image
energas.ru

Газовая промышленность № 12 2017

Ремонт и диагностика

01.12.2017 11:00 УСЛОВИЯ ПРОТЕКАНИЯ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ НА ОБЪЕКТАХ ДОБЫЧИ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ, МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
В статье проведен анализ условий протекания углекислотной коррозии на объектах добычи и подготовки газа и газового конденсата ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Рассмотрен мировой опыт добычи и транспортировки газа, содержащего СО2. Представлены зависимости плотности и растворимости углекислого газа от термобарических параметров характерных участков системы сбора газа. Определены фазовые состояния компонентов добываемого флюида: углекислого газа, углеводородов и воды в условиях изменения температуры и давления по ходу движения флюида от забоя скважины до установки комплексной подготовки газа. Представлены результаты гидравлического расчета трубопроводов системы сбора газа. Описаны методы контроля и прогнозирования коррозии, применяемые в ООО «Газпром добыча Уренгой», в частности приведены результаты измерений скорости коррозии методом электрического сопротивления. В ходе анализа результатов измерений получена зависимость скорости коррозии от температуры добываемого флюида. Представлен результат прогнозирования протекания процессов коррозии в одном из газосборных коллекторов по всей длине с учетом профиля трубопровода.
Ключевые слова: УГЛЕКИСЛОТНАЯ КОРРОЗИЯ, УГЛЕКИСЛЫЙ ГАЗ, АЧИМОВСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ, УРЕНГОЙСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ.
Открыть PDF


Углекислому газу (CO2, диоксид углерода, ангидрид угольной кислоты) как коррозионному компоненту среды в процессе добычи газа ранее отводили не слишком значительную роль по сравнению с сероводородом (H2S). Проблема углекислотной коррозии стала приобретать все большее значение с началом разработки глубоко залегающих газоконденсатных месторождений с пластовыми температурами более 80 ºС, давлениями свыше 30 МПа и содержанием CO2 в газе более 1 % об. В России разработка таких залежей началась в 1965–1970 гг. в Краснодарском и Ставропольском краях. Именно тогда отечественные специалисты впервые столкнулись с катастрофическими последствиями воздействия СО2. Глубина проникновения локальной коррозии в насосно-компрессорные трубы (НКТ) достигала 7–8 мм/год, шлейфовые трубопроводы корродировали по нижней образующей на глубину 3–5 мм/год. В 1978–1980 гг. были отмечены первые факты интенсивной коррозии трубопроводов в системах сбора нефти Самотлорского и ряда других нефтяных месторождений Западной Сибири. Несмотря на низкое (0,08–2,0 %) содержание углекислого газа в нефти и попутном газе, скорость коррозии составляла 3–4 мм/год, а в отдельных случаях достигала 6–8 мм/год [1].

1.png

В 2008 г. ПАО «Газпром» начало разработку ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ). Совместным российско-немецким предприятием АО «Ачимгаз» введена в эксплуатацию установка комплексной подготовки газа № 31 (ГКП-31) для разработки первого лицензионного участка. В октябре 2009 г. в эксплуатацию запущен газоконденсатный промысел № 22 (ГКП-22), разрабатывающий второй участок. Разработка и обустройство ачимовских отложений на всех лицензионных участках являются одним из основных направлений развития ПАО «Газпром» в ближайшие годы.

В составе пластового газа ачимовских отложений УНГКМ СО2 присутствует в количестве 0,7–1,0 % моль, или 1,0–1,4 % масс.

По данным газоконденсатных исследований скважин (рис. 1), содержание СО2 в добываемом пластовом газе составляет:

• по скважинам ГКП-31 – 0,69–0,86 % моль, среднее значение – 0,8 %;

• по скважинам ГКП-22 – 0,84–0,95 % моль, среднее значение – 0,9 %.

Как известно, одним из факторов, влияющих на скорость протекания углекислотной коррозии, является парциальное давление СО2. Парциальное давление – давление отдельно взятого компонента газовой смеси. Общее давление газовой смеси является суммой парциальных давлений ее компонентов. Парциальное давление для типичных условий устья скважин ачимовских отложений было рассчитано на примере скв. 2114 при мольном содержании СО2 0,9 % и рабочем давлении 23 МПа:

1_1.png.

 

Диапазон парциальных давлений углекислого газа для условий забоя составляет 0,2–0,4 МПа.
В соответствии с нормативной документацией ПАО «Газпром» ачимовский газ по степени агрессивности является высокоагрессивным [2]. Наличие минерализованной воды и высокая температура усиливают коррозионную агрессивность.

Углекислотная коррозия обусловлена влиянием растворенного в воде CO2 на процессы анодного растворения железа. Углекислый газ в водном растворе может находиться в различных формах: в растворенной, в виде недиссоциированных молекул угольной кислоты, бикарбонат-ионов (HCO3) и карбонат-ионов (CO32–). В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми четырьмя формами. Соотношение между формами СО2, HCO3 и CO32– зависит от водородного показателя рН.

1_1_1.png

С увеличением рН растет содержание ионов HCO3. При рН = 8,4 в воде присутствуют бикарбонат-ионы, а при рН = 12 – карбонат-ионы.

Одновременное присутствие перечисленных ионов в добываемом продукте обусловливает возможность образования различных труднорастворимых соединений, часть которых образует пленку на поверхности металла. Такие пленки при определенных условиях могут выступать в роли защитных, предотвращая попадание агрессивной среды на оголенный металл. Как правило, пленки, обладающие хорошими защитными свойствами (состоящие пре-имущественно из FeCO3), начинают образовываться при температурах от 75 ºС и парциальном давлении СО2 выше 0,8 МПа. Параметры сред при добыче газа ачимовских отложений УНГКМ значительно ниже, соответственно, образование полноценных защитных пленок маловероятно.

1_1_2.png 

ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

В настоящее время достаточно хорошо изучено и описано воздействие СО2 на различные сплавы металлов, определены классические зависимости растворения СО2 в воде и протекающие при этом электрохимические процессы. Однако эти данные получены в лабораторных условиях, которые не имитируют фактические условия из-за ограничений технического и методического плана. Так, в автоклавных установках не создается соответствующий динамический режим течения, используются чистые среды, парциальное давление создается за счет увеличения концентрации СО2 и т. д. Однако многокомпонентные среды при высоких давлениях, воздействии значительного количества факторов, изменении условий многофазного течения ведут себя несколько иначе, чем модели в лабораторных условиях. Кроме того, различные участки внутренней поверхности трубопровода находятся под воздействием как жидкой, так и газообразной фазы СО2, углеводородов и воды.

1_1_3.png

Для понимания процессов воздействия диоксида углерода на поверхность трубопроводов необходимо определить и учесть условия, при которых происходит это воздействие в процессе добычи углеводородов.

Исходя из справочной информации [3], углекислый газ имеет критическую температуру 31,2 ºС и давление 7,36 МПа. При температуре выше критической CO2 перейдет в сверхкритическое состояние. При давлении в части трубопроводов обвязки скважин и в газосборных коллекторах (ГСК), равном 12–13 МПа, т. е. превышающем критическое значение для CO2, только температура определяет фазовое состояние СО2 – жидкое или сверхкритическое.

Важной особенностью эксплуатации трубопроводов обвязки скважин и ГСК УКПГ-22 является их температурный режим, который находится как выше, так и ниже критической температуры 31,2 ºС. Температура на данных участках, от регулятора давления на площадке куста скважин до здания переключающей арматуры (ЗПА), снижается от 40 до 28 ºС, переходя критическую точку, что приводит к возникновению жидкой фазы СО2.

1_1_4.png

Определим плотность диоксида углерода при существующих термобарических условиях от забоя до ЗПА. Из диаграммы (рис. 2) получаем, что плотность СО2 для условий забоя скважины (100–106 ºС, 40 МПа), устья (50 ºС, 21 МПа) и ГСК в ЗПА (28 ºС, 12 МПа) практически одинакова: 780–830 кг/м3. При этом СО2 на различных участках находится как в сверхкритическом, так и в жидком состоянии.

С использованием справочных данных о растворимости чистого СО2 в воде была определена растворимость СО2 для характерных участков газосборной системы (рис. 3). Несмотря на различные температуры и давления, растворимость имеет схожие значения для всех характерных участков: 5,5–6,5 % масс.

Таким образом, можно говорить о том, что в процессе добычи пластовой продукции часть СО2 растворена в жидкой фазе воды, объем которой увеличивается по мере снижения температуры, а другая часть находится в сверхкритическом состоянии, а затем переходит в жидкую фазу с плотностью ниже плотности воды. Поскольку наличие свободной воды является основной причиной коррозии в углекислотной среде, оценим ее объем и соотношение с жидкой и газовой фазой углеводородов по участкам.

1_1_5.png 

ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ И ВОДЫ В СИСТЕМЕ «ЗАБОЙ – УСТЬЕ – ГСК»

Оценим количество воды в жидкой фазе в потоке флюида. Общее количество воды со всех скважин ГКП-22 составляет 1200–1500 м3/мес (40–50 т/сут). Удельное содержание воды в газе сепарации составляет 7 г/м3.

Определим количество СО2, поступающее с добываемым продуктом в систему ГСК. При текущей добыче товарного газа со скважин поступает 8,2 тыс. т/сут пластовой продукции. Количество СО2 при содержании 1,4 % масс. составит 115 т/сут. Таким образом, массовое соотношение воды и СО2 составляет 1:2,5.

Для определения фазового состояния пластового флюида в качестве исходных данных используем результаты газоконденсатных исследований эксплуатационной скв. 2131: потенциальное содержание С5+в в пластовом и «сухом» газе – соответственно, 277 и 292 г/м3. Дебит газоконденсатной смеси Qг/к смеси = 211 тыс. м3/сут, дебит воды Qв = 0,7 м3/сут.

На рис. 4 представлены фазовая диаграмма и границы термобарических параметров, в которых вода выпадает в свободную фазу (область левее фиолетовой линии) или отсутствует в виде свободной фазы (область правее фиолетовой линии).

В жидкой фазе вода может появиться уже на забое при условии Рзаб > 40 МПа (Тзаб = 106 ºС) и однозначно конденсируется при снижении температуры в процессе подъема по НКТ.

Для оценки количества углеводородов в жидкой фазе в потоке флюида были выполнены расчеты фазового состояния для условий забоя скважины, устья и ГСК. На рис. 5 представлено изменение объемного содержания жидкой фазы (углеводородный конденсат и вода) в пластовой смеси ГСК 213.

Полученные объемы жидкой фазы углеводородов и воды позволяют говорить о течении двухфазного потока в ГСК с разделением жидкой фазы на воду и газовый конденсат. Данный расчет не учитывает динамические процессы накопления и выноса жидкой фазы.

Таким образом, скважинный флюид транспортируется по ГСК в виде трехфазной смеси: газ, углеводородный конденсат и вода. Соотношение объема фаз по различным ГСК зависит от термобарических параметров и составляет: газ – 86–92 %, УВ-конденсат – 8–14 % и вода – менее 1 %.
При дальнейшем снижении температуры в процессе разработки произойдет увеличение доли жидкой фазы. Установлено, что конденсационная и пластовая вода, насыщенная углекислым газом, накапливается в трубопроводе, и соответственно, возникают условия для протекания электрохимической коррозии по нижней образующей трубы.

 1_1_6.png

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ СИСТЕМЫ СБОРА ГАЗА ГКП22

Проведены гидродинамические расчеты скважины, обвязки скважины и системы сбора газа ГКП22. Скорости газа в ГСК составляют 0,7–2,2 м/с.

В условиях недостаточно высокой скорости потока формируется расслоенная структура течения газожидкостной смеси (ГЖС). Происходит образование пробок в местах изменения рельефа, что приводит к развитию общей и локальной коррозии не только в зоне нижней образующей трубы, но и в зоне выше 3–9 ч.

В таблице приведены участки ГСК 2А15, где, согласно проведенному расчету, течение носит пробковый характер. С одной стороны, такой режим обеспечивает более интенсивный вынос воды вместе с конденсатом, с другой – возможно смачивание водой верхней образующей трубы.

Увеличение скорости свыше 1,6 м/с позволяет обеспечить кольцевой режим, кроме приведенных участков. Повышение скорости до 10–13 м/с не исключает возникновения пробкового режима течения на данных участках. Кроме того, увеличение скорости потока, широко применяемое при транспорте нефти для снижения коррозии, не приведет к образованию эмульсии, так как газовый конденсат, в отличие от нефти, не образует стойких эмульсий с водой.

 

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КОРРОЗИИ

Рассмотренные факторы являются лишь частью множества параметров, влияющих на коррозию, и не позволяют рассчитать достоверную скорость коррозии. Наиболее распространенным методом контроля коррозии в промысловых условиях является гравиметрический способ – основное мероприятие коррозионного мониторинга в Обществе [5]. Однако данный способ очень инертен и растянут во времени, что не позволяет использовать его в полной мере для анализа влияния различных ранее рассмотренных факторов. Для оперативного мониторинга изменения скоростей коррозии были использованы ER-датчики, измеряющие электрическое сопротивление. Параллельное применение гравиметрического и ER-метода позволяет повысить достоверность оценки коррозионной агрессивности среды.

По результатам замеров ER-датчиками, установленными на трубопроводах кустовой площадки 2А15, были выявлены зависимости скорости коррозии от температуры добываемого продукта. На графике (рис. 6) прослеживается рост скорости коррозии до 0,7–0,9 мм/год при увеличении температуры более чем на 5 ºС. При отслеживании скорости коррозии гравиметрическим способом выявить такую зависимость не представляется возможным.

Для прогнозирования протекания процессов коррозии в ГСК использовалась математическая модель в программном комплексе AspenONE Engineering. Расчетная скорость коррозии по профилю трубопровода ГСК куста 2А15 (рис. 7) составляет в среднем 1,15 мм/год и снижается с 1,2 мм/год в начале ГСК до 1,1 мм/год по мере приближения к ЗПА, предположительно ввиду понижения температуры по ходу движения среды.

Рассчитанные скорости несколько выше величины, полученной гравиметрическим способом и по данным ER-датчиков. Непосредственное сопоставление численных значений скорости коррозии, полученных различными методами, не имеет практического смысла, так как СО2-коррозия по причинам, описанным в настоящей работе, носит локальный характер, с очагами в виде язв и питтингов. Глубина проникновения коррозии даже на одном участке трубы с одинаковыми условиями может различаться на порядок.

 

ВЫВОДЫ

1. Ачимовские отложения УНГКМ характеризуются высокой коррозионной агрессивностью.

2. Образование плотных защитных пленок из продуктов коррозии на поверхности металла в условиях добычи газа ачимовских отложений УНГКМ маловероятно.

3. Углекислый газ в условиях добычи газа ачимовских отложений УНГКМ может находиться как в сверхкритическом, так и в жидком состоянии, а также в растворенном виде с водой и газовым конденсатом. Решающее значение оказывает температура среды.

4. Плотность и растворимость СО2 практически не изменяются по ходу движения среды от забоя скважины до конечной точки ГСК в здании переключающей арматуры.

5. Процесс конденсации воды происходит на всем протяжении движения пластовой смеси, начиная от забоя скважины. Присутствие СО2 в количестве, значительно превышающем количество воды, приводит к появлению коррозионно-агрессивной воды на всех участках движения пластовой смеси.

6. Скважинный флюид транспортируется по ГСК в виде трехфазной смеси (газ, углеводородный конденсат и вода). Соотношение объема фаз по ГСК составляет: газ – 86–92 %, УВ-конденсат – 8–14 % и вода – менее 1 %.

7. В ГСК имеются участки, на которых формируется пробковый режим течения продукта, что переносит область протекания коррозии с нижней образующей в непрогнозируемые места по всей поверхности тела трубы. Однако значительная доля жидкой фазы не исключает пробкового режима течения на отдельных участках даже при скорости более 10 м/с.

8. По результатам измерения скорости коррозии методом электрического сопротивления (ER-метод) выявлена явная зависимость скорости коррозии от температуры.

9. Невозможно с большой долей достоверности смоделировать и спрогнозировать процессы углекислотной коррозии ввиду их локального характера. Углекислотная коррозия имеет большое количество вариантов протекания в зависимости от химического состава среды, внешних и внутренних условий. На развитие коррозии влияет не только состав транспортируемых сред, но и режим течения газожидкостной смеси, термобарические параметры, pH среды, материальное исполнение трубопровода, микроструктура стали, механические свойства материала труб. 


Характеристика потока ГСК 2А15
Characteristics of the flow of the gas gathering header 2A15

Участок, м–м 

Area, m–m

Частота прохождения, 1/с 

Frequency of the penetration, 1/s

Длина пробки, м 

Length of the block, m

Длина пузыря, м 

Length of the air bubble, m

Скорость, м/с 

Rate, m/s

241–320

0,0080

37.29

198,5

2,0

1747–1745

0,0400

17,50

25,9

1,8

2270–2331

0,0014

6,80

1405,0

2,0

4069–4072

0,0400

17,53

25,9

1,88

4388–4432

0,0100

35,12

156,6

2,0

 




← Назад к списку