Пластовая вода – это попутная вода, поступающая вместе с добываемым газом, ее основой является конденсационные воды, выпадающие из газа при снижении давления и температуры. В связи с прохождением технологического цикла добычи и обработки добываемого газа пластовая вода обычно содержит нефтепродукты, ДЭГ, метанол и механические примеси.

Производственные и технологические стоки составляют по объему 50-70% от общего объема стоков. Это вода из водозаборных скважин, используемая в технологическом процессе, содержит метанол, ДЭГ, фенолы, нефтепродукты и минеральные соли, содержащиеся в котельных.

Хозяйственно-бытовые сточные воды образуются в процессе жизнеобеспечения производственного персонала и представляют собой пресную воду, загрязненную жидкими и твердыми продуктами техногенного происхождения.

Пластовая вода, производственно-технологические и хозбытовые стоки, пройдя предварительную подготовку на очистных сооружениях до установленных нормативов, смешиваются и закачиваются наосами через напорный коллектор в поглощающую скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) [1 с.10, 2 с.16]. Эта технология с точки зрения охраны природы является наиболее прогрессивным и эффективным способом утилизации жидких отходов.

НКТ, используемые в газоконденсатных и нефтяных месторождениях ООО «Газпром добыча Уренгой», изготовлены из низколегированной стали марки 09Г2С высокой коррозионной стойкости и предназначены для эксплуатации в условиях макроклиматических районов с температурой воздуха наиболее холодной пятидневки не ниже минус 60°С.

В процессе эксплуатации НКТ подвергается коррозионному разрушению, что приводит к его преждевременному выходу из строя.

«Регламентом мероприятий на случай аварийных отклонений от заданных параметров эксплуатации…» определена периодичность работ по ревизии либо замене НКТ. В большинстве случаев продолжительность работы скважин после ревизии и замены НКТ укладывается в определенный регламентом срок. Однако в 57% случаях имеют место досрочные ремонты (менее 3 лет). Из общей доли проводимых досрочных (аварийных) ремонтов скважин 46% связаны с необходимостью восстановления приемистости нагнетательных скважин путем повторной перфорации, переноса интервала перфорации и химическими обработками; 4% обусловлены необходимостью удаления техногенных осадков в период эксплуатации поглощающих скважин; 50% обусловлены невозможностью обслуживания скважин путем промывок забоя в период пуска в эксплуатацию (в период отсутствия необходимой обвязки для создания газлифтного восходящего потока в скважине) или ликвидацией последствий разрушения НКТ и нарушений герметичности эксплуатационных колонн.

Для увеличения срока межремонтной эксплуатации НКТ необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования. Коррозию металлов можно замедлить изменением их стационарных потенциалов, ингибированием, нанесением защитных покрытий, снижением концентрации окислителя, изоляцией поверхности металла от окислителя и т.п.  Борьба с коррозией включает три основных направления: коррозионный мониторинг, создание оборудования в коррозионно-стойком исполнении и ингибирование среды с целью снижения ее агрессивности.

В настоящее время существуют два основных вида НКТ: металлические и полимерные. В свою очередь, металлические бывают без покрытия и с различного рода нанесением защитных слоев, из которых наиболее распространены покрытия – диффузионно-цинковые, полимерные и силикатно-эмалевые.

Диффузионно-цинковые покрытия обладают высокой твердостью и износостойкостью, цинковая составляющая обеспечивает покрытию достаточную пластичность, протекторные свойства и выполняет роль твердой смазки, а диффузионная связь – высокую степень сцепления с подложкой (основой трубы). По сравнению с трубами без покрытий срок службы труб с таким покрытием возрастает в 3-5 раз. К недостаткам подобных труб можно отнести лимитирование по длине; существующее на территории РФ оборудование позволяет изготовить трубу длиной не более 6,3 м, что автоматически увеличивает число узлов соединений и, как следствие, приводит к снижению срока эксплуатации всего объекта в целом.

Нанесение полимерного покрытия позволяет изменить природу поверхности труб, не меняя его объемных свойств. Правильно подобранные покрытия позволяют не только обеспечить защиту оборудования от коррозионного разрушения в агрессивных средах, но и увеличить скорость потока перекачиваемых жидкостей за счет гладкой пленки внутреннего покрытия. Недостатками труб являются невысокая эрозионная стойкость, выход из строя при механическом воздействии и узкий температурный диапазон применения труб.

Разновидностью труб с полимерным покрытием являются трубы с «пластиковым чулком» (металлопластиковые) и трубы со стекло-эмалью (остеклованные). Первый вариант так и не нашел применения в широкой практике. Опыт применения первых промышленных образцов показал низкую прочность защитного покрытия и высокие экономические затраты на монтаж и ремонт вследствие сложности крепежей.

Пробные партии подобных труб производства ООО «Игринский трубно-механический завод» использовала в производстве ОАО «Удмуртнефть». На сегодняшний день работы по этому направлению свернуты. Остеклованные трубы также в последнее время не производятся, несмотря на высокие защитные свойства покрытия. Причиной тому служит крайне низкие показатели устойчивости покрытия на кручение, изгиб и температурные деформации в процессе эксплуатации, а также неремонтнопригодность в условиях нефтепромысла. Отмечены случаи разрушения стекло-эмали в результате небрежно проведённых разгрузо-погрузочных работ на месторождениях.

Для защиты металлоконструкций повышенной ответственности, эксплуатируемых в сложных условиях, в мировой практике уже несколько десятков лет применяется метод нанесения защитных антикоррозионных лакокрасочных покрытий.

В России первопроходцем в данной области стало научно-производственное предприятие «Высокодисперсные металлические порошки» (ВМП), созданное на базе института металлургии Уральского отделения Российской Академии Наук в 1991 г. Екатеринбург [3].

Особенностью материалов ВМП является включение в их состав антикоррозионных пигментов, обеспечивающих протекторную и барьерную защиту окрашиваемой поверхности. Комплексная система покрытий ВМП содержит 1-2 слоя цинкнаполненного и 1-2 слоя покрывного материалов. Цинкнаполненные композиции после высыхания образуют прочные покрытия с высоким содержанием цинка, которые осуществляют эффективную протекторную (катодную) защиту стали. При воздействии агрессивной среды или при появлении на покрытии дефекта цинк окисляется, предотвращая коррозию стали и «залечивая» повреждение [4 с. 32].

Срок службы систем покрытий ВМП в атмосфере 20 лет, в агрессивных средах и при защите внутренних поверхности оборудования – более 10 лет, что несколько раз выше традиционно применяемых лакокрасочных схем.

Наиболее широко из ассортимента ВМП в нефтегазовой отрасли применяются системы покрытий на основе материалов ЦИНОТАН, ПОЛИТОН-УР, ПОЛИТОН-УР (УФ), ФЕРРОТАН. Основой этих материалов являются полиуретаны, которые наделяют покрытия уникальным комплексом свойств: они отличаются атмосферо-, водо-, химстойкостью, высокой адгезией, сочетают высокие прочностные характеристики с эластичностью, имеют превосходный внешний вид. Полиуретановые покрытия устойчивы в нефти, светлых нефтепродуктах, растворах солей, кислот, щелочей. Полиуретановые системы ВМП существенно, по крайней мере, на 30-50% дешевле широко применяемых в России зарубежных аналогов и при этом не уступают им по качеству [5 с. 21].

Высокие защитные свойства систем покрытий ВМП подтверждены результатами испытаний в ведущих отраслевых институтах России: ЦНИИПСК им. Мельникова, ВНИИСТ, ВНИИГАЗ, ЦНИИС, НИИЖБ, ВНИИЖТ и др. На основании испытаний материалы рекомендованы для защиты металлоконструкций и оборудования нефтегазового комплекса. Системы покрытий ВМП рекомендованы к применению Госстроем России и введены в дополнение к СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии». Покрытия ВМП также включены в нормативные документы ведущих российских компаний: АК «Транснефть», НК «Роснефть», корпорации «Трансстрой», Росавтодора, РЖД, ФСК ЕЭС, треста «Гидромонтаж» и др.

По результатам проведенных 2008 г. лабораторией ВНИИГАза испытаний системы ЦИНОТАН + ПОЛИТОН-УР + ПОЛИТОН-УР (УФ), ЦИНОТАН + ФЕРРОТАН были введены в реестр ОАО «Газпром» и рекомендованы для применения в качестве долговременной противокоррозионной защиты металлоконструкций предприятий ОАО «Газпром» в условиях умеренного и холодного климата.

Для предотвращения кислородной коррозии НКТ в системе утилизации сточных вод в мировой практике используют поглотители кислорода, которые химически связывают растворенный кислород. Технология применения поглотителя кислорода предусматривает постоянную подачу реагента. Рабочая дозировка зависит от минерализации водной фазы, температуры, скорости потока (интенсивности перемешивания) и водородного показателя воды и должна быть уточнена в промысловых условиях во время опытно-промышленных испытаний реагента.

Другим важнейшим, широко практикуемым методом защиты от коррозии является введение в агрессивную среду специально подобранных соединений – ингибиторов. Ингибиторы коррозии – это органические и неорганические вещества, присутствие которых в небольших количествах резко снижает скорость растворения металла и уменьшает его возможные вредные последствия.

Применение поглотителя кислорода и метода ингибирования отличаются легкостью производственного внедрения без изменения ранее принятого технологического режима и не предусматривают для своей реализации специального дополнительного оборудования.

Для успешной утилизации промышленных сточных вод на объектах Уренгойского НГКМ можно предложить следующие рекомендации: рассмотреть возможность замены НКТ на оборудование с антикоррозионным лакокрасочным покрытием на основе цинкнаполненных материалов; для предотвращения кислородной коррозии подобрать реагент – поглотитель кислорода и провести в промысловых условиях исследования  по его влиянию на содержание растворенного кислорода; установить в здании флотационной фильтрационное оборудование  для доочистки промстоков перед закачкой в пласт.