Факторный анализ причин коррозионного разрушения

[Kvilp]

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.

[Sovetnik]

Вы упустили еще один важный для коррозии показатель - содержание растворенного кислорода в пластовой воде.

Любой сантехник знает, что трубы с холодной водой корродируют значительно сильнее, чем с горячей.

А все потому, что в горячей воде растворимость газов и, кислорода в частности - гораздо ниже.

 

С одной стороны, с ростом температуры скорость коррозии возрастает, но с другой стороны, концентрация растворенных коррозионноактивных газов (кислород, углекислый газ, сероводород) - падает, поэтому наибольшая скорость коррозии будет при определенной комбинации этих величин, что и наблюдается фактически.

"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."

[Kvilp]

Вы упустили еще один важный для коррозии показатель - содержание растворенного кислорода в пластовой воде.

Просто растворенный кислород поступает в пласт только с нагнетаемой водой через систему поддержания пластового давления и его влияние можно не учитывать.

 

С одной стороны, с ростом температуры скорость коррозии возрастает, но с другой стороны, концентрация растворенных коррозионноактивных газов (кислород, углекислый газ, сероводород) - падает

Тогда, по идее, наибольшая скорость коррозии должна быть при минимальной обводненности скважинной продукции в нижней части колонны НКТ

• так как CO₂ гораздо лучше растворяется в нефти, чем в воде, то его содержание в единице объема будет больше
  
• ухудшение растворимости из-за высокой температуры будет компенсироваться высоким же давлением
  
• кроме того, сами по себе высокое давление и температура будут выступать сопутствующими факторами увеличения скорости коррозионного разрушения
  

А на практике картина в точности до наоборот.

[Kvilp]

Продолжу, пожалуй…

Пластовый флюид представляет собой многофазную систему:

• свободный газ (состоящий более чем на 80% из CH₄)
  
• жидкая фаза – нефть (смесь углеводородов)
  
• жидкая фаза – пластовая вода
  
• механические примеси
  

Исходя из этого, можно предположить, что влияние обводненности на скорость коррозии будет вполне логично объясняться следующим: вода более минерализована, чем нефть, соответственно, более корозионно-агрессивна и, при увеличении ее процентного соотношения, общая коррозионная агрессивность добываемой скважинной продукции также будет возрастать.

 

Если рассматривать влияние углекислого газа, то даже предположения строить крайне затруднительно.

Если рассмотреть зависимость растворимости CO

₂

в воде от T и P, то можно отметить, что она резко снижается при 40

⁰

С и 70 атм. Именно при этих условиях по статистике больше всего отказов в результате коррозионного разрушения метала НКТ. Правда, выделение CO

₂

в свободную фазу будет происходить только при условии, что его содержание изначально было больше 3%. Фактически же его содержание колеблется в интервале 40-150 мг/дм

³

, а это 4-15% массовых.

То есть, при максимальных значениях давления и температуры (90

⁰

С и 213 атм на глубине 2000 м) может быть растворено до 5% CO

₂

, на глубине около 600 м от устья скважины происходит достаточно быстрое выделение его в свободную фазу. И при этом здесь же мы получаем больше всего отказов.

Следует логичный вопрос – в какой же форме тогда CO

₂

более агрессивен: в свободном состоянии или же, когда он полностью растворен? Похоже, что именно в свободном состоянии.

На фазовой диаграмме CO

₂

этот момент также просматривается отчетливо - при 40

⁰

С и 70 атм углекислый газ переходит из состояния сверхкритической жидкости в состояние перегретого пара.

А, вот, на фазовой диаграмме системы CO₂-вода я этого перехода не увидел.

 

И последний момент – если CO

₂

лучше растворяется в нефти, чем в воде, а, следовательно, при уменьшении обводненности, его содержание должно увеличиваться – почему общая коррозионная агрессивность при этом снижается? Тут, видимо, все зависит от системы CO

₂

-нефть. Нефть представляет собой смесь углеводородов и как будет изменяться растворимость CO

₂

или при каком давлении он начнет выделяться в свободную фазу – такой информации я не нашел. Возможно, что не будет вовсе.

[Reshetov]

Доброго всем времени суток.

Хочу предложить для обсуждения данную тему.

...

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.

 

Каким будет ваше мнение по данному вопросу?

 

Буду признателен, если поможете подкрепить практический опыт теоретическими выкладками.

 

А чего гадать или субъективно голосовать?

 

Если есть желание действительно выяснить, какие факторы и как влияют на скорость коррозии, то нижнюю табличку (я её оставил в цитате) выложите в виде XLS файла. У меня есть программа, которая выявит один из двух вариантов:

 

1. Построит математическую регрессионную модель, с помощью которой можно будет рассчитать по факторам скорость коррозии. Незначащие факторы из модели будут исключены.

2. Выявит, что каких-то факторов не хватает для построения регрессионной модели. Каких конкретно факторов не достаёт, выяснить невозможно, т.к. программа телепатическими способностями не обладает.

 

Вполне не исключено, что данных, т.е. строк (примеров) в таблице маловато? Но опять же, заранее сказать ничего невозможно, т.к. регрессию можно хоть на двух строках получить. Зато можно будет вычислить СКО между регрессионной моделью и табличными данными. Чем больше СКО, тем хуже приближение.

Изменено 20 Марта, 2013 в 18:41 пользователем Reshetov