тові води юрських продуктивних горизонтів характеризуються як сильноагресивному середовища [15], що викликають загальну і локальну види корозії.
слабосцементірованние колектори продуктивних горизонтів потенційно можуть привести до пескопроявленіям (хоча в період досліджень і випробувань свердловин таких явищ помічено не було). За результатами геофізичних досліджень свердловини 33 зазначається, що максимально працюючий інтервал (1999.4-2000.10м) припадає на піщанистий колектор. Корозійна ерозія як вид корозії може спостерігатися при наявності піску в складі флюїду. Гідроабразивне вплив потоку, що містить високоабразівние механічний компонент, спостерігається при швидкостях руху рідини в підйомних трубах понад 0,5м/с і має місце в свердловинах, що експлуатуються фонтанні способом і при видобутку нафти електроцентробежнимі насосами. Лінійна швидкість потоку при відборі з свердловин на поточний момент становить 0,11-0,423 м/с (визначена за видатковою швидкості потоку з даних добових рапортів по скв.2 за 2008 і 2009 р.р.). Рівень корозійної (механічної) ерозії буде мінімальним, однак може бути достатнім для ініціювання електрохімічної корозії.
Корозійний внесок водної фазової компоненти флюїду є визначальним, і значний зважаючи великого вмісту води та її високої активності. Про характер і темпі обводнення говорить факт ранньої обводнення продукціі свердловин, введених в експлуатацію з буріння (за наданою промислової інформації за січень - травень місяці 2004 року вміст води в нафти змінюється в межах від 0,057 до 20%). Свердловина 2 через інтенсивне обводнення виведена з видобувного фонду.
водонафтової емульсії парафінистої нафти (такою є нафту родовища) в межах середньої обводнення продукції повинні бути стійкі (стабільність емульсії обумовлюється вмістом асфальтосмолисті з'єднань); до того ж відбір флюїду здійснюється при тиску не нижче поточних тисків насичення), тому період антикорозійного режиму експлуатації свердловин може бути сумісний з терміном ПЕ.
Протикорозійні заходи і методи захисту від корозії
Технологічні методи захисту від корозії свердловин.
На даному і наступних етапах розробки родовища з урахуванням складу флюїду, технологічних параметрів експлуатації, режиму роботи поклади рівень корозійних ризиків буде визначатися складом і змістом пластово-стічних і технологічних вод, механічними факторами, зумовленими способом видобутку.
На поточний момент темп обводнення вводяться в експлуатацію з буріння свердловин може бути знижений або предотвращен відомими способами, що знизить (до відсутності) рівень корозійного ризику, обумовленого складом пластових вод, що характеризуються як сильноагресивному середовища.
Успішність технологій по ізоляції водопроявів запобігає передчасному обводнення свердловин. Останні заходи дозволяють на більш пізньому терміні експлуатації свердловини перейти до хімічного ингибированию корозії, ефективність якого проявляється при неодноразовому, найчастіше, при постійному застосуванні, що є дорогим заходом.
Одним з ускладнень, що негативно впливають на стабільну роботу об'єктів, є великий вміст піску в свердловини продукції. Ерозійні (механічні) процеси, що викликаються виносом механічних домішок (піску), при наявності агресивного середовища розглядаються як фактор, що стимулює корозійний знос (ерозійна корозія) обладнання свердловин і трубопровідних комунікацій системи збору продукції і нагнітальної мережі ППД. Крім того, хімічне інгібування буде неефективним при наявність виносу піску.
Для забезпечення надійної експлуатації родовища на термін розробки рекомендується застосування технологічних і спеціальних методів захисту від корозії.
Технологічні методи захисту від корозії являють собою комплекс заходів, що включає застосування герметизованих систем збору і сепарації, транспортування нафти і нафтового газу; експлуатацію трубопроводів систем збору, що транспортують обводненную нафту зі швидкостями вище критичних, при яких не відбувається виділення водної фази у вигляді водних скупчень або рухомого шару та ін.
Загальним вимогам щодо захисту свердловин відповідатиме застосування технологічних заходів, основними з яких є:
· герметизація заколонного простору якісним цементаж;
· герметизація різьбових з'єднань насосно-компресорних труб;
· установка пакеров із заповненням міжтрубному простору ингибированной або корозійно-неактивній рідиною, зокрема, вуглеводневій (нафтою, дизпаливом та ін.);
· захист свердловин від пескопроявленій. Попередження надходження піску з пласта в свердловину проводиться установкою спеціальних фільтрів на вибої, на прийомі насосів;...
