ANALYSIS OF THE DISTRIBUTION AND THE CORROSIVE EFFECTS OF ACIDIC GASES IN THE BASHKIR TIER OF THE ASTRAKHAN VAULT AND ITS FRAMING
Authors:
1.
Astrakhan State Technical University
(Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Assistant Professor; Assistant Professor of the Department of Oil and Gas Geology)
2.
Astrakhan State Technical University
Type:
Article
Pages:
from 14
to 17
Status:
Published
Received:
10.10.2014
Accepted:
15.10.2014
Published:
15.10.2014
Subject area:
UDK [622.324:622.245.1]:[620.193.4:553.981(470.46)]
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
Language:
Russian
Keywords:
hydrogen sulfide, carbon dioxide, corrosion rate, underground equipment, gas-liquid mixture
Abstract (English):
The processes of corrosion damage of underground equipment under the influence of hydrogen sulfide and carbon dioxide are considered. Within the Bashkir Astrakhan arch, the concentration of hydrogen sulfide in hydrocarbon deposits reaches 50 %, and carbon dioxide - 90.8 %. This concentration of acid gases leads to rapid destruction of the metal underground equipment, namely ulcerative and general corrosion, hydrogen separation, hydrogen sulfide cracking of the metal. High risk of corrosion damage of underground equipment is observed throughout the territory of the Astrakhan arch and its framing. The maximum corrosion rate is observed in the Western slope part of the Astrakhan arch, in the South-West, Central and North-Eastern slope part of the Astrakhan arch, Zavolzhsky deflection corrosion is less intensive. According to preliminary calculations at an operating pressure in the area of the submersible electric motor 60 MPa, depending on temperature (105-120 °C) and partial pressure of carbon dioxide in the gas phase corrosion rate can vary from 18.25 to 76.6 mm/year.
The processes of corrosion damage of underground equipment under the influence of hydrogen sulfide and carbon dioxide are considered. Within the Bashkir Astrakhan arch, the concentration of hydrogen sulfide in hydrocarbon deposits reaches 50 %, and carbon dioxide - 90.8 %. This concentration of acid gases leads to rapid destruction of the metal underground equipment, namely ulcerative and general corrosion, hydrogen separation, hydrogen sulfide cracking of the metal. High risk of corrosion damage of underground equipment is observed throughout the territory of the Astrakhan arch and its framing. The maximum corrosion rate is observed in the Western slope part of the Astrakhan arch, in the South-West, Central and North-Eastern slope part of the Astrakhan arch, Zavolzhsky deflection corrosion is less intensive. According to preliminary calculations at an operating pressure in the area of the submersible electric motor 60 MPa, depending on temperature (105-120 °C) and partial pressure of carbon dioxide in the gas phase corrosion rate can vary from 18.25 to 76.6 mm/year.
Keywords:
hydrogen sulfide, carbon dioxide, corrosion rate, underground equipment, gas-liquid mixture
hydrogen sulfide, carbon dioxide, corrosion rate, underground equipment, gas-liquid mixture
Природный газ и конденсат, добываемые в пределах Астраханского свода и его обрамления, содержат примеси сероводорода и диоксида углерода. В пределах башкирского яруса Астраханского свода содержание сероводорода в углеводородных залежах достигает 50 %, а диоксида углерода - 90,8 %. Такая концентрация кислых газов приводит к интенсивному разрушению металла подземного оборудования, а именно к язвенной и общей коррозии, водородному расслоению, сероводородному растрескиванию металла. В нефтяной и газовой промышленности выделяют три основных вида коррозии металла, вызываемой действием растворенного в воде газа: сероводородная, углекислотная, кислородная [1]. В результате деятельности сульфатвосстанавливающих анаэробных бактерий образуется сероводород, который взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок: Fe + H2S = FeS + H2 Под действием сероводорода поверхность металла становится гидрофильной, легко смачивается водой и в результате образуется тонкий слой электролита, в котором происходит накопление осадка сульфида железа FeS. Сульфид железа ускоряет коррозию, т. к. он участвует в образовании гальванической микропары Fe - FeS, в которой является катодом (т. е. разрушаться будет Fe как анод). Коррозионно-опасным считается наличие сероводорода при парциальном давлении более 0,00015 МПа, а углекислого газа - при давлении более 0,2 МПа [2, с. 9]. Интенсивность разрушений, вызываемых сероводородной и углекислотной коррозией, зависит от различных факторов, совместное влияние которых сложно и недостаточно изучено. Можно выделить основные факторы, влияющие на интенсивность разрушения внутренней поверхности обсадной колонны [3]: - парциальное давление сероводорода и диоксида углерода в газе; - концентрация сероводорода, диоксида углерода и кислорода; - степень насыщения газа влагой (как известно, с ростом влагоемкости пластового газа содержание кислого газа и сероводорода увеличивается из-за высокой растворимости этих компонентов в воде и углеводородной жидкой фазе); - рН; - температура; - скорость движения газа. Так же значительно меняет скорость коррозии пластовая вода, в которой растворены в большом количестве минеральные хлорсодержащие соли. Скорость коррозии максимальна при минерализации воды 2-3 %, при большей минерализации скорость уменьшается в связи со снижением растворимости сероводорода в воде [2]. Относительная скорость течения фаз в газожидкостных смесях (ГЖС), совместно с их физическими свойствами (плотность, вязкость, поверхностное натяжение и т. д.), а также размером и положением в пространстве обсадной колонны, определяет формирующиеся в них структуры двухфазных или многофазных потоков. Основными структурами являются дисперсная, пробковая, пузырьковая, кольцевая, расслоенная, волновая, снарядная. Каждая из структур влияет на скорость коррозии. Для уменьшения коррозии подземного оборудования требуется изменение режима движения. Данная информация о связи коррозии со структурой течения ГЖС является недостаточно полной. Но известно, что некоторые структуры ГЖС снижают интенсивность коррозии в колонне. В пределах Астраханского свода и его обрамления можно выделить зоны, в которых подземное оборудование будет подвержено коррозии, распространяющейся с высокой скоростью из-за степени осерненности пластового флюида и содержания диоксида углерода (табл.). Количественное распределение кислых газов и скорость коррозии в залежах углеводородов башкирского яруса Астраханского свода и его обрамления Степень осерненности пластового флюида, % Содержание диоксида углерода, % Скорость коррозии, мм/год Тектоническая приуроченность визей-башкирского карбонатного нефтегазоносного комплекса Площадь 0,29-17,93 13,18-33,9 31,3 Северо-восточная склоновая часть Астраханского свода, Заволжский прогиб Володарская, Заволжская, Еленовская, Аксарайская, Харабалинская 4,27 До 90,8 76,6 Западная склоновая часть Астраханского свода Ашунская 4,0-42,81 7,64-21,18 21,74 Юго-западная склоновая часть Астраханского свода Ивановская, Николаевская 13,97-50 7-41 18,25 Центральная часть Астраханского свода Астраханская, Долгожданная, Светлошаринская Скорость коррозии в зависимости от концентрации или парциального давления диоксида углерода и температуры можно определить по уравнению Де Ваарда - Миллиамса: lg K = 6,467 - 1710/(273 + t) + 0,67 lg p CO2, (1) где К - скорость коррозии, г/(м2·ч); t - температура, °С; p CO2 - парциальное давление диоксида углерода, МПа. Предварительные расчеты по формуле (1) показывают, что при рабочем давлении в зоне погружного электродвигателя 60 МПа в зависимости от температуры (105-120 °С) и парциального давления диоксида углерода в газовой фазе скорость коррозии может изменяться от 18,25 до 76,6 мм/год. Таким образом, на всей территории Астраханского свода и его обрамления наблюдается высокая опасность коррозионного разрушения подземного оборудования. Максимальная скорость коррозии наблюдается в западной склоновой части Астраханского свода. В юго-западной, центральной и северо-восточной склоновой части Астраханского свода, Заволжском прогибе коррозия менее интенсивна. Заключение Высокая опасность коррозионного разрушения подземного оборудования наблюдается на всей территории Астраханского свода и его обрамления. Скорость коррозии зависит от степени осерненности пластового флюида, содержания диоксида углерода и температуры. Предварительные расчеты показали, что при рабочем давлении в зоне погружного электродвигателя 60 МПа в зависимости от температуры (105-120 °С) и парциального давления диоксида углерода в газовой фазе скорость коррозии может изменяться от 18,25 до 76,6 мм/год. Максимальная скорость коррозии наблюдается в западной склоновой части Астраханского свода. В юго-западной, центральной и северо-восточной склоновой части Астраханского свода, Заволжском прогибе коррозия менее интенсивна.
1. Topol'nikov A. S. Prognozirovanie uglekislotnoy korrozii podzemnogo oborudovaniya neftedobyvayuschih skvazhin / A. S. Topol'nikov // Inzhenernaya praktika. 2011. № 8. S. 94.
2. Podoprigorova A. A. Issledovanie korrozionnogo razrusheniya poverhnostey nefteprovodov posle dlitel'noy ekspluatacii / A. A. Podoprigorova // Vestn. Yugor. gos. un-ta. 2011. № 4. S. 105-112.
3. Gafarov N. A. Ingibitory korrozii. T. 2. Diagnostika i zaschita ot korrozii pod napryazheniem neftegazopromyslovogo oborudovaniya / N. A. Gafarov, V. M. Kushnarenko, D. E. Bugay i dr. M.: Himiya, 2002. 367 s.
