможность утечки пластовой жидкости в кольцевое пространство [3]. 

В отсутствие воды масло не вызывает коррозии стальных компонентов, обычно используемых при добыче нефти и газа. Следовательно, когда маленькие капли воды окружены маслом и образуется эмульсия, коррозия не является основной проблемой. Однако нефтяные скважины сталкиваются с различным количеством пластовой воды, что приводит к коррозии в присутствии кислорода и других восстановителей. В присутствии CO ₂газа, возникает сладкая коррозия, которая является наиболее распространенной проблемой, вызванной углеводородными жидкостями, что приводит к потере массы. Естественно, кислород в газовой форме не существует в пластах нефтяных месторождений. Тем не менее, во время некоторых операций, таких как закачка газа или воды и обращение с рассолом, существует возможность проникновения кислорода в углеводородную фазу в скважинных условиях и воздействия на сервер открытых металлических материалов. Также для нефтяной скважины с насосной штангой и некоторых газовых скважин низкого давления, в случае неправильной защиты инертным газом, утечка воздуха и кислорода в скважины может быть риском [1].

При проектировании многих скважин также учитывается возможность кислой коррозии из-за H ₂ S, хотя этот вид коррозии не всегда очевиден. Обычно коррозионные условия в скважине зависят от различных параметров, включая парциальное давление CO ₂ , парциальное давление H ₂ S, температуру жидкости, соленость воды, обводненность, режим потока, pH, органические кислоты и присутствие элементарных сера. Среди этих параметров парциальное давление кислых газов, а именно CO ₂ и H ₂ S, играет решающую роль в коррозии скважинной жидкости. Образование сульфида и карбонатные пленки в различных температурных условиях могут оказывать как разрушающее, так и защитное действие.

Скважинная коррозия усложняется в присутствии продуктов коррозии, таких как FeCO ₃ и FeS. В сладких системах образование FeCO ₃ создает полузащитный слой на  металлических поверхностях. Рабочие температуры определяют формирование и морфологию этого слоя продуктов карбонатной коррозии. Эта толщина слоя связана с изменениями давления по глубине скважины. В случае «сладкой» внутрискважинной коррозии при увеличении температуры и давления величина осаждения увеличивается, что приводит к увеличению скорости коррозии и растворимости CO ₂ во время обратного потока.

Напротив, обширные исследования поведения карбонатной пленки показали, что сформированные слои действуют как барьер против диффузии анионных компонентов, участвующих в электрохимических реакциях, и по мере развития реакции и увеличения толщины слоя происходит окисление стальной подложки. уменьшен.

В присутствии H ₂ S все расчеты скорости коррозии по моделям CO ₂ изменятся. Поскольку внутренние слои FeS обладают более высокой адгезией и защитой, чем карбонатный слой, ожидается, что скорость коррозии будет ниже, чем в присутствии чистого CO ₂ .

Другим критическим фактором, влияющим на внутрискважинную коррозию, является эффект смачивания водой. Понимание поведения воды жизненно важно для определения того, какая часть продукции скважины более восприимчива к смачиванию водой и последующим рискам коррозии. Выше точки росы и на высоте трубы, над которой происходит конденсация воды , внутренний слой становится влажным и чувствительным к электрохимическим реакциям. Помимо точки росы, другие факторы, влияющие на смачивание водой, включают соотношение газа и воды (GWR), отношение конденсат-газ (CGR) и свойства образования конденсатной пленки [2].

Несмотря на важность стратегий снижения промышленной коррозии, разработанных в последние несколько десятилетий, применимый план борьбы с коррозией следует выбирать с осторожностью, учитывая многочисленные влияющие факторы. Эти параметры включают скорость коррозии скважины, наличие и концентрацию высокосернистых углеводородов, рабочие условия и вариации, такие как температура и давление, а также глубина скважины, пластовая вода, режимы флюида, глубина скважины, расположение скважины на берегу или на суше.

При изучении коррозии в скважине особое внимание следует уделять давлению и температуре [1]. Модели прогнозирования коррозии включают влияние температуры и давления при оценке коррозии, включая состав газа, скорость, химический состав рассола и механические факторы. Температурный градиент вдоль пути передачи от глубины скважины до устья напрямую влияет на фазовую плотность, растворимость и стабильность продуктов коррозии. Тем не менее, роль давления иная; общее давление не оказывает прямого воздействия на коррозию. Однако следует отметить, что общее давление пропорционально парциальному давлению CO ₂ и H ₂ S, которое оказывает большое влияние на коррозию .

В условиях, когда жидкость очень агрессивна, поэтому использование труб из углеродистой стали в сочетании с другими методами контроля коррозии неэффективно для обеспечения целостности скважины, а также за счет OPEX, включая стоимость химикатов,  стоимость мониторинга затрат коррозии, затрат на ремонт и замену колонн, использование углеродистых сталей экономически не оправдано, и использование насосно-компрессорных труб с градацией CRA станет единственно надежным вариантом. Такие решения основаны на практическом опыте и оценке конкретного сплава в конкретной среде, а также путем моделирования. Степень коррозии определяет использование CRA и его тип. Использование CRA приведет к увеличению первоначальных инвестиционных затрат, в то время как использование углеродистой стали может привести к более высоким эксплуатационным расходам. Следовательно, на этапе проектирования следует учитывать баланс между этими двумя вариантами в отношении OPEX и CAPEX. На основе этого выбора необходимо предпринять различные действия для каждого варианта, такие как мониторинг и техническое обслуживание [4].

ISO 11960 вводит различные марки и соответствующие требования для различных углеродистых сталей, используемых в обсадных колоннах и насосно-компрессорных трубах. Выбор каждого сорта зависит от конструкции скважины с учетом таких условий, как глубина скважины, температура и давление. В присутствии CO _2, воды и агрессивной пластовой жидкости выбор марок углеродистой стали требует таких методов контроля коррозии, как ингибиторы или футеровка НКТ. Если резервуар содержит H ₂ S, см. ISO 15156 / NACE MR0175, стандарт предлагает экологические ограничения для каждой из марок, представленных в стандарте ISO 11960.

Стандарты ISO 15156 / NACE MR0175 и ISO 13680 определяют сплавы CRA как сплавы, устойчивые к равномерной и локальной коррозии в нефтегазодобывающих средах, тогда как углеродистые и низколегированные стали не устойчивы в таких средах. Соответственно, стандарт ISO 13680 вводит различные марки сплавов CRA, используемые в НКТ, и требования к их производству. В настоящее время, исходя из условий многочисленных новых скважин, наблюдается значительный рост использования CRA, где ингибиторы коррозии неэффективны [3].

Пластовая температура редко претерпевает значительные изменения в течение срока службы скважины, но дебит снижается с увеличением срока службы. Изменения температуры и давления во время восходящего движения флюида в насосно-компрессорных трубах изменяют место прорыва в нефтяных скважинах и место образования конденсата в газовых скважинах.  Стоимость замены насосно-компрессорных труб может составлять более миллиона долларов на скважину. Таким образом, многие операторы приняли политику сплавов CRA, чтобы избежать замены НКТ.

Таким образом, техническое обслуживание оборудования для обеспечения устойчивого производства в течение всего срока службы резервуара включает использование эффективных методов контроля коррозии с учетом экономической целесообразности. Поскольку прогнозируемая скорость коррозии слишком высока, ингибитор коррозии не будет столь же эффективным в снижении скорости коррозии углеродистых сталей, поскольку даже при максимальной эффективности защиты он останется высоким. Принимая во внимание упомянутый выше момент, использование трубок CRA является наиболее надежным способом предотвращения коррозии в высококоррозионных скважинах с высокой температурой, давлением и глубиной при условии, что выбран правильный сплав и проверенj отсутствие чувствительности к коррозионному растрескиванию под напряжением в лабораторных условиях.

Список источников

1. Абдрахманова К. Н., Дягилев И. А., Абдрахманов Н. Х., Шайбаков Р. А. Проблемы защиты от коррозии при эксплуатации трубопроводных систем и оборудования нефтегазовой отрасли // Безопасность техногенных и природных систем. 2020. №3.
2. Копылова Е. А. Инновационные технологии антикоррозионной защиты нефтяных резервуаров // Территория Нефтегаз. 2010. №5.
3. Askari, M. Aliofkhazraei, S. Afroukhteh A comprehensive review on internal corrosion and cracking of oil and gas pipelines J. Nat. Gas Sci. Eng., 71 (2019), Article 102971
4. Fateh, M. Aliofkhazraei, A.R. Rezvanian Review of corrosive environments for copper and its corrosion inhibitors Arabian J. Chem., 13 (2020), pp. 481-544

References

1. Abdrakhmanova K. N., Diaghilev I. A., Abdrakhmanov N. H., Shaibakov R. A. Problems of corrosion protection during operation of pipeline systems and equipment of the oil and gas industry // Safety of technogenic and natural systems. 2020. №3.
2. Kopylova E. A. Innovative technologies of anticorrosive protection of oil tanks // Territory of Neftegaz. 2010. №5.
3. M. Askari, M. Aliofkhazraei, S. Afrukhte Comprehensive review of internal corrosion and cracking of oil and gas pipelines J.Nath. Gas Science. English, 71 (2019), Article 102971
4. A. Fateh, M. Aliofkhazraei, A. R. Rezvanyan Review of corrosive media for copper and its corrosion inhibitors Arabian J. Chem., 13 (2020), pp. 481-544

Для цитирования: Кравцов А.С., Седельникова В.А., Чижов К.А., Князева А.Э., Волков И.В. Контроль и снижение уровня распространения коррозийных повреждений осадных и насосно-компрессорных труб в нефтегазовой промышленности // Московский экономический журнал. 2021. № 9. URL: https://qje.su/rekreacia-i-turizm/moskovskij-ekonomicheskij-zhurnal-9-2021-61/

© Кравцов А.С., Седельникова В.А., Чижов К.А., Князева А.Э., Волков И.В., 2021. Московский экономический журнал, 2021, № 9.