Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
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 Vкр дебит скважины определяется по формуле: (6.39) где Vкр – критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому увеличению интенсивности коррозии, м/с; d – внутренний диаметр труб, по которым движется газ, 10-2 м; Ру – устьевое давление, МПа; Ту – устьевая температура, К; Zy – коэффициент сжимаемости газа при Ру и Ту. 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 Vкр и конструкции скважины необходимо определить изменение ее дебита газа во времени с учетом изменения Ру, Ту, и Zy в процессе разработки. Для поддержания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости необходимо определить характер изменения Ру 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 Vкр и Ру, забойное давление определяется по формуле:
(6.41) где ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления труб; Zcp – коэффициент сверхсжимаемости при Рср и Тср; Тср – средняя температура газа в стволе скважины; – относительная плотность газа; L – длина фонтанных труб. Если обозначить через: α=d2/0,052∙Ty∙Zy(6.42) то используя формулы (6.39), (6.40) и (6.41) с учетом (6.42), можно определить устьевого давления Py(t). (6.43) Из формулы (6.43) видно, что при заданных постоянных значениях а, b, θ, Vкр изменение Ру связано в основном со снижением пластового давления в процессе разработки. Найденное таким образом значение Py(t) во времени используется для определения Qкp(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.
|
||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2017-02-05; просмотров: 1408; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 13.59.9.236 (0.017 с.) |