2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 6

1

R

1

R

1

πλ

τ

f (τ) = λC

ln

c

+

ln

c

+

ln

1

+

C

+λC / αmRc,

(6.108)

λ

R

λ

R

λ

R2

c

“1

C

-

*%ë

c

ãäå λñ1 — теплопроводность заполнителя межколонного (затрубного) пространства; αò — коэффициент теплоотдачи на стенке фонтанных труб. Значения коэффициентов αñ, αêîë è αò находят из выражений

α	i	= λ	-	Re0,8 Pr0,43/ 2R ,	(6.109)
				.

где Re и Pr — соответственно числа Рейнольдса и Прандтля, определяемые по формулам

Re = 2G/πRýµô è Pr = µôÑô/λô;

(6.110)

G — расход газа; λô — теплопроводность флюида заполнителя; Ñô — объемная теплоемкость заполнителя; µô — динамическая вязкость флюида заполнителя; Rý — эффективный радиус канала в круглой трубе, равный истинному значе- нию радиуса. При движении флюида по кольцевому пространству с внешним и внутренним радиусами R1 è R2 вместо Rý получим

Rý = R1 – R2.

(6.111)

При дебитах, характерных для газовых скважин, слагаемыми, связанными с величинами αi, обычно пренебрегают ввиду их малости.

По величине температуры самым опасным сечением ствола является устье, где Òó < Òõ < Òç, а по величине давления — забой скважины, так как pç > pð > pó. Поэтому для нахождения глубины, где возможно образование гидрата, следует строить зависимости p(õ), Ò(Í–õ) è Òð = f(p). Такая зависимость, построенная для скважины одного из месторождений, показана на рис. 6.26. Заштрихованная зона является областью, где гидраты образуются и не разлагаются. Если такие термодинамические условия в стволе имеются, то необходима подача ингибитора в ствол скважины через ингибиторный клапан.

Оценки возможности образования гидратов в стволе при наличии в разрезе многолетней мерзлоты. При наличии многолетней мерзлоты в разрезе

Рис. 6.26. Определение возможности гидратообразования и глубины по стволу вертикальной скважины

555

возможность образования гидратов определяется путем использования уравнения распределения давления по стволу (6.100) и распределения температуры газа по стволу, имеющее вид:

в зоне отсутствия многолетней мерзлоты

Tíì = Òïë – Ã(Í – Ííì)–

−∆Te

−α(H −H

)

+

1 − e−α(H −Híì)

à − D

p

− p

−

A

,

(6.112)

íì

ç

íì

α

H −H

íì H

− Híì

Cp

ãäå Ã — геотермический градиент температуры в зоне, где отсутствует многолетняя мерзлота. Величину Ã в этом случае определяют из соотношения

à =	Tç − Tíì	;	(6.113)
	H − Híì

Òíì — температура земной коры на глубине Í–Ííì, соответствующей нижней границе мерзлоты (на территории России эта граница доходит до глубины 1300 м); Ííì — глубина нижней границы мерзлоты при отсчете с устья скважины; ∆Ò — потери температуры в пласте за счет снижения давления на забое. Значение α в зоне отсутствия мерзлоты находят по формуле (6.104); DH −Híì —

коэффициент Джоуля – Томсона, определяемый для условий зоны отсутствия мерзлоты. Величина Di зависит от давления, температуры и состава газа:

Di = Òïê f(Di)/pïêÑð,

(6.114)

ãäå pïê, Òïê — псевдокритические давление и температура газа, которые определяют по табличным данным, исходя из состава газа; f(Di) — функция, определяемая графически в зависимости от приведенных давления и температуры. Так как в зоне отсутствия многолетней мерзлоты давление изменяется от pç äî píì, а температура — от Òç äî Òíì, для вычисления f(Di) необходимы хотя бы средние значения давления и температуры pñð = (pç + píì)/2 è Òñð = (Òç + + Òíì)/2. По этим же термобарическим параметрам определяется изобарная теплоемкость газа Ñð; À — термический эквивалент работы, равный 1/427.

Определив распределение давления по всему стволу и температуры до нижней границы мерзлоты, необходимо вычислить распределение температуры в зоне мерзлоты, используя при этом формулу

Tõ = Òíì – Ãìõ +

1

− e−αìx

Ãì − Dx

p

− p

x

−

A

β,

(6.115)

…ì

x

x

Cp

ãäå Ãì — геотермический градиент температуры мерзлой зоны, определяемый по формуле

Ãì = (Òíì – Òíñ)/(Híì – híñ),

(6.116)

híñ — глубина нейтрального слоя; Òíñ — температура нейтрального слоя; õ — расстояние от сечения Ííì к устью, на котором определяется искомая температура Ò; Dõ — коэффициент Джоуля – Томсона для участка от Ííì äî õ (в направлении к устью скважины); píì, põ — соответственно давления на глубине нижней границы мерзлоты и на расстоянии õ от нижней границы мерзлоты; β — поправка на среднегодовую температуру β = [(Tì – Tñã)/Tñã]2 , ãäå Òì, Òñã — соответственно температуры мерзлого грунта и среднегодовая поверхности поч- вы; αì — коэффициент, определяемый по формуле

556

αì = 2πλì/GCp fì(τ),

(6.117)

λì — коэффициент теплопроводности мерзлых пород. Функция fì(τ) для зоны мерзлоты должна быть определена по формуле

f		(τ) = ln 1 +	πλ		τ / Ñ	R2		,	(6.118)
	ì			ì		ì c

ãäå Ñì — теплоемкость мерзлых пород.

ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ В СТВОЛЕ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Расчеты по оценке возможности образования гидратов в наклонных скважинах идентичны расчетам, изложенным для вертикальных скважин. Отличи- тельной чертой метода расчета распределения давления и температуры является только то, что формула для определения давления по наклонному стволу будет иметь вид

px =		2	2 s".	+ θ…Q	2		,	(6.119)
	p3		å…
ãäå
sí = 0, 03415ρHâõ /zñðTñð ,								(6.120)

Íâõ — вертикальная глубина сечения õ от устья скважины; zñð — средний коэффициент сверхсжимаемости на участке от устья до глубины õ по вертикали.

Второе слагаемое в уравнении (6.119), в отличие от первого слагаемого, связанного с давлением столба газа и зависящего только от вертикальной глубины, отражает давление, связанное с движением газа, и поэтому зависит от длины пути движения. Поэтому в параметр θí входит не глубина õ по вертикали от устья, а длина L от устья до глубины õ:

θ	í	= 1, 377λz2 T 2	(e2sL	−1)/d5	,	(6.121)
		ñð ñð
ãäå
		sL = 0, 03415ρL/zñðTñð;				(6.122)

L — длина наклонного ствола от устья до глубины õ по вертикали.

Если скважина наклонная, начиная от устья, то формулы (6.119)–(6.122) справедливы для любого сечения ствола, а если ствол скважины сначала вертикальный, а затем искривляется и получает постоянный угол наклона, то вели- чину L следует определить по формуле

Lîá = Lâ + Lèñê + Lí,

(6.123)

ãäå Lâ, Lèñê, Lí — соответственно длины участков вертикальной, искривленной и строго наклонной частей ствола. При расчетах распределения давления на вертикальном участке ствола длина Lâ будет равна глубине õ; на искривленном участке Lîá = Lâ + ∆Lèñ (на нижней границе искривленного участка Lîá = Lâ + + Lèñ) и на наклонном участке

Lîá = Lâ + Lèñê + ∆Lí.	(6.124)
	557

При расчетах распределения температуры газа по наклонному стволу формула для определения Òõ в случае отсутствия мерзлоты в разрезе будет иметь вид

Tõ = Òïë – Ã(Lîá – Lx) +

+∆Te

−α(L −L )

+

1

− e−α(Lîá −Lx )

à − D(L

pç − pL −L

−

A

,

(6.125)

îá

x

−L )

îá

x

α

îá

x

Lîá − Lx

Cp

ãäå Lîá — общая длина ствола, Lõ — длина ствола от забоя до сечения глубиной õ по вертикали. Остальные обозначения в сущности такие же, как и расчеты распределения температуры по вертикальной скважине.

При наличии в разрезе многолетней мерзлоты распределение давления по стволу будет таким же, как и в случае отсутствия мерзлоты и рассчитывается по формуле (6.119). Распределение температуры газа по стволу рассчитывается ниже зоны многолетней мерзлоты по формуле

Tíì = Òïë – Ã(Lîá – Líì) + ∆Te−α(Lîá −Líì) +

1

− e

−α(L%K −L…ì)

pƒ − pL −L

A

+

à − D(L

−L )

%K …ì

−

,

(6.126)

α

%K

…ì

L%K − L…ì

Cp

ãäå Líì — расстояние от забоя (от середины интервала перфорации) до любого сечения ниже нижней границы мерзлоты. В пределах мерзлоты температура газа по стволу будет определяться равенством

1−e

−α(L′

+ x)

p

− p

A

T

= Ò

– Ã (L′

+ x) +

íì

Ã

−D

−

β,

(6.127)

ì

íì

x

íì

ïë

íì

L′

L′

− x

C

α

íì

p

ì

íì

ãäå Líì′ — расстояние от забоя до нижней границы мерзлоты при отсчете от

забоя, т.е. когда начало координат находится на сечении, соответствующем середине интервала перфорации; x — расстояние от нижней границы многолетней мерзлоты до произвольного сечения. В предельном случае (õ = Lîá – Líì′ ) âìå-

ñòî Òõ получим Òó.

Для наклонных скважин, также как и для вертикальных, условие образования гидратов по стволу будет определяться из графика зависимости põ = f(õ) è Òõ = f(õ), а также Òð = f[px(x)], который показан на рис. 6.26 для вертикальных скважин.

В заключение следует отметить, что условие образования гидратов в горизонтальном стволе практически можно не рассматривать в проекте разработки, если температура газа в пласте превышает 20 °С. Такое благоприятное условие с точки зрения безгидратного режима в горизонтальных стволах связано с тем, что в горизонтальных стволах снижение температуры происходит только за счет потерь давления при движении газа от торца до переходной зоны, где ствол из горизонтального положения переходит в вертикальное. Поэтому при изучении возможности образования гидратов в горизонтальных скважинах следует условие гидратообразования искать не в горизонтальной части ствола, а в вертикальной, используя формулы, приведенные выше для наклонных и вертикальных скважин. При этом в качестве отправной точки по величине давления и температуры следует использовать их значения в начале горизонтальной части ствола.

558

СНЯТИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН ПРИ ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

Выше было показано, что температурный режим работы газовых и газоконденсатных скважин определяют, в основном исходя из возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважин, а также, в некоторых случаях, из условия отделения влаги в газе на промысловых установках. Возможность образования гидратов при больших или меньших дебитах, устанавливаемую по другим факторам, влияющим на производительность скважин, но создающим условия для образования гидратов, можно исключить: 1) применяя ингибиторы гидратообразования; 2) изменяя конструкцию скважин так, чтобы снизить теплообмен между стволом скважины и окружающей ее средой, т.е. путем создания теплоизолированных конструкций; 3) путем спуска в скважину нагревательного оборудования и т.д. Известно, что одним из основных факторов, обусловливающих возможность образования гидратов, является наличие в газе влаги.

Влагосодержание газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ – вода. Влажность газа выражается весом паров воды в единице объема газа при стандартных условиях в виде г/м3 èëè êã/1000 ì3. Влажность газов зависит от давления, температуры, состава газа, количества солей, растворенных в воде и т.д.

Определение влагосодержания газов не представляет особой трудности и производится экспериментально, по аналитическим формулам и по номограммам. При необходимости ввода ингибитора гидратообразования расход ингибитора находят, исходя из известной величины влагосодержания газа. Основными ингибиторами, применяемыми в газовой промышленности, являются метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли: этиленгликоль, диэтиленгликоль и триэтиленгликоль.

В случае применения хлористого кальция необходимо учесть, что при весовой концентрации хлористого кальция более чем 35 % происходит выделение из раствора кристаллов при температуре, близкой к 0 °С. С целью снижения коррозионной активности раствора хлористого кальция необходимо добавлять в него различные вещества. Гликолевые ингибиторы также меняют свою характеристику в зависимости от их концентрации. С понижением температуры водных растворов гликолей и давления вязкость их сильно возрастает. Применение того или иного ингибитора гидратообразования снижает температуру гидратообразования, снимая тем самым ограничения, вызванные температурным режимом работы скважин. Характер снижения температуры гидратообразования различными ингибиторами в зависимости от их концентрации показан на рис. 6.27.

При выборе ингибитора гидратообразования основными критериями являются способность ингибитора понижать температуру гидратообразования, стоимость ингибитора, растворимость его в воде, температура замерзания водных растворов, вязкость, поверхностное натяжение, летучесть, а также возможность регенерации ингибиторов в промысловых условиях с минимальными потерями ингибитора. Величина понижения равновесной температуры ∆Ò определяется для метанола, этиленгликоля и диэтиленгликоля по формуле:

∆Ò = KG/[M(100 – G)],

(6.128)

ãäå G — весовая концентрация отработанного ингибитора, %; Ì — молекулярная масса ингибитора; Ê — коэффициент, определяемый экспериментально.

559

Рис. 6.27. Характер снижения температуры	Рис. 6.28. Понижение температуры гидрато-
гидратообразования различными ингибитора-	образования газа в зависимости от минерали-
ми в зависимости от их концентрации:	зации воды при различном содержании мета-
1 – хлористый кальций; 2 – метанол; 3 – òðè-	нола в пластовой воде:
этиленгликоль; 4 – диэтиленгликоль; 5 – ýòè-	1–6 – содержание СН3ОН соответственно 25;
ленгликоль	20; 15; 10; 5 è 0 %

Значения Ì для метанола, ЭГ и ДЭГ соответственно равны 32; 62; 106, а значения k, соответственно, 1295, 1220 и 2430.

Для хлористого кальция величину ∆Ò можно вычислить по эмпирической формуле вида

∆Ò = 0,0275(G)2.

(6.129)

Количество ингибитора гидратообразования, вводимого в скважину, определяют исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, производительности скважины и необходимой концентрации ингибитора, по формуле

Qíè = G2(w1 – w2)/ (G1 – G2),

(6.130)

ãäå Qíè — расход нелетучего ингибитора, кг/1000 м3; w1, w2 — влагосодержание газа до ввода ингибитора в пластовых и устьевых условиях; G1 – G2 — массовые концентрации свежего и отработанного ингибитора.

На установках регенерации получают метанол с концентрацией ≤ 96 %. Расход ингибитора гидратообразования с учетом влагосодержания газа,

концентрации ингибитора, количества ингибитора, растворенного в углеводородном конденсате и переходящего в газовую фазу, следует определять по формуле

Gè = wC2/(C1 – C2) + [(100 – C2)(gè + gê)]/(C1 – C2),

(6.131)

ãäå Gè — расход ингибитора, кг/1000 м3; w — влагосодержание газа, кг/1000 м3, Ñ1, Ñ2 — начальная и требующаяся для предупреждения гидратообразования концентрации ингибитора, % (по массе); gè, gê — соответственно количество

560

ингибитора, переходящее в газовую фазу и растворенное в углеводородном конденсате, кг/1000 м3.

Концентрацию ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры гидратообразования, следует определить из графика (см. рис. 6.27), а количество ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле

gè = αÑ2 10–3,

(6.132)

где α — коэффициент распределения, т.е. отношение содержания метанола в газовой фазе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе, определяется по формуле

α = 0,0197p–0,7 exp[0,0654T – 11,28].	(6.133)
Здесь p — давление в системе, МПа, Ò — температура, К.
Значение gê определяется по формуле:
gê = 0,01Cêqê,	(6.134)

Ñê — растворимость ингибитора в конденсате, % (по массе); qê — удельный выход нестабильного конденсата, кг/1000 м3.

При наличии в продукции скважины пластовой минерализованной воды необходимо подобрать такую концентрацию метанола [в % (по массе)], при которой не будет происходить выпадение кристаллической соли из-за ингибирования. Экспериментально установлено, что при изменении содержания солей в воде в диапазоне 0 ≤ G ≤ 20 % и содержания метанола в пластовой воде от 0 до 25 %, температура гидратообразования снижается на 23 °С. Эти результаты показаны на рис. 6.28.

Суточный расход ингибитора определяется по формуле:

Gñóò = Gè Qã,

(6.135)

ãäå Qã — дебит газа, тыс. м3/ñóò.

Ввод ингибитора в скважину осуществляется в основном в затрубное пространство, когда скважина работает по фонтанным трубам. Другие методы, способствующие снятию ограничения дебита скважины, связанные с температурным режимом работы (забойные нагреватели, теплоизолированные стволы скважин, гидрофобные покрытия фонтанных труб), пока не получили широкого применения, что связано в основном с тем, что большинство месторождений, для которых температурный режим является одним из главных факторов при установлении технологического режима работы скважины, открыты сравнительно недавно.

Предложенные выше методы определения условий гидратообразования и снятия ограничений, вызванных гидратообразованием, должны использоваться проектировщиком, если температурный режим работы скважины является основным и определяющим при выборе технологического режима эксплуатации проектных скважин.

561

6.7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ В СОСТАВЕ ГАЗА КОРРОЗИОННО-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ

Процесс коррозии скважинного и промыслового оборудования. Одним из основных факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации газовых скважин, является наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды. К коррозионно-активным компонентам в газе относятся углекислота, сероводород, ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СО2 è Í2S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования. Наличие органических кислот в пластовой воде — муравьиной, уксусной, пропиновой и других – также вызывает коррозию металла. Интенсивность коррозии зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов в газе, количества влаги в продукции скважины, характеристики металлов скважинного и промыслового оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата, режима движения газожидкостного потока и др. В целом процесс коррозии на газодобывающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов, детальное изучение которых – весьма сложная задача.

Учет всех факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважины при наличии коррозионно-активных компонентов в газе, практически невозможен. Поэтому для выбора технологического режима таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования и приводящие к ограничению их производительности. К таким факторам относятся: концентрация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим и скорость потока; техническая характеристика применяемого оборудования. Причем концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не регулируются. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходимо исходить из возможности применения коррозионно-стойкого оборудования с учетом изменения давления, температуры и скорости потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из известных критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. Для одноступенчатой фонтанной колонны максимальная скорость потока будет у устья скважины. Режим постоянной скорости потока на устье скважины менее эффективный и приводит к интенсивному увеличению числа скважин при заданном годовом отборе из месторождения. Поэтому приемлемость этого режима должна устанавливаться путем сравнения различных вариантов, осуществимых при наличии коррозионно-активных компонентов в составе газа, в частности: с закачкой ингибитора в скважину, использованием оборудования в коррозионно-стойком исполнении, изменением конструкции скважины в процессе разработки и др. Оптимальный технологиче- ский режим эксплуатации скважин в условиях коррозии оборудования устанавливается путем сопоставления различных вариантов технико-экономических показателей.

562

Влияние углекислого газа на процесс коррозии. Связь между интенсивностью коррозии и агрессивностью среды, вызванной наличием СО2, устанавливается парциальным давлением углекислоты и кислотностью водного концентрата. К настоящему времени предложено несколько критериев, связывающих интенсивность коррозии с величиной парциального давления СО2.

В частности, предложены три категории интенсивности коррозии: весьма незначительная коррозия — при парциальном давлении СО2 менее 0,05 МПа; возможная коррозия, существенно зависящая от температуры и других параметров среды, — при парциальном давлении 0,05–0,2 МПа и интенсивная коррозия — при парциальном давлении более 0,2 МПа. Проведенные исследования показывают, что кроме парциального давления СО2 интенсивность коррозии зависит от температуры газа и кислотности воды рН. По коррозионной активности залежи могут быть разделены на следующие группы:

	сверхвысокая коррозионная активность (парциальное давление СО2 более
0,7	МПа, рН = 5 и скорость коррозии более 4,5 10–3 ì/ãîä);
	повышенная коррозионная активность (парциальное давление СО2 0,33–
0,7	МПа, рН = 4,8ч5,5 и скорость коррозии (2,5ч4,5) 10–3 ì/ãîä);
	средняя коррозионная активность (парциальное	давление СО2 0,1÷
ч0,3 МПа, рН более 5,5 и скорость коррозии (1ч2)10–3 ì/ãîä);
	слабая коррозионная активность (парциальное давление СО2 менее
0,1	МПа, рН около 6,5 и скорость коррозии (0,05ч0,1) 10–3	ì/ãîä).

При составлении данной классификации не учтено влияние температуры на интенсивность углекислотной коррозии. Установлено, что при низких парциальных давлениях СО2 температура влияет на скорость коррозии незначи- тельно, а при больших парциальных давлениях – весьма существенно. Установлено также, что максимальная интенсивность коррозии достигается при температуре 333ч353 К. При изменении температуры от 283 до 353 К и парциального давления СО2 от 1,0 до 5,0 МПа интенсивность коррозии увеличивается в среднем в 12 раз.

В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений парциальное давление СО2 снижается, а объем водного конденсата увеличивается. Поэтому при практически постоянных скорости потока и температуре газа интенсивность коррозии в целом снижается. Анализ мест интенсивных разрушений показывает, что повышенная коррозия характеризуется изменением режима движения и направления потока. Изменение характера режима газожидкостного потока в фонтанных трубах путем использования уплотнительных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозии в 2 раза. Данные месторождений Краснодарского края показывают, что интенсивность коррозии тройников и катушек составляла в начале разработки этих месторождений (4ч7) 10–3 м/год, уплотнительных колец фонтанной арматуры — (7ч8)Ч Ч 10–3 м/год, корпусов задвижки — (4ч7) 10–3 м/год, внутренней поверхности фонтанных труб — (0,2ч1,0) 10–3 м/год и резьбовых соединений этих труб – около 4 10–3 м/год. Результаты экспериментов показывают, что при заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к увеличе- нию интенсивности коррозии. При углекислотной коррозии существенное зна- чение имеют минерализация и количество поступающей в скважину пластовой воды.

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, Карачаганак-

563

ского, Астраханского, Урта-Булакского, Хаузанского, Денгизкульского и других месторождений СНГ. Характерной чертой сероводородной коррозии является растрескивание металла. При наличии водного раствора сероводорода большинство сталей в 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 Н2S интенсивность коррозии увеличивается. Проведенные наблюдения за интенсивностью коррозии, вызванной наличием сероводорода в газе, привели к неоднозначному выводу о характере интенсивности сероводородной коррозии с увеличением температуры. Отмечено, что при снижении температуры общая коррозия увеличивается. Несмотря на многочисленность выполненных работ, влияние различных факторов на сероводородную коррозию изучено недостаточно. Это связано с тем, что большинство работ посвящено исследованию отдельных образцов металлов или сплавов при весьма ограни- ченном числе других факторов, влияющих на интенсивность сероводородной коррозии. Установлено, что с ростом прочности металла на разрыв и текучесть, опасность сульфидного растрескивания металла увеличивается.

Значительно сложнее изучение степени и характера коррозии при наличии в газе одновременно сероводорода и углекислого газа. На газовых месторождениях Западного Узбекистана, Восточной Туркмении содержание по объему сероводорода и углекислого газа примерно одинаково и равно 2–5 %. При определенном парциальном давлении СО2 его разрушающая способность может быть сравнима с коррозией, вызванной сероводородом. При равном содержании СО2 è Í2S влияние углекислого газа на интенсивность коррозии, по сравнению с коррозией, вызванной сероводородом, невелико. Экспериментальные исследования, проведенные на месторождениях Урта-Булак и Денгизкуль с образцами различных марок сталей, показали, что на этих месторождения, несмотря на примерно равное содержание в составе газа СО2 è Í2S, разрушение образцов происходит в результате действия сероводородной коррозии.

Влияние пластовой воды на коррозию. Количество поступающей в скважины 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. Опыт работы скважин Березанского, Майкопского и других месторождений с различным количеством воды в их продукции полностью подтвердил отмеченную выше закономерность. 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. Анализ данных эксплуатации месторождений Краснодарского края показал, что при известной концентрации СО2 в газе поступление пластовой воды щелочного характера снижает интенсивность углекислотной коррозии. Жесткие воды 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,

564