Доброго всем времени суток.
Хочу предложить для обсуждения данную тему.
Скорее всего, все, так или иначе, сталкивались с проблемой коррозии. Мой опыт связан с коррозионным разрушением насосно-компрессорных труб.
Коротко поясню: НКТ используются при эксплуатации нефтедобывающих скважин, выполняя следующие функции:
транспорт пластового флюида на поверхность
крепление электропогружного оборудования
проведение исследовательских операций
и проч. малоинтересное )
При этом, в процессе работы, колонна насосно-компрессорных труб подвергается растягивающим нагрузкам, абразивному износу и коррозионному разрушению.
В качестве защиты от коррозии применяются:
стеклопластиковые НКТ
НКТ из корозионностойких сплавов (легированные хромом, например)
различные защитные покрытия (цинковое, эмалевое, полимерное)
ингибиторы коррозии и протекторы коррозии
В итоге, эффективность (и практическая, и экономическая) применения любого из перечисленных методов защиты сводится к тому, насколько этот метод правильно подобран.
Факторы, влияющие на скорость коррозии – это:
1. свойства самого пластового флюида
химический состав
температура
давление
содержание механических примесей
обводненность
2. свойства оборудования
скорость потока жидкости внутри НКТ
материал сплава
Компонентный анализ пластового флюида (по неск скважинам):
Собственно, задача состоит в следующем: определить влияющие факторы и в зависимости от их значений выбрать наиболее подходящий метод защиты от коррозии.
Анализируя статистику отказов, можно выявить некоторые закономерности:
Факт №1. При увеличении обводненности скорость коррозии возрастает. Если доля воды в добываемой продукции составляет 10%, то проблем с коррозионным разрушением не будет вообще. Как только достигается какое-то пороговое значение (например, 85%), НКТ начинает выходить из строя регулярно.
Факт №2. Несмотря на то, что нижняя часть колонны НКТ работает в более тяжелых условиях (давление ок 200 атм, температура ок 900С), отказывает обычно участок в интервале 500-600 м от устья скважины.
Факт №3. Рядом расположены две скважины, вскрывающие один и тот же пласт (то есть химический состав пластового флюида одинаков, значения давления и температуры – одинаковы), однако на одной скважине наработка подвески НКТ составляет уже 3 года, на другой скважине подвеску приходится менять каждые 3-4 месяца. Сталь одна и та же в обоих случаях. Скорость потока жидкости и влияние механических примесей – этими факторами до некоторой степени можно пренебречь.
Исходя из всего вышеизложенного, могу сделать выводы:
пластовая вода гораздо более корозионно-агрессивна по сравнению с нефтью
CO2 более корозионно-агрессивен в свободном состоянии, чем в растворенном
давление и температура – не имеют решительного влияния на скорость коррозии
химический состав, а также содержание растворенного газа – не влияют на скорость коррозии до определенного момента
как только содержание воды в добываемой продукции превышает определенное значение, на фоне выделяющегося в свободную фазу CO2 (что происходит как раз в верхней части подвески НКТ), скорость коррозии резко возрастает
Каким будет ваше мнение по данному вопросу?
Буду признателен, если поможете подкрепить практический опыт теоретическими выкладками.