Коррозия оборудования происходит на месторождениях, в газе которых содержатся сероводород H2S и углекислый газ СО2, а в пластовых водах растворены органические кислоты (уксусная, муравьиная, пропионовая и др.). Коррозия происходит в результате электрохимических процессов в системе «электролит— металл».
Усиливают коррозию повышенные концентрации указанных агрессивных компонентов в составе газа, высокие скорости газа, приводящие к эрозии поверхности металла и завихрениям на шероховатостях, выступах, щелях, поворотах потока, напряженное состояние металла. Замедляет коррозию присутствие в потоке конденсата, который покрывает поверхность металла защитной пленкой.
Контроль за коррозией оборудования осуществляют следующими способами:
визуальным осмотром задвижек, тройников, труб и другого оборудования, дающим наиболее полное представление о характере и скорости коррозии. Однако при этом требуется остановка скважины и демонтаж оборудования;
по потере в массе контрольных образцов, установленных внутри действующего оборудования;
по изменению концентрации ионов железа в пробах жидкости, отобранных из потока газа;
при помощи устройства «труба в трубе».
Как правило, оператор участвует в контроле за коррозией оборудования.
При осмотре обращают внимание на характер разрушения внутренней поверхности. Нетрудно визуально установить, какой характер носит коррозионное разрушение—сплошной или точечный.
Контрольные образцы взвешивают до и после нахождения их внутри действующего оборудования. Строят графики зависимости потери массы во времени. По графикам можно определить скорость коррозии в зависимости от скорости потока газа.
Подбирают такие скорости газа, при которых скорости коррозии допустимы.
Для контроля за концентрацией ионов железа в жидкости необходимо периодически отбирать пробы и проводить анализы в лаборатории. Устойчивое возрастание концентрации ионов железа выше допустимой—признак активной коррозии оборудования.
Коррозия оборудования происходит на месторождениях, в газе которых содержатся сероводород H2S и углекислый газ СО2, а в пластовых водах растворены органические кислоты (уксусная, муравьиная, пропионовая и др.). Коррозия происходит в результате электрохимических процессов в системе «электролит— металл».
Усиливают коррозию повышенные концентрации указанных агрессивных компонентов в составе газа, высокие скорости газа, приводящие к эрозии поверхности металла и завихрениям на шероховатостях, выступах, щелях, поворотах потока, напряженное состояние металла. Замедляет коррозию присутствие в потоке конденсата, который покрывает поверхность металла защитной пленкой.
Контроль за коррозией оборудования осуществляют следующими способами:
визуальным осмотром задвижек, тройников, труб и другого оборудования, дающим наиболее полное представление о характере и скорости коррозии. Однако при этом требуется остановка скважины и демонтаж оборудования;
по потере в массе контрольных образцов, установленных внутри действующего оборудования;
по изменению концентрации ионов железа в пробах жидкости, отобранных из потока газа;
при помощи устройства «труба в трубе».
Как правило, оператор участвует в контроле за коррозией оборудования.
При осмотре обращают внимание на характер разрушения внутренней поверхности. Нетрудно визуально установить, какой характер носит коррозионное разрушение—сплошной или точечный.
Контрольные образцы взвешивают до и после нахождения их внутри действующего оборудования. Строят графики зависимости потери массы во времени. По графикам можно определить скорость коррозии в зависимости от скорости потока газа.
Подбирают такие скорости газа, при которых скорости коррозии допустимы.
Для контроля за концентрацией ионов железа в жидкости необходимо периодически отбирать пробы и проводить анализы в лаборатории. Устойчивое возрастание концентрации ионов железа выше допустимой—признак активной коррозии оборудования.
Для контроля за коррозией труб применяют такое простое устройство, как «труба в трубе». Внутреннюю трубу берут того же диаметра, что и трубопровод, но с несколько меньшей толщиной стенки. По ней транспортируется продукция скважины.Этот отрезок «тонкой» трубы помещают внутри трубы-кожуха большего диаметра. Когда под действием коррозии внутренняя труба разорвется, давление в трубе-кожухе повысится, что устанавливают по показанию манометра. Это—сигнал о необходимости ревизии труб и оборудования и замены разрушенного коррозией оборудования.
Коррозионное разрушение имеет сплошной или местный (точечный) характер. При сплошной коррозии заменяют оборудование и трубы полностью, при местной—только отдельные элементы и отрезки.
Установлено, что фонтанные трубы разрушаются сплошной коррозией со скоростью 0, 2—0, 8 мм в год. Муфтовые соединения разрушаются интенсивнее со скоростью 5—7 мм в год. Фонтанная арматура разрушается в местах резких поворотов (завихрений) газожидкостного потока.
Скорость разрушения уплотнительных колец, задвижек, тройников, крестовин может достигать 10 мм в год.
На скважинах и промысловом оборудовании для защиты от коррозии применяют ингибиторы коррозии, коррозионностойкие стали и сплавы, металлические и неметаллические покрытия, катодную и протекторную защиту, поддержание специальных технологических режимов эксплуатации скважины. Применение ингибиторов—наиболее распространенный метод защиты от коррозии.
Используют ингибиторы двух видов: нейтрализаторы и экранирующие. Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и др.) химически связывают коррозионные агенты (H2S и СО2) и поэтому дают высокий эффект защиты, но образуют нерастворимые осадки, забивающие штуцеры и трубы.
Экранирующие ингибиторы покрывают металл защитной пленкой. Применяют углеводородорастворимые (гудроны, сульфокислоты ИКСТ-1, СБ-3, МСДА) и водорастворимые ингибиторы (катапин, А, КО, ВЖС+ ПАВ и др.).
Ингибиторы вводят в скважину тремя способами: подают в затрубное пространство, закачивают в пласт, сбрасывают на забой в твердом состоянии.
Подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство и впрыск в поток газа проводится в принципе так же, как и ингибиторов гидратообразования, а часто вводятся оба ингибитора одновременно.
Закачку в пласт проводят цементировочным агрегатом в объемах до 3—5 м3 один раз в 3—12 мес.
Твердые ингибиторы опускают на забой на тросе, где они постепенно растворяются и, двигаясь с газом, покрывают трубы защитной пленкой.
Катодная и протекторная защита перспективна, но технически сложна и на скважинах применяется редко. Используется для защиты МГ и УКПГ от внешней коррозии.
Технологические режимы эксплуатации скважины назначают, стремясь снизить скорость газа и за счет этого замедлить коррозию. Для этого увеличивают также диаметр фонтанных труб.
Эффективность ингибирования зависит от непрерывного равномерного покрытия поверхности металла защитной пленкой. Нельзя допускать перерывов в подаче ингибиторов или уменьшать его расход.
Поэтому оператору как при индивидуальной, так и при групповой подаче ингибиторов необходимо главное внимание сосредоточить на постоянном контроле за подачей ингибитора и не допускать перерывов в его подаче в скважину. Нормы подачи устанавливают из условия непрерывного и равномерного покрытия пленкой защищаемой поверхности оборудования.
В среднем закачивают примерно от 50 до 400 см3 ингибитора на 1000 м3 газа. Экспериментально установлено, что при скоростях газа на устье более 10 м/с возможен срыв пленки ингибитора со стенок труб. Поэтому оператор должен следить, чтобы фактические скорости газа не превышали этой величины.
При обслуживании ингибируемых скважин неполадки в подаче ингибитора часто вызваны засорением дозировочных устройств, поэтому надо своевременно очищать фильтры, штуцеры, клапаны, следить за чистотой ингибиторов.
Коррозионное разрушение оборудования всегда ведет к тяжелым последствиям: обрыву фонтанных труб, разрушению эксплуатационной колонны, задвижек, штуцеров. Замена оборудования приводит к необходимости глушения скважин, прекращению добычи газа.
Возможно даже открытое фонтанирование—самая опасная и сложная авария. Об этом никогда нельзя забывать при обслуживании скважин, эксплуатируемых в условиях коррозии оборудования.