Совершенствование методов и технологий защиты от коррозии оборудования нефтяных скважин

В условиях добычи нефти в РФ, в особенности на месторождениях Западной Сибири, Поволжья, Коми, нефтедобывающее оборудование подвержено быстрой изнашиваемости. Причиной этому, является наличие в добываемой нефти высокоминерализованной воды с растворенными газами СО2, H2S, деятельность сульфат- восстанавливающих бактерий (СВБ), что характерно на завершающей стадии освоения. Наиболее в тяжелые условия поставлена внутренняя поверхность системы нефтесбора.

Коррозия. Показателями, определяющими коррозионную агрессивность воды, являются:

• -    тип, рН и минерализация;

• -    содержание кислорода (О2), сероводорода (H2S), двуокиси углерода (СО2);

• -    содержание ионов железа (Fе2+, Fе3+);

• -    содержание механических примесей и нефтепродуктов.

Наибольший вклад в процесс электрохимической коррозии вносят растворенные коррозионноагрессивные газы - кислород, углекислый газ, сероводород, являющиеся сильными деполяризующими агентами.

Конкретный метод борьбы с коррозией должен быть определен в процессе эксплуатации месторождения на основании технико-экономических исследований. При этом необходимо, в частности, определить вид коррозии - окислительная, кислотная, сероводородная и т.д.

На действующих трубопроводах системы нефтесбора и ППД рекомендуется комбинировать следующие методы защиты: технологические, химические, капитальный ремонт с заменой на трубы в коррозионностойком исполнении. Технологические методы в этом ряду являются наименее затратными, и рекомендуются к применению в первую очередь.

Технологические методы, заключающиеся в создании антикоррозионного режима транспортирования жидкости, должны предусматривать:

• -    проведение комплекса мероприятий по снижению содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, при котором влияние абразивного износа на коррозию металла минимально;

• -    транспортировку нефтяной эмульсии в режиме, исключающем выпадение водной фазы;

• -    предварительное удаление коррозионноагрессивных газов из транспортируемой в систему

  ППД воды физическими методами, например, уменьшение содержания О2 до необходимой концентрации может достигаться деаэрированием на установках типа УДВ-1000м, УДВ-3000;

• -    исключение смешивания закачиваемых в систему ППД вод.

Для мониторинга коррозионной агрессивности среды и контроля эффективности ингибиторной защиты в системе ППД следует применять системы коррозионного мониторинга (СКМ). В настоящее время наиболее широкое распространение получили следующие методы контроля агрессивности перекачиваемой продукции (табл. 10.6.):

• -    по потере массы металлических образцов-свидетелей ( Weight Loss Coupons );

• - метод замера поляризационного сопротив

ления ( Linear Polarisation Resistance (LPR));

• - метод замера электрического сопротивле

ния ( Electrical Resistance (ER) );

• -    методы неразрушающего контроля толщины металла (ультразвуковая толщинометрия).

Наиболее целесообразно использование датчиков CEION фирмы «Cormon», Corrosometr или Corrotemp Corrosometr фирмы «Rohrback Cosasco Systems», установленных на нижней образующей трубы. При невозможности закупки указанного оборудования возможно использование металлических образцов-свидетелей.

Узлы контроля коррозии (УКК) должны быть установлены на пониженных местах трассы трубопровода, расстояние до задвижек, отводов или колен должно превышать 25–30 м. Необходимо предусмотреть возможность подъезда и обслуживания узлов контроля в период половодья. При оценке эффективности ингибиторной защиты УКК рекомендуется устанавливать на концевых участках защищаемых направлений.