О катодной защите скважин и погружного оборудования
Андрей Валерьевич Валюшок, к.т.н.
ООО НПВП «Электрохимзащита», г.Уфа, 2010
Рубрика: Защита от коррозии
О КАТОДНОЙ ЗАЩИТЕ СКВАЖИН И ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Ключевые слова: КАТОДНАЯ ЗАЩИТА СКВАЖИН, КОРРОЗИЯ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ЗАЩИТА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ
Одной из наименее изученных тем в области защиты от коррозии является разрушение погружного оборудования нефтедобывающих скважин, хотя переоценить ее актуальность достаточно сложно. Причина заключается в том, что сроки эксплуатации подземного оборудования значительно ниже наземного, где процессы коррозии являются превалирующими, а методы борьбы с ней достаточно изучены и регламентированы.
Andrey Valerevich Valjushok, PhD
LLC Electrochimzashita Company, Ufa, Russia, 2010
Topic: Corrosion Protection
About Cathodic Protection of wells and submerged equipmentKeywords: Cathodic Protection of wells, corrosion of production equipment, Protection of submerged equipment against electrochemical corrosion
Failure of submerged equipment of production well is less studied theme of corrosion protection area although it’s difficult to be over estimated. The reason for that is because operating life of subsurface equipment is shorter than for surface one where corrosion processes are predominant and methods of corrosion protection are sufficiently studied and standards regulated.
Методы же борьбы с разрушением ЭЦН и ПЭД сводятся в основном к ингибированию, эффективность которого в условиях совокупности разрушающих факторов объяснима и, ни в коем случае, не оспаривается. Однако в связи с развитием методов защиты с помощью ингибиторов последние годы значительно увеличены сроки эксплуатации скважинного оборудования, вследствие чего в достаточной степени проявляются процессы электрохимического разрушения.
Достаточно сказать, что количество отказов погружного оборудования по причине коррозии за последние два года увеличилось в 4-5 раз и на сегодняшний день составляет в целом 13-15 % от действующего фонда скважин. Межремонтный период скважин (МРП), подвергшихся коррозии, варьируется от 30 до 300 суток и составляет в среднем около 100 суток при среднем общем МРП 300 суток. Финансовые потери, связанные с недоамортизацией оборудования, частыми ремонтами и недополученной нефтью, достигают сотен миллионов рублей в год. Причиной примерно 70% отказов скважин, вышедших из строя, является коррозия ПЭД [1].
Попытки борьбы с электрохимической коррозией скважин давно предпринимаются различными добывающими организациями, но тема остается достаточно дискуссионной.
Разберем вкратце постулаты электрохимической защиты. Во-первых она подразделяется на пассивную и активную. Пассивная защита заключается в нанесении антикоррозионного покрытия на поверхность защищаемого сооружения. В практике она применяется – это отдельная достаточно изученная отрасль и в рамках данной статьи требует только формального упоминания, т.к. это проблема скорее технологического, нежели коррозионного характера. Следует разве что отметить, что этот вид защиты является необходимым, но не достаточным, т.е. является эффективным но не исключает применения активной защиты.
Активная электрохимическая защита подразделяется на два больших раздела: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станций катодной защиты (СКЗ) (дренажную пропускаем вследствие неактуальности в рамках рассматриваемой темы). Оба вида с недавних пор с различным успехом применяются на нефтедобывающих предприятиях. Рассмотрим каждых из них в отдельности и поделимся нашими представлениями по этому поводу.
Начнем с протекторной защиты. Она заключается в использовании в качестве жертвенного анода металла, имеющего более высокую электроотрицательность относительно защищаемого сооружения. На практике широкое применение получили сплавы на основе магния. В целом применение этого металла оправдано, однако он имеет ряд недостатков, которые следует отметить. Первое – это его относительно высокая электроотрицательность. Он дает чрезмерно высокий электродный потенциал на защищаемом сооружении. По этой причине, например, с некоторых пор принято отказываться от магниевых протекторов при защите резервуаров, т.к. вследствие высокого защитного потенциала разрушается защитное покрытие конструкции, чем наносится вред, сопоставимый с пользой. По причине выше сказанного представляется разумным использование в качестве протектора сплав алюминия с добавлением (порядка 10%) цинка (для устранения пассивации), ну и, в идеале, небольшим содержанием индия (для активации) и галия (стабилизация).
Что касается применения традиционного метода защиты с помощью СКЗ, то на первый взгляд он представляется достаточно простым и эффективным. Тем более получен реально ощутимый результат [2]. До сих пор с помощью СКЗ осуществлялась лишь защита обсадных колонн, и авторами была предпринята попытка защиты с ее помощью погружного оборудования.
Приведем вкратце предложенную технологию. Для питания УЭЦН в межтрубное пространство скважины спущен четырехжильный кабель, одна из жил которого свободна. Через нее было принято решение бросить дренаж на корпус УЭЦН от наземной СКЗ, при соответствующей обвязке с традиционным анодным заземлением в стороне от устья скважины. Т.е., в принципе, обычная катодная защита, только обеспечена дополнительная точка дренажа на корпус погружного оборудования (рис. 1).
 |
|
Схема подключения катодной защиты к узлам скважины: 1 –обсадная колонна; 2 – НКТ; 3 – УЭЦН; 4 – питающий кабель ПЭД; 5 – свободная жила питающего кабеля; 6 – дренаж от СКЗ. |
Идея неплохая, и позволила объективно продлить наработку до отказа погружного оборудования, что показывает практика. Однако этот метод может содержать не очевидный, на первый взгляд, но достаточно серьезный недостаток. По причине отсутствия данных по распределению потенциалов на дне скважины, есть вероятность, что защита погружного оборудования происходит за счет обсадной колонны скважины. Рассмотрим этот момент поподробнее.
Согласно данных эксперимента [2], замеры потенциалов производились на поверхности у устья скважины. В первом случае СКЗ отключена и дренажный кабель к УЭЦН использовался в качестве сигнального. Во втором случае замер производился на дренажном кабеле при включенной системе ЭХЗ. В обоих случаях, а особенно во втором, данные замеров не являются достоверными, и судить по ним о защитном потенциале на дне скважины можно лишь косвенно, но не окончательно. Причина на то значительные потери в проводнике (порядка 2 км), а так же экранирующее влияние обсадной колонны. При включенной же ЭХЗ замер производится в точке дренажа, чего избегают даже при защите подземных трубопроводов, хотя в этом случае он был бы более объективен. По указанным причинам по полученным данным врядли можно достоверно судить о распределении потенциалов на сооружении, хотя выглядят они, на первый взгляд, достаточно обнадеживающе, что, повторюсь, подтверждается реальным увеличением срока эксплуатации УЭЦН. Попробуем предположить, как на самом деле распределяется защитный потенциал вдоль всего сооружения (рис. 2).
 |
|
Рисунок 2. Предполагаемое распределение потенциала на узлах скважины |
Распределение потенциала по эксплуатационной колонне зависит от глубины и качества бетонного кондуктора, который, если и есть, то расположен, как правило, в верхней части скважины. В любом случае при погружении потенциал снижается и достигает минимума ко дну сооружения. На НКТ же, по причине дополнительного дренажа через корпус УЭЦН, минимальный уровень потенциала находится в средней области сооружения. Потенциал на самой УЭЦН близок или равен потенциалу НКТ в конечной точке по причине их технологического контакта.
Данное распределение строится на предположении и требует натурного подтверждения, однако здравый смысл, знание теоретических основ в области электрохимзащиты и большой опыт проведения электрометрических исследований позволяют утверждать, что приведенное распределение максимально близко к реальности.
Из приведенных аргументов следует, что погружное оборудование при включенной системе ЭХЗ имеет более высокий потенциал относительно колонны, которая становится анодом и за ее счет осуществляется защита УЭЦН (а так же НКТ в нижней части скважины). Так как площадь поверхности колонны несоразмерно больше погружной установки, процесс отказа скважины по причине электрохимической коррозии проявится гораздо позднее, тогда как эффект от защиты погружного оборудования наблюдается раньше по причине его относительно небольшого срока эксплуатации.
Данной проблемы можно было бы избежать, если обеспечить на дне скважины надежный электрический контакт между сооружениями, который уравновесит их потенциалы. Однако технологически этого добиться не представляется возможным. Существующие случайные места соприкосновения конструкций по причине искривления скважины или отклонения погружной установки от оси имеют высокое сопротивление и не позволяют уравновесить потенциалы. Напротив, в этих местах наблюдается усиленная коррозия за счет большой плотности токов. По этой причине рекомендуется и имеет место применение центраторов.
Уравновесить потенциалы с поверхности так же не представляется возможным по причине отсутствия контроля на дне скважины, и даже если технологически обеспечить контроль (доставить ко дну электрод сравнения и контрольные проводники на смежные конструкции), уравнять их потенциал и поддерживать в период эксплуатации достаточно проблематично. А по причине малого кольцевого зазора между конструкциями достаточно незначительной разности потенциалов для протекания интенсивного электрохимического процесса.
Исходя из выше изложенного, по нашему мнению, следует ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений, где она без сомнений, положительно зарекомендовала себя в достаточно продолжительном временном интервале [3]. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты. В этом случае электрохимический процесс происходит в цепи протектор-сооружение и обсадная колонна в нем не участвует.
Протекторная защита в области нефтепромыслового оборудования применяется на практике и имеет несомненный положительный результат, однако требует дополнительных исследований и экспериментов для достижения максимальной эффективности.
Что касается общих рекомендаций нужно отметить следующие превентивные меры, применение которых в комплексе необходимо в целях повышения срока безаварийной эксплуатации погружного оборудования.
- Применение ингибиторов до внедрения других способов защиты (правда данная мера является малоэффективной и затратной в случае высокого дебета добывающих скважин);
- Нанесение защитных покрытий. Данная мера самостоятельна и не исключается наличием никаких, даже максимально эффективных, способов защиты;
- Использование центраторов скважинного оборудования, которые позволяют сохранить защитное покрытие при погружении и обеспечить равномерный кольцевой зазор в период эксплуатации;
- Исключение вредного наведения токов (от станций управления ПЭД с частотно-регулируемым преобразователем). Снижение токов утечки с питающего кабеля обеспечением максимальной сплошности изоляции.
Список использованных источников:
- Даминов А.А. Коррозия подземного оборудования добывающих скважин, оборудованных УЭЦН//Территория Нефтегаз. – 2009. – №8. – С.32-36.
- Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш., Акшенцев В.Г., Вахитова В.Г. Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть»//Нефтяное хозяйство. – 2004. - №1. – С.75-77.
- Ибрагимов Н.Г., Гареев Р.М., Даутов Ф.И., Долгих С.А. «Состояние и результаты катодной защиты эксплуатационных колонн скважин в ОАО «Татнефть»//Нефтяное хозяйство. – 2009. – №11. – С.134-137.