Исследование влияния природной пластовой воды на коррозию стальных труб, применяемых при строительстве и эксплуатации нефтедобывающих скважин (на примере Юрубчено-Тохомского месторождения)



Ключевые слова:солеобразование, отложение солей, коррозия, факторы коррозии, влияние природной пластовой воды

Проблема коррозии металлических труб остро стоит в области бурения и эксплуатации нефтедобывающих скважин. Технический прогресс тормозится из-за ряда нерешенных проблем с коррозией. В результате коррозии ежегодно теряются десятки миллионов тонн металлов, приходит в негодность огромное количество аппаратуры, оборудования, приборов, инструментов.

Широко применяемые в настоящее время методы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления могут приводить к осложнениям в добыче нефти, которые связаны с отложением твердых осадков неорганических солей, накапливающихся на стенках труб.

Важнейшей задачей в нефтяной промышленности является повышение эффективности добычи нефти. Одно из существенных направлений в решении этой проблемы — решение задачборьбы с отложениями неорганических солей при эксплуатации скважин. Образование отложений солей приводит к снижению продуктивности скважин, преждевременному выходу из строя глубинного насосного оборудования, внеплановым текущим и дорогостоящим капитальным ремонтам скважин и, как следствие, значительному ухудшениютехнико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Самыми распространенными факторами, влияющими на техническое состояние и срок службы стальных труб, являются коррозионно-агрессивное влияние скважинной среды и циклические нагрузки, которые испытывают трубы в процессе эксплуатации.

Химический состав пластовых вод нефтяных и газовых месторождений разнороден и классифицируется по характерным признакам. Состав и свойства пластовых вод в процессе разработки месторождений изменяются и зависят от снижения давления и температуры, а также от контакта с другими пластовыми водами, что приводит к дегазации и нарушению ионного обмена.

Природная пластовая вода содержит в себе множество различных солей и их соединений. Эти соли могут оседать на стенках труб, иными словами — солеобразование представляет собой отложения, закупоривающие перфорационные каналы, обсадные и эксплуатационные колонные НКТ, клапаны, засоряя, таким образом скважину и препятствуя потоку жидкости. [1]

К основным причинам отложения солей можно отнести следующие факторы:

‒ снижение давления;

‒ повышение температуры;

‒ перенасыщение раствора;

‒ изменение химического состава воды, при смешивании вод различных типов.

Виды отложений:

‒ Плотные (до 5 мм)

‒ Плотные, с выпадением кристаллов среднего размера (15–18 мм)

‒ Плотные крупнокристаллические (до 25 мм)

Максютин А.В [2] называет следующие причины отложения солей:

Скорость и объем выпадения солей зависит от ряда факторов:

‒ первоначальной солевой насыщенности пластовой воды;

‒ типа ионов в пластовой воде;

‒ режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов;

‒ совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов;

Рис. 1. Солеобразование в эксплуатационной колонне

Солевой осадок в эксплуатационных колоннах НКТ может встречаться в виде толстого слоя, плотно прилегающего к их внутренней поверхности. Зачастую он имеет толщину в несколько сантиметров и имеет кристаллы диаметром до 1 см и более. Первичный эффект роста солевых отложений заключается в том. что скорость добычи снижается за счет увеличения неровности поверхности труб, при этом в них снижается диаметр протока. Солеотложение крайне негативно влияет на безопасность эксплуатации стальных труб.

Так же эти соли могут привести к различного вида коррозии.

Коррозию различаю по прямым и косвенным показателям.

Прямые показатели:

‒ убыль или увеличение массы, отнесенные к единице поверхности;

‒ глубина коррозии;

‒ доля поверхности, занятая продуктами коррозии;

‒ количество коррозионных язв или точек, на единице поверхности;

‒ объем выделившегося с единицы поверхности водорода или поглощенного кислорода;

‒ время до появления первого очага коррозии;

‒ время до появления коррозионной трещины или до полного разрушения образца;

‒ величина тока коррозии.

Косвенные показатели. После определенного времени коррозионных испытаний степень коррозионного разрушения можно определить по изменению:

‒ физико-механических свойств;

‒ электросопротивления. [3]

По скорости протеканию коррозию можно разделить на 3 типа:

1) Мало подвержены разрушению (до 0.1мм / год)

2) Среднекоррозионные (до 0.5 мм / год)

3) Агрессивные (более 0.5 мм / год)

Факторы влияющие на скорость коррозии можно разделить на две группы:

‒ внешние;

‒ внутренние.

Внутренние факторы. К внутренним факторам, влияющим на скорость коррозии, относятся химический состав, структура, внутренние напряжения и состояние поверхностии металла. Чистые металлы при прочих равных условиях менее подвержены коррозии, чем сплавы.

Менее других подвержены коррозии сплавы, имеющие структуру твердого раствора.

Внутренние напряжения материала способствуют коррозии его наклепанный материал разъедается больше, чем материал с нормальной структурой. Наличие внутренних напряжений и наклеп способствуют образованию гальванопар.

Чем ровнее поверхность металла, тем меньше он корродирует. При повреждении поверхности металл начинает корродировать быстрее. Причиной этого является то обстоятельство, что гладкая поверхность лучше покрывается защитной пленкой.

Внешние факторы. К внешним факторам, влияющим на скорость коррозии, относятся действие на металла окружающей среды: воды, кислот, щелочей, солей и газов, а также температура окружающей среды. [4]

Целью настоящей работы является исследование влияния природной пластовой воды на коррозию стальных труб, применяемых при строительстве и эксплуатации нефтедобывающих скважин (на примере Юрубчено-Тохомского месторождения).

В работе решаются следующие задачи:

1. Анализ влияния природной пластовой воды на протекание коррозии. Факторы, влияющие на коррозию стали.
2. Исследование влияния природной пластовой воды, на коррозию стальных труб.
3. Результаты испытания сталей.

Юрубчено-Тохомское крупное нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Красноярском крае, в 280 км к юго-западу от п. Тура. Открыто в 1982 году. Освоение началось в 2009 году.

По системе геологического нефтегазового районирования Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в пределах Байкитской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении местрождение приурочено к центральной части Камовскоого свода Байкитской антеклизы. Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями вендского и рифейского возрастов. Извлекаемые запасы Юрубчено-Тохомского месторождения составляют по категории С1–64,5 млн тонн нефти, С2–172,9 млн тонн, газа (С1+С2) — 387,3 млрд кубометров. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 0,2 %. Содержание парафина составляет 1 %. [5]

С данного месторождения была взята природная пластовая вода(СКВ № 76 Юрубченская пл., 2500–2504м) и проанализирована в лаборатории. В результате был составлен отчет, в котором был указан подробный состав солей и другая информация.

Таблица 1

Отчет осоставе пластовой воды

Компонент	Метод анализа	Чувст-ть метода, мг/дм3	НД на МВИ	Концентрация, мг/дм3
рН, ед. рН	П	1.0	ПНДФ 14.1.2.3.4.121–97	5.41
Плотность, г/cм3	Ар		Резников А.А,Методы анализа природных вод, 1963,489c [6]	1,162
Взвешенные вещ-ва	Гр	5,0	РД 52.24.468–2005	90,9
Общая жесткость	Т	0,05	ПНД Ф 14.1:2.98–97	1793,75
Гидрокарбонат-ион	Т	6,0	ПНД Ф 14.1:2.98–99	183,0
Карбонат-ион	Т	6,0	ГОСТ 23268.2–78	Не.обн
Углекислота свободная	Т	6,0	ГОСТ 23268.2–91	352
Сульфат-ион	ФК	2,0	РД.52.24.405–2005	<2,0
Хлорид-ион	Т	0,5	ПНД Ф 14.1:2. 96–97	143780
Фторид-ион	П	0,19	ФР.1.31.2005.01522	1,56
Иодид-ион	ИВ	0,0007	ФР.1.31.2004.01165	4,6
Бромид-ион	МС — ИСП	0,025	НСАМ № 480	2120,65
Кальций	Т	1,0	ПНД Ф 14.1:2.95–97	24750
Магний	Т	1,0	ГОСТ 23268.5–78	6900
Натрий	П	2,3	РД 52.24.365–95	50500
Калий	ПФ	1,0	ПНД Ф 14.1:2.138–98	3300
Кремний	ФК	1,0	РД 52.24.433–95	2,07
Общая жесткость	Т	0,05	ПНД Ф 14.1:2.98–97	1793,75
Железо общее	ФК	0,1	ПНД Ф 14.1:2.50–96	295,12
Нитрит-ион	ФК	0,003	ПНД Ф 14.1:2.3–95	0,02
Нитрат-ион	ФК	0,5	ПНД Ф 14.1:2.4–95	1628
Аммоний-ион	ФК	0,1	ПНД Ф 14.1:2.1–95	82,8
Минерализация по плотности				235000
Минерализация по сумме солей	Расч.			213336
Нефтепродукты	ФЛ	0,005	ПНД Ф 14.1:2.128–98	1,26
Фенол	ФЛ	0,0005	ПНД Ф 14.1:2.182–02	0,0014
Ag	МС ИСП	0,0001	НСАМ № 480	0,0033
Al	МС ИСП	0,002	НСАМ № 480	0,26
As	МС ИСП	0,002	НСАМ № 480	0,48
	МС ИСП	0,002	НСАМ № 480	50,07
Ba	МС ИСП	0,002	НСАМ № 480	967,50
Be	МС ИСП	0,0001	НСАМ № 480	<0,0001
Bi	МС ИСП	0,00005	НСАМ № 480	0,0034

Как видно из отчета есть элементы которые наиболее сильно вызывают коррозию и которые на нее практически не влияют (их концентрация слишком мала для влияния на коррозию, их можно не учитывать при создании модели пластовой воды). На основе этих данных в лаборатории была создана модель пластовой воды, воздействие которой на материал, соответствующий материалу НКТ, проверяется по следующим параметрам:

1. Изменение массы образцов.
2. Глубина коррозионных поражений.

Литература:

1. Крабтри Майк., Эслингер Давид, Эшли Джонсон. Борьба с солеотложениями — удаления и предотвращение их образования.
2. Максютин А.В, Шангараева А.В, Султанова Д. А. Способы предотвращения солеотложения при разработке и эксплуатации залежей нефти [Текст]. Журнал «Современные проблемы науки и образования» № 1–1/2015г.
3. Шлугер М. А., Ажогин. Ф.Ф., Ефимов Е. А. Коррозия и защита металлов М: «Металлургия», 1981. 216с.
4. Юрубчено — Тохомское месторождение [Электронный ресурс] Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/
5. Г. Н. Мальцева, учебное пособие «Коррозия и защита оборудования от коррозии». Пенза,2001г.
6. Резников А. А. Методы анализа природных вод. — Л: госгеотехиздат, 1963. — 489с.