При эксплуатации нефтяных месторождений возникает множество различных проблем и препятствий, которые осложняют процесс добычи нефти. Выделяют 10 основных видов осложняющих факторов [1; 2]:

1. отложения неорганических солей;
2. коррозионная агрессивность добываемой продукции;
3. эрозионная агрессивность;
4. наличие в добываемой продукции механических примесей;
5. образование асфальтосмолопарафиновых отложений;
6. образование газогидратных отложений;
7. образование высоковязких эмульсий;
8. высокая вязкость добываемой нефти;
9. высокие значения температуры пласта;
10. высокий газовый фактор.

По данным об отказах глубинно-насосного оборудования (ГНО) ПАО «НК «Роснефть» на 2023 год, выявлено, что одним из главных факторов, осложняющих добычу нефти, является коррозия. Коррозионный фактор составил 23 % от всего числа отказов в 2023 году (рис. 1)

Если рассматривать общий фонд скважин, то доля скважин, осложненных коррозией на январь 2024 года, составляет также 23 % (рис. 2).

Коррозионная агрессивность добываемой продукции обусловлена присутствием минерализованной водной фазы и растворенных в ней коррозионных газов: CO₂, H₂S и O₂. Для большинства нефтегазовых месторождений России преобладающим коррозионным агентом является углекислый газ, поэтому коррозия внутрискважинного оборудования протекает по углекислотному механизму, проявляясь в виде язв и свищей [3].
Чаще всего проявление коррозии наблюдается на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ). В результате нарушается их герметичность, что приводит к дорогостоящим преждевременным подземным ремонтам, замене оборудования, вышедшего из строя, а также к экологическому ущербу [4]. Поэтому важно регулярно проводить коррозионный мониторинг, позволяющий определять точные показатели скорости коррозии, и по полученным результатам
реализовывать мероприятия для уменьшения негативного влияния коррозионной среды.
Преобладающим средством коррозионного мониторинга являются образцы-свидетели (ОС) коррозии, с помощью которых определяется скорость общей коррозии или коррозионный расход по потере массы образцов [5]. Данный метод называется весовым или гравиметрическим и реализуется в соответствии с ГОСТ 9.506–87, ГОСТ 9.502–82 и ГОСТ Р 9.905–2007.
Для расчета коррозионного расхода (КР, г/(м2·ч)) используется формула (1):

где m₁ и m₂ — вес ОС до и после экспозиции, г; S — рабочая (контактирующая с коррозионной средой) площадь ОС, м²; τ — время экспозиции, ч.
КР часто пересчитывают в глубинный показатель скорости коррозии [мм/год] (2):

где ρM — плотность металла, г/см³ (справочная величина); 8 760 — количество часов в году, ч.
Стоит отметить, что такой пересчет правомерно осуществлять только в том случае, если коррозионные повреждения являются одинаковыми по всей площади ОС, чего практически никогда не наблюдается.
Существует два наиболее распространенных типа ОС коррозии: пластинчатые (рис. 3а) и цилиндрические (рис. 3б).

Их устанавливают в фонтанную арматуру скважины с применением узлов контроля коррозии (УКК) (рис. 4).
Такой способ размещения достаточно прост в реализации и не требует остановки работы скважинного оборудования.

На рисунке 5 представлены зависимости температуры, давления и скорости газожидкостной смеси (ГЖС) от глубины скважины одного из месторождений. Видно, что термобарические условия от устья до забоя скважины различны, значит, и скорость коррозии будет различна на разных участках НКТ.

Путем моделирования по методике, основанной на модели Де Ваарда-Лотца-Дагстада, было получено распределение скорости коррозии по глубине данной скважины (рис. 6).

На рисунке 7 приведена статистика по коррозионным отказам ГНО одного из обществ Группы ПАО «НК «Роснефть»: отказы по причине коррозии происходили на разных интервалах глубины скважины, значительный процент отказов наблюдался на глубине 100–1 000 м.

Исходя из этого можно утверждать, что коррозионный мониторинг с установкой ОС коррозии на устье не всегда покажет действительные значения скорости коррозии подземного скважинного оборудования. Целесообразнее их устанавливать на разных участках подвески НКТ. Данное предположение легло в основу разработки представленного метода установки ОС. В качестве ОС коррозии используются кольца, изготовленные из новых НКТ, применяемых на объекте исследования. С целью идентификации образцов производится их клеймение. Для того чтобы предотвратить протекание щелевой коррозии в зазорах между внешней стороной ОС
и муфтой и получить более достоверные результаты по протеканию коррозии на внутренней поверхности ОС, на внешнюю сторону и торец наносится защитное покрытие (порошковая краска). На рисунке 8 показаны два ОС: с покрытием (нижнее) и без покрытия (верхнее).

На рисунке 9 изображена принципиальная схема расположения колец: в нижней, средней и верхней частях подвески НКТ. Конкретное место установки выбирается с учетом предыдущего анализа коррозионного повреждения НКТ (мест повреждений НКТ).

В каждой выбранной части подвески НКТ устанавливается по одному ОС коррозии. Монтаж производят во внутреннюю полость соединительной муфты НКТ, в зазорах между соседними НКТ. Установка и снятие осуществляются в процессе текущего или капитального ремонта скважины. Продолжительность замера скорости коррозии для каждого ОС отсчитывают с момента запуска скважины в работу после завершения ремонта до момента остановки скважины на текущий или капитальный ремонт; при этом экспозиция должна быть не менее 21 суток. Используя данный метод размещения ОС, можно выявить действительные скорости коррозии на исследуемых участках, что позволяет оптимизировать подачу химического реагента и увеличить наработку ГНО скважин. Однако в отличие от способа установки УКК на фонтанную арматуру предложенный способ сложнее в реализации, так как для установки и снятия образцов необходимо поднимать и опускать всю подвеску НКТ.
Стоит отметить, что во время экспозиции ОС на скважине запрещается проведение соляно-кислотных обработок, а также спуск скребков/шаблонов. В случае выполнения данных работ результаты испытаний аннулируются, так как эти работы повлияют на определение значений фоновых скоростей коррозии. Ниже приведен пример практического применения изложенного метода.
На рисунке 10 представлены ОС до экспозиции, использованные для определения скорости коррозии на добывающей скважине одного из обществ Группы ПАО «НК «Роснефть». ОС были выполнены из той же стали, что и новые НКТ.

В данном случае использовалась марка стали 32Г1А. Поверхность образцов подготовили в соответствии с ГОСТ 9.905-82 «Методы коррозионных испытаний». Образцы были расположены в трех интервалах подвески НКТ скважины: ОС № 685 — 138 м от устья, ОС № 684 — 464 м от устья,
ОС № 683 — 1 570 м от устья. Время экспозиции составило 240 суток. На рисунке 11 показан внешний вид ОС после экспозиции.

По результатам гравиметрической оценки скоростей коррозии были получены следующие значения:

• на глубине 138 м от устья — 0,0181 мм/год;
• на глубине 464 м от устья — 0,0089 мм/год;
• на глубине 1 570 м от устья — 0,0107 мм/год.

Полученные значения скорости общей коррозии для всех образцов не превышают норматив Компании (не более 0,1 мм/год).
Далее производилось исследование наличия локальной коррозии. Для каждого образца в соответствии с ГОСТ 9.908-85 с помощью инвертированного микроскопа «Альтами» путем измерения расстояния между поверхностью ОС и дном питтинга (метод двойной фокусировки) были определены максимальные глубины локальных коррозионных повреждений. Характерные микроснимки внутренней поверхности ОС приведены на рисунке 12.

Расчет максимальной скорости локальной коррозии проводится по формуле (3):

где МСЛК — максимальная скорость локальной коррозии, мм/год; МГ — максимальная глубина локального коррозионного повреждения, измеренная методом двойной фокусировки, мм; τ — время экспозиции ОС в скважине, сут.; 365 — количество дней в году.
Максимальную глубину проникновения питтинговой коррозии находят как среднее арифметическое измерений наиболее глубоких питтингов в зависимости от их количества (n) на поверхности: при n < 10 измеряют 1–2 питтинга, при n < 20 — 3–4 питтинга,
при n > 20 — 5 питтингов [6].
С использованием метода двойной фокусировки были получены следующие значения МСЛК:

• на глубине 138 м от устья — 0,310 мм/год;
• на глубине 464 м от устья — 0,222 мм/год;
• на глубине 1 570 м от устья — 0,143 мм/год.

Во всех трех образцах скорость локальной коррозии превышает скорость общей коррозии в 8–17 раз, а также превышает значение 0,1 мм/год. Однако в нормативной документации говорится, что следует сравнивать только общую скорость коррозии с показателем в 0,1 мм/год. Тем не менее зачастую локальная коррозия приводит к негативным последствиям и осложняет добычу нефти. Исходя из этого можно утверждать, что необходимо вводить нормативные значения для локальной коррозии.