Аналіз технологічних чинників корозійної агресивності середовища газоконденсатних свердловин та обґрунтування регульованих параметрів експлуатації
DOI:
https://doi.org/10.33271/crpnmu/86.309Ключові слова:
парціальний тиск CO2, критична швидкість потоку, сульфатвідновлювальні бактерії, попутна пластова вода, критерії інгібіторного захисту, вибійний тискАнотація
Аналіз технологічних чинників, що зумовлюють підвищення корозійної агресивності середовища видобувних газоконденсатних свердловин, та обґрунтування критеріїв обов'язковості застосування інгібіторного захисту.
Методика. Систематизовано основні фактори корозії свердловинного обладнання – концентрацію корозійно-активних компонентів (CO2, H2S), парціальний тиск і температуру середовища, мінералізацію та рН попутної пластової води, а також швидкість газорідинного потоку. Виконано розрахунок парціального тиску вуглекислого газу на вибої й усті свердловин, лабораторне тестування продукції свердловини на наявність сульфатвідновлювальних бактерій методом SRB-BART, а також аналіз розрахункових швидкостей газорідинного потоку у верхній трубі НКТ.
Результати. Показано, що більшість чинників корозії, крім швидкості потоку, практично нерегульовані під час експлуатації свердловини. Фактичні значення парціального тиску CO2 (0,61–1,99 МПа на вибої; 0,21–1,43 МПа на усті) у 2–10 разів перевищують поріг 0,2 МПа, тобто весь фонд підлягає суцільному інгібіторному захисту. Критерії обов'язковості захисту неоднорідні за селективністю: за вмістом і тиском CO2 вони виконуються для всього фонду, тоді як за швидкістю корозії та вмістом заліза – приблизно для половини. Сульфід заліза бактеріальної природи не зафіксовано. У частині свердловин швидкість потоку перевищує критичне значення 11 м/с.
Наукова новизна. Уперше встановлено обернену залежність між рангом свердловини за швидкістю потоку та результатом статичної гравіметричної оцінки: свердловина з другою за швидкістю потоку (15,08 м/с) має мінімальну швидкість корозії (0,063 мм/рік); обґрунтовано розмежування критеріїв на критерії допуску та пріоритезації свердловин.
Практична значимість. Отримані результати дають підстави формувати критерії відбору свердловин на технологічне втручання на основі гідродинамічних, а не лише гідрохімічних показників, що підвищує точність визначення реального ризику корозійного руйнування підземного обладнання.
Посилання
1. Kryzhanivs'kyi, E. I., & Nykyforchyn, H. M. (2011). Specific features of hydrogen-induced corrosion degradation of steels of gas and oil pipelines and oil storage reservoirs. Materials Science, 47(2), 127–136. https://doi.org/10.1007/s11003-011-9390-9
2. Tsyrulnyk, O. T., Slobodyan, Z. V., Zvirko, O. I., Hredil, M. I., Nykyforchyn, H. M., & Gabetta, G. (2008). Influence of operation of Kh52 steel on corrosion processes in a model solution of gas condensate. Materials Science, 44(5), 619–629. https://doi.org/10.1007/s11003-009-9138-y
3. Farzaneh, M. A., Panjehpour, M., & Meratian, M. (2026). Effect of fluid flow velocity on CO2/H2S corrosion mechanism in X65 carbon steel pipelines. Metallurgical Research & Technology, 123(1), Article 124. https://doi.org/10.1051/metal/2025125
4. Benamor, A., Talkhan, A. G., Nasser, M., Hussein, I., & Okonkwo, P. C. (2018). Effect of temperature and fluid speed on the corrosion behavior of carbon steel pipeline in Qatari oilfield produced water. Journal of Electroanalytical Chemistry, 808, 218–227. https://doi.org/10.1016/j.jelechem.2017.12.009
5. Li, W., Jing, J., Sun, J., Wang, S., Zhang, F., & Wang, H. (2023). Investigation of the corrosion characteristics and corrosion inhibitor action on J55 steel in produced water. Sustainability, 15(4), Article 3355. https://doi.org/10.3390/su15043355
6. Velázquez, J. C., Cruz-Ramirez, J. C., Valor, A., Venegas, V., Caleyo, F., & Hallen, J. M. (2017). Modeling localized corrosion of pipeline steels in oilfield produced water environments. Engineering Failure Analysis, 79, 216–231. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2017.04.027
7. Zhang, Q. H., Hou, B. S., Xu, N., Xiong, W., Liu, H. F., & Zhang, G. A. (2019). Effective inhibition on the corrosion of X65 carbon steel in the oilfield produced water by two Schiff bases. Journal of Molecular Liquids, 285, 223–236. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2019.04.072
8. Hou, B. S., Zhang, Q. H., Li, Y. Y., Zhu, G. Y., Liu, H. F., & Zhang, G. A. (2020). A pyrimidine derivative as a high efficiency inhibitor for the corrosion of carbon steel in oilfield produced water under supercritical CO2 conditions. Corrosion Science, 164, Article 108334. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2019.108334
9. Deyab, M. A., Eddahaoui, K., Essehli, R., Rhadfi, T., Benmokhtar, S., & Mele, G. (2016). Experimental evaluation of new inorganic phosphites as corrosion inhibitors for carbon steel in saline water from oil source wells. Desalination, 383, 38–45. https://doi.org/10.1016/j.desal.2016.01.019
10. Obot, I. B., Onyeachu, I. B., Umoren, S. A., Quraishi, M. A., Sorour, A. A., Chen, T., Aljeaban, N., & Wang, Q. (2020). High temperature sweet corrosion and inhibition in the oil and gas industry: Progress, challenges and future perspectives. Journal of Petroleum Science and Engineering, 185, Article 106469. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106469
11. NACE International. (2005). Preparation, installation, analysis, and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations (NACE Standard RP0775-2005).
12. ASTM International. (2012). Standard guide for evaluating and qualifying oilfield and refinery corrosion inhibitors in the laboratory (ASTM G170-06(2012)).
13. Semwogerere, D., Vatn, J., Colombo, D., Sangesland, S., & Pavlov, A. (2026). Remaining casing life prediction for well life extension and repurposing. SPE Journal, 31(5), 2969–2985. https://doi.org/10.2118/232799-PA
14. Cirimello, P. G., Otegui, J. L., Carfi, G., & Morris, W. (2017). Failure and integrity analysis of casings used for oil well drilling. Engineering Failure Analysis, 75, 1–14. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2016.11.008
15. Li, J., Sun, C., Shuang, S., Roostaei, M., Fattahpour, V., Mahmoudi, M., Zeng, H., & Luo, J. (2019). Investigation on the flow-induced corrosion and degradation behavior of underground J55 pipe in a water production well in the Athabasca oil sands reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, Article 106325. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106325
16. Zvirko, O. I., Kryzhanivskyi, E. I., Nykyforchyn, H. M., & Krechkovska, H. V. (2021). Methods for the evaluation of corrosion-hydrogen degradation of steels of oil-and-gas pipelines. Materials Science, 56(5), 585–592. https://doi.org/10.1007/s11003-021-00468-8
17. Kryzhanivskyi, E. I., Nykyforchyn, H. M., & Zvirko, O. I. (2011). Koroziino-vodneva dehradatsiia ta protykoroziinyi zakhyst rezervuariv zberihannia nafty [Corrosion-hydrogen degradation and anti-corrosion protection of oil storage tanks]. Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Hazovykh Rodovyshch, 2(39). (in Ukrainian)
18. Zvirko, O., & Zagórski, A. (2008). Corrosion and electrochemical properties of the steel of exploited oil tanks in bottom water. Materials Science, 44(1), 126–132. https://doi.org/10.1007/s11003-008-9051-9
19. Poberezhnyi, L. Ya., Stanetskyi, A. I., & Hrytsanchuk, A. V. (2017). Koroziia tryvalo ekspluatovanykh trubnykh stalei u seredovyshchakh khlorydnoho typu [Corrosion of long-term operated pipe steels in chloride-type environments]. Naukovyi Visnyk NLTU Ukrainy, 27(5), 114–118. https://doi.org/10.15421/40270523
20. Volovetskyi, V. B., Vytiaz, O. Yu., Kotsaba, V. I., & Shchyrba, O. M. (2015). Sposoby ochyshchennia vnutrishnoi porozhnyny shleifiv hazovykh ta hazokondensatnykh sverdlovyn [Methods for cleaning the inner cavity of flowlines of gas and gas-condensate wells]. Naftohazova Enerhetyka, 2(24), 32–43.
Завантаження
Опубліковано
Номер
Розділ
Ліцензія
All articles are published under the Creative Commons Attribution License (CC BY 4.0), which permits unrestricted use, distribution, and reproduction in any medium, provided the original work is properly cited. Authors retain copyright and grant the journal right of first publication.
Authors are permitted and encouraged to deposit the final published version of their article, or the Author's Accepted Manuscript (AAM), in institutional or subject-specific open-access repositories (including the university's own institutional repository, CORE, Zenodo, or Figshare), ensuring maximum visibility, accessibility, and impact of the publication.
