КОРРОЗИЯ НКТ

Коррозия является одним из самых существенных факторов, оказывающих негативное влияние на техническое состояние нефтепромыслового оборудования. В настоящее время наибольшее распространение имеет насосный способ добычи, основанный на выкачивании нефти из скважины с помощью насосов, расположенных на поверхности или непосредственно в скважине. При этом наиболее сильно коррозионному воздействию подвергаются обсадные колонны и насосно-компрессорные трубы.

Основные виды воздействия, которым они подвергаются – подземная, газовая и жидкостная коррозии, а также коррозионная эрозия.

Механизмы разрушения:

Все виды коррозионных процессов по месту расположения можно разделить на две основные группы:

— коррозия внутренней поверхности (при контакте с рабочей перекачиваемой средой);

— коррозия наружной поверхности (при контакте с окружающей средой: грунт, электролит, воздух).

По характеру коррозионного разрушения металла различают общую (сплошную) и локальную (язвенную) коррозию, классификация которых является общепризнанной.

Наиболее опасными из них являются механизмы, способствующие значительному (до 10 раз и более) увеличению локальной скорости коррозии. К таким видам разрушения относятся: стресс-коррозия или коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН), язвенная или питтинговая коррозия. Такие повреждения очень трудно обнаружить из-за малых размеров, а также из-за заполнения полостей продуктами коррозии.

Для условий эксплуатации НКТ главную опасность представляют общая и локальная коррозия, протекающие по классическому электрохимическому типу. При этом классический механизм зачастую осложнен дополнительными факторами, такими как присутствие продуктов жизнедеятельности бактерий коррозионно-опасного нефтяного биоценоза, наличие хлора, механических примесей и пр.[1]

Наиболее действенным методом борьбы с коррозионным воздействием является применение некорродирующих материалов: различных пластмасс, стеклопластика и др. Минусами применения подобных материалов является сложность и неразъемность соединений и меньшая прочность по сравнению со стальными трубами.

Наиболее простым и распространённым способом повышения коррозионной стойкости обсадных и насосно-компрессорных труб является обработка внешней и внутренней поверхностей труб и мест их соединения специальными антикоррозионными покрытиями.

Комплекс мероприятий, направленных на повышение коррозионной стойкости оборудования, должен быть основан в первую очередь на данных о степени агрессивного воздействия среды, условий эксплуатации и свойствах применяемого материала[2].

Степень коррозионной активности добываемой продукции первоначально определяется составом транспортируемой среды (содержание H2 S, СО2, О2, степенью минерализации, наличием абразивных включений). Единая классификация коррозионной активности сред отсутствует, усредненные показатели степени коррозионной активности, основанные на данных нормативной документации, представлены в табл. 1.

 

Таблица 1. Показатели коррозионной активности среды

Водная фаза

Содержание CO2, ppm

Содержание H2

S, ppm

Скорость коррозии, мм/год

Класс среды

+

До 40

-

<0,025

Слабоагрессивная

+

-

До 20

<0,025

Слабоагрессивная

+

40-300

-

0,025-0,25

Среднеагрессивная

+

-

20-150

0,025-0,25

Среднеагрессивная

+

Свыше 300

-

>0,25

Сильноагрессивная

+

-

Свыше 150

>0,25

Сильноагрессивная

Основные методы защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии делятся на:

  • химические – применение химических реагентов;
  • физические – применение коррозионностойких материалов, защитных покрытий, анодная защита;
  • технологические – ограничение водопритока, снижение температуры жидкости, снижение скорости потока, предотвращение попадания кислорода и пр.[3]

Наиболее эффективными методами борьбы с коррозионным воздействием являются:

1) применение ингибиторов коррозии, т. е. веществ, химических соединений и их смесей, введение которых в агрессивную среду значительно снижает скорость коррозии металла. К ингибиторам коррозии относятся как неорганические вещества (силикаты, фосфаты), так и органические соединения, включающие кислород, азот, серу[4].

2) использование стали в коррозионностойком исполнении. Коррозионностойкие материалы включают стали и сплавы с различными легирующими добавками, замедляющими процесс коррозии. Данный способ повышения надежности подразумевает внедрение НКТ из высоколегированных сталей, поскольку на сегодняшний день применение низко- и среднелегированных сталей к конкретным результатам в плане повышения надежности не привело. Используются хромистые, хромоникелевые, хромоникельмарганцевые коррозионностойкие стали, которые могут быть дополнительно легированы молибденом, медью, кремнием, титаном, ниобием. Главным и существенным недостатком применения труб в коррозионностойком исполнении является их высокая стоимость[5];

3) использование неметаллических материалов (стеклопластик, ПВХ, ПНД и др.) исключает проблему коррозионного разрушения, но при этом к эксплуатации таких материалов устанавливаются множественные ограничения, в числе которых температурные режимы эксплуатации, значения рабочего давления ввиду низких прочностных характеристик. Кроме того, существенным недостатком является сложность в изготовлении и ремонте разъемных соединений;

4) применение труб с антикоррозионными покрытиями является самым оптимальным способом защиты от коррозии. Применение внутренних покрытий позволяет снизить шероховатость внутренней поверхности, что обеспечивает улучшение гидравлических характеристик потока и, как следствие, способствует увеличению дебита скважин[6]. К преимуществам данного метода защиты также относятся отсутствие влияния на прочностные характеристики НКТ, отсутствие сужения проходного сечения, высокие барьерные свойства к воздействию СО2 – и H2S-содержащим средам, а также к растворам щелочей и кислот, стойкость к наличию бактерий и механическому износу. Недостатками являются ограничения эксплуатации по температурным условиям, необходимость подбора материала с контролем качества.

В настоящее время производители выпускают НКТ с эпоксидными, силикатно-эмалевыми и термодиффузионными цинковыми покрытиями.

Коррозионный процесс является сложной многофакторной системой, зависящей от комплекса переменных внешних и внутренних факторов, и требующий такого же комплексного подхода при контроле и изучении. Ни один из перечисленных методов, используемых для мониторинга и исследования коррозии, не является универсальным. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки, обусловленные спецификой полученных данных и рядом ограничений в своей применимости.

Поэтому одним из основных принципов при проектировании и построении эффективной системы защиты от коррозии является одновременное комплексное использование нескольких методов измерения и диагностики, позволяющих контролировать и прогнозировать динамику развития коррозионных повреждений и срок службы трубопровода в зависимости от технологических параметров эксплуатации, своевременно проводить корректирующие мероприятия по оптимизации применяемых антикоррозионных мер, позволяя тем самым продлить срок службы трубопроводов, снизить удельную аварийность и минимизировать экономические затраты и потери при проведении неэффективных антикоррозионных мероприятий и ремонте, обеспечивая максимально безопасную эксплуатацию и целостность нефтепромысловых трубопроводов, что особенно актуально на наиболее ответственных участках, а также участках с потенциально высоким риском развития коррозионных процессов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

  1. Ивановский В.Н. Коррозия скважинного оборудования и способы защиты от нее // Коррозия «Территории «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 1. С. 18–25.
  2. Князева Ж.В., Юдин П.Е., Петров С.С., Максимук А.В., Прокудин А.В. Особенности эксплуатации насосно-компрессорных труб в условиях скважин коррозионного фонда // Коррозия «Территории «Нефтегаз». 2018. № 2 (40). С. 50–54.
  3. Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазового дела. Томск: Изд-во ТПУ, 2010. 194 с.
  4. Павлова П.Л. Исследование коррозионных отложений в резьбовых соединениях насосно-компрессорных труб // Studylib. URL: https://ws.studylib.ru/doc/767231/udk-622.27-issledovanie-korrozionnyhotlozhenij-v-rez._bovy (дата обращения: 12.06.2020).
  5. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектовобустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений [Электронный источник]. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293835/4293835924.htm (дата обращения: 18.12.2020)
  6. Чэнь Цюнь. Совершенствование пассивной системы защиты трубопроводов от коррозии: дис. … канд. техн. наук. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. 149 с.

 

[1] Павлова П.Л. Исследование коррозионных отложений в резьбовых соединениях насосно-компрессорных труб // Studylib. URL: https://ws.studylib.ru/ doc/767231/udk-622.27-issledovanie-korrozionnyhotlozhenij-v-rez._bovy (дата обращения: 12.06.2020).

[2] РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектовобустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений [Электронный источник]. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293835/4293835924.htm (дата обращения: 18.12.2020)

[3] Ивановский В.Н. Коррозия скважинного оборудования и способы защиты от нее // Коррозия «Территории «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 1. С. 18–25.

[4] Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазового дела. Томск: Изд-во ТПУ, 2010. 194 с.

[5] Чэнь Цюнь. Совершенствование пассивной системы защиты трубопроводов от коррозии: дис. … канд.

техн. наук. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. 149 с.

[6] Князева Ж.В., Юдин П.Е., Петров С.С., Максимук А.В., Прокудин А.В. Особенности эксплуатации насосно-компрессорных труб в условиях скважин коррозионного фонда // Коррозия «Территории «Нефтегаз». 2018. № 2 (40). С. 50–54.