|
влажность продукции в немалой степени зависит от технологии разработки месторождений, интенсивности отборов, методов искусственного воздействия на пласты и призабойную зону скважин [8,11]. Так, кислотные обработки забоев скважин увеличивают интенсивность коррозионного износа насосно-компрессорных труб (НКТ) и нефтегазосборных коммуникаций. При таких методах повышения нефтеотдачи пластов, как закачка углекислоты, внутрипластовое горение, парогазовое воздействие в несколько раз интенсифицирует процесс углекислотной коррозии. Один из распространенных способов разработки месторождений внутриконтурное заводнение [12] зачастую вносит в пласт сульфатвосстанавливающие бактерии, которые в процессе своего биоценоза вырабатывают сероводород, вызывающий сероводородную коррозию трубопроводов и оборудования [13]. На рис. 1.1 показаны образцы (свидетели) до экспозиции (а) и после 35 суток экспозиции (б) в скважине Ашитского участка Арланского нефтяного месторождения (Башкирия). Как следует из рисунка, коррозионная деградация образцов полная [8]. 12 Рис. 1.1. Образцы-свидетели для экспозиции (а) и после 35 сут. экспозиции (б) в скв. 7606 Ашитского участка Арланского нефтяного месторождения Агрессивные среды, добываемые и транспортируемые по трубопроводам нефтяных и газовых месторождений, вызывают внутреннюю коррозию оборудования и труб. На рис. 1.2 показана газовая коррозия НКТ в |
Особенно высока атмосферная коррозия стали в зонах, периодически смачиваемых морской водой. Особенностью продуктов коррозии стали в морской воде является их рыхлость, вследствие чего образовавшиеся продукты деградации не препятствуют дальнейшему окислению металла. Так, при испытаниях образцов на шельфе Японского моря потеря их веса в атмосферной зоне морских оснований составила 750 г/м2 в год, а в зоне периодически смачиваемой морской водой увеличивается еще в 1,5 раза [8]. Необходимо отметить, что месторождения жидких и газообразных углеводородов в продуктивных пластах насыщены химическими веществами, включающими электролиты и коррозионноактивные газы кислород, двуокись углерода, сероводород и др. Вместе с добываемыми углеводородами электролиты и агрессивные газы поднимаются на поверхность, транспортируются по трубопроводам, попадают в емкости, компрессоры, насосы и воздействуют на них, вызывая повреждения [10]. Степень агрессивности среды нефтяных и газовых месторождений зависит от влажности продукции скважин и концентрации солей и газов в ней. При этом концентрация солей и газов изначально является природным фактором, а влажность продукции в немалой степени зависит от технологии разработки месторождений, интенсивности отборов, методов искусственного воздействия на пласты и призабойную зону скважин [8, 11]. Так, кислотные обработки забоев скважин увеличивают интенсивность коррозионного износа насосно-компрессорных труб (НКТ) и нефтегазосборных коммуникаций. При таких методах повышения нефтеотдачи пластов, как закачка углекислоты, внутрипластовое горение, парогазовое воздействие в несколько раз интенсифицирует процесс углекислотной коррозии. Один из распространенных способов разработки месторождений внутриконтурное заводнение [12] зачастую вносит в пласт сульфатвосстанавливающие бактерии, которые в процессе своего биоценоза вырабатывают сероводород, вызывающий сероводородную коррозию трубопроводов и оборудования [13]. На рис. 1.1 показаны образцы И (свидетели) до экспозиции (а) и после 35 суток экспозиции (б) в скважине Ашитского участка Арланского нефтяного месторождения (Башкирия). Как следует из рисунка, коррозионная деградация образцов полная [8]. Рис. 1.1. Образцы-свидетели для экспозиции (а) и после 35 сут экспозиции (б) в скв. 7606 Ашитского участка Арланского нефтяного месторождения Агрессивные среды, добываемые и транспортируемые по трубопроводам нефтяных и газовых месторождений, вызывают внутреннюю коррозию оборудования и труб. На рис. 1.2 показана газовая коррозия НКТ в период инициирования горения в одной из скважин (термическая обработка пласта) месторождения Павлова гора (Краснодарский край). Рис. 1.2. Газовая коррозия НКТ в период инициирования горения в одной из скважин месторождения Павлова Гора (Краснодарский край) 12 |