Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации высокотемпературных газоконденсатных скважин в условиях углекислотной коррозии

В первой главе приведен анализ условий протекания углекислотной коррозии на объектах добычи углеводородов, описана ретроспектива изучения проблемы углекислотной коррозии. Несмотря на более чем 70-летний опыт изучения указанной проблемы на объектах добычи углеводородов, на сегодняшний день этот вопрос остается актуальным в российском научно-техническом обществе. Особо остро этот вопрос стоит на вводимых в эксплуатацию газоконденсатных месторождениях на полуострове Ямал, в Надым-Пур-Тазовском регионе, в Якутии и на шельфе о. Сахалин, в составе добываемой
продукции которых содержится углекислый газ.
Механизм углекислотной коррозии, протекающей на объектах добычи
углеводородов изучен достаточно хорошо, несмотря на некоторые незначительные разногласия исследователей. В широком смысле процесс углекислотной коррозии включает в себя растворение железа на аноде, в результате чего освобождаются электроны, которые, как правило, ассимилируются ионами водорода на катодных участках. Возможность ассимиляции свободных электронов другими деполяризаторами является предметом дискуссии. Исследователями предлагаются три дополнительных деполяризатора кроме ионов водорода: молекулы угольной кислоты, ионы 3−и молекулы воды. Однако, превалирующее влияние наинтенсивность реакции оказывает водородная деполяризация. В качестве буфера ионов водорода выступает раствор угольной кислоты, образующийся в результате растворения CO2 в воде.
Углекислотная коррозия является многофакторным процессом, накоррозионное разрушение оказывают влияние температура, парциальное давление диоксида углерода, характер течения флюида, фазовые состояния транспортируемого продукта, минерализация водной фазы, рН, влажность газа, давление среды, механические напряжения в металле и различные другие факторы. Большое количество факторов, оказывающих влияние на скорость углекислотной коррозии усложняют прогнозирование углекислотной коррозии. Дополнительным осложняющим фактором является преимущественно локальный характер протекания углекислотной коррозии. Тем не менее существует большое количество моделей, прогнозирующих скорость протекания углекислотной коррозии. Классической считается модель Де Ваарда-Мильямса (1).
Однако, несмотря на большое количество методик, они не позволяют объективно оценивать скорость протекания углекислотной коррозии и корректно планировать
мероприятия по диагностике исследуемых трубопроводов иоборудования.
=5,8−1710+0,67∙ . (1) кор Т 2
где – скорость коррозии, мм/год; кор
– парциальное давление углекислого газа, бар; Т– температура, К;
С целью оценки влияния углекислотной коррозии на газопромысловое оборудование требуется постоянное проведение диагностики технического состояния эксплуатируемых объектов. Для этих целей чаще всего проводят внутритрубную диагностику, ультразвуковой контроль, рентгенографический контроль, измерения скоростей коррозии, акустико-эмиссионный контроль, осмотр труднодоступных участков при помощи видеоэндоскопического оборудования, химико-аналитический контроль свойств коррозионной среды и другие методы. Для максимальной эффективности необходимо совмещать несколько методов взависимости от специфики конкретного производственного объекта.
На сегодняшний день существует 4 основных метода обеспечения защиты отуглекислотной коррозии: использование коррозионно-стойких материалов, ингибиторная защита, технологические методы и комплекс мероприятий, совмещающий несколько методов. Последний является предпочтительным инаиболее чаще используемым. Ввиду геолого-технических особенностей каждого месторождения, решения по умолчанию не могут быть универсальными и для каждого месторождения необходимо индивидуально подходить к разработке противокоррозионных мероприятий и систем коррозионного мониторинга.
Ачимовские отложения УНГКМ являются трансграничным объектом разработки. Объект находится в пределах 11-ти лицензионных участков, права напользование недрами которых, принадлежат 7-ми недропользователям. Самыми крупными по величине запасов являются ООО «Газпром добыча Уренгой» (56 % газа), АО «Роспан Интернешнл» (24 % газа), ОАО «Арктикгаз» (18 % газа). В свою очередь Уренгойский лицензионный участок поделен на 6 эксплуатационных участков, на каждом из которых предусмотрены индивидуальные проектные решения. Проблема коррозионного разрушения наблюдается на всех объектах разработки ачимовских отложений. Выявленные повреждения внутренней поверхности трубопроводов и оборудования изначально воспринимались как эрозионные разрушения. Поэтому для идентификации природы повреждений проведен комплекс мероприятий и исследований. Выявленные дефекты натрубопроводах и оборудовании, транспортирующих скважинную продукцию
2
2-го эксплуатационного участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ были идентифицированы как коррозионные дефекты по причине углекислотной коррозии по результатам следующих исследований:
–анализ результатов химического состава скважинной продукции. Коррозионным компонентом, обладающим максимальной коррозионной агрессивностью в отсутствии кислорода, является углекислый газ, парциальное давление которого на некоторых участках системы сбора газа превышает 0,2 МПа;
–металлографические исследования продуктов коррозии, по результатам которых выявлено наличие в продуктах коррозии не растворившегося цементита, унаследованного из структуры основного металла, что является одним из признаков углекислотной коррозии;
–рентгеноструктурный анализ продуктов коррозии, по результатам которого отложения состоят преимущественно из карбоната железа FeCO3, являющегося характерным продуктом коррозии для углекислотной коррозии.
Выявлено, что коррозия протекает с разной интенсивностью и с разным характером на различных участках системы сбора газа. Проектными решениями подземное оборудование скважин предусмотрено в коррозионно-стойком исполнении: материал труб и оборудования, контактирующего с агрессивной средой – сталь 13Cr. За время эксплуатации (более 10 лет) ожидаемо коррозионных дефектов подземного оборудования не выявлено. В 2020 году запущены вэксплуатацию три скважины с хвостовиками, выполненными из низколегированной стали, нестойкой к углекислотной коррозии. В главе 3 приведена оценка вероятности протекания коррозии на данных участках.
По результатам визуального осмотра внутренней поверхности аппаратов, гравиметрических измерений скорости коррозии на различных участках, толщинометрии стенок аппаратов и труб не выявлено следов коррозии в трубопроводах и оборудовании УКПГ. Фактически измеренные скорости коррозии не превысили значение в 0,08 мм/год при проектной скорости коррозии 0,1мм/год. Это связано со снижением температуры среды, снижением парциального давления углекислого газа, изменением гидродинамического режима потока флюида и осушкой газа от воды.
Отсутствие проектных решений в области защиты от коррозии икоррозионного мониторинга определило необходимость разработки научно-обоснованных технический решений в данной области. Для этого в рамках диссертационной работы рассмотрены 4 объекта:
–хвостовики эксплуатационных скважин, выполненные в некоррозионно-стойком исполнении;
–фонтанная арматура;
–трубопроводы обвязки скважин высокого давления, расположенные дорегулятора давления;
–трубопроводы обвязки скважин низкого давления, расположенные после регулятора давления.
Во второй главе приведено описание разработанных гравиметрических устройств (Рисунок 1) и методик проведения измерений скоростей коррозии с их использованием. Все разработанные гравиметрические устройства защищены объектами патентными прав.
Рисунок 1 – Гравиметрические устройства: а) Межфланцевое устройство с дисковыми образцами-свидетелями коррозии (ОСК); б) Гравиметрическое устройство кассетного типа с цилиндрическими ОСК; в) Межфланцевое устройство с сегментными ОСК, устанавливаемых заподлицо со стенкой трубы
Для оценки достоверности, получаемых с помощью разработанных узлов контроля коррозии (УКК), значений скоростей коррозии, был разработан и внедрен комплексный метод диагностики, совмещающий радиографический иультразвуковой контроль. В местах потенциального наличия коррозионных дефектов, выявленных по результатам визуальной оценки радиографических снимков в двух проекциях трубы, проводится дополнительный дефектоскопический контроль методом ультразвуковой толщинометрии. На шести скважинах, входящих в список скважин с высокими скоростями коррозии (более 0,5 мм/год по результатам гравиметрического измерения скорости коррозии), проведена диагностика с использованием предложенного комплексированного метода. На всех трубопроводах обвязки диагностируемых скважин выявлены коррозионные повреждения с остаточной толщиной стенки менее отбраковочного значения. Обратная картина наблюдалась в трубопроводах с низкими скоростями коррозии (менее 0,2 мм/год). На этих скважинах, используя комплексированный метод, не было выявлено коррозионных дефектов, что позволяет однозначно делать вывод о том, что предложенные гравиметрические устройства позволяют качественно идентифицировать высокую коррозионную агрессивность
а) б)в)
на трубопроводах обвязки скважин.
Ввиду высокой стоимости работ, длительности проведения операции, высоких
требований к квалификации специалистов параллельно реализовано проведение визуального осмотра внутренней поверхности трубопроводов с помощью видеоэндоскопа. Для решения поставленной задачи был сконструирован и собран видеоэндоскоп, имеющий возможность обработки видеоизображения высокого разрешения. С использованием разработанного видеоэндоскопа были проинспектированы часть выкидных трубопроводов скважин. Сконструированный эндоскоп позволяет качественно выявлять локальную коррозию. На Рисунке 2 представлены типичные коррозионные повреждения, выявляемые при видеоэндоскопии.
Рисунок 2 – Типичные коррозионные повреждения, выявляемые при видеоэндоскопии Сопоставление скоростей коррозии по УКК и фактического технического состояния, определенного с использованием видеоэндоскопии, подтвердило, что методика проведения измерений скоростей коррозии с использованием УКК позволяет качественно отслеживать коррозионный фон среды трубопроводов обвязки скважин, благодаря чему имеется возможность своевременно реализовывать компенсирующие
мероприятия, позволяющие обеспечивать надежную и безопасную эксплуатацию. Проанализировав результаты ВТД газосборных коллекторов (ГСК) исопоставив их с результатами гравиметрических измерений в начале и конце ГСК, определено, что скорости коррозии, полученные по результатам гравиметрических измерений, являются не показательными для оценки интенсивности коррозионных процессов в ГСК. Это связано с несколькими факторами, но в первую очередь с тем, что ГСК характеризуется преимущественно расслоенным режимом течения, поэтому гравиметрическая кассета технически не в состоянии производить измерения скорости коррозии по нижней образующей трубы, по которой протекает «ручеек» воды. Использование межфланцевых УКК затруднено по причине отсутствия проектных фланцевых соединений на ГСК. Таким образом периодическое проведение ВТД является единственным решением по
анализу коррозионной агрессивности среды в ГСК в краткосрочной перспективе. Используя разработанную методику проведения измерений скорости коррозии за

период с 2015 по 2020 года был накоплен большой массив данных, в том числе ипо измерению скорости коррозии в выкидных линиях скважин. Статистически обработав полученные данные, все скважины были ранжированы в 3 группы поинтенсивности коррозионных процессов:
1. Скважины высокой коррозионной агрессивности со скоростью коррозии более 0,5 мм/год;
2. Скважины средней коррозионной агрессивности со скоростью коррозии от0,1 до 0,5 мм/год;
3.Скважины низкой коррозионной агрессивности со скоростью коррозии менее проектного значения 0,1 мм/год.
Проведенное ранжирование позволило адресно подходить к вопросу противокоррозионных мероприятий и коррозионного мониторинга для конкретных скважин, исключив избыточность мероприятий на скважинах с низкой коррозионной активностью и, наоборот, уделить пристальное внимание скважинам с высокой коррозионной активностью.
В третьей главе приведена оценка влияния параметров технологических режимов работы скважин на интенсивность углекислотной коррозии.
Проектом бурения предусматривается коррозионно-стойкое исполнение подземного оборудования скважин 2-го эксплуатационного участка ачимовских отложений УНГКМ. Это связано с высокими температурами и парциальными давлениями СО2, вследствие чего прогнозируется более высокая коррозионная агрессивность флюида на забое, чем на устье скважин. Использование углеродистой стали взамен коррозионно- стойкой позволит получить значительный экономический эффект, однако существуют серьезные риски протекания интенсивной углекислотной коррозии. Для оценки возможности протекания углекислотной коррозии разработана методика прогнозирования подверженности углекислотной коррозии оборудования высокотемпературных газоконденсатных скважин, заключающаяся впоследовательном решении следующих задач:
− определение фазовых состояний и возможности существования воды иуглеводородов (УВ) в виде жидкой фазы в процессе истощения залежи (для забойных и устьевых условий);
− гидравлическая оценка полного и непрерывного выноса жидкости с забоя скважины на поверхность.
По результатам расчетов определены области двухфазного состояния воды иуглеводородов в газоконденсатной смеси, ограниченные соответствующими нулевыми изоплерами, для изменяющихся в процессе разработки компонентно-фракционных
составов добываемого пластового флюида. Границы двухфазной области для воды и УВ и проектные термобарические условия на забое и устье одной экспериментальной скважины по состоянию на 2020, 2030 и 2040 гг. представлены наРисунке 3. Аналогичные зависимости получены и для двух других экспериментальных скважин.
Анализ полученных результатов по расчету фазового поведения скважинной продукции показал, что вода в условиях забоя не конденсируется ни в одной изскважин в течение ближайшего 20-летнего периода их эксплуатации. Однако, назабое скважин No1 и No3 через 20 лет, а в скважине No2 через 10 лет появляется жидкая УВ фаза с растворенной в ней водой (0,46 – 0,75%мольн.). При таких низких концентрациях вода находится в молекулярно-растворенном состоянии и не образует с электролит. Стоит отметить, что основная часть воды находится в паровой фазе в составе газа.
Рисунок 3 – Границы двухфазной области для воды и УВ и термобарические условия на забое и устье скважины No1 по состоянию на 2020, 2030 и 2040 гг.
Для оценки возможности накопления жидкости в хвостовике назабое скважины определялся режим течения по результату сравнения значения безразмерной скорости смеси ∗ созначениемскоростинижнейграницысуществованиякольцевогорежима . Результаты расчета скоростей ∗ и показали, что в хвостовике, а тем более в НКТ, имеющих меньший диаметр, на забое каждой из скважин, газожидкостной поток, как минимум, до 2040 г. движется вдисперсно-кольцевом режиме со значительным превышением скорости .
Кроме того, для определения гидродинамических условий полного инепрерывного выноса жидкой фазы с забоя на поверхность сравнивались размерная скорость потока газа в хвостовике и башмаке НКТ со скоростью реверса , вычисляемой по формуле А.А.Точигина, при которой масса жидкости в кольцевой пленке «зависает», а газ сдисперсной фазой жидкости в ядре потока движется вверх. Результаты расчетов

показали, что для всех экспериментальных скважин до 2040 г. выполняется неравенство > . Ввиду того, что скорость взвешивания частиц жидкости, диспергированной вядре потока, всегда меньше скорости реверса пленки жидкости при дисперсно- кольцевом режиме течения, проектные режимы эксплуатация скважин обеспечивают полный и непрерывный вынос жидкой фазы ииз хвостовика, и из башмака НКТ. Таким образом, CO2-коррозия хвостовиков впериод до 2040 г. исключается, т.к. УВ конденсат не обладает электропроводимостью и пленка на внутренней поверхности хвостовика и НКТ неявляется электролитом.
Разработана методика прогнозирования локальных участков протекания интенсивной углекислотной коррозии в трубопроводе обвязки газоконденсатной скважины после углового дросселя, включающая моделирование фазовых состояний и свойств среды, твердотельное моделирование, гидродинамическое моделирование методом конечных объемов и анализ полученных результатов. Используя указанную методику, теоретически определен участок с аномально высокими значениями касательных напряжений на стенке трубы (КНнС), по результатам демонтажа данного участка трубопровода и визуального осмотра его внутренней поверхности подтверждено наличие интенсивной коррозии в прогнозируемой зоне (Рисунок 4).
КНнС
[Па]
Рисунок 4 – Карта КНнС: а) открытый на 10 % дроссель (вид сбоку); б) полностью открытый дроссель (вид сбоку); в) открытый на 10 % дроссель (вид снизу); г) полностью открытый дроссель (вид снизу) и демонтированный участок трубопровода
Кроме того, установлено, что при полностью открытом угловом дросселе значения КНнС снижаются более, чем в 2 раза относительно значений, формируемых на трубе угловым дросселем, открытом на 10 %. С целью снижений интенсивности коррозионных процессов, рекомендовано осуществлять эксплуатацию газоконденсатной скважины при полностью открытом угловом дросселе.
Разработана методика оценки влияния степени открытия углового дросселя
Зона с аномальными значениями КНнС по нижней образующей трубы

наинтенсивность коррозионных процессов при ингибиторной защите, включающая моделирование фазовых состояний и свойств среды, твердотельное моделирование, лабораторные испытания в автоклавной установке, гидродинамическое моделирование методом конечных объемов и анализ полученных результатов. Используя методику, для 2-х применяемых на УНГКМ ингибиторов коррозии определены значения КНнС, при которых происходит срыв ингибиторной пленки. Результаты экспериментов (Рисунок 5) показали, что с ростом значений КНнС адгезия ингибиторной пленки ухудшается, вследствие чего растет интенсивность коррозионных процессов и при определенных значениях КНнС скорость коррозии превышает регламентное значение 0,1 мм/год.
По результатам сравнения значений КНнС образцов-свидетелей коррозии, при которых происходит срыв пленки в автоклавной установке и КНнС, имеющихся на внутренней стенке исследуемого участка трубопровода, а также визуальной оценке распределения КНнС по стенке трубы определено, что на всем диапазоне работы дросселя на внутренней поверхности трубопровода обвязки присутствуют локальные участки с высокими значениями КНнС, на которых создаются условия постоянного срыва ингибиторной пленки, что интенсифицирует локальные проявления углекислотной коррозии. Соответственно, даны рекомендации по коррозионно-стойкому исполнению внутренних поверхностей участка трубопровода обвязки скважин после углового дросселя. До момента замены труб на трубы с защитным покрытием рекомендовано эксплуатировать дроссель в полностью открытом положении.
Рисунок 5 – Зависимость скорости коррозии образцов-свидетелей коррозии и защитной эффективности ингибитора коррозии от КНнС
Скорректирована модель углекислотной коррозии Де Ваарда-Мильямса для условий 2-го эксплуатационного участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ:

где кор
– скорость коррозии, мм/год;
= 6,37 − 2377 + 0,52 . (2)
кор 2
– парциальное давление углекислого газа, бар; T –температура, К.
Предложенная модель повысила точность расчетов по сравнению с уравнением Де Ваарда-Мильямса (Рисунок 6). В рамках решения данной задачи установлено, что факторами, наиболее коррелирующими со скоростью коррозии выкидных линий скважин 2-го участка ачимовских отложений УНГКМ, являются температура идавление.
2
10 8 6 4 2 0
Фактическая скорость коррозии
P(CO2) = 0,25 МПа P(CO2) = 0,20 МПа
P(CO2) = 0,15 МПа
20 30 40 50 60 Температура, °С а)
1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0
Фактическая скорость коррозии
P(CO2) = 0,25 МПа P(CO2) = 0,20 МПа
P(CO2) = 0,15 МПа
20 30 40 50 60 Температура, °С б)
Рисунок 6 – Зависимость прогнозной скорости коррозии от температуры: а) по уравнению Де Ваарда-Мильямса б) по скорректированной модели
В четвертой главе описаны предложенные противокоррозионные мероприятия иметоды диагностики устьевого оборудования, трубопроводов обвязки скважин исистемы сбора продукции ачимовских отложений Уренгойского НГКМ.
Для защиты от коррозии фонтанной арматуры предложено нанесение коррозионно- стойкого материала на внутреннюю поверхность методом наплавки. Порезультатам гравиметрических испытаний образцов-свидетелей коррозии в условиях реальных сред иопытно-промысловой эксплуатации элементов фонтанной арматуры с различными покрытиями все скважины 2-го участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ оборудованы фонтанной арматурой с коррозионно-стойким покрытием (сталь марки 309L) на внутренней поверхности, контактирующей с агрессивной средой. Аналогичное решение для защиты участка после углового дросселя было апробировано на реальных объектах, по результатам чего данное техническое решение по замене стандартных участков трубопровода на трубопровод скоррозионно-стойкой наплавкой заложено в проект реконструкции.
По результатам комплекса лабораторных и промысловых испытаний для постоянной ингибиторной защиты подобран ингибитор коррозии (ИК) с шифром ИК3. Внедрена в промышленную эксплуатацию система ингибиторной защиты сдозировкой
Скорость коррозии, мм/год
Скорость коррозии, мм/год
ИК3 – 21 г/1000 м3 газа. С целью увеличения площади обрабатываемой защищаемой поверхности за счет увеличения объема жидкости, содержащей итранспортирующей ИК, и ввиду технической невозможности насосного оборудования в обеспечении низких расходов ИК в чистом виде, подобрана оптимальная концентрация: ИК – 10 %, метанол – 90 %. Система ингибиторной защиты обеспечивает снижение скорости коррозии защищаемых трубопроводов дозначений ниже регламентной скорости 0,1 мм/год. На реализованную систему подачи раствора ингибитора коррозии (РИК) получен патент РФ на изобретение. Внедренная система постоянной подачи РИК позволяет одновременно бороться сосложнениями в виде гидратообразования за счет присутствия метанола в качестве растворителя.
Для трубопроводов обвязки скважин, на которых невозможно обеспечить постоянную ингибиторную защиту предложен способ периодической прокачки РИК спомощью передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин. Порезультатам комплекса лабораторных и промысловых испытанийопределена оптимальная концентрация ингибитора в растворе метанола – 20 %, разработана технология и определена последовательность действий для проведения эффективной обработки, определены оптимальные временные интервалы проведения каждой операции, в зависимости от степени коррозионной агрессивности для скважин подобраны периодичности проведения ингибиторных обработок: для скважин сфоновыми скоростями коррозии от 0,1 до 0,5 мм/год – 1 раз в 2 недели; для скважин с фоновыми скоростями коррозии более 0,5 мм/год – 1 раз в неделю.
Ввиду отсутствия в проектных решениях мероприятий по коррозионному мониторингу был разработан комплекс мероприятий с указанием периодичности проведения каждого вида работ, учитывая различия в интенсивности коррозионных процессов, протекающих на разных скважинах и газосборных коллекторах. Принципиальная схема разработанной системы коррозионного мониторинга приведена на Рисунке 7.
Разработанная и внедренная в производство система коррозионного мониторинга показала свою эффективность за три года постоянной эксплуатации и модернизации. Потенциальные места отказов труб и оборудования своевременно идентифицировались. За указанный период не было зафиксировано ни одной аварии и инцидента, связанных с процессами углекислотной коррозии. Суммарный экономический эффект от внедрения системы коррозионного мониторинга и защиты от коррозии за 2017-2020 гг. составил свыше 57 млн рублей.
Рисунок 7 – Принципиальная схема системы коррозионного мониторинга объектов 2-го эксплуатационного участка ачимовских отложений УНГКМ
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1.Анализ осложнений, возникающих при эксплуатации газовых игазоконденсатных месторождений, обусловленных присутствием диоксида углерода в скважинной продукции показал, что проблема углекислотной коррозии имеет более чем 70-летний опыт изучения. Но несмотря на это, в настоящее время проблема коррозии имеет место на вводимых в эксплуатацию газоконденсатных месторождениях на полуострове Ямал, в Надым-Пур-Тазовском регионе, в Якутии ина шельфе о. Сахалин. Ввиду геолого-технических особенностей каждого месторождения необходима разработка индивидуальных научно-обоснованных противокоррозионных мероприятий и систем коррозионного мониторинга.
2.По результатам комплекса исследований, включающих в себя анализ состава скважинной продукции и изучение продуктов коррозии, выявленные дефекты на устьевом оборудовании и трубопроводах 2-го эксплуатационного участка ачимовских отложений УНГКМ идентифицированы как коррозионные дефекты, вызванные углекислотной коррозией.
3.В качестве средств диагностики трубопроводов обвязки газоконденсатных скважин разработаны и внедрены в производство гравиметрические устройства различной конструкции (патенты РФ No 167617, 2659862, 2723262, 201563) и методики проведения измерений скоростей коррозии с их использованием. Оценка достоверности измеренных значений скорости коррозии проведена путем сопоставления с результатами визуального осмотра внутренней поверхности трубопроводов с помощью разработанного видеоэндоскопа, результатами комплексного метода диагностики, совмещающего радиографический иультразвуковой контроль и результатами ВТД. По результатам оценки, методика проведения измерений скорости коррозии с использованием разработанных гравиметрических устройств позволяет качественно отслеживать
коррозионный фон среды в трубопроводах обвязки скважин, однако не применима для газосборных коллекторов. По интенсивности коррозионных процессов все скважины статистически ранжированы на 3 группы:
–скважины высокой коррозионной агрессивности со скоростью коррозии более 0,5 мм/год;
–скважины средней коррозионной агрессивности со скоростью коррозии от0,1 мм/год до 0,5 мм/год;
–скважины низкой коррозионной агрессивности со скоростью коррозии менее проектного значения 0,1 мм/год.
4.Термодинамическими расчетами фазового поведения пластовой газоконденсатной смеси с учетом ее влагосодержания показано, что снижение пластового давления на участке расположения трех рассматриваемых скважин напротяжении 20 лет при проектных технологических режимах их эксплуатации современем приведет к образованию двухфазной углеводородной смеси «газ-нестабильный конденсат» в забойных термобарических условиях скважин. Наряду сэтим водная жидкая фаза на забое скважин не образуется в течение всего расчетного периода. Гидродинамические расчеты параметров восходящего потока газожидкостной смеси показали, что высокие скорости потока скважинной продукции обеспечивают условия полного и непрерывного выноса нестабильного конденсата потоком газа с забоя на поверхность по каждой из рассматриваемых скважин в течение всего 20-летнего периода, тем самым предотвращаются физико-химические условия образования на поверхности хвостовиков электролита ипротекания углекислотной коррозии.
5.В ходе оценки влияния изменения гидродинамических характеристик потока на интенсивность коррозионных процессов выкидных линий скважин разработаны методики оценки влияния степени закрытия углового дросселя наинтенсивность коррозионных процессов на участке трубопровода после углового дросселя без ингибиторной защиты и при ингибиторной защите. Показано, что превалирующее влияние на интенсивность локальной углекислотной коррозии научастке трубопровода после углового дросселя оказывает КНнС. Рекомендована эксплуатация газоконденсатной скважины при полностью открытом угловом дросселе. Определено, что во всем диапазоне изменения степени открытия углового дросселя создаются условия постоянного срыва ингибиторной пленки (для 2-х исследуемых ингибиторов коррозии) на исследуемом участке, что интенсифицирует локальные проявления углекислотной коррозии. Выработаны научно-обоснованные рекомендации по коррозионно-стойкому исполнению внутренних поверхностей участка трубопровода обвязки скважин после дросселя.
6.Установлено, что для условий ачимовских отложений факторами, наиболее коррелирующими с величиной скорости коррозии, являются температура идавление. Скорректирована классическая модель углекислотной коррозии Де Ваарда-Мильямса применительно к условиям 2-го эксплуатационного участка ачимовских отложений УНГКМ.
7.Для защиты от коррозии фонтанной арматуры и участка трубопровода выкидной линии после углового дросселя обосновано нанесение коррозионно-стойкого материала (сталь марки 309L) на внутреннюю поверхность методом наплавки. Вследствие чего все скважины 2-го участка ачимовских отложений УНГКМ оборудованы фонтанной арматурой с коррозионно-стойким покрытием. Техническое решение по замене стандартных участков трубопровода выкидной линии после углового дросселя на трубу с наплавкой заложено в проект реконструкции.
8.По результатам комплекса лабораторных, автоклавных и промысловых испытаний для постоянной ингибиторной защиты ГСК рекомендован ингибитор сшифром ИК3. Внедрена в промышленную эксплуатацию система ингибиторной защиты с дозировкой ингибитора – 21 г/1000 м3 газа, обоснована оптимальная концентрация: ИК – 10 %, метанол – 90 %. Система ингибиторной защиты обеспечивает снижение скорости коррозии защищаемых трубопроводов до значений ниже регламентной скорости 0,1 мм/год. На внедренную систему подачи ингибитора коррозии получен патент РФ на изобретение No 2726714.
9.Для трубопроводов обвязки скважин, на которых невозможно обеспечить постоянную ингибиторную защиту разработан и апробирован способ периодической прокачки РИК с помощью передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин. По результатам комплекса лабораторных, автоклавных ипромысловых испытаний для этого способа ингибиторной защиты определена оптимальная концентрация ингибитора в растворе метанола – 20%, разработана технология и определена последовательность действий для проведения эффективной обработки, определены оптимальные временные интервалы проведения каждой операции, взависимости от степени коррозионной агрессивности для скважин подобраны периодичности проведения ингибиторных обработок: для скважин с фоновыми скоростями коррозии от 0,1 до 0,5 мм/год – 1 раз в 2 недели; для скважин с фоновыми скоростями коррозии более 0,5мм/год – 1 раз в неделю. Разработанная технология обеспечивает снижение скорости коррозии защищаемых трубопроводов до значений ниже регламентной скорости 0,1 мм/год. На внедренную технологию периодических прокачек РИК получен патент РФ на изобретение No 2747601.
10.Разработан комплекс диагностических мероприятий с указанием
периодичности проведения каждого вида работ, учитывая различия в интенсивности коррозионных процессов, протекающих на разных скважинах и газосборных коллекторах. Разработанная и внедренная в производство система коррозионного мониторинга показала свою эффективность за три года постоянной эксплуатации имодернизации. Потенциальные места отказов труб и оборудования своевременно идентифицировались. За указанный период не зафиксировано ни одной аварии иинцидента, связанных с процессами углекислотной коррозии. Суммарный экономический эффект от внедрения системы коррозионного мониторинга и защиты от коррозии за 2017-2020 гг. составил свыше 57 млн рублей.