CC BY
92
Всстннк ТГУ, т.4, вып.2, 1999
ра в растворе больше, чем 10"* моль/л для ТВАВг и 10'5 моль/л для ТРАВг, мы объясняем полислойной адсорбцией, механизм, которой показан выше. Подтверждением вышеуказанных фактов служат изотермы адсорбции. На изотермах Темкина наблюдается перегиб при концентрации 10“* моль/л для ТВАВг и 10'5 моль/л для ТРАВг, который можно объяснить возникновением полислоев, чему косвенным доказательством служит выполнение изотермы БЭТ. Плотно упакованные на поверхности электрода катионы ТРА* создают «квази-кристаллическую» решетку, в которой наблюдаются пустоты, заполненные оставшимися молекулами воды. Поэтому процесс переноса протона будет осуществляться через пустоты между органическими капюнами. А так как число пустот ограничено га-за высокой степени заполнения поверхности катионами. то эго и приводит к появлению предельных токов.
Таким образом, можно сделать вывод, что ТРАВг является более эффективным структурообразующим компонентом, чем ТВАВг, как в объеме раствора, так и в приэлеклродном слое.
ЛИТЕРАТУРА
1 Современные аспекты хлегтрохимии Под ред. Д Бокриса и Б Конуэя М.. Мир, 1967 501 с.
2 Плетнев Л£Л. Щи робок &в И.Б.. Решетников СА£ Влияние солей тетраалкнламмония на катодное выделение водорода в концентрированных кислых бромидных растворах Защита металлов 1995 Т. 31..4*4 С 351-355.
3 Широооков И.Б.. Поволяхо Г-4., Плетнев ,\Ц„ Решетников С-\/. Рать структурирования в ингибировании катодного аыделения водорода // Защита металлов 1995 Т 31 \«6 С 570-573
4 .Афанасьев Б.Н.. Черепкова ИЛ. Влияние ионов поверхностно-активных органических веществ на кинетику электрохимического восстановления ионов и нейтральных молекул. Разноименно заряженные ноны деполяризатора и адссрбата Электрохимия 1986 Т 22 М2. С 252-253
УДК 622. 692. 4. 076: 620. 193. 01.
КОРРОЗПЯ И ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН
© А.П. Митина, Л.В. Фролова, М.Н. Фокин
Москва. Институт физической хи.иии РАН. ННКОРЭКО
В период падающей добычи на газовых и газоконденсатных месторождениях наблюдается увеличение объема выносимой воды, что приводит к усугублению процессов коррозии и существенно осложняет эксплуатацию газовых скважин. При разработке нефтяных месторождений практикуется технология поддержания пластового давления путем нагнетания воды в продуктивные пласты. Смешение пластовых и нагнетательных вод, часто несовместимых по своему компонентному составу, может привести к усилению коррозионной обстановки и, кроме того, осложнить технологический процесс вследствие протекания процессов солеобразо-вания и солеотложений.
Необходимо отмеппъ наличие особой специфики коррозионных процессов на месторождениях Севера и Западной Сибири, которая определяется объемом выносимой воды и ее ионно-солевым составом.
Особенности коррозионного процесса в этих условиях можно проиллюстрировать на примере разработки и эксплуатации Федоровского месторождения ( Сургутнефтегаз).
В процессе эксплуатации скважин опытного >част-ха выявились серьезные осложнения в виде аваргашых разрушегаш у стьевого оборудования. Через непродолжительное время после пуска скважин в работу разрушались задвюкки. манифольды, ппуцерные камеры и т. д, причем срок эксплуатации до разрушения составлял от 1 месяца до 3 - 4 лет. По характеристике поражений при аварийном разрушении оборудования отмечалась сквозная перфорация щелевидной или круглой формы с очень ровными краями по телу металла мани-
фольда, штуцерной камеры, лрубопровода и т. д., наблюдалось змеевидное углубление в кліше задвижки. В основном из строя выходили элементы промыслового оборудования, внутри которых резко меняется направ-ление и скорость потока, т. е. гидродинамика скважинной среды.
Исследование металла с определением фазового и химического состава продуктов коррозии на его поверхности позволило выявить принципы разрушения промыслового оборудования вследствие воздействия гидроабразивного газожидкостного потока, движущегося с большой скоростью (до 200 м/сек) при прорыве газа и коррозионного воздействия скважинного флюида.
На процесс гидроэррозии металла влияют растворенные газы, а также твердые частицы, находящиеся в потоке во взвешенном состоянии, образуя на поверхности металла риски, канавки, утлубления. значительно ласкающие предел усталости металла, вызывая его разрушение. Роль абразива по данным химических исследований. играют продукты коррозии, а также окисные соединения кремния, которые при высоких скоростях потока .либо разрезают металл по ходу дви-жения флюида ( разрушение штуцера), .либо снимают, стесывают металл, а также бомбят поверхность.
Второй причиной, вызывающей разрушение элементов оборудования, является электрохимическая коррозия. Присутствие в добываемой и транспортируемой продукции воды, диоксида углерода бикарбонат, хлорид и гидроксид-ионов определяет механизм коррозионного процесса, вызывая специфические разрушения металла оборудования: язвенные, пилтинго-
І
Вестник ТГУ, т.4, вып.2. 1999
вые, а также коррозию червячного типа. Электрохими ческая коррозия в НКТ, в сепараторе, в трубопроводах играет самостоятельную роль в разрушении металла оборудования, коррозионные поражения носят локальный характер и являются причиной разрушения эксплуатационных труб, в том числе и хрупкого разруше-ния (в результате коррозии увеличивается содержание водорода в металле).
йшическая оценка коррозионной активности нефтепромысловых сред по технологической цепочке показала, что закачиваемая в систему сточная вода (тип воды - гидрокарбонатно-натриевый) обладает высокой коррозионной акпшностью. При смешении сточной воды с пресной наблюдается рост коэффициента химической активности воды, при этом возрастает коррозионная активность воды.
В закачиваемой в систему ППД воде наблюдалось присутствие коррозионно-агрессивных газов: кислорода, диоксида углерода и сероводорода, примерные количества которых в среднем достигают соответственно -1,2 мг/л, 30,8 мг/л, 3,4 мг/л, pH колеблется от 7,3 до 8.2.
Таким образом, закачиваемая в аласт вода уже содержит коррозионно-агрессивные компоненты и является ,"'точником поставки сероводорода в продукцию нефтяных скважин. Коррозионная активность попутно добываемой воды в продукшш нефтяных скважин по сравнению с закачиваемой водой увеличивается в 2 -2,5 раза. Попутно добываемая вода относится к хлор-калыдаевому типу. Содержание ионов кальция увеличивается в 2 - 3 раза по сравнению с водой, закачиваемой в пласт. Общая минерализация попутно добываемых вод также в 1,5-2 раза выше, чем у закачиваемой воды.
Исследования ионного состава проб воды показали наличие ионов хлора, бикарбонат ионов, двух- и трех валентного железа. Наряду с присутствием основных компонентов: кальция, натрия, калия найдены следы марганца титана, бария, стронция. Содержание сульфат ионов в исследуемых водах - от 1 до 6 мг/ л - не создает опасности образования солей жесткости, а также солеотложения.
Исследования коррозионной агрессивности, проведенные на пластовой воде Федоровского месторождения в лаборатории ИФХРАН, позволили установить следующие закономерности.
Пластовые воды Федоровского месторождения, относящиеся к хлоркальциевому типу с минерализацией 15 - 20 г/л и содержащие бикарбонат-ионы (до 0,8 г/л) при естественной аэрации раствора, являются с коррозионной точки зрения высокоагрессивными: скорости коррозии углеродистой стали при температуре 20° С и 40° С соответственно достигают 0,58 и 1,45 мм/год При этом основными продуктами коррозии в этой среде по данным рентгеновской дифрактометрии являются гидроокиси железа.
Исследования влияния pH среды на коррозию стали позволили установить, что в нейтральных средах (от
6,7 до 8) скорость коррозии может достигать значений 1,9 -1,2 г/ м2 в час и слабо зависит от изменения pH. На основании расчетных данных установлено, что в этом интервале pH карбонат присутствует в водных средах в виде форм НС03" и растворенного С02, однако, с повышением pH среды до 10 - 12 единиц наблюдается значительное снижение скорости коррозии металла что можно рекомендовать, как одно из мероприятий по снижению уровня коррозионных потерь в этих средах Объясняется это тем, что в щелочных средах карбонат ион присутствует в виде ионов НСОз" и С032', и с повышением pH идет образование, в основном, формы СО?: , которая участвует в формировании защитного слоя, в отличие от формы НС03~.
Изучение поверхности стали после коррозионных опытов в пластовой воде показало, что в этих средах проявляются питпшгообразование и трещинообразо-вание. Анализ данных сканирующей электронной спектроскопии на поверхность металла доказал, что шггпшгообразование увеличивается с повышением концентрацій! хлорид-ионов, которые также являются определяющими коррозионную агрессивность в данных средах
Натурные испытана і* по определению коррозион-но-эррозионных разрушений оборудования скважіш пласта проводились на скважине опытного участка Федоровского месторождения с обводненностью - 34%. Образцы-свидетели были установлены в кассетах по глубине скважины 500, 1500, 2020 м. Скорость коррозии определялась гравиметрическим методом и составляла 0,62, 0,16 и 0,05 г/м2 час соответственно, при времени экспозиции 1944 часа.
Результаты испытаний хорошо согласуются с теоретическими представлениями о механизме коррозионного процесса и объясняются изменениями температуры по глубине скважины и формированием защитных пленок при разных температурных режимах Температура на глубине скважины 2020 м составляла 60° С, тогда как на глубине 500 м она была 25-30° С. При этих температурах образующиеся пленки проявляют слабые защитные свойства, являясь дефектными и пористыми. При температурах около 60° С пленка продуктов коррозии имеет более плотную структуру, однако подвержена гаптингообразованию.
При использовании ингибиторной защиты необходимо учитывать химический и морфологический состав продуктов коррозии с целью повышения эффективности защитного действия применяемых реагентов. Усиление адгезионного эффекта является одним из направлений по оптимизации ингибиторных составов. Разработанные ингибиторные составы на основе алифатических аминов прошли лабораторные испытания, в том числе в лаборатории ВНИНЦ «Нефтегазтехноло-гия». Ингибиторы показали высокий защитный эффект от коррозии в пластовой воде (при концентрации 100 мг/л защитный эффект составил 87 - 98 %), при этом подавлялась микробиологическая коррозия.
