Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Глава 6 ТЕХРЕЖИМ.doc
Скачиваний:
192
Добавлен:
25.03.2015
Размер:
1.85 Mб
Скачать

Влияние пластовой воды на коррозию

Количество поступающей в скважину воды при заданной концентрации углекислоты в газе предопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СО2 с увели­чением объема воды в продукции скважины кислотность среды рН увеличивается, что приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. При наличии конденсата в газе с высоким парциальным давлением СО2 присутствие пластовой воды может усилить интенсивность коррозии.

Интенсивность углекислотной коррозии зависит и от солевого состава пластовой воды. Наличие в воде большого количества гидрокарбонатов заметно подщелачивает среду, снижая этим количество углекислоты, а, следовательно, и интенсивность корро­зии. При известной концентрации СО2 в газе поступление пластовой воды щелочного харак­тера снижает интенсивность углекислотной коррозии. Воды жесткого характера мень­ше влияют на процесс углекислотной коррозии, чем щелочные. В условиях высоких температур и давлений присутствие в пластовой воде органических кислот при нали­чии в газе углекислоты является одной из основных причин, усиливающих интенсив­ность коррозии скважинного и промыслового оборудования.

Влияние сероводорода на процесс коррозии

Наиболее агрессивным компонентом в составе природного газа, вызывающим интенсивную коррозию скважинного и промыслового оборудования, является серо­водород. Значительное количество сероводорода содержится в газе Оренбургского и особенно Астраханского месторождений. Характерная черта сероводородной коррозии – растрес­кивание металла. При наличии водного раствора сероводорода большинство сталей при напряженном состоянии быстро разрушаются. Воздействие сероводорода на металл в присутствии воды приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл и делает его хрупким и непрочным. Содержание во влажном газе сероводорода более 0,005 г/м3 способствует заметной коррозии оборудования. Основным фактором, определяющим интенсивность серово­дородной коррозии, является парциальное давление сероводорода в газе. С увели­чением температуры среды при заданной концентрации H2S интенсивность коррозии увеличивается. С ростом прочности металла на разрыв и текучесть, опасность сульфидного растрескивания металла увеличивается.

Значительно сложнее влияние степени и характера коррозии при наличии в газе одновременно сероводорода и углекислого газа. При определенном пар­циальном давлении СО2 его разрушающая способность может быть сравнима с корро­зией, вызванной сероводородом. При равном содержании СО2 и H2S влияние угле­кислого газа на интенсивность коррозии по сравнению с коррозией, вызванной серо­водородом, невелико.

Влияние скорости потока на интенсивность коррозии

Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента – углекислоты, серо­водорода, ртути и др. – одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концент­рация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и др., скорость потока является регулируемым фактором. При заданных составах пластового газа и воды, и термобарических параметрах пласта нетрудно выбрать такую конст­рукцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока газа, ограничивающую интенсивность коррозии.

Установлено, что с увеличением скорости потока интенсивность коррозии рас­тет.

При наличии в газе СО2 величина критической скорости потока в скважинах была принята равной V=11,0 м/с. Эта величина не исключает коррозию в целом, но при скорости потока меньше или равной этой величине V≤11 м/с интенсивность коррозии значительно ниже, чем при скоростях, превышающих ее. Изменение скорости потока в стволе скважины зависит от ее конструкции, давления и температуры. В качестве критерия необходимо использовать скорость потока у устья, величина которой не должна превышать критическую.

При заданной скорости потока интенсивность коррозии зависит от режима течения газо­жидкостного потока и условий, вызывающих конденсацию паров воды и конденсата. Если фонтанные трубы гладкие и структура потока не меняется в местах стыковки труб, то интенсивность коррозии увеличивается по мере увеличения скорости потока. На интен­сивность коррозии существенно влияет абразивный процесс, вызываемый твердыми частицами, выносимыми потоком газа и напряженного состояния труб.

Для снижения интенсивности коррозии используются антикоррозионные ингибиторы соответствующие марки металла с коррозионно-стойкой характеристикой, а также сни­жается скорость потока и напряжения промыслового и скважинного оборудования и др.

При установленной по результатам опытов величине критической скорости Vкр дебит скважины определяется по формуле:

(6.39)

где Vкр – критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому увеличению интенсивности коррозии, м/с; d – внутренний диаметр труб, по которым движется газ, 10-2 м; Ру – устьевое давление, МПа; Ту – устьевая температура, К; Zy – коэф­фициент сжимаемости газа при Ру и Ту.

Интенсивное разъедание поверхнос­ти фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость по­тока меньше 10 м/с, показывают, что основной причиной интенсивности коррозии яв­ляется скорость потока. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости показан на рисунке 6.5, из которого видно, что очень сильная (более 2 мм/год) и сильная (1÷2 мм/год) коррозии наблюдаются в скважинах, где скорости потока колеблются в пределах 17÷21 м/с. При скорости потока V=6,2 м/с интенсивность коррозии снижается до δ=0,3 мм/год.

Рисунок 6.5 – Зависимость интенсивности коррозии фонтанных труб δ от скорости потока газа V, построенная по данным эксплуатации скважин.

Из приведенных результатов следует, что скорость потока в трубах является одним из основных факторов, по которому необходимо установить технологический режим эксплуатации скважин.

Для заданных критической величины скорости Vкр и конструкции скважины необходимо определить изменение ее дебита газа во времени с учетом изменения Ру, Ту, и Zy в процессе разработки. Для поддержания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости необходимо определить характер изменения Ру во времени.

Приток газа к скважине при критическом дебите имеет вид:

(6.40)

где а и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Для заданной конструкции скважины и дебита, вычисляемого по известным Vкр и Ру, забойное давление определяется по формуле:

(6.41)

где ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления труб; Zcp – коэффициент сверхсжи­маемости при Рср и Тср; Тср – средняя температура газа в стволе скважины; – относительная плотность газа; L – длина фонтанных труб.

Если обозначить через:

α=d2/0,052∙Ty∙Zy (6.42)

то используя формулы (6.39), (6.40) и (6.41) с учетом (6.42), можно определить устьевого давления Py(t).

(6.43)

Из формулы (6.43) видно, что при заданных постоянных значениях а, b, θ, Vкр изменение Ру связано в основном со снижением пластового давления в процессе разработки. Найденное таким образом значение Py(t) во времени используется для определения Qкp(t) по формуле (6.39)

Исследования по изучению интенсивности коррозии оборудо­вания скважины в статических и динамических условиях показали, что при стати­ческих условиях, т.е. когда образец металла находится в неподвижной коррозионно-активной газовой среде интенсивность коррозии очень низкая. Этот результат важен при эксплуатации скважин, затрубные пространства которых по различным причинам не удалось запакеровать.

Мероприятия по борьбе с коррозией путем периодической замены фонтанных труб или снижения дебита скважин и бурения дополнительных скважин полностью не исключают процесс коррозии.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]