Борьба с коррозией и солеотложениями

Нейтрализаторомкоррозионного износа является встречныйпроцесс — образование твердой, гладкой,пассивирующей пленки магнетита в процессе катодной (протекторной) защиты [10].Перед проведением операции задавки ингибитора рекомендуется проводить процедуру ОПЗ водным раствором каустическойсоды с целью удаления уже имеющихсяв ПЗП отложений [6].Все технологии борьбы с солеотложениями делятся на предупреждение и удаление солеотложения [9], которые можно разделить на следующие группы: физические, технологические и химические – рисунок 3.4. Наиболее распространенные из представленных — химические и технологические [12].Рисунок 3.4 – Классификация способов предотвращения отложения неорганических солейФизические методы:А. Магнитная обработка. Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру, не осаждаются виде твердых отложений, выносятся как мелкодисперсные кристаллический «шлам». К преимуществам данного метода относится простота конструкции, к недостаткам — необходимость монтажа подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Также метод не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны.Б. Акустический метод. Принцип действия — специальный акустический излучатель создает колебания, которые предотвращают образование центров кристаллизации, что способствует срыву мелких кристаллов солей с поверхности. К недостаткам можно отнести сложность конструкции. Кроме того, метод не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию. Результаты и в этом случае также неоднозначны.Технологические методы. Первый из указанных технологических методов — это изменение технологических параметров. То есть, изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска. При этом изменяются термобарические условия. К недостаткам можно отнести то, что применение данного метода возможно только при подземном ремонте наскважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН.Метод турбулизации потоков. Механизм действия: сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за cчет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования. Недостатки: эффект нельзя гарантировать, неоднозначный результат.Следующий технологический метод — это выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД. Принцип действия: агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. Преимущества данного метода — высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения с пласта, ПЗП и до системы нефтесбора. Недостатки — сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды [5].Следующий технологический метод — это ограничение водопритоков скважины, то есть, капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте. Недостатки метода сопряжены со значительными затратами и сложностью его реализации.Следующий метод — защитные покрытия и детали из специальных материалов.Принцип действия — использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. Преимущество метода состоит в том, что он не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования.Недостатки — сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.Химические методы. Метод основан на применении ингибиторов, которые по типу действия делятся на хелаты, кристаллоразрушающие и порогового действия.Применяется целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений, в том числе, в зависимости от объекта. Если мы говорим про скважину, то возможны следующие варианты: дозирование с помощью устьевого дозатора в затрубнымдозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения. Устьевые дозаторы и контейнеры. Контейнер заполняется твердым или капсулированным реагентом и крепится к основанию погружного двигателя. Существуют и недостатки — низкая эффективность в период вывода на режим, необходимость постоянного контроля выноса реагента, ограниченный срок действия, и дебит жидкости не более 150 м3 в сутки для твердого реагента.Методы удаления неорганических солей. Этот набор методов делится на химические и механические. Химические, в свою очередь, делятся на растворение соляной кислотой с добавлением NaCl или без него. Далее, преобразование солеотложения с последующей обработкой продуктов реакции 10-15% соляной кислотой и, один из методов, это растворение кислотами или обработка комплексообразующими соединениями. Механические — это разбуривание, скреперование эксплуатационных колонн.Технология задавки ингибитора солеотложения в пласт предполагает следующиепоследовательные стадии[7]:• закачку взаимного растворителя;• закачку ингибитора солеотложения;• технологический отстой, необходимый для адсорбции ингибитора;• вывод скважины на режим добычи нефти.Выбор методов защиты от коррозии и солеотложений подземного оборудованияИсходя из вышеприведенных данных, можно сделать вывод об отсутствии отказов подземного оборудования скважин по причинам выпадения АСПО и разрушения корпусов ПЭД и наличии отказов ЭЦН, тела и резьбовых соединений НКТ по причине коррозии или коррозии, протекающей совместно с отложением солей. В нефтепромысловой практике для решения проблем повышения надежности ЭЦН и НКТ нашли применение:– ингибиторы коррозии и отложения солей; – диффузионно– цинковые покрытия НКТ;– полимерные покрытия НКТ;– НКТ из стеклопластиковых труб.Ингибиторы коррозии. Массовое применение ингибиторов коррозии для защиты подземного оборудования скважин производилось на ряде месторождений ОАО «ТНК-ВР» (ныне ОАО «НК Роснефть») в период 2008-2012г.г. Результаты внедрения показали ощутимое увеличение МРП регулярно обрабатываемых скважин на 150-200 суток по отношению к начальному значению. В настоящее время регулярная обработка скважин коррозионного фонда ингибиторами КорМастер 1035, Сонкор 9022Б производится на 14 месторождениях Нижневартовского района. Для одновременной защиты скважин от коррозии и солеотложений на Хохряковской группе месторождений опробован реагент Акватек 515Н. По результатам работ за 9 месяцев 2012г на 28 скважинах МРП возрос на 175 суток (интегральный показатель), количество отказов подземного оборудования уменьшилось с 36 до 22. Ранее положительные результаты использования реагента Акватек 515Н отмечены на Верх-Тарском месторождении ООО «ТНК-Уват». Применяемые технологии:– периодическая подача порций ингибитора в затрубное пространство скважин 1-2 раза в месяц;– постоянная подача ингибитора с использованием скважинных установок по дозированию реагентов (СУДР);– закачка ингибиторов в пласт при проведении ПРС.Наибольший объем применения приходится на технологии периодической подачи реагента в затрубное пространство и постоянной подачи ингибиторов с использованием СУДР.Диффузионно-цинковые покрытия НКТ. Данное покрытие по типу является металлизационным, его наносят на секции НКТ в заводских условиях путём химико-термической обработки труб при температуре 450-5000С  в порошковых смесях на основе цинка. В результате на внешней и внутренней поверхности НКТ (в т.ч. в зоне резьбы) формируется слой диффузионного покрытия, состоящего из цинка и железа толщиной 20-50 мкм, что препятствует развитию коррозии. В то же время операции свинчивания - развинчивания труб происходят без осложнений ввиду небольшой толщины покрытия. Технология диффузионного цинкованияосвоена ООО «Неоцинк» (г.Москва), трубы, производимые на данном предприятии, успешно прошли испытания в ряде нефтяных компаний Западной Сибири. Полимерные покрытия НКТ. Внутренниеполимерные покрытияиспользуются для защиты НКТ при достаточно высоком уровне коррозии (более 1 мм/год). Их наносят в заводских условиях, в качестве материалов обычно применяют эпоксидные или полиуретановые краски. Рекомендуется нанесение двухслойных покрытий, применение однослойных покрытий следует избегать из-за их повышенной газопроницаемости, что ведет к отслоению от металла и последующему разрушению покрытия. Если нанесение полимерных покрытий на тело труб является хорошо отлаженным процессом, то защита зоны резьбового соединения считается одной из проблем при реализации данного способа. Кроме этого, при использовании полимерных покрытий существуют ограничения по температуре транспортируемых сред (обычно плюс 60-80оС).НКТ из стеклопластиковых труб. Опыт применения НКТ из стеклопластиковых труб имеется на месторождениях ОАО «Татнефть», а также в других предприятиях нефтяной отрасли. В Западно-Сибирском регионе масштабные испытания были проведены на 20-и скважинах покурской свиты Ван-Еганского месторождения, в которых был отмечен высокий уровень выноса песка и коррозионной агрессивности пластовых жидкостей.Наработка опытной партии стеклопластиковых НКТ превысила наработку ранее используемых стальных труб на 381 сут. Труба, применяемая в данном проекте, обладала следующими характеристиками: диаметр 2⅞ дюйма, рабочее давление 2500 psi (17,2 МПа), резьба 8RD (8 ниток на дюйм), температура рабочей среды +65°С. По данным разработчика граничные пределы по применению стеклопластиковых труб составляют по температуре 104оС, а по давлению 276 атм.Отдельно следует упомянуть сравнительно новый способ защиты зоны резьбового соединения в трубах НКТ, при помощи, так называемых, стриммеров (специальных полимерных вставок), механически закрываемых проблемную зону.В условиях, характерных для группы месторождений АО «ННК», для борьбы с коррозионной активностью и солеотложений в виду их эффективности применяют следующие композиции:А. КорМастер 1035;Б. Сонкор 9022Б;В. Азол 5034А;Г. Акватек 515Н;Д. Азол 3020.Защита УЭНЦ в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией, с помощью использования скважинных контейнеров позволяет существенно увеличить среднюю наработку насосного оборудования на отказ. Непрерывное дозирование ингибитора обеспечивает защиту эксплуатационной колонны и всех узлов УЭЦН. Критерии применимости скважинных контейнеров, дозирующих ингибиторы, приведены в таблице 3.5.Таблица 3.5 – Критерии применимости скважинных контейнеровТип контейнераРекомендации по применениюТип ингибитораУсловия примененияКСТРТвердыйПластовая температура 75-120 °C;Обводненность –до 90 %КСКРКапсулированныйОтсутствуют ограничения по температуре/обводненностижидкости;Установка исключительно в горизонтальных скважинах.КСУТвердый, жидкий, капсулированныйОтсутствуют ограничения по температуре и обводненности пластовой жидкостиКСШЖидкийРавномерный вынос ингибитора. средний диаметр частиц должен быть меньше 300 мкм;Концентрация взвешенных частиц меньше 200 мг/л,Поскольку пластовая температура равна 89°C, средняя обводнённость колеблется в районе 70%, концентрация взвешенных частиц варьируется от 123 мг/л до 21614 мг/л (преимущественно),следовательно, в данных геолого-физических условияхнеобходимо применять скважинный контейнер КСТР.Контейнер скважинный для твердого ингибитора (КСТР) представляет собой набор корпусов, соединенных муфтами. Корпус контейнера заполняется специально разработанным ингибитором в термопластичной матрице, в нижней части корпуса выполнено дозировочное отверстие и расположена рабочая камера с системой каналов для попадания пластовой жидкости – рисунок 3.5. При работе в скважине из-за нагрева пластовой жидкостью ингибитор в термопластичной матрице приобретает текучесть, под действием гравитационных сил вытекает через откалиброванное дозировочное отверстие в нижней части корпуса в рабочую камеру дозирующего устройства, где смешивается с пластовой жидкостью, растворяется по диффузионному механизму и через отверстия подается в скважину.Рисунок 3.5 – Конструкция КСТРМетоды испытаний эффективности ингибиторов проводятся в лабораторных условиях. Первый метод - с использованием холодного стержня: измеряют вес отложений, осаждающихся на холодном стержне безингибиторовирассчитывают параметр,называемый защитным эффектом ингибирования (процент защиты, защитное действие ингибитора);В двух других случаях оценки эффективности ингибиторов – при понижении температуры иснижении вязкости – результаты представляют в явномвиде: на сколько градусов ингибитор снизил температуру солеотложений или на сколько понизил вязкость нефти при определенной температуре. Этого бывает достаточно при промышленномиспользовании ингибиторов с указанными целями.Определение эффективности ингибиторов коррозии и реагентовДля определения эффективностиингибиторов коррозии и реагентов комплексного действия в моделях вод месторождений АО «ННК» использовали промышленно-выпускаемые продукты, перечень которых приведен в таблице 3.5.Таблица 3.5 – Перечень реагентов для проведения работНаименованиеТип реагентаПроизводительНомер технических условийКорМастер 1035ИКООО «МастерКемикалз» ( г.Казань)ТУ 2485-002-50622652-2002изменение 1-3Сонкор 9022БИКОпытный завод Нефтехим (г.Уфа)ТУ 2415-047-00151816-2011Азол 5034АИККотласский химический заводТУ 2458- 108-00205423-2012Акватек 515НИК+ИСООО « Акватек» (г.Казань)ТУ 2458-006—70887619-2005Азол 3020ИК+ИС Котласский химический заводТУ2458-097-00205423-2011Данные по защитному эффекту ингибиторов коррозии и реагентов комплексного действияв моделях пластовых вод представлены в таблице 3.6.Таблица 3.6 – Защитный эффект ингибиторов коррозии и реагентов комплексного действия в моделях пластовых водМаркаингибитораЗащитный эффект, % / Концентрация, мг/л2030СредненюрольскоеКорМастер103592,995,0Сонкор 9022Б92,593,8Азол 5034А96,198,0Акватек 515Н--Азол 3020--Анализ данных, представленных в таблице 3.6, показывает, что при дозировке 20 мг/л защитное действие ингибитора Азол 5034А (95,4-96,7%) повыше, чем у ингибиторов КорМастер 1035 и Сонкор 9022Б (92,5-93,0%). При увеличении дозировки до 30 мг/л защитное действие всех ингибиторов возрастает примерно на 1,5-2,8% и составляет:Азол 5034А – 97,4-98,0%КорМастер 1035– 94,1-95,0%Сонкор 9022Б – 94,2-94,8%Таким образом, все исследованные ингибиторы проявляют защитное действие в моделях вод, при этом эффективность реагента Азол 5034 повыше, чем реагентов КорМастер 1035 и Сонкор 9022Б.Реагенты комплексного действия Акватек 515Н и Азол 3020 по данной методике тестирования незначительно уступают по защитному действию «чистым» ингибиторам коррозии. Однако следует иметь в виду, что комплексные реагенты, для обеспечения их второго полезного действия как ингибиторов солеотложений, как правило, хорошо растворимы в воде. Поэтому их время последействия, т.е. сохранение защитных свойств после прекращения дозировки реагента будет значительно меньше, чем ингибиторов коррозии Азол 5034А, КорМастер 1035, Сонкор 9022Б, относящихся к реагентам, так называемого, вододиспергированного типа. Рекомендации по выбору средств защиты подземного оборудования скважинДлязащиты подземного оборудования скважин Средненюрольского месторождения рекомендуются химические средства защиты (таблица 3.7).Таблица 3.7 – Рекомендации по химическим средствам защиты подземного оборудования скважин месторождений АО «ННК» Месторождение /Фонд скважин Наименование ингибитораТехнологияпримененияДозировкамг/лСредненюрольское иКлючевское месторождения.Скважины, осложненные коррозией с дебитом 25 и более м3/сут и обводненностью более 70%.Азол 5034А(КорМастер 1035, Сонкор 9022Б – резерв)Периодическая закачка ингибитора в виде 10% раствора мобильным БРХ 2 раза в месяц. Контроль закачки – определение выноса ингибитора 2 раза/месяц в аналитической лаборатории.Пилотный проект – 6 месяцев. 30ЗАКЛЮЧЕНИЕВ результате проведенного анализа разработки можно сделать вывод, что объект разработки Ю1 характеризуется снижением темпов добычи нефти. По состоянию на 01.01.2014 г. добыча нефти составила 115,2 тыс. т., что меньше проектного показателя на 6 % (по проекту – 122,4 тыс. т), добыча жидкости (337,2 тыс. т) выше проектного уровня на 15 % (проект – 292,1 тыс. т).Анализ структуры фонда скважин Средненюрольского месторождения позволяет сделать следующие выводы: По состоянию на 01.01.2014 г. добывающий эксплуатационный фонд состоит из 19 скважин (скважины №№ 123G, 128G бездействующие текущего года).Нагнетательный фонд представлен 15 скважинами: 12 действующих и три бездействующие. Основной причиной бездействия является удалённость скважин от зоны отбора.Весь фонд скважин механизирован.Реализуемые технологические режимы работы скважинного оборудования характеризуются забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом. На месторождении ведется активная работа с фондом скважин. Уровень использования в 2013 г. имеет высокое значение - коэффициент использования добывающего и нагнетательного фонда составляют 0,89 и 0,80 соответственно. Коэффициент эксплуатации скважин сохраняется на протяжении 2012-2014 гг., 0,87 по добывающему и 0,82 по нагнетательному фонду. Действующий фонд месторождения характеризуется как среднедебитный по нефти (19,2 т/сут) и жидкости (54,9 т/сут), обводненность продукции – 56,9 %. Проведенный анализ бездействующего фонда выявил, что основной причиной бездействия добывающего фонда является коррозия и солеотложение на рабочих элементах подземного оборудования.Выбранные ингибиторы для борьбы с коррозионной активностью и солеотложениями- КорМастер 1035, Сонкор 9022Б, Азол 5034А, Акватек 515Н иАзол 3020 являются наиболее эффективными в геолого-физических условий скважин Средненюрольского месторождения.Поскольку пластовая температура равна 89°C, средняя обводнённость колеблется в районе 70%, концентрация взвешенных частиц варьируется от 123 мг/л до 21614 мг/л (преимущественно), следовательно, в данных геолого-физических условиях необходимо применять скважинный контейнер КСТР.Для скважин Средненюрольского месторождения рекомендуется организация закачки ингибитора коррозии по технологии периодической или постоянной подачи. В качестве альтернативного способа защиты зоны резьбового соединения можно рассмотреть применение специальных полимерных вставок, стриммеров, механически закрываемых проблемную зону.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВОбеспечение надежности магистральных трубопроводов / А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, В.А. Душин, P.P. Набиев. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000 - 170 с.Тарасов Ю.Л. Решение проблемы обеспечения надежности и ресурса трубопроводных систем при их проектировании // Вестник СГТУ. – 2003. - №19. – 122-125.Томарева И.А, Проблемы надежности трубопроводных систем нефтегазовых месторождений // ВНО. – 2018. – 4(40). – C. 26-30.АкмалетдиноваДилараХалиловна Методы борьбы с отложениями неорганических солей на скважинах Бураевского месторождения // Научный журнал. 2017. №3 (16). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/metody-borby-s-otlozheniyami-neorganicheskih-soley-na-skvazhinah-buraevskogo-mestorozhdeniya (дата обращения: 19.05.2019). Антониади Дмитрий Георгиевич, Савенок Ольга Вадимовна Проблема солеотложения – общие принципы и особенности конкретных решений // Научный журнал КубГАУ - ScientificJournalofKubSAU. 2013. №87. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/problema-soleotlozheniya-obschie-printsipy-i-osobennosti-konkretnyh-resheniy (дата обращения: 19.05.2019).Валекжанин И.В., Волошин А.И., Кушнаренко Д.В., Кунаев Р.У. Задавка ингибитора в пласт Верхнечонского месторождения для предупреждения отложения гипса из попутно-добываемых рассолов // Экспозиция Нефть Газ. 2017. №5 (58). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/zadavka-ingibitora-v-plast-verhnechonskogo-mestorozhdeniya-dlya-preduprezhdeniya-otlozheniya-gipsa-iz-poputno-dobyvaemyh-rassolov (дата обращения: 19.05.2019). Валекжанин И.В., Волошин А.И., Рагулин В.В., Резвова К.К. Оценка рисков солевыпадения в скважинах Ванкорского месторождения и выбор оптимальной технологии предупреждения // Экспозиция Нефть Газ. 2017. №1 (54). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/otsenka-riskov-solevypadeniya-v-skvazhinah-vankorskogo-mestorozhdeniya-i-vybor-optimalnoy-tehnologii-preduprezhdeniya (дата обращения: 19.05.2019). Гайдамакина Валерия Николаевна, Гайдамакин Вадим Николаевич Идентификация солевых отложений в погружном оборудовании // Научные исследования. 2018. №5 (24). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/identifikatsiya-solevyh-otlozheniy-v-pogruzhnom-oborudovanii (дата обращения: 19.05.2019).Гайдамакина Валерия Николаевна, Гайдамакин Вадим Николаевич Существующие методы предупреждения и борьбы с солеотложениями в погружном оборудовании // Научный журнал. 2018. №7 (30). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/suschestvuyuschie-metody-preduprezhdeniya-i-borby-s-soleotlozheniyami-v-pogruzhnom-oborudovanii (дата обращения: 19.05.2019). Ленченкова Л.Е., Эпштейн А.Р., Мавзютов А.Р., Ахметов А.И. Устройство электрохимической защиты погружной насосной установки от коррозии // Экспозиция Нефть Газ. 2015. №2 (41). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/ustroystvo-elektrohimicheskoy-zaschity-pogruzhnoy-nasosnoy-ustanovki-ot-korrozii (дата обращения: 19.05.2019).Митина А. П., Фролова Л. В., Фокин М. Н. Коррозия и ингибиторная Защита оборудования при добыче нефти и газа в условиях обводнения скважин // Вестник Тамбовского университета. Серия: Естественные и технические науки. 1999. №2. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/korroziya-i-ingibitornaya-zaschita-oborudovaniya-pri-dobyche-nefti-i-gaza-v-usloviyah-obvodneniya-skvazhin (дата обращения: 19.05.2019). Пресняков А.Ю., Хакимов А.М., Волошин А.И., Рагулин В.В., Даминов А.А. Обоснование выбора технологий защиты осложненного фонда добывающих скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2017. №7 (60). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/obosnovanie-vybora-tehnologiy-zaschity-oslozhnennogo-fonda-dobyvayuschih-skvazhin (дата обращения: 19.05.2019). Шангараева Л.А., Петухов А.В. Условия и особенности образования отложений солей на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений // Записки Горного института. 2013. №. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/usloviya-i-osobennosti-obrazovaniya-otlozheniy-soley-na-pozdnih-stadiyah-razrabotki-neftyanyh-mestorozhdeniy (дата обращения: 19.05.2019).