Способы защиты НКТ от коррозии.

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.