Введение
Коррозия — это невидимый враг систем искусственного подъема. В отличие от износа песком, который оставляет видимые царапины и измеримые изменения размеров, или газовой пробки, которая проявляется в виде аномалий на динамометрической карте, коррозия часто развивается незаметно, пока компонент внезапно не выйдет из строя без предупреждающих признаков, позволяющих принять превентивные меры.
Статистические данные неизменно отрезвляют. Анализ отрасли в нескольких нефтедобывающих регионах показывает, что на них приходится от 25% до 40% всех выбросов.насос с вакуумным насосомОтказы — и последующие ремонтные работы — вызваны коррозией, которая является либо основной, либо существенной причиной. На месторождениях с высокой соленостью добываемой воды, повышенной концентрацией H₂S или значительным содержанием CO₂ этот процент возрастает. На некоторых месторождениях сероводорода отказы, связанные с коррозией, составляют более половины всех случаев отключения насосов.
Прямые затраты значительны: капитальный ремонт, вызванный коррозией компонентов насоса, обходится от 30 000 до более чем 100 000 долларов во многих условиях эксплуатации, и это еще до учета потерь добычи в период ремонта. Косвенные затраты — ускоренные отказы насосных штанг, вызванные коррозионным растрескиванием под напряжением, повреждение труб продуктами коррозии и постепенное увеличение частоты капитального ремонта, сопровождающее неконтролируемую программу борьбы с коррозией, — значительно увеличивают прямые затраты в течение любой многоскважинной многолетней эксплуатации.
Решение проблемы коррозии заключается в том, что по своей сути это проблема химии и материалов — проблема с хорошо изученными механизмами и хорошо документированными инженерными решениями. Операторы, которые понимают конкретные механизмы коррозии, действующие в их скважинах, выбирают компоненты насосов с соответствующей стойкостью материалов, внедряют программы химического ингибирования там, где это необходимо, и систематически отслеживают показатели коррозии, достигают срока службы скважин в два-три раза дольше, чем у аналогичных скважин, эксплуатируемых без целенаправленного контроля коррозии.
Данное руководство охватывает полный спектр мер по предотвращению коррозии.насос с вакуумным насосомОбласти применения: механизмы, с которыми вы боретесь, компоненты, которые они атакуют наиболее агрессивно, эффективные стратегии предотвращения и распространенные ошибки, которые позволяют предотвратимым коррозионным отказам продолжаться.
Механизмы коррозии, поражающие компоненты штанговых насосов.
Коррозия — это не единый процесс, а совокупность электрохимических и химических реакций, каждая из которых обусловлена специфическими компонентами добываемой жидкости и условиями эксплуатации. Эффективная профилактика требует выявления механизмов, действующих в конкретной скважине, и целенаправленного устранения этих механизмов.
Коррозия сероводородом (H₂S) и сульфидное растрескивание под напряжением
H₂S является наиболее опасным коррозионным агентом в нефтепромысловых условиях, не столько из-за вызываемой им коррозии, приводящей к потере веса (хотя это тоже существенно), сколько из-за его способности вызывать внезапные, катастрофические отказы компонентов вследствие сульфидного растрескивания под напряжением (ССК) и водородного растрескивания (ИК).
Механизм включает в себя атомы водорода, образующиеся на поверхности металла в ходе коррозионной реакции с участием H₂S. Эти атомы водорода, будучи достаточно малыми, чтобы диффундировать в решетчатые структуры стали, накапливаются в точках концентрации внутренних напряжений — на границах зерен, поверхностях включений, обработанных поверхностях с остаточными напряжениями. Когда концентрация водорода в этих точках достигает порогового уровня, он охрупчивает окружающий металл, снижая его сопротивление распространению трещин. При циклической нагрузке, характерной для работы штангового насоса (каждый цикл хода нагружает и разгружает компоненты насоса), охрупченный металл распространяет трещины, которые обычная сталь не смогла бы — это сульфидное растрескивание под напряжением, и оно может привести к разрушению компонентов при уровнях напряжения значительно ниже их номинального предела текучести.
ССК является причиной особой категории отказов штанговых насосов, которая сбивает с толку операторов, не распознающих механизм: компоненты, которые визуально выглядят неповрежденными — без видимого износа, без явного истончения — но внезапно выходят из строя при нормальных рабочих нагрузках. Анализ после отказа выявляет характер трещин, несовместимый с механической перегрузкой, а история воздействия H₂S объясняет то, что подтверждает металлургический анализ.
Критический порог риска отказов компонентов насосов из углеродистой стали, связанных с H₂S, низок — даже парциальное давление H₂S всего 0,05 пси (приблизительно 50 ppm в атмосферном выражении) достаточно для инициирования сульфидного растрескивания под напряжением в подверженных этому процессам марках стали при определенных условиях. Во многих нефтяных месторождениях, не относящихся к категории месторождений с кислым топливом, концентрация H₂S создает риск сульфидного растрескивания под напряжением при циклических нагрузках, возникающих при работе насосов.
Углекислый газ (CO₂) Сладкая коррозия
Растворенный в добываемой воде CO₂ образует угольную кислоту (H₂CO₃), которая разрушает стальные поверхности посредством хорошо изученного механизма коррозии, приводящего к потере веса. Коррозия, вызванная CO₂, приводит к образованию накипи из карбоната железа (FeCO₃) в качестве продукта реакции — эта накипь может оказывать некоторую защитную функцию, когда образуется в виде плотного, прочно прилегающего слоя, но часто не обеспечивает защиты, когда образуется в условиях турбулентного потока (например, в клапанах насосов и каналах с ограниченным потоком) или подвергается периодическому механическому воздействию.
Скорость коррозии, вызванной CO₂, возрастает с повышением температуры и давления до определенных пределов, то есть в глубоких, горячих скважинах со значительным парциальным давлением CO₂ коррозия происходит быстрее, чем в неглубоких, холодных скважинах с аналогичной концентрацией CO₂. Основным фактором является pH добываемой воды (определяемый парциальным давлением CO₂ и содержанием бикарбонатов) — более низкий pH при более высоком содержании CO₂ увеличивает скорость коррозии.
В насосах с вакуумными штангами коррозия, вызванная CO₂, преимущественно поражает места ограничения потока — седла клапанов, внутренние детали сепаратора и компоненты впуска, где скорость потока жидкости максимальна, а коррозионная угольная кислота постоянно контактирует со свежими стальными поверхностями. Сочетание коррозионного воздействия и эрозии потоком в этих местах ускоряет удаление материала быстрее, чем любой из этих механизмов по отдельности.
Кислородная коррозия
Хотя добываемые из пласта жидкости обычно не содержат кислорода (кислород расходуется в результате микробной активности в недрах и геохимических реакций задолго до того, как жидкости достигают ствола скважины), попадание кислорода во время обслуживания скважины — при использовании жидкостей для капитального ремонта, жидкостей для заканчивания скважин, при «дыхании» наземных сооружений — может инициировать кислородную коррозию, которая продолжается и после попадания кислорода. Кислород даже в низких концентрациях (частей на миллиард) значительно ускоряет как общую коррозию, так и точечную коррозию стальных компонентов, а содержащая кислород жидкость, достигающая компонентов насоса в скважине, может инициировать локальную точечную коррозию, которая сохраняется в виде очага коррозии еще долго после того, как кислород будет израсходован.
Практическое значение: контроль содержания кислорода в рабочей жидкости при капитальном ремонте и завершении скважин — посредством химической очистки и исключения кислорода из наземной системы — является важным элементом управления коррозией скважинных насосов, даже на месторождениях, где добываемая жидкость сама по себе бескислородна.
Точечная и щелевая коррозия, вызванная хлоридами
Высокосоленая попутная вода — типичная для многих зрелых нефтяных месторождений, где обводненность за годы добычи увеличилась — создает концентрации хлоридов, которые разрушают даже материалы, обладающие номинальной коррозионной стойкостью, посредством точечной и щелевой коррозии. Ионы хлорида разрушают пассивные оксидные пленки, защищающие нержавеющую сталь и многие сплавы, вызывая локальную коррозию в определенных точках, которая проникает глубоко в материал, а не поражает его равномерно.
Щелевая коррозия — коррозия в замкнутых пространствах, где химический состав жидкости отличается от состава основной массы жидкости, — особенно актуальна для...насос с вакуумным насосомКонструкция. Кольцевой зазор между плунжером и цилиндром, резьбовые соединения и интерфейсы клапана с сепаратором создают геометрические формы, благоприятствующие щелевой коррозии при наличии жидкости с высоким содержанием хлоридов. Образование точечных повреждений в этих местах создает точки концентрации напряжений, которые ускоряют усталостное разрушение при циклической нагрузке насоса.
Микробиологически индуцированная коррозия (МИК)
Сульфатредуцирующие бактерии (СРБ) — анаэробные микроорганизмы, которые восстанавливают сульфатные ионы до сульфида в рамках своего метаболизма, — могут создавать локальное образование H₂S в скважинных средах, которые в противном случае не были бы классифицированы как содержащие сероводород. СРБ процветают в теплых (20-80°C) средах с низким содержанием кислорода, органическим углеродом и сульфатами — условиях, которые точно описывают многие среды попутной воды на нефтяных месторождениях.
Коррозия, вызванная микроорганизмом, обусловленная активностью сульфатредуцирующих бактерий, приводит к локальному образованию точечных повреждений, особенно разрушительных для поверхностей компонентов насоса, а образующийся локально H₂S может вызывать описанные ранее разрушения, связанные с образованием поверхностных шлаков и водородным охрупчиванием, даже в скважинах, где H₂S отсутствует в пласте.
Микроиндуцированная коррозия (МИК) часто остается недодиагностированной, поскольку стандартные анализы химического состава воды не выявляют бактериальную активность, а вызываемые ею механизмы разрушения схожи с механизмами абиотической коррозии. Подозрение на МИК возникает, когда показатели коррозионного разрушения не соответствуют прогнозируемым значениям химического состава воды или когда на демонтированных компонентах обнаруживаются черные отложения сульфида железа.
Где коррозия атакует в первую очередь: компоненты с высоким риском коррозии в штанговом насосе.
Не все компоненты штангового насоса подвергаются одинаковому воздействию коррозии. Понимание того, какие компоненты выходят из строя первыми из-за коррозии и почему, помогает как в выборе материалов, так и в определении приоритетов при проведении инспекций.
Шарики и седла клапанов: первая линия отказа.
Клапаны насосов — как в рабочем, так и в нерабочем состоянии — являются наиболее подверженными коррозии местами по нескольким причинам:
Максимальная скорость потока: Скорость потока жидкости через отверстие клапана является самой высокой в насосной системе. Высокая скорость увеличивает массоперенос коррозионно-активных веществ к металлической поверхности, повышает скорость удаления защитной окалины или пленки и сочетает эрозию потоком с химической коррозией в синергетическом механизме «коррозия-коррозионное воздействие», который более агрессивен, чем любой из этих процессов по отдельности.
Многократное механическое разрушение защитных пленок: каждое закрытие клапана механически ударяет шарик о седло. Этот удар удаляет или разрушает любую защитную окалину или ингибиторную пленку, образовавшуюся после предыдущего закрытия. На седлах клапанов зона удара — кольцевая область контакта между шариком и седлом — подвергается многократному разрушению пленки, что приводит к тому, что свежий, незащищенный металл остается открытым для коррозионной жидкости.
Выбор материалов исторически консервативен: стандартные шары и седла клапанов API из нержавеющей стали 440C или углеродистой стали обеспечивают достаточную производительность в чистых, некоррозионных средах, но неэффективны в средах, содержащих H₂S, CO₂ или хлориды, без использования легирующих добавок.
Внутренняя поверхность ствола насоса
Канал ствола представляет собой сплошную поверхность, подверженную коррозии по всей своей длине. К активным механизмам коррозии в этом месте относятся:
Общая коррозия CO₂ основной стали под хромовым покрытием в местах, где хромовый слой тонкий, потрескавшийся или содержит микропоры — эти дефекты в хромовом слое создают небольшие анодные участки, которые подвергаются интенсивной локализованной коррозии (большой катод, небольшой анод, гальванический элемент, который значительно ускоряет коррозию в микропорах благородных покрытий на активных металлических подложках).
Воздействие H₂S на стальную подложку в местах наличия дефектов хрома может привести к водородному охрупчиванию стали ствола вблизи этих дефектов.
Хлоридная точечная коррозия под слоем хрома начинается в местах дефектов хрома и может прогрессировать, разрушая структурно значимые участки канала ствола.
Критически важное значение для материала: хромированный ствол с высококачественным, безупречным хромовым покрытием обеспечивает эффективную защиту от коррозии. Ствол с поврежденным или деградировавшим хромовым слоем может быть хуже, чем голая сталь, в некоторых агрессивных средах, поскольку гальваническая пара между хромом (катод) и открытой сталью (анод) ускоряет коррозию в местах дефектов.
Хромированное покрытие плунжера и подложка
Поршень работает в тех же химических условиях, что и ствол насоса, с той лишь разницей, что при каждом ходе он циклически перемещается между внутренней частью ствола насоса и внутренней частью трубной колонны, подвергаясь воздействию потенциально различного химического состава жидкости в каждом месте.
Хромированное покрытие плунжера выполняет двойную функцию: обеспечивает износостойкость и защиту от коррозии. Дефекты хромирования — микроотверстия, сколы по краям, повреждения от ударов частиц песка — подвергают стальную основу тому же гальваническому ускорению, что и дефекты ствола.
Впускной коллектор и седло насоса
Всасывающий узел насоса — корпус, сетка (если имеется) и область седла патрубка — подвергается воздействию наибольшей концентрации коррозионно-активных веществ в скважинной жидкости, поскольку поступающая жидкость еще не прошла через запорный клапан, где химические реагенты, применяемые выше по потоку, впервые взаимодействуют с насосной системой.
В скважинах с высоким содержанием H₂S зона всасывания является первой точкой контакта с жидкостью, насыщенной сульфидами. В скважинах с высоким содержанием CO₂ жидкость с низким pH и угольной кислотой в условиях всасывания (до любой модификации pH с помощью труб или насосного оборудования) воздействует на компоненты всасывания с максимальной агрессивностью.
Компоненты соединения троса присоски
Компоненты, отвечающие за включение/выключение инструмента и соединение штангового насоса, работают на стыке между штанговой колонной и насосом — в месте, подверженном следующим воздействиям:
Циклическая нагрузка, взаимодействующая с водородным охрупчиванием, вызванным воздействием H₂S.
Щелевая коррозия в области резьбового соединения
Гальваническая коррозия возникает в местах контакта разнородных металлов.
Конструкция инструмента Дуншэн, работающего в режиме «включено-выключено», специально разработана с учетом выбора материала, обеспечивающего усталостную прочность и коррозионную стойкость на этом интерфейсе. В ключевых зонах, подверженных нагрузке, используются более толстые участки материала с поверхностным упрочнением — упрочненные поверхности более устойчивы к инициированию водородного охрупчивания, чем мягкие поверхности, поскольку более высокая плотность дислокаций в поверхностной зоне снижает диффузию водорода.
Как оценить риск коррозии в ваших скважинах
Прежде чем внедрять профилактические меры, необходимо количественно оценить коррозионную обстановку в конкретных скважинах, чтобы направить инвестиции на правильные решения.
Анализ химического состава сточных вод
Комплексный химический анализ сточных вод является основой оценки риска коррозии. Ключевые параметры:
Концентрация H₂S: Прямое измерение растворенного H₂S в добываемой воде, а также содержания H₂S в газовой фазе добываемого газа. Результаты выражаются в ppm по весу и парциальному давлению (псия) для правильной классификации NACE для работы с кислыми средами.
Парциальное давление CO₂: Анализ газов на содержание CO₂ в сочетании с давлением на устье скважины/сепараторе позволяет рассчитать парциальное давление CO₂ — основной фактор, определяющий интенсивность коррозии в сладких газах.
Общее содержание растворенных твердых веществ (ТДС) и хлоридов: Высокие концентрации ТДС и хлоридов указывают на риск точечной и щелевой коррозии, особенно для компонентов из нержавеющей стали, которые в противном случае обладали бы хорошей общей коррозионной стойкостью.
Бикарбонат и pH: pH добываемой воды отражает баланс коррозионных кислот (CO₂, H₂S) и буферного бикарбоната. Более низкий pH означает более высокую скорость коррозии.
Содержание сульфатов: Высокое содержание сульфатов в сочетании с органическим углеродом и подходящими температурными условиями создает потенциал для роста сульфатредуцирующих бактерий. Уровень сульфатов выше 100 мг/л требует проведения бактериологического мониторинга.
Температура на заданной глубине работы насоса: скорость коррозии возрастает с повышением температуры до предельных значений, зависящих от конкретного механизма коррозии. Глубокие, горячие скважины требуют более тщательного выбора материалов, чем неглубокие, более холодные скважины с аналогичным химическим составом жидкости.
Программы выдачи талонов на защиту от коррозии
Коррозионные образцы — точно взвешенные металлические пробы, помещенные в поток добываемой жидкости на поверхности на определенный период времени — позволяют напрямую измерить скорость коррозии в реальных условиях добываемой жидкости. Потеря веса образца после воздействия, деленная на время воздействия и первоначальную площадь образца, дает скорость коррозии в миллилитрах в год (МПГ) или миллиметрах в год (мм/год).
Программы использования коррозионных образцов на устье скважины или в сепараторе позволяют получить данные о скорости коррозии в поверхностной части системы добываемой жидкости. Размещение образцов в скважине (более сложный, но более репрезентативный метод) позволяет получить данные в условиях, приближенных к реальным условиям работы насоса.
В отрасли широко используются следующие общие классификации степени коррозии:
Менее 1 млн лет в год: низкий риск, подходят стандартные материалы.
1-5 млн лет в год: умеренный риск, необходимы улучшенные материалы или ингибирование.
5-10 млн лет в год: высокий риск, требуются улучшенные сплавы и активное ингибирование.
При скорости потока выше 10 млн литров в год: высокий риск, обязателен выбор высококачественного сплава и агрессивное ингибирование.
В обсуждении на Реддит в сабреддите r/Нефтеинженерное дело ценность этих данных была продемонстрирована на практике: "Мы заменялинасос с вакуумным насосомМы проверяли клапаны каждые четыре месяца в одной из наших скважин для добычи тяжелой нефти, прежде чем провели полноценный анализ химического состава воды. Оказалось, что у нас было 450 ppm H₂S и 2,8% CO₂ — никто не измерял это с момента бурения скважины девять лет назад. Перешли на компоненты клапанов из инконеля и шарики из карбида вольфрама, добавили программу ингибиторов, и вот уже 18 месяцев и больше насос работает без сбоев.
Стратегия предотвращения 1: Выбор материалов для работы в коррозионных средах
Выбор материала — это наиболее фундаментальная и долгосрочная мера предотвращения коррозии. В отличие от химического ингибирования, требующего постоянного контроля, правильный материал — это единовременная инвестиция, обеспечивающая защиту компонента на протяжении всего срока его службы.
Улучшение материала ствола для работы в коррозионных скважинах
Высококачественные хромированные стволы: для работы в условиях слабой и умеренной коррозии хромированный ствол с правильно нанесенным высокоплотным хромовым покрытием обеспечивает эффективную защиту от коррозии в дополнение к износостойкости. Критически важным параметром является качество хромового покрытия — плотность, адгезия и плотность микропор. Высококачественный хромированный ствол от производителя со строгим контролем процесса нанесения покрытия превосходит стандартный хромированный ствол в условиях коррозии просто за счет более качественного нанесения того же покрытия.
Производственные возможности компании Тилинг Дуншэн включают в себя производство стволов из хромированной латуни — хромированных латунных стволов, сочетающих в себе точность обработки латуни (которая обеспечивает допуски по размерам с меньшими сложностями упрочнения при обработке, чем некоторые стали) с твердой хромированной поверхностью для износостойкости и коррозионной стойкости. Эта конструкция особенно эффективна в условиях умеренной коррозии.
Азотированные стволы для работы в средах, содержащих H₂S: Газовое азотирование создает на поверхности ствола слой, состоящий преимущественно из нитридов железа — химический состав поверхности, который по своей природе более устойчив к воздействию H₂S и проникновению водорода, чем углеродистая сталь. Азотированный слой также обеспечивает барьер против проникновения водорода, снижая риск образования сульфидных трещин в стали корпуса ствола под ним.
Стволы из нержавеющей стали для работы в условиях сильной коррозии: В средах с высоким содержанием H₂S, CO₂ или хлоридов, где даже азотированная углеродистая сталь не обеспечивает достаточной защиты, конструкция стволов из нержавеющей стали 316L или 17-4 PH обеспечивает значительно более высокую коррозионную стойкость. Капитальные затраты значительны, но в скважинах, где коррозия ограничивает срок службы ствола менее чем 6 месяцами, увеличенный срок эксплуатации, как правило, полностью оправдывает инвестиции.
Выбор покрытия плунжера для работы в агрессивных средах
Ограничения стандартного хромирования: электроосажденное твердое хромирование обеспечивает износостойкость, но ограниченную внутреннюю коррозионную стойкость — оно благородно по отношению к стали (проблема гальванической пары в дефектах покрытия, описанная ранее) и может содержать микротрещины, позволяющие жидкости проникать в подложку. В условиях коррозионной среды хромирование следует проводить с максимально возможной толщиной и минимальной плотностью микропор.
Напыляемые металлические покрытия поршней в агрессивных средах: Термонапыляемые покрытия — особенно покрытия из карбида вольфрама или карбида хрома, нанесенные методом высокоскоростного кислородно-топливного напыления (HVOF), — обеспечивают как превосходную износостойкость, так и улучшенную коррозионную стойкость по сравнению с хромированием методом электроосаждения. Процесс HVOF создает плотное покрытие с низкой пористостью, которое ограничивает проникновение жидкости к подложке, а композиции из карбида вольфрама и карбида хрома обладают хорошей внутренней коррозионной стойкостью во многих средах нефтепромысловых жидкостей.
Производственные возможности компании Дуншэн включают в себя изготовление плунжеров с металлическим напылением — процесс, который одновременно обеспечивает как преимущество в твердости для износостойкости, так и преимущество в плотности покрытия для защиты от коррозии.
Керамические покрытия для экстремальных химических сред: керамические покрытия из оксида алюминия и диоксида циркония обеспечивают максимальную химическую стойкость в самых агрессивных средах добываемой жидкости. Плунжеры с керамическим покрытием по своей природе невосприимчивы к воздействию кислот, сульфидной коррозии и хлоридной точечной коррозии. Компромисс заключается в хрупкости покрытия — керамика уязвима к механическим ударным повреждениям — что делает ее наиболее подходящей для химически агрессивных скважин с относительно низким механическим абразивным износом.
Сплавы для компонентов клапанов: наиболее выгодное вложение в материалы.
Как отмечалось в контексте управления износом, выбор материала компонентов клапана обеспечивает наибольшую отдачу от вложенных средств в материалы для применения в агрессивных средах.
Компоненты клапанов из нержавеющей стали 17-4 PH: нержавеющая сталь 17-4 PH (упрочненная осаждением, тип АИСИ 630) обеспечивает превосходное сочетание коррозионной стойкости, твердости (достигается более 40 ХРК) и прочности. Содержание хрома и никеля обеспечивает коррозионную стойкость к умеренным средам CO₂ и хлоридов. Она подходит для скважин, где концентрация H₂S ниже пороговых значений NACE для работы в кислых средах, и где основной проблемой является коррозия CO₂/хлоридами.
Дуплексная нержавеющая сталь для сред с повышенной концентрацией хлоридов: Дуплексные нержавеющие стали (например, 2205) обеспечивают более высокую устойчивость к хлоридной точечной коррозии и коррозионному растрескиванию под напряжением, чем стандартные аустенитные нержавеющие стали, при этом сохраняя хорошие механические свойства. Для сред с высокой соленостью попутной воды с умеренным содержанием H₂S и CO₂ компоненты клапанов из дуплексной нержавеющей стали представляют собой существенное улучшение по сравнению с 17-4 PH.
Инконель 625 для эксплуатации в агрессивных средах и при высоких температурах: Инконель 625 (никель-хром-молибденовый сплав) представляет собой высший класс коррозионной стойкости для компонентов нефтепромысловых насосов. Он обеспечивает:
Устойчивость к концентрациям H₂S, которые привели бы к быстрому разрушению любой стали или стандартной нержавеющей стали.
Высокая термостойкость, обеспечивающая сохранение механических свойств и коррозионной стойкости при температурах выше 300 °C.
Устойчивость к коррозионному растрескиванию под воздействием хлоридов
Устойчивость к коррозии под воздействием CO₂ даже при высоких парциальных давлениях.
В пароинжекционных насосах термической рекуперации компании Дуншэн для компонентов парового канала используется специально разработанный сплав Инконель 625 — компоненты, подвергающиеся воздействию пара температурой 350°C в сочетании с химической средой тяжелой нефти. Выбор сплава Инконель 625 для данного применения не случаен — это результат инженерного решения, согласно которому ни один другой широко доступный сплав не обеспечивает достаточной комбинированной термостойкости и коррозионной стойкости для таких условий эксплуатации.
Для скважин, работающих в кислых средах, где парциальное давление H₂S превышает пороговые значения NACE для работы в кислых средах (0,05 псия), компоненты клапанов, внутренние детали сепаратора и (в наиболее агрессивных случаях) конструкции корпуса и плунжера из сплава Инконель 625 представляют собой материал, исключающий коррозию, вызванную H₂S, как причину отказа.
Карбид вольфрама для сред, подверженных эрозионно-коррозионному воздействию: в скважинах, где активны как коррозия, так и абразивный износ, карбид вольфрама обеспечивает твердость, препятствующую абразивному износу, и химическую инертность, устойчивую к большинству коррозионных агентов, используемых в нефтедобыче. Шарики и седла клапанов из карбида вольфрама в скважинах, содержащих сероводород и содержащих песок, одновременно решают обе проблемы.
Стратегия предотвращения 2: Химическое ингибирование коррозии
Выбор материала обеспечивает пассивную защиту — материал по своей природе устойчив к коррозии. Химическое ингибирование коррозии обеспечивает активную защиту — в поток добываемой жидкости вводятся химические соединения, которые изменяют реакцию коррозии на металлических поверхностях.
Как работают ингибиторы коррозии
Ингибиторы коррозии в нефтепромыслах обычно представляют собой поверхностно-активные молекулы — один конец молекулы адсорбируется на поверхности металла, а другой конец образует барьер для коррозионных агентов в жидкости. Образуя защитную пленку на молекулярном уровне, хороший ингибитор значительно снижает скорость коррозии при низких концентрациях (измеряемых в частях на миллион в добываемой жидкости).
Различные группы химических ингибиторов направлены на борьбу с различными механизмами коррозии:
Пленкообразующие аминные ингибиторы: широко используются для защиты от коррозии, вызванной CO₂. Молекулы на основе аминов легко адсорбируются на стальных поверхностях в смесях масла и воды, обеспечивая защиту широкого спектра действия во многих средах с низким содержанием CO₂, вызывающих коррозию.
Ингибиторы, содержащие серу, для работы в условиях воздействия H₂S: Некоторые составы ингибиторов содержат серосодержащие функциональные группы, которые конкурируют с H₂S за места адсорбции на поверхности металла, уменьшая как коррозию, связанную с потерей веса, так и поглощение водорода, связанное с воздействием H₂S.
Биоциды для борьбы с МИК: четвертичные аммониевые соединения и другие биоциды уничтожают сульфатредуцирующие бактерии и другие микроорганизмы, вызывающие коррозию. Обработка биоцидами скважин с риском МИК часто требуется в сочетании с обычными ингибиторами коррозии, поскольку ингибиторы не убивают бактерии, а бактерии могут метаболизировать некоторые химические соединения ингибиторов.
Методы доставки ингибиторов для применения в скважинных насосах
Для доставки ингибитора в среду скважинного насоса, где необходима защита, требуется правильный выбор системы подачи.
Капиллярная инъекционная трубка: Капиллярная линия малого диаметра, проложенная вдоль эксплуатационных труб, непрерывно подает ингибитор в точку, расположенную вблизи всасывающего патрубка насоса. Это обеспечивает стабильную и поддающуюся проверке дозировку ингибитора в месте максимального коррозионного воздействия. Капиллярные системы являются наиболее эффективным методом подачи ингибитора для защиты компонентов штанговых насосов, но требуют первоначальных инвестиций в установку.
Периодическая обработка (периодическое впрыскивание или сброс): Периодическое периодическое внесение ингибитора — либо путем впрыскивания в пласт с последующим медленным возвратом вместе с добываемой жидкостью, либо путем сброса в затрубное пространство обсадной трубы над насосом — обеспечивает эпизодическую защиту, а не непрерывное покрытие. Периодическая обработка обходится дешевле на начальном этапе, но обеспечивает непостоянную защиту (высокая концентрация сразу после обработки, снижающаяся до почти нулевой защиты со временем до следующей обработки).
Ингибиторные стержни: Твердые ингибиторные стержни, опускаемые в затрубное пространство, медленно растворяются в течение нескольких недель или месяцев, непрерывно высвобождая ингибитор из насоса. Они удобны для удаленных или периодически эксплуатируемых скважин, где непрерывная закачка нецелесообразна.
Устройства, крепящиеся к штанговой колонне: Некоторые системы подачи ингибитора крепятся к штанговой колонне и высвобождают ингибитор на глубине, доступной для насоса, во время нормальной работы штанги.
В ответе на Quora от инженера по коррозии в нефтедобывающей отрасли была описана логика выбора способа доставки: «Правильный метод доставки ингибитора зависит от вашей инфраструктуры, частоты доступа к скважине и коррозионной активности. В условиях сильной коррозии — с высоким содержанием H₂S, высоким содержанием CO₂, высокой соленостью воды — непрерывная капиллярная инъекция почти всегда является правильным решением, поскольку эпизодическая доставка неизбежно означает периоды незащищенного воздействия, которые доминируют в статистике отказов».
Управление программой ингибиторов
Программа использования ингибиторов коррозии без систематического мониторинга — это программа, которая влечет за собой затраты без очевидной пользы. Эффективное управление программой использования ингибиторов включает в себя:
Мониторинг остаточного ингибитора: Регулярный отбор проб и лабораторный анализ сточных вод на концентрацию остаточного ингибитора подтверждают, что химический состав очистных сооружений достигает целевой зоны в эффективных концентрациях. Остаточная концентрация ниже минимальной эффективной концентрации означает недостаточную защиту, независимо от того, что показывают расчеты скорости закачки.
Мониторинг скорости коррозии: программы использования образцов, датчики электрического сопротивления или приборы линейной поляризации на наземных объектах отслеживают тенденции скорости коррозии. Снижение скорости коррозии после начала программы применения ингибиторов подтверждает эффективность; сохранение или увеличение скорости коррозии указывает на пробел в обработке, сбой в доставке или химическую несовместимость.
Анализ содержания железа: растворенное железо в добываемой воде (Фе²⁺ и Фе³⁺) отражает текущую коррозионную активность. Регулярный анализ динамики содержания железа обеспечивает чувствительную индикацию изменений скорости коррозии в режиме реального времени.
Стратегия предотвращения 3: Выбор конструкции насоса, снижающий воздействие коррозии.
Помимо выбора материалов и химической обработки, конструктивные особенности насоса влияют на подверженность коррозии и характер отказов.
Проектирование траектории потока и управление скоростью
Высокая скорость потока жидкости в местах сужения — отверстиях клапанов, внутренних поверхностях корпуса, каналах потока — сочетает эрозию потока с химической коррозией в механизме эрозионно-коррозионного разрушения, который значительно превосходит любой из этих эффектов по отдельности. Конструкции насосов, минимизирующие скорость потока жидкости на поверхностях клапанов и корпуса за счет оптимизации площади поперечного сечения и обтекаемой геометрии каналов, снижают интенсивность эрозионно-коррозионного разрушения.
Конструкция штокового насоса Дуншэн, предназначенного для снижения турбулентности потока жидкости, включает в себя обтекаемую форму направляющего канала. Заявленная цель конструкции — снижение перепадов давления и минимизация выделения растворенных газов, но та же самая обтекаемая форма, которая снижает турбулентность, также уменьшает скорость потока на смачиваемых поверхностях, обеспечивая дополнительное преимущество в виде снижения эрозионной коррозии внутренних элементов клапана и сепаратора.
Выбор класса посадки плунжера для агрессивных сред
В условиях воздействия коррозионных сред выбор класса посадки плунжера имеет дополнительные факторы, помимо объемной эффективности и скорости износа, рассмотренных отдельно. Более свободная посадка — позволяющая немного больший поток жидкости мимо плунжера — означает больший объем жидкости, контактирующей с поверхностью ствола за один ход, что увеличивает воздействие коррозии в единицу времени. И наоборот, очень плотная посадка в скважине с песком и коррозией может привести к заклиниванию плунжера, если частицы песка, застрявшие в зазоре, соединятся с отложениями продуктов коррозии.
Для коррозионно-активных скважин без песчаной породы: отдавайте предпочтение более плотным соединениям, минимизирующим контакт жидкости со стенками ствола. Для коррозионно-активных скважин с песчаной породой: отдавайте предпочтение умеренным соединениям, позволяющим песку проходить без образования заторов, и улучшайте обработку поверхности ствола и плунжера для повышения устойчивости к комбинированному абразивно-коррозионному воздействию.
Выбор штокового насоса с вставным валом для работы в агрессивных средах.
Конфигурация штокового насоса API имеет особое преимущество перед трубными насосами, связанное с коррозией: когда коррозия ускоряет выход компонентов из строя и требуется замена насоса, штоковый насос можно извлечь и заменить без демонтажа эксплуатационных труб. Это означает:
Более быстрый цикл замены — меньше времени требуется на каждый цикл работы насоса.
Поврежденная коррозией трубная колонна не затрагивается при замене насоса (излишняя вытяжка труб в условиях коррозии подвергает резьбовые соединения дополнительной нагрузке, когда они уже могут быть ослаблены коррозией).
Более частые проверки насоса — если вы можете эффективно извлечь насос на штанге, вы можете проводить проверки чаще без чрезмерных затрат.
Для скважин с активной коррозией принцип проектирования вставных насосов, позволяющий проводить техническое обслуживание труб независимо от насоса, является существенным эксплуатационным преимуществом.
Стратегия профилактики 4: Мониторинг, инспекция и раннее вмешательство
Даже самая передовая программа выбора материалов и химической обработки будет неполной без систематического мониторинга и инспекции, позволяющих выявлять прогрессирование коррозии до того, как она достигнет порога разрушения.
Поверхностные индикаторы коррозии в скважине
Несколько параметров, наблюдаемых на поверхности, позволяют получить информацию о коррозионной активности в скважине:
Динамика содержания железа в сточных водах: как описано ранее, растворенное железо отражает продолжающееся растворение металлов. Резкое увеличение содержания железа в сточных водах по сравнению со стабильным базовым уровнем сигнализирует либо об ускорении коррозионной активности (появление новых коррозионных веществ, пробел в программе ингибиторов или разрушение защитного слоя накипи), либо о начале острой коррозии в ранее защищенном месте.
Изменения на динамометрической карте: признаки утечки через клапан и снижение эффективности, зафиксированные на динамометрической карте, могут быть результатом коррозии поверхностей клапанов и внутренних частей цилиндра, а также механического износа. Различить снижение эффективности, вызванное коррозией, от снижения, вызванного износом, только по данным о поверхности не всегда возможно, но скорость снижения — более высокая при отказе клапана из-за коррозии, чем при прогрессирующем износе плунжера цилиндра — может быть показательной.
Цвет и химический состав добываемой воды: Черная, окрашенная сульфидами добываемая вода указывает на активную коррозию H₂S и потенциально на микробиологическую коррозию. Необычные изменения pH (более кислая среда, вызванная CO₂ или продуктами метаболизма сульфатредуцирующих бактерий) можно обнаружить с помощью простых полевых приборов, и они указывают на изменение химического состава коррозии.
Протоколы осмотра насоса при извлечении
Когда насос демонтируют по какой-либо причине — плановая замена, проверка производительности или капитальный ремонт — систематический осмотр состояния коррозии всех извлеченных компонентов предоставляет данные, полученные в полевых условиях, которые невозможно воспроизвести с помощью наземного мониторинга.
Визуальный осмотр: Сфотографируйте и задокументируйте все признаки коррозии на извлеченных компонентах. Распределение точечных повреждений, общие закономерности истончения, отложения окалины и черные пятна сульфида железа предоставляют информацию об активных механизмах и местах коррозии.
Измерение размеров: Измерьте диаметр канала ствола на различной глубине и при разных направлениях, чтобы количественно оценить любые изменения размеров, вызванные коррозией, помимо ожидаемого механического износа.
Осмотр компонентов клапана: проверьте поверхности шара и седла на наличие коррозионных повреждений, следов химического воздействия и отложений накипи. Коррозия на поверхностях седла клапана, отличающаяся от механического износа по текстуре и распределению поверхности, подтверждает активную коррозию в этом месте и требует рассмотрения вопроса о замене материала на более качественный.
Анализ материалов в случаях сильной коррозии: Для компонентов, демонстрирующих неожиданные виды разрушения — растрескивание, хрупкое разрушение, сильное точечное образование трещин — металлургический анализ (химический состав, твердость, микроструктурный анализ, анализ поверхности излома) подтверждает механизм разрушения и помогает в принятии решений по будущим техническим условиям. Сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением, водородное охрупчивание и хлоридное точечное образование трещин имеют характерные микроструктурные признаки, отличающие их от механической перегрузки или абразивного износа.
Распространенные ошибки в борьбе с коррозией в программах по производству штанговых насосов
В сфере нефтедобычи и эксплуатации нефтяных месторождений постоянно фиксируется один и тот же набор предотвратимых ошибок.
Неспособность систематически измерять химический состав сточных вод.
Самая фундаментальная ошибка: принятие решений о выборе материалов и химической обработке без актуальных и полных данных о химическом составе попутной воды. Химический состав скважины меняется в течение всего срока эксплуатации месторождения — обводненность увеличивается, парциальное давление CO₂ и H₂S изменяется по мере снижения пластового давления, происходит эволюция бактериальных популяций. Решения о материалах и обработке, основанные на исходных данных по заканчиванию скважин, которым уже много лет или десятилетий, — это решения, основанные на химическом составе, который больше не существует.
Систематический анализ химического состава попутной воды — как минимум ежегодно на действующих скважинах, подверженных коррозии, и после любых существенных изменений в объеме добычи — является обязательным условием эффективного управления коррозией.
Определение стандартных материалов для нестандартной химии
Заказ стандартных компонентов клапанов из углеродистой стали API или нержавеющей стали 440C для скважин с повышенным содержанием H₂S или CO₂ только потому, что «мы всегда так делали», — это оптимизация процесса закупок в ущерб коррозионной стойкости. В нефтедобывающих сообществах, занимающихся закупками, по этому вопросу все сходятся во мнении: модернизация материалов для клапанов (первой точки отказа в большинстве коррозионно-активных скважин) обходится в несколько сотен долларов за насос. Ремонтные работы, которые они заменяют, стоят десятки тысяч. Экономическая целесообразность модернизации материалов очевидна.
Рассматривать скорость введения ингибитора как параметр, который можно установить и забыть.
Для дозирования ингибитора необходима регулярная проверка того, что химическое вещество достигает целевого уровня в эффективных концентрациях. Неисправности системы впрыска — засорение капилляров, отказ насоса, перебои в подаче химического вещества — приводят к дефициту ингибитора, который может быть не сразу очевиден из производственных данных. Регулярный мониторинг остаточных количеств устраняет этот пробел.
Игнорирование МИК как фактора, способствующего развитию заболевания.
Сульфатредуцирующие бактерии являются недооцененными факторами, способствующими коррозионным разрушениям во многих нефтепромысловых условиях. Когда скорость коррозии не соответствует прогнозируемым значениям химического состава воды — выше, чем можно было бы ожидать, исходя только из концентраций угольной кислоты и H₂S, — следует исследовать возможность микробиологически индуцированной коррозии (МИК). Обработка биоцидами как компонент программы борьбы с коррозией является простым и недорогим методом по сравнению с его воздействием на коррозию, вызванную бактериями.
Закупка компонентов насоса без указания требований к работе в коррозионно-активных средах.
Стандартные процессы запроса коммерческих предложений и оформления заказов на компоненты штанговых насосов часто не включают данные о химическом составе добываемой воды или четкую классификацию условий коррозии. Поставщик, выполняющий стандартный заказ, отгружает стандартные материалы — подходящие для чистой, некоррозионной среды — не зная, что применение будет осуществляться в среде с высоким содержанием CO₂ или высокой соленостью. В результате покупатель получает технически соответствующие требованиям продукты, которые не подходят для данного применения.
Эффективная закупка материалов с учетом требований защиты от коррозии требует четкого информирования поставщика о состоянии скважины — парциальном давлении H₂S и CO₂, солености воды, температуре на глубине закачки, содержании песка и любых индикаторах риска микробиологически индуцированной коррозии — и запроса технических характеристик материалов, соответствующих этим условиям. Опытные производители с инженерным персоналом смогут затем подобрать подходящий материал для данных условий.
Создание программы управления коррозией: комплексный подход
Эффективное управление коррозией штанговых насосов — это не разовое мероприятие, а интеграция выбора материалов, химической обработки и мониторинга в целостную программу.
Шаг 1 — Характеристика окружающей среды: Комплексный анализ химического состава сточных вод, измерение скорости коррозии и бактериологический мониторинг всех скважин, участвующих в программе. Классификация степени коррозии и механизмов ее развития для каждой скважины.
Шаг 2 — Выбор подходящих материалов для каждой категории скважин: исходя из степени и механизма коррозии, укажите сплавы компонентов и методы обработки поверхности, которые устраняют основные причины отказов. Для большинства нефтепромысловых условий это означает, как минимум, компоненты клапанов из карбида вольфрама или коррозионностойких сплавов; в скважинах с высоким содержанием CO₂ или кислых газов также требуется модернизация материалов ствола и плунжера.
Шаг 3 — Внедрение химической ингибирующей обработки там, где это оправдано: В условиях сильной коррозии, когда одних лишь улучшений материалов недостаточно для адекватной защиты, или когда экономические соображения отдают предпочтение ингибирующей обработке перед использованием высококачественных сплавов, разработайте и внедрите программу химической обработки с соответствующей системой подачи и мониторингом.
Шаг 4 — Разработка процедур мониторинга и инспекции: отбор проб сточных вод (содержание железа, остаточное содержание ингибитора, бактериальная активность), регулярный анализ данных динамометра для отслеживания тенденций эффективности и систематическая документация по результатам осмотра насосов после их извлечения.
Шаг 5 — Отслеживание, анализ и корректировка: Программы управления коррозией совершенствуются благодаря данным. Отслеживайте срок службы насосов по категориям скважин и видам отказов, сопоставляйте данные с химическими показателями и параметрами обработки, а также корректируйте технические характеристики или методы обработки на основе полученных результатов.
Именно такой комплексный подход отличает операторов, которые стабильно достигают срока службы насосов в коррозионных средах от 4-8 месяцев при работе в таких условиях, от тех, у кого возникают отказы на скважинах того же типа в течение 4-8 месяцев.
Заключение
Коррозия штанговых насосов представляет собой многогранную проблему — H₂S, CO₂, хлориды, кислород, бактерии, гальванические пары и термические циклы — каждый из этих факторов вносит свой вклад в развитие повреждений конкретных компонентов насоса и условий эксплуатации. Эффективная профилактика требует понимания того, какие механизмы активны в каждой скважине, выбора материалов, устойчивых к этим механизмам, применения химической обработки там, где одного выбора материала недостаточно, и постоянного мониторинга эффективности программы.
Современные инженеры, занимающиеся искусственным подъемом нефти, располагают широким спектром инструментов: напыляемые металлические покрытия плунжеров, клапанные узлы из карбида вольфрама и инконеля 625, азотированные и специальные сплавы стволов, специально разработанные конструкции насосов для термической рекуперации, систематические программы химического ингибирования и методы мониторинга коррозии, позволяющие получать практические данные об эффективности программ. Ни одна скважина не обходится без соответствующего инженерного решения.
Наилучшие результаты достигают операторы, обеспечивающие срок службы скважин от 18 до 24 месяцев в условиях, когда неконтролируемые скважины выходят из строя через 4-8 месяцев, — это те, кто рассматривает предотвращение коррозии как систематическую инженерную дисциплину, а не как реактивное техническое обслуживание. Они измеряют химический состав своих скважин, подбирают параметры в соответствии с химическим составом, контролируют свои программы и отслеживают результаты с достаточной последовательностью, чтобы учиться на каждом цикле откачки.
Стоимость правильного выполнения этой работы невелика по сравнению с количеством предотвращенных капитальных ремонтов. Увеличение срока службы, достигаемое благодаря этому, измеримо, документально подтверждено и воспроизводимо. А конкурентное преимущество, которое оно обеспечивает — снижение стоимости добычи одного барреля в месторождениях, где конкуренты воспринимают предотвратимые коррозионные отказы как издержки ведения бизнеса — является долговременным и накапливается с течением времени.
Часто задаваемые вопросы
В: Как часто следует проводить анализ химического состава попутной воды для надлежащего предотвращения коррозии штанговых насосов?
А: В рамках программ активного управления коррозией химический состав добываемой воды следует проверять как минимум ежегодно на всех скважинах, включенных в программу. Для скважин с недавними изменениями — проникновением новых водоносных зон, значительными изменениями скорости добычи, ремонтными работами, которые могли привести к попаданию бактерий или изменению химического состава воды — тестирование сразу после события предоставляет обновленные данные для принятия решений по техническим условиям. Для скважин, которые исторически демонстрировали отказы, связанные с коррозией, часто оправдано ежеквартальное тестирование, чтобы выявить изменения химического состава до того, как они приведут к несоответствию техническим условиям. В панель анализов следует включить H₂S, CO₂, хлориды, ТДС, бикарбонаты, pH, железо, сульфаты и (периодически) подсчет бактерий. Стоимость комплексного анализа химического состава воды — обычно несколько сотен долларов за образец — незначительна по сравнению с ценностью принимаемых на его основе решений по техническим условиям.
В: В чем разница между сульфидным растрескиванием под напряжением и общей коррозией, вызванной сероводородом, и что чаще приводит к отказам насосов?
А: Общая коррозия, вызванная сероводородом (также называемая кислой коррозией), приводит к предсказуемой потере веса за счет химического растворения поверхности металла — металл постепенно расходуется, и повреждение прогрессирует со скоростью, коррелирующей с концентрацией сероводорода, температурой и химическим составом жидкости. Сульфидное растрескивание под напряжением (ССК) — это другой механизм: атомы водорода, образующиеся на поверхности металла во время коррозии, вызванной сероводородом, диффундируют в стальную решетку, накапливаются в точках концентрации напряжений и делают материал хрупким, вызывая внезапное разрушение при уровнях напряжения, которые не привели бы к разрушению стали, не содержащей водорода. Разрушения, вызванные ССК, как правило, носят внезапный и катастрофический характер, а не прогрессируют, и пораженные компоненты часто выглядят визуально неповрежденными до момента разрушения. В нефтеинженерном сообществе ССК обычно считается более опасным, поскольку он устраняет предупреждающие признаки, позволяющие принять упреждающие меры. В случае компонентов штанговых насосов в скважинах, содержащих H₂S, активны оба механизма, но поверхностный растрескивание является основной причиной внезапных, неожиданных разрушений компонентов — особенно компонентов с высокой твердостью (выше 22 ХРК), таких как корпуса клапанов и корпуса инструментов, подверженных водородному охрупчиванию. Выбор материалов, соответствующих стандарту NACE MR0175 и предусматривающий контроль твердости, специально направлен на снижение риска поверхностного растрескивания.
В: Возможно ли защитить стандартные компоненты штанговых насосов из углеродистой стали только ингибиторами в скважине с высоким содержанием H₂S, или всегда требуется использование более прочных сплавов?
А: Химическое ингибирование может значительно снизить скорость коррозии в скважинах, содержащих H₂S — в идеальных условиях (непрерывная закачка, правильный химический состав ингибитора, адекватная скорость обработки, подтвержденное остаточное содержание на глубине откачки) одного ингибирования достаточно, чтобы поддерживать общую скорость коррозии, вызванной H₂S, в допустимых пределах. Однако ингибирование не может надежно предотвратить сульфидное растрескивание под напряжением в подверженных этому процессам марках стали. Растрескивание под напряжением зависит от поглощения водорода стальной решеткой, которое лишь частично снижается за счет покрытия ингибиторной пленкой — даже хорошо ингибированная поверхность имеет некоторый контакт с H₂S и генерацию водорода. Для компонентов, работающих выше пределов твердости NACE (22 ХРК для наиболее жестких условий эксплуатации в кислых средах), одного ингибирования недостаточно для адекватной защиты от растрескивания под напряжением; необходимы изменения в сплаве или термообработке, снижающие твердость, или выбор сплава с присущей ему устойчивостью к растрескиванию под напряжением (например, Инконель 625 или дуплексная нержавеющая сталь). Практическое руководство: для скважин с содержанием H₂S выше порогового значения NACE для эксплуатации в кислых средах следует рассматривать выбор материала и ингибирование как взаимодополняющие меры, а не как альтернативы. Для снижения риска поверхностного окисления используйте материалы, соответствующие стандартам NACE, а для уменьшения общей скорости коррозии этих материалов — ингибирующие вещества.
В: Как узнать, является ли микробиологически вызванная коррозия причиной отказов моего насоса с насосной штангой?
А: Микроиндуцированную коррозию следует подозревать, когда скорость коррозионного разрушения выше, чем можно предсказать, исходя только из химического состава воды, — когда измеренные концентрации CO₂ и H₂S не объясняют наблюдаемую вами интенсивность коррозии. К специфическим признакам, выявляемым при исследовании извлеченных компонентов насоса, относятся: черные отложения сульфида железа на поверхностях, которые не образуются при химическом составе пласта (что указывает на локальное образование H₂S в результате активности сульфатредуцирующих бактерий), нерегулярные и концентрированные в зонах застоя потока (где сульфатредуцирующие бактерии образуют биопленки), а также коррозионные повреждения, не соответствующие скорости потока добываемой жидкости (высокая коррозия в зонах низкой скорости, где химическая коррозия была бы ниже). Лабораторное подтверждение требует отбора и надлежащего консервирования проб добываемой воды для бактериологического исследования — стандартные пробирки, подвергнутые воздействию кислорода при обычной лабораторной отправке, могут уничтожить облигатных анаэробов до анализа. Методы молекулярной биологии (qPCR для определения специфических генных последовательностей сульфатредуцирующих бактерий) на надлежащим образом законсервированных образцах обеспечивают более надежное обнаружение, чем методы культивирования. После подтверждения микробиологически индуцированной коррозии необходима обработка биоцидами в рамках программы борьбы с коррозией — обычные ингибиторы коррозии не устраняют биологический компонент.
В: Каков ожидаемый срок службы компонентов клапанов из сплава Инконель 625 по сравнению со стандартной нержавеющей сталью 440C в условиях скважины с умеренно кислой средой?
A: В средах с умеренно высоким содержанием сероводорода (парциальное давление H₂S в диапазоне 0,05-0,5 псия, в сочетании со значительным содержанием CO₂ и умеренным содержанием хлоридов) разница в характеристиках между компонентами клапанов из нержавеющей стали 440C и Инконель 625 существенна. Нержавеющая сталь 440C, несмотря на свою хорошую твердость и общую коррозионную стойкость, подвержена образованию сероводорода при уровнях твердости выше тех, которые достижимы в геометрии клапанов насосов, и уязвима к точечной коррозии в средах, содержащих хлориды и H₂S. На форумах по нефтетехнике обычно сообщается о сроке службы клапанов из 440C от 3 до 8 месяцев в условиях умеренно высокого содержания сероводорода. Инконель 625 практически не подвержен образованию сероводорода в этих условиях и устойчив как к точечной коррозии, так и к коррозии под воздействием H₂S благодаря своему никель-молибден-хромовому составу. Документированные сроки службы компонентов клапанов из Инконель 625 в сопоставимых условиях, составляющие 18-36+ месяцев, подтверждаются многочисленными отчетами операторов. Дополнительные затраты на компоненты клапанов из сплава Инконель 625 по сравнению с нержавеющей сталью 440C — обычно несколько сотен долларов за насос — окупаются уже в первый длительный период эксплуатации в любой скважине, где предыдущий срок службы клапанов составлял менее 12 месяцев. Обратитесь к инженерной команде Тилинг Дуншэн, указав ваши конкретные параметры H₂S, CO₂, хлоридов и температуры, для получения рекомендаций по материалам и коммерческого предложения на конфигурации коррозионностойких компонентов клапанов.
Компания Тилинг Дуншэн Нефть Машины и оборудование Ко., ООО. — производитель, имеющий лицензию API 11AX-0118.штанговые насосыПроизводство и поставка скважинного оборудования с 2000 года, провинция Ляонин, Китай. Полный спектр коррозионностойких материалов, включая компоненты из инконеля 625, плунжеры из напыленного металла, клапанные узлы из карбида вольфрама и специальных сплавов, хромированные латунные цилиндры и специализированные конструкции насосов для работы с кислыми, тяжелыми нефтяными средами и для термической добычи. Сертифицировано по стандартам ISO 9001 и ISO 14001. Квалифицированный поставщик CNPC, Синопек, Уэтерфорд и SLB. Производственная мощность: 3000 комплектов в месяц. Контакт: WhatsApp +86 13052798822. Ответ на запрос в течение 12 часов.