Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 13Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

Одним из 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 углекислый газ, сероводород, ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СО₂ и H₂S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования. Наличие органических кислот – муравьиной, уксусной, пропиновой и др. – в пластовой воде 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.

К основным факторам относятся: концент­рация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим течения и скорость потока; техническая характеристика приме­няемого оборудования. Концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не поддаются воздействиям. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации скважин необходимо исходить из возможности применения коррозионно-стойкого оборудования и установления соответствующих величин давления, температуры и скорости потока по пути движения про­дукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из приведенных выше критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. Для одноступенчатой фонтанной колон­ны максимальная скорость потока будет иметь место у устья скважины. Режим ограничения скорости устанавливается путем сравнения различных вариантов, учитывающих наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа, возможность закачки ингибитора в скважину, использования оборудования в коррозионно-стойком исполнении, выбор конструкции скважины при проектировании и ее изменения в процессе разработки и др.

Влияние углекислого газа на процесс коррозии

Интенсивность коррозии, вызванной нали­чием СО₂, устанавливается парциальным давлением углекислоты и кислотностью водного концентрата. Кроме парциаль­ного давления СО₂, интенсивность коррозии зависит от температуры газа и кислот­ности воды рН.

При низких парциальных давле­ниях СО₂ влияние температуры на скорость коррозии незначительно, а при больших парциальных давлениях весьма существенно. Максимальная интенсивность коррозии достигается при температуре 333÷353 К. При изменении температуры от 283 до 353 К и парциального давления СО₂ от 1,0 до 5,0 МПа интен­сивность коррозии увеличивается более 10 раз.

В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений из-за снижения парциального давления СО₂ и увеличения объема водного конденсата интенсивность коррозии снижается. При заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к росту интен­сивности коррозии.

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 V_кр дебит скважины определяется по формуле:

(6.39)

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

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 V_кр и конструкции скважины необходимо определить изменение ее дебита газа во времени с учетом изменения Р_у, Т_у, и Z_y в процессе разработки. Для поддержания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости необходимо определить характер изменения Р_у 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 V_кр и Р_у, забойное давление определяется по формуле:

(6.41)

где ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления труб; Z_cp – коэффициент сверхсжи­маемости при Р_ср и Т_ср; Т_ср – средняя температура газа в стволе скважины; – относительная плотность газа; L – длина фонтанных труб.

Если обозначить через:

α=d²/0,052∙T_y∙Z_y(6.42)

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

(6.43)

Из формулы (6.43) видно, что при заданных постоянных значениях а, b, θ, V_кр изменение Р_у связано в основном со снижением пластового давления в процессе разработки. Найденное таким образом значение P_y(t) во времени используется для определения Q_кp(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.

Познавательные статьи:



Коммуникативные барьеры и пути их преодоления

Рынок недвижимости. Сущность недвижимости

Решение задач с использованием генеалогического метода

История происхождения и развития детской игры