Стойкость в любых условиях

Стойкость в любых условиях

Новые методы борьбы с коррозией внутрискважинного оборудования

Текст: София Зорина

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.

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.

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.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ