Коррозия_скважинного_оборудования_Нгуен_РН-26-03

1.

Коррозия скважинного оборудования
при добыче нефти
Выполнил: Нгуен Чингис Ванович
Группа: РН-26-03
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

2.

Содержание
1
Что такое коррозия и почему возникает
2
История борьбы с коррозией: СССР и сейчас
3
Масштаб проблемы в России и статистика
4
Пример проблемы
5
Методы защиты
6
Пример решения и эффект
7
Выводы и рекомендации

3.

Что такое коррозия и почему возникает
Коррозия – самопроизвольное разрушение
металла в среде
Электролит: пластовая вода с солями, идёт
электрохимическая коррозия
CO₂: в воде даёт угольную кислоту, главный
агент в РФ
H₂S: кислый газ; его выделяют и бактерии
(СВБ)
O₂: ускоряет коррозию при контакте с
воздухом
Общая: 0,1–0,5 мм/год
Локальная: 1–10 мм/год (язвы, свищи)
Источник: Вторенко Е.А. и др. (2024); Уханов Н.С. и др. (2024); Ившин Я.В., Лестев А.Е. (2021)

4.

История: как боролись с коррозией в СССР
1916
Химреагенты в нефтяной отрасли – официальное начало
1940-е
Ингибиторы коррозии входят в практику нефтегаза
1959
Нефтяные Камни (Баку) – первая в СССР добыча в море
1960-е
Ромашкино (Поволжье): внедрение внутриконтурного заводнения
1980-е
РД 39-3-611-81, ГОСТ 9.506-87: оценка общей коррозии
Источник: Ившин Я.В., Лестев А.Е. (2021); Neftegaz.RU; Рувики; Муслимов Р.Х. (2010)

5.

Тогда и сейчас
СССР
Сейчас
Реагенты
В основном импортные
Отечественные; новые экологичные
ингибиторы
Оценка
По общей коррозии на
«идеальных» образцах
Упор на локальную коррозию: язвы,
свищи
Заводнение Ромашкина,
Поволжье, ППД
ингибиторы
Баку, море
Нефтяные Камни: добыча в
акватории
НКТ с покрытием: >80 % скважин
«Татнефти»
Мониторинг на МСП: образцысвидетели, замер стенок
Источник: Ившин Я.В., Лестев А.Е. (2021); Ганиева Р.Я. и др. // Вестник АИА. 2026. № 1; Швецов М.В. и др.

6.

Масштаб проблемы в России (на примере «Роснефти»)
23 %
23 %
до 30 %
отказов ГНО в 2023 г.
вызваны коррозией
скважин осложнены
коррозией (январь 2024)
затрат на добычу могут
уходить на борьбу с
последствиями коррозии
Коррозия – на 2-м месте среди причин отказов, после механических
примесей
Источник: Вторенко Е.А. и др. // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 4. С. 40–44; Уханов Н.С. и др. // № 5. С. 92–96

7.

Статистика: локальная коррозия опаснее общей
в 13–25 раз
локальная коррозия выше
общей
0,1 мм/год
норматив – только для
общей коррозии
Источник: Вторенко Е.А. и др. // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 4. С. 40–44

8.

Пример: сероводород и отказы УЭЦН
Где: пласт Б2(С1), Самарская область, «Самаранефтегаз»
Белозерско-Чубовское: H₂S 6,3 %, парциальное давление p(H₂S) = 2,5 МПа
Северо-Каменское: H₂S 0,8 %, p(H₂S) = 0,15 МПа
Условия: геолого-физические характеристики пластов близки, главное
отличие – содержание сероводорода
Результат: там, где H₂S больше, коррозионных отказов УЭЦН в 2 раза
больше
Вывод: содержание H₂S нужно учитывать при подборе оборудования
Источник: Уханов Н.С. и др. // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 92–96

9.

Методы защиты скважинного оборудования
Ингибиторы
коррозии
Рис. Ингибитор коррозии в
ёмкостях
Покрытия
дозирование на
приём насоса,
пробковая закачка
НКТ и УЭЦН с
антикоррозионным
покрытием
Рис. НКТ с покрытием
Материалы
Мониторинг
полимерные рабочие
колёса УЭЦН
образцы-свидетели и
контроль скорости
локальной коррозии
Рис. Ступени УЭЦН
Источник: Уханов Н.С. и др. // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5; Швецов М.В. и др.; Ившин Я.В., Лестев А.Е. (2021)

10.

Пример решения: «Татнефть»
С 2006 года «Татнефть» меняет НКТ в
нагнетательных скважинах на трубы с покрытием
Масштаб: более 1000 скважин системы ППД
ежегодно
Результат: более 80 % нагнетательных скважин
сточной воды уже с такими НКТ
Среда: сточная вода в системе ППД –
агрессивная
Покрытие: эпоксидное порошковое, выпускает
Бугульминский механический завод «Татнефти»
Рис. НКТ с эпоксидным порошковым
покрытием (схема)
Источник: Швецов М.В., Бикбов Г.Б., Калачев И.Ф. Преимущество порошковых покрытий для защиты НКТ // Экспозиция Нефть Газ

11.

Эффект от решения
в 2+ раза
–80 %
срок службы НКТ
отложений на
стенках
+10–25 %
~1 год
КПД трубного
лифта
окупаемость
покрытия
Источник: Швецов М.В. и др. Преимущество порошковых покрытий для защиты НКТ // Экспозиция Нефть Газ

12.

Выводы и рекомендации
• Коррозия – причина почти четверти отказов ГНО
• Растёт с обводнённостью и содержанием H₂S, CO₂
• От общей коррозии и импортных реагентов в СССР – к учёту локальной
коррозии и покрытиям
• Локальная коррозия в 13–25 раз быстрее общей – нужен её учёт в
нормативах
• Лучший результат даёт комплекс: ингибиторы + покрытия + мониторинг
• Покрытия НКТ удваивают срок службы и окупаются за 1–1,5 года

13.

Источники
1. Вторенко Е.А., Валекжанин И.В., Латыпов О.А., Хакимов А.М. Определение скорости
локальной коррозии насосно-компрессорных труб как необходимый элемент
коррозионного мониторинга // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 4. С. 40–44.
2. Уханов Н.С., Суходеев С.В., Хафизов В.М. и др. Анализ влияния содержания
сероводорода и его парциального давления в нефтесодержащей продукции скважины
на отказы ГНО по причине коррозионной агрессивности // Экспозиция Нефть Газ. 2024.
№ 5. С. 92–96.
3. Швецов М.В., Бикбов Г.Б., Калачев И.Ф. Преимущество порошковых покрытий для
защиты НКТ // Экспозиция Нефть Газ. URL:
https://runeft.ru/upload/iblock/b76/b76e78a63e5941490c89de8f3c4f3d4d.pdf
4. Ившин Я.В., Лестев А.Е. Защита оборудования ингибиторами коррозии в нефтяной
отрасли: учеб. пособие. Казань: Изд-во КНИТУ, 2021. 112 с.

14.

Источники
5. Муслимов Р.Х. Журналу «Нефтяное хозяйство» – 90 лет! // Нефтяное хозяйство. 2010. №
10. С. 10–15.
6. Ингибитор коррозии. Ингибиторная защита трубопроводов // Neftegaz.RU: техн.
библиотека. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/transportirovka-i-khranenie/141609ingibitornaya-zashchita-truboprovodov/
7. Бакинский нефтегазоносный район // Рувики. URL:
https://ru.ruwiki.ru/wiki/Бакинский_нефтегазоносный_район
8. Ганиева Р.Я., Адыгезалова М.Б., Расулов С.Р. Некоторые результаты мониторинга
коррозии на морских объектах // Вестник Азербайджанской инженерной академии.
2026. Т. 18, № 1. С. 67–76.