Для чего применяют ингибиторы в скважине

Ингибиторы в нефтегазовой промышленности

Федеральными нормами и правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 12.03.2013 № 101 и РД 39-132-94 регламентировано при проектировании технологического оборудования и трубопроводов предусматривать наличие герметичных систем ввода ингибиторов коррозии. В проектной документации на разработку месторождения должны быть приведены требования к ингибиторной защите оборудования и труб. В рабочем проекте на бурение скважин должны быть указаны типы ингибиторов, их потребный объем при работах по освоению и испытанию скважин. Оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также внутрискважинное оборудование, бурильные обсадные и лифтовые трубы, подверженные воздействию сернистого водорода, должны обеспечиваться ингибиторной защитой. Газораспределительные устройства и установки комплексной подготовки газа должны иметь устройства для подачи ингибитора. Система автоматизации сбора, промыслового и межпромыслового транспорта и подготовки природного газа и газового конденсата должна иметь систему ингибирования трубопроводного транспорта.

Ингибиторной защите от внутренней коррозии подле­жат нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транс­портирующие эмульсию типа «нефть в воде» и промысловые га­зопроводы.

Ингибиторы коррозии можно вводить на всех этапах нефтедобычи.

Ингибиторы коррозии в защищаемый трубопровод или систему трубопроводов подаются при помощи установок БР-2,5, БР-10, БР-25, УБПР, УДПХ, УДЭ и др. в соответствии с технологи­ческим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора.

Существуют следующие способы подачи ингибиторов коррозии в защищаемые трубопроводы:

Технологический процесс дозирования ингибитора находится под постоянным контролем:

Степень агрессивности воздействия сред на нефтегазопромысловое оборудование и трубопроводы из углеродистых сталей зависит:

В последние годы в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности выход из строя металлического оборудования связан с возрастанием добычи сернистых нефтей, содержание Н₂S в которых достигает 500 мг/л. Сероводород обладает уникальными агрессивными свойствами и способствует разрушению металлических конструкций в результате электрохимической, а также химической коррозии и водородного охрупчивания. Интенсивность сероводородной коррозии возрастает с повышением парциального давления сероводорода и концентрации сульфидов.

Для газовых и нефтяных месторождений, концентрация углекислого газа в которых может достигать 0,7. 1,6 %, характерна также углекислотная коррозия.

Одновременное присутствие в среде сероводорода и углекислого газа усиливает коррозионный процесс.

Среди применяемых в настоящее время ингибиторов коррозии преобладают органические соединения.

Для ингибирования бактериальной коррозии, стимулируемой накопительными культурами СВБ, и подавления жизнедеятельности последних разработаны методы защиты с применением ингибиторов-бактерицидов: СНПХ-1004, НАПОР-1007, Катасол 28-5, ДОН-52, АНП-2М.

ДОН-52

АНП-2М (ГИПХ-3)

Для проведения кислотных обработок скважин применяют ингибиторы: БА-6, ПКУ-3, ХОПС-10, КИ-1М, КПИ-3, И-1-А.

Для защиты от сероводородной коррозии нефтегазопромыслового оборудования: Олазол-Т2П, Ифхангаз-1, Ифхан-1.

Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода и углекислого газа: И-1-А, Викор-1, ИНК-1, Додиген 4482-1.

Викор-1

Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород, смесь сероводорода с углекислотой, кислород: Амфикор, Нефтехим-1, Газохим-1, Тилаз.

Амфикор

Для защиты газовых скважин от коррозии применяют Секангаз-9, Секангаз-9Б, Секангаз-10, Сепакор 5478АМ.

Секангаз-9, Секангаз-9Б, Секангаз-10

Для защиты нефтемыслового оборудования в морской воде используют: СНПХ-6002.

Тэги: защита от коррозии, ингибиторная защита, ингибиторы, ингибиторы коррозии, коррозионная опасность

Источник

Методы проведения ингибирования погружного скважинного оборудования

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента. В данной статье рассмотрены методы и технологии проведения ингибиторных обработок скважинного оборудования. Приведены аналитические расчеты определения эффективного растворителя и обоснования их необходимых объемов. Для нефтедобывающих предприятий разработаны критерии применимости различных методов защиты от коррозии. Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в соответствующих технических условиях (ТУ) на реагент. Эффективность ингибиторов коррозии должна быть не менее 90%, т.е. должно быть достигнуто снижение скорости коррозии в 10 и более раз*. В случае если эффективность ингибиторной защиты будет недостаточной, необходимо увеличить удельный расход ингибитора, закачать другой ингибитор или изменить периодичность обработки.

Подачу ингибитора коррозии (реагента комплексного действия) в добывающие скважины рекомендуется осуществлять следующими способами[1]:

Периодическая закачка (задавка) раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта.

Периодическое дозирование (подача) ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины).

Постоянное дозирование (подача) ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью дозировочной установки (УД, УДХ).

Постоянное дозирование (подача) ингибитора на прием насоса с помощью дозировочной установки (УД, УДХ) и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливаются с внешней стороны НКТ.

Непрерывное дозирование растворяемого твердого ингибитора из скважинного контейнера.

Технология задавки ингибитора коррозии в ПЗП

Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта включает следующие последовательные операции:

— выбор ингибитора коррозии и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК;

— расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону, объема воды (нефти) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии и объема подавочной жидкости, нагнетаемой в призабойную зону после раствора ингибитора коррозии;

— спуск технологических НКТ ниже интервала перфорации;

— подъем технологических НКТ на 2-3 м выше кровли интервала перфорации;

— определение приемистости пласта (если она менее 100м 3 /сут, то нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону проводить не следует);

— приготовление 100%-ного раствора ингибитора коррозии в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

— нагнетание промывочной жидкости с целью подготовки пласта для введения ингибитора. В качестве промывочной жидкости используются взаимные растворители (WAW85202 (Baker Petrolite), ВР-1 (Экспериментальный завод «НЕФТЕХИМ» и др.), либо водные растворы неионогенных и катионоактивных ПАВ.

Закачку проводят с максимальным расходом закачиваемого взаимного растворителя без гидроразрыва в следующей последовательности:

— к трубному пространству скважины подключают цементировочный агрегат АЦ-32 (ЦА-320) для закачки раствора;

— при открытой затрубной задвижке закачивают кислотным агрегатом промывочную жидкость в требуемом объеме. При открытой затрубной задвижке мы получим только промывку ствола скважины без воздействия на пласт;

— нагнетание основного объема ингибитора проводят введением ингибитора (недостающий объем после закачки взаимного растворителя для вытеснения жидкости глушения из НКТ), закачивают при открытой затрубной задвижке с целью заполнения оставшегося свободного объема НКТ. Далее закачку останавливают, задвижку закрывают и остальные пачки растворов в требуемом объеме закачивают в пласт. Здесь используют 10%-ный раствор ингибитора (в зависимости от прогнозируемого защитного эффекта). Закачку проводят тем же агрегатом с максимальным расходом без гидроразрыва;

— нагнетание продавочного объема жидкости производят с целью проталкивания ингибитора глубже в пласт. Для вытеснения раствора ингибитора рекомендуется использовать 2%-ный раствор KCl при задавке водного раствора ингибитора и дегазированную нефть при задавке органического раствора ингибитора. Закачку осуществляют тем же агрегатом при закрытой затрубной задвижке с максимальным расходом без гидроразрыва.

— реагирование – скважину закрывают на 12-24 часа и прекращают все работы, чтобы ингибитор коррозии адсорбировался на породе пласта;

— поднимают технологические НКТ и спускают подземное оборудование;

— запускают скважину и выводят ее на рабочий режим.

Необходимое количество взаимного растворителя рассчитывают по уравнению:

Когда призабойную зону продуктивного пласта используют как естественный дозатор, то, как и при применении ингибиторов солеотложений, действует эмпирическое правило «одной третьей» [2]. Это правило заключается в следующем: третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии необратимо адсорбируется на породе пласта (при первых нескольких обработках), третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится за первые несколько суток (от 3 до 15) после начала работы скважины и только оставшаяся треть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится длительное время.

Поэтому расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону продуктивного пласта производят по формуле:

где – концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); – дебит скважины по жидкости, м 3 /сут (примерно т/сут); – планируемое время «выноса» ингибитора коррозии из пласта, сут; 1000 – множитель перевода граммов в килограммы; 3 – коэффициент правила «одной третьей».

где m – эффективная пористость продуктивного пласта, доли единицы; R –внутренний радиус проникновения оторочки раствора ингибитора в пласт, м. Принимается в пределах от 1,5-2,0 м и уточняется по результатам наблюдения за продолжительностью выноса реагента; – мощность пласта, м.; – объем НКТ, м 3 ; — объем эксплуатационной колонны от приема насоса или входа в НКТ до нижних перфорационных отверстий, м 3 ;

При установке в скважины блок-пачек процесс задавки производится до их установки путем задавки реагента по межтрубному пространству.

Технология периодического дозирования ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины

Технология обработки скважин методом периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин является более простой по сравнению с описанной выше технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта. Отчасти поэтому метод подачи ингибитора в затрубное пространство и распространен более широко. Ингибитор коррозии подают в затрубное пространство скважин также в виде 10%-ного раствора в нефти или воде. Преимущество данной технологии, по сравнению с технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта, заключается в том, что обработки можно проводить периодически при эксплуатации скважин, а не только во время подземных ремонтов. Недостатком данной технологии является необходимость более частых (в среднем 1 раз в 30 суток) обработок [3].

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин решает следующие основные задачи:

— защита от коррозии подземного оборудования скважин с межремонтным периодом более 60-150 суток.

— защита от коррозии обсадной колонны динамического уровня;

— экономия ингибиторов коррозии (за счет отсутствия необходимой адсорбции на породе пласта).

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:

— выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК.

— расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство свкажины и расчет объема нефти (воды) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии;

— приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

— подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН (при открытой затрубной задвижке).

Расчет массы ингибитора коррозии для подачи в затрубное пространство скважины производят по формуле:

где – концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); – дебит скважины по жидкости, м 3 /сут (примерно т/сут); периодичность обработок данной скважины ингибитором коррозии, сут; 1000 – множитель перевода в килограммы; 2 – коэффициент, учитывающий тот факт, что около половины ингибитора коррозии за первые несколько суток.

Для скважин, работающих в режиме ФПЗ, применять данный вариант технологии ингибирования целесообразно по следующим причинам:

— утяжеление раствора ингибитора приведет к несовместимости товарной формы с жидкостью утяжеления и возможному осаждению действующего вещества ингибитора;

— применение продавки в такие скважины резко снизит эффективность технологии из-за быстрого выноса ингибитора.

Технология непрерывного дозирования ингибитора коррозии с помощью УД (УДХ)

При непрерывном дозировании с помощью УД (УДХ) без специальных трубок ввод ингибитора осуществляется непосредственно в затруб скважины через узел ввода химреагента.

При непрерывном дозировании с применением специальных трубок работы по монтажу капиллярной трубки, дозировочного насоса производится согласно требованиям, приложенным к ним, и правилам СМР.

При непрерывном дозировании в затрубное пространство или выкидную линию скважины суточный расход ингибитора коррозии (как правило, товарной формы) рассчитывается по формуле

В течение первых суток ингибитор подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-3 раза превышает оптимальную дозировку. Затем его расход снижается до оптимальной дозировки.

Контроля уровня защиты от коррозии производится на основании установленной периодичности отбора проб жидкости и определения остаточного содержания ингибитора коррозии в воде. По остаточному содержанию ингибитора производится регулировка подачи дозировочного насоса.

Технология непрерывного дозирования с помощью скважинного контейнера

Технологическая схема применения ингибитора в контейнере сводится к следующему: первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр (при добыче нефти штанговым насосом или фонтанным способом), затем хвостовик. В конце устанавливается насосное оборудование и колона НКТ.

При применении УЭЦН погружной скважинный контейнер прикрепляется к нижней части УЭЦН, а находящийся в нем реагент, благодаря невысокой растворимости в добываемой продукции, осуществляет защиту всей насосной установки.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды через перфорацию омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе в с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Эффективность действия ингибитора коррозии из скважинного контейнера определяется по увеличению МРП.

Следует отметить, что объем скважинного контейнера ограничен и не все поставщики предоставляют методику определения остаточного содержания ингибитора коррозии, поэтому контроль периода защиты определить практически невозможно. В таблице 1 приведены критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

ТАБЛИЦА 1. Критерии применимости различных методов защиты от коррозии

Применение низко- и среднелигированных сталей, сталей с повышенным содержанием хрома (

Скорость коррозии (коррозионная агрессивность среды)

Применение нержавеющих сталей (содержание хрома 13% и выше)

Применение стеклопластиковых НКТ

Подверженность абразивному износу

Особые условия хранения

(без воздействия солнечного света)

Необходимость использования специального инструмента и переводников для монтажа-демонтажа

Большой диаметр муфт – 95,4мм

Термодиффузионное цинковое покрытие Neozinc

В кислых и щелочных средах не обладает стойкостью

Продолжение таблицы 1.

Хрупкость, склонность к скалыванию при деформациях металла НКТ во время СПО, особенно в ниппельной части

Верхний температурный предел +90 0 С

Полиэфирное покрытие «Аргоф»

Подверженность абразивному износу

Полиуретановое покрытие PoiyPlex-P

Полифенилсульфидные (ПФС) покрытия

Периодическое ингибирование через затруб

При КВЧмг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧмг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧ мг/л не применимо

Не защищает корпус ПЭД

Неприменимо при работе скважины через затруб

Постоянное ингибирование через затруб

При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с

Не защищает корпус ПЭД

Неприменимо при работе скважины через затруб

Не защищает корпус ПЭД

Постоянное дозирование через капиллярную трубку

При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Возможность адресной защиты (включая ПЭД)

Окончание таблицы 1.

Задавка ингибитора в пласт

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Использование пружинного контейнера-дозатора

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии-наличие зумпфа

ЭХЗ с использованием СКЗ

Для защиты наружной поверхности обсадных труб

При использовании для защиты УЭЦН необходим спуск доп. кабеля или кабеля с 4 жалами

Не защищает внутреннюю поверхность НКТ

Применима для защиты УЭЦН

Высокоскоростное газопламенное напыление

* – по данным производителя

В процессе проведения обработки контролируются следующие параметры:

— при периодическом дозировании ингибитора в скважину контролируется объем закачанного раствора или ингибитора (один раз по завершении обработки);

— при задавливании ингибитора в пласт контролируется объем закачанного раствора ингибитора (один раз по завершении обработки), объем продавочной жидкости (один раз по завершении обработки), время адсорбции ингибитора (один раз в период запуска скважины на режим).

Систематически определяется (один раз в месяц при задавке в пласт и два раза в месяц при периодической подаче в затрубное пространство) содержание ингибитора в попутно-добываемой воде добывающих скважин.

Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в ТУ на реагент.

Производительность дозировочного насоса, объем закачанных реагентов контролируется путем измерения уровня раствора мерниками, устанавливаемыми на емкостях с раствором ингибитора, или расходомерами.

В случае снижения ингибитора в добываемой воде ниже допустимого минимального уровня технологическая группа нефтепромысла совместно с лабораторией решение о корректировке технологии ингибиования, внеочередной обработке.

Выводы и рекомендации

Эффективность действия реагента определяется путем сравнения МРП скважинного и другого оборудования с применением и без применения реагента с учетом количества подземных и капитальных ремонтов по причине коррозии оборудования, расходов на заменяемое оборудование.

Для контроля скорости коррозии защитного действия реагентов могут использоваться датчики типа Маникюр-Зонд (гравиметрия и метод LPR), установленные на выкидных линиях работающих скважин, а также образцы-свидетели коррозии: в газлифтных скважинах для этих целей используются ловильные головки газлифтных клапанов, в скважинах ЭЦН-кассеты с образцами, подвешенные на проволоке внутри НКТ.

1. Микробная коррозия и ее возбудители / Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова И.А. – Киев: Наукова думка. – 1980. – С. 288.

2. Некоторые аспекты борьбы с микробиологической коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов / И.В. Стрижевский // Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ. – 1979. – С. 56.

3. Методы борьбы с коррозией металлов в условиях нефтедобычи / Булчаев Н.Д. / журнал The Second European Conference on Earth Sciences № 5, 2015, с. 56-65.

Источник

Методы проведения ингибирования погружного скважинного оборудования

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.

В данной статье рассмотрены методы и технологии проведения ингибиторных обработок скважинного оборудования.

Приведены аналитические расчеты определения эффективного растворителя и обоснования их необходимых объемов. Для нефтедобывающих предприятий разработаны критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

Подачу ингибитора коррозии (реагента комплексного действия) в добывающие скважины рекомендуется осуществлять следующими способами[1]:

Технология задавки ингибитора коррозии в ПЗП

Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта включает следующие последовательные операции:

— выбор ингибитора коррозии и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК;

— расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону, объема воды (нефти) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии и объема подавочной жидкости, нагнетаемой в призабойную зону после раствора ингибитора коррозии;

— спуск технологических НКТ ниже интервала перфорации;

— подъем технологических НКТ на 2-3 м выше кровли интервала перфорации;

— определение приемистости пласта (если она менее 100м 3 /сут, то нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону проводить не следует);

— приготовление 100%-ного раствора ингибитора коррозии в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

— нагнетание промывочной жидкости с целью подготовки пласта для введения ингибитора. В качестве промывочной жидкости используются взаимные растворители (WAW85202 (Baker Petrolite), ВР-1 (Экспериментальный завод «НЕФТЕХИМ» и др.), либо водные растворы неионогенных и катионоактивных ПАВ.

Закачку проводят с максимальным расходом закачиваемого взаимного растворителя без гидроразрыва в следующей последовательности:

— к трубному пространству скважины подключают цементировочный агрегат АЦ-32 (ЦА-320) для закачки раствора;

— при открытой затрубной задвижке закачивают кислотным агрегатом промывочную жидкость в требуемом объеме. При открытой затрубной задвижке мы получим только промывку ствола скважины без воздействия на пласт;

— нагнетание основного объема ингибитора проводят введением ингибитора (недостающий объем после закачки взаимного растворителя для вытеснения жидкости глушения из НКТ), закачивают при открытой затрубной задвижке с целью заполнения оставшегося свободного объема НКТ. Далее закачку останавливают, задвижку закрывают и остальные пачки растворов в требуемом объеме закачивают в пласт. Здесь используют 10%-ный раствор ингибитора (в зависимости от прогнозируемого защитного эффекта). Закачку проводят тем же агрегатом с максимальным расходом без гидроразрыва;

— нагнетание продавочного объема жидкости производят с целью проталкивания ингибитора глубже в пласт. Для вытеснения раствора ингибитора рекомендуется использовать 2%-ный раствор KCl при задавке водного раствора ингибитора и дегазированную нефть при задавке органического раствора ингибитора. Закачку осуществляют тем же агрегатом при закрытой затрубной задвижке с максимальным расходом без гидроразрыва.

— поднимают технологические НКТ и спускают подземное оборудование;

— запускают скважину и выводят ее на рабочий режим.

Необходимое количество взаимного растворителя рассчитывают по уравнению:

Когда призабойную зону продуктивного пласта используют как естественный дозатор, то, как и при применении ингибиторов солеотложений, действует эмпирическое правило «одной третьей» [2]. Это правило заключается в следующем: третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии необратимо адсорбируется на породе пласта (при первых нескольких обработках), третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится за первые несколько суток (от 3 до 15) после начала работы скважины и только оставшаяся треть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится длительное время.

Поэтому расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону продуктивного пласта производят по формуле:

При установке в скважины блок-пачек процесс задавки производится до их установки путем задавки реагента по межтрубному пространству.

Технология периодического дозирования ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины

Технология обработки скважин методом периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин является более простой по сравнению с описанной выше технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта. Отчасти поэтому метод подачи ингибитора в затрубное пространство и распространен более широко. Ингибитор коррозии подают в затрубное пространство скважин также в виде 10%-ного раствора в нефти или воде. Преимущество данной технологии, по сравнению с технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта, заключается в том, что обработки можно проводить периодически при эксплуатации скважин, а не только во время подземных ремонтов. Недостатком данной технологии является необходимость более частых (в среднем 1 раз в 30 суток) обработок [3].

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин решает следующие основные задачи:

— защита от коррозии подземного оборудования скважин с межремонтным периодом более 60-150 суток.

— защита от коррозии обсадной колонны динамического уровня;

— экономия ингибиторов коррозии (за счет отсутствия необходимой адсорбции на породе пласта).

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:

— выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК.

— расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство свкажины и расчет объема нефти (воды) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии;

— приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

— подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН (при открытой затрубной задвижке).

Расчет массы ингибитора коррозии для подачи в затрубное пространство скважины производят по формуле:

Для скважин, работающих в режиме ФПЗ, применять данный вариант технологии ингибирования целесообразно по следующим причинам:

— утяжеление раствора ингибитора приведет к несовместимости товарной формы с жидкостью утяжеления и возможному осаждению действующего вещества ингибитора;

— применение продавки в такие скважины резко снизит эффективность технологии из-за быстрого выноса ингибитора.

Технология непрерывного дозирования ингибитора коррозии с помощью УД (УДХ)

При непрерывном дозировании с помощью УД (УДХ) без специальных трубок ввод ингибитора осуществляется непосредственно в затруб скважины через узел ввода химреагента.

При непрерывном дозировании с применением специальных трубок работы по монтажу капиллярной трубки, дозировочного насоса производится согласно требованиям, приложенным к ним, и правилам СМР.

При непрерывном дозировании в затрубное пространство или выкидную линию скважины суточный расход ингибитора коррозии (как правило, товарной формы) рассчитывается по формуле

В течение первых суток ингибитор подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-3 раза превышает оптимальную дозировку. Затем его расход снижается до оптимальной дозировки.

Контроля уровня защиты от коррозии производится на основании установленной периодичности отбора проб жидкости и определения остаточного содержания ингибитора коррозии в воде. По остаточному содержанию ингибитора производится регулировка подачи дозировочного насоса.

Технология непрерывного дозирования с помощью скважинного контейнера

Технологическая схема применения ингибитора в контейнере сводится к следующему: первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр (при добыче нефти штанговым насосом или фонтанным способом), затем хвостовик. В конце устанавливается насосное оборудование и колона НКТ.

При применении УЭЦН погружной скважинный контейнер прикрепляется к нижней части УЭЦН, а находящийся в нем реагент, благодаря невысокой растворимости в добываемой продукции, осуществляет защиту всей насосной установки.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды через перфорацию омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе в с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Эффективность действия ингибитора коррозии из скважинного контейнера определяется по увеличению МРП.

Следует отметить, что объем скважинного контейнера ограничен и не все поставщики предоставляют методику определения остаточного содержания ингибитора коррозии, поэтому контроль периода защиты определить практически невозможно. В таблице 1 приведены критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

ТАБЛИЦА 1. Критерии применимости различных методов защиты от коррозии

Применение низко- и среднелигированных сталей, сталей с повышенным содержанием хрома (

Скорость коррозии (коррозионная агрессивность среды)

Применение нержавеющих сталей (содержание хрома 13% и выше)

Применение стеклопластиковых НКТ

Подверженность абразивному износу

Особые условия хранения

(без воздействия солнечного света)

Необходимость использования специального инструмента и переводников для монтажа-демонтажа

Термодиффузионное цинковое покрытие Neozinc

В кислых и щелочных средах не обладает стойкостью

Хрупкость, склонность к скалыванию при деформациях металла НКТ во время СПО, особенно в ниппельной части

Верхний температурный предел +90 0 С

Полиэфирное покрытие «Аргоф»

Подверженность абразивному износу

Полиуретановое покрытие PoiyPlex-P

Полифенилсульфидные (ПФС) покрытия

Периодическое ингибирование через затруб

При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧ мг/л не применимо

Не защищает корпус ПЭД

Неприменимо при работе скважины через затруб

Постоянное ингибирование через затруб

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

Не защищает корпус ПЭД

Неприменимо при работе скважины через затруб

Не защищает корпус ПЭД

Постоянное дозирование через капиллярную трубку

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Возможность адресной защиты (включая ПЭД)

Задавка ингибитора в пласт

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Использование пружинного контейнера-дозатора

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии-наличие зумпфа

ЭХЗ с использованием СКЗ

Для защиты наружной поверхности обсадных труб

При использовании для защиты УЭЦН необходим спуск доп. кабеля или кабеля с 4 жалами

Не защищает внутреннюю поверхность НКТ

Применима для защиты УЭЦН

Высокоскоростное газопламенное напыление

В процессе проведения обработки контролируются следующие параметры:

— при периодическом дозировании ингибитора в скважину контролируется объем закачанного раствора или ингибитора (один раз по завершении обработки);

— при задавливании ингибитора в пласт контролируется объем закачанного раствора ингибитора (один раз по завершении обработки), объем продавочной жидкости (один раз по завершении обработки), время адсорбции ингибитора (один раз в период запуска скважины на режим).

Систематически определяется (один раз в месяц при задавке в пласт и два раза в месяц при периодической подаче в затрубное пространство) содержание ингибитора в попутно-добываемой воде добывающих скважин.

Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в ТУ на реагент.

Производительность дозировочного насоса, объем закачанных реагентов контролируется путем измерения уровня раствора мерниками, устанавливаемыми на емкостях с раствором ингибитора, или расходомерами.

В случае снижения ингибитора в добываемой воде ниже допустимого минимального уровня технологическая группа нефтепромысла совместно с лабораторией решение о корректировке технологии ингибиования, внеочередной обработке.

Выводы и рекомендации

Эффективность действия реагента определяется путем сравнения МРП скважинного и другого оборудования с применением и без применения реагента с учетом количества подземных и капитальных ремонтов по причине коррозии оборудования, расходов на заменяемое оборудование.

Для контроля скорости коррозии защитного действия реагентов могут использоваться датчики типа Маникюр-Зонд (гравиметрия и метод LPR), установленные на выкидных линиях работающих скважин, а также образцы-свидетели коррозии: в газлифтных скважинах для этих целей используются ловильные головки газлифтных клапанов, в скважинах ЭЦН-кассеты с образцами, подвешенные на проволоке внутри НКТ.

3. Методы борьбы с коррозией металлов в условиях нефтедобычи / Булчаев Н.Д. / журнал The Second European Conference on Earth Sciences № 5, 2015, с. 56-65.

Автор: Н. Д. Булчаев, Н. Н. Позднякова, Сибирский федеральный университет,

Источник