Меню

Контроль обслуживания трубопроводов подготовка ингибиторов коррозии



Методы контроля коррозии трубопроводов систем нефтесбора и ППД

Метод контроля Периодичность измерений, сут. Результат
min max
Установка образцов в трубопроводах Оценка скорости, характера коррозии и эффективности защиты
Измерение скорости коррозии методом ЭС Оценка скорости равномерной коррозии, оперативное определение эффективности ингибиторов
Измерение скорости коррозии методом ЛП То же
Измерение скорости коррозии методом ЭС и ЛП с накопителями информации 0,5 ч 24 ч То же + анализ коррозии во времени, контроль за работой дозирующих установок, выявление неучтенных факторов влияющих на коррозию
съем показаний через 0,5-1 мес.
Потенциодинамические измерения единичные измерения Изучение механизма коррозии
Определение концентрации в воде ионов железа, кислых газов, рН, наличие СВБ, склонности к отложению солей Анализ текущей коррозионной агрессивности, выявление причин коррозии
Определение концентрации сероводорода и двуокиси кислорода То же

Продолжение табл. 2.2

Определение концентрации в воде СВБ, сульфат-ионов, сероводорода при изливе нагнетательных скважин Оценка опасности микробиологической коррозии обсадной колонны и НКТ, зараженности СВБ призабойной зоны пласта
Измерение остаточной толщины стенки трубопровода Оценка скорости коррозии и остаточного ресурса, определение корреляционных зависимостей между показаниями датчиков и реальной коррозией
Измерение остаточного содержания ингибитора коррозии в коррозионной среде по необходимости Контроль перераспределения ингибиторов в водную фазу, выявление причин недостаточной защиты оборудования, корректировка регламентов закачки ингибитора коррозии

Одна из эффективных систем коррозионного мониторинга создана на месторождении Prudhoe Bay (Аляска). В пределах месторождения обустроено 668 пунктов контроля коррозии. В 55 из них установлены датчики ЭС, а на остальных — образцы-свидетели и датчики — ЛПразличных типов. Система мониторингаохватывает все технологические потоки и позволяет выявлять объекты, потенциально-опасные в отношении внутренней коррозии и заранее принимать меры по инспекции таких объектов с использованием ультразвуковой дефектоскопии и рентгенографии, оценивать и оптимизировать программы по защите от коррозии.

Методы защиты от коррозии. Защита от коррозии представляет комплекс мероприятий, направленных на предотвращение и ингибирование коррозионных процессов, сохранение и поддержание работоспособности узлов и агрегатов машин, оборудования и сооружений в течение нормативного срока эксплуатации.

Методы защиты металлоконструкций от коррозии основаны на целенаправленном воздействии, приводящем к полному или частичному снижению активности факторов, способствующих развитию коррозионных процессов. Методы защиты от коррозии можно условно разделить на методы воздействия на металл и методы воздействия на среду, а также комбинированные методы. Классификация методов представлена на рисунке 2.22.

Среди первых наибольшее распространение получили методы нанесения защитных покрытий и рационального конструирования. Из второй группы – электрохимическая защита и создание искусственных сред, в частности ингибирование. Наиболее подробно механизм действия ингибиторов и их ассортимент приведен в главе 8.

Нанесение защитных покрытий. Сводится к изоляции наружной поверхности трубопровода различными видами покрытий, в качестве которых можно использовать различные сорта битумов, а также полиэтиленовые и поливинилхлоридные пленки и применению футерованных, как с наружной, так и с внутренней поверхностью труб.

Битумные покрытия наносятся слоями на сухую, очищенную до металлического блеска поверхность труб, затем трубы покрываются гидроизолом. С течением времени битумные покрытия теряют свои защитные свойства.

В настоящее время все большее применение находят изоляционные покрытия на основе полимеров. Высокие прочностные свойства полимеров в сочетании с их химической стойкостью обеспечивают эффективную защиту трубопроводов. Эти покрытия технологичны и экономичны: трудоемкость нанесения их в 2 – 4 раза, а материалоемкость в 8 – 10 раз меньше, чем битумных. Полимерные покрытия для изоляции применяются в виде липкой ленты, на которую нанесен клей. Ленту наносят на очищенный и загрунтованный трубопровод.

Электрохимическая защита. Для защиты наружной поверхности промысловых трубопроводов от коррозии на нефтедобывающих предприятиях применяют следующие виды электрохимической защиты:

1) катодная, наложением внешнего тока;

Легирование металлов Создание экранирующего поверхностного слоя
Методы воздействия на металл Введение элемента, понижающего катодную или анодную активность
Введение элемента, предотвращающего структурную коррозию
Обработка поверхности Термическая обработка
Химическое и электрохимическое полирование
Механическая обработка (наклеп, ролики и т.д.)
Нанесение защитных покрытий Постоянного действия
Временного действия
Периодического действия (ПИНСы, воски)
Рациональное конструирование Вывод узлов из агрессивных сред
Исключение зон локального разрушения
Электрохимическая защита Катодная, наложением тока
Катодная протекторная
Анодная
Методы воздействия на среду и условия эксплуатации
Герметизация Полная
Частичная
Статическая с применением селикагеля (С)
Осушка воздуха Статическая с применением активированного угля (А)
С и А с добавками нейтрализующих веществ
Динамическая
Динамическая с нагревом
С легколетучими нейтрализующими компонентами
Создание искусственных сред С легколетучими ингибиторами и фунгицидами
Деаэрация водных сред
Ингибирование
Применение нейтральных сред
Комбинированные методы Комплекс воздействия на металл
Комплекс воздействий на среду
Комплекс воздействий на металл и среду

Рис. 2.22. Классификация методов защиты от коррозии

2) катодная протекторная.

Катодной защитой называется способ предупреждения коррозии металла, при котором защищаемый объект делают катодом, а разрушению подвергается специально установленный анод.

При катодной защите наложением внешнего тока источник постоянного тока 1 (рис. 2.23) через плюсовую клемму соединен с помещенным в землю анодом 4. Минусовая клемма источника тока соединена дренажем 5 с трубопроводом 3. Электрический ток проходит через анод 4 в почву, затем через поврежденную изоляцию натекает на трубопровод и возвращается по дренажу 5 к минусовой клемме источника тока. Поступая в трубу через поврежденную изоляцию, электрический ток превращает эти места в катоды, вследствие чего поверхности самого трубопровода не подвергается коррозии, а разрушается анод 4, который для этого и предназначен.

Pиc.2.23. Схема катодной защиты трубопровода внешним током: 1 – источник постоянного тока; 2 – изолированный электропровод; 3 – трубопровод с поврежденной изоляцией; 4 – анод; 5 –дренаж

В качестве источника энергии для катодной защиты может служить любой источник постоянного тока с напряжением около 20 В. Мощность, потребляемая для катодной защиты, колеблется от 1 до 20 кВт в зависимости от коррозионной активности почвы, протяженности защищаемого участка, качества и состояния изоляционного покрытия.

Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних участков фланцевым соединением с прокладкой из диэлектрического материала. В качестве заземленных анодов применяют специальные сплавы.

Одна катодная станция в зависимости от сопротивления защитного покрытия может защищать участок трубопровода длиной от 5 до 25 км. Катодной защитой можно предотвращать коррозию днищ нефтяных резервуаров и различных подземных металлических емкостей.

Защита трубопроводов от электрохимической коррозии протекторами осуществляется без подведения внешней электроэнергии и сводится к работе гальванического элемента. Принцип работы протекторной защиты трубопроводов следующий. Параллельно защищаемому трубопроводу в землю зарывают протекторы, электрический потенциал которых ниже потенциала материала трубопровода (магний, рафинированный цинк, алюминий и т. д.). Протекторы соединяют с трубопроводом изолированным проводником. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы превращаются в разрушаемые аноды, в результате чего трубопровод предохраняется от коррозии.

Читайте также:  Как очистить духовую трубу

Преимущества протекторной защиты:

1) отпадает необходимость в сооружении катодных станций и источников тока;

2) простота схемы;

3) отсутствие эксплуатационных затрат.

К недостаткам протекторной защиты следует отнести, прежде всего, необходимость расходования цветных металлов и поэтому, сравнительно большие капитальные затраты.

Очистка трубопроводов

При очистке полости трубопроводов используют комплекс машин, устройств и оборудования, специально разработанных для этих целей, который может быть разделен на следующие группы:

— машины для закачки в трубопровод воды;

— машины для закачки в трубопровод воздуха;

— устройства для очистки полости трубопроводов, освобождения их от воздуха и воды;

— оборудование для определения в трубопроводе местоположения очистных и разделительных устройств;

— средства для обнаружения мест утечек;

— техника для аварийно-ремонтных работ;

— оборудование и средства транспорта, связи и диспетчеризации;

— вспомогательное оборудование (монтажные узлы, патрубки, ловушки, узлы приема-пуска очистных устройств и т.п.).

Для очистки внутренней поверхности трубопроводов от загрязнений, применяют специальные устройства, которые классифицируются по назначению: очистные поршни, разделители, скребки и калибры; форме: цилиндрические, сферические, шаровые и комбинированные; и основным конструктивным признакам.

Из всего многообразия устройств можно выделить небольшую группу, наиболее часто используемых на практике – поршневые устройства (цилиндрическая форма), отличающиеся от остальных устойчивой скоростью, большой шириной контактной площадки (рабочей поверхности) и сравнительной простотой эксплуатации и ремонта. Эти устройства имеют металлический корпус и приспособлены к установке современных поисковых и других приборов.

Для очистки полости трубопровода от строительного мусора, мягких (в том числе нефтяных) и частично твердых отложений, удаления конденсата, а также для проведения работ по промывке, продувке испытанию или консервации промысловых трубопроводов используют следующие устройства:

1. Очистные поршни типа ОП разных модификаций — резиновые манжеты и металлические щетки; две манжеты из полиэтилена высокого давления и два щеточных диска из отрезков стальных тросов.

2. Дисковые полиуретановые поршни типа ППО со стальными щетками и без них.

3. Манжетные полиуретановые поршни типа ППМ – четыре полиуретановые манжеты.

4. Очистной полиэтиленовый поршень типа ОЛС – две манжеты из полиэтилена высокого давления и щеточный диск из отрезков стальных тросов.

5. Очистной саморегулирующийся поршень с плавающей манжетой типа ОСУ – три манжеты из полиэтилена высокого давления и пенополиуретановый (поролоновый) цилиндр.

6. Пенополиуретановый (поролоновый) литой поршень типа ППЛ.

7. Резиновый поршень-разделитель типа ПР – три или четыре резиновые манжеты.

8. Очистные калибры ОКП с сигнализатором местонахождения.

9. Очистные устройства ОУ.

10. Очистные устройства типа ОПКЛ – с кардалентами, ворс которых наклонен по ходу поршня.

11. Щеточный скребок типа ЩС – два ряда щеток из проволочного ворса.

Очистка полости трубопроводов выполняется промывкой или продувкой с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей.

На участке, предназначенном для очистки, сооружается узел приема и пуска очистных устройств. К входному краю приваривается устройство запуска, а к концу участка сброса воды – устройство приема. На верхней части устройства запуска поршней монтируются прямые врезки для введения промывочной воды и воздуха, на участке приема монтируются врезки для сброса воздуха и грязной воды в отстойник или на специально отведенный участок.

В процессе предварительной очистки полости трубопровода проводят пропуск калибра, который оснащен низкочастотным передатчиком, обеспечивающим определение его местонахождения с поверхности земли. После приема калибра отключается подача воды или воздуха в трубопровод. При промывке трубопровода перед очистными поршнями или поршнями–разделителями необходимо залить воду, объем которой составляет 10-15 % объема полости очищаемого участка. Критерием оценки результатов промывки является выход чистой воды из трубопровода после прохождения очистных поршней. При продувке очистные поршни пропускаются по участкам трубопровода под давлением сжатого воздуха или газа, поступающего из ресивера (баллона), создаваемого на прилегающем участке. После пропуска поршней-разделителей окончательное удаление загрязнений выполняется продувкой без пропуска очистных устройств путем создания в трубопроводе скоростных потоков воздуха или газа. Продувка считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа.

После очистки полости трубопровода любым из указанных способов на концах очищенного участка устанавливают временные инвентарные заглушки, разжимные или прижимные. К типу прижимных относятся заглушки из брезента и аналогичных материалов, которые надевают в виде чехлов на торцы труб. Разжимные заглушки устанавливаются внутри трубы, например, деревянные пробки или диски.

Для оперативного определения местоположения в трубопроводе очистных устройств разработаны многие методы, которые можно разделить на две группы: 1) непосредственное определение местоположения и 2) расчетные методы. Расчет проводят по смене мгновенных стационарных состояний или по средней расчетной скорости потока. Для определения непосредственного положения очистного устройства применяются стационарные сигнализаторы (механические и электромеханические), патрулирование трассы (акустическое прослушивание), дистанционные методы (по перепаду давления или импульсная локация). Самые точные результаты могут быть получены при сочетании разных методов и использовании приборов наибольшей надежности. Лучшие результаты получены с использованием приборов «Волна-1», «Поиск-МП», основанных на передаче низкочастотных электромагнитных сигналов.

Источник

Методы проведения ингибирования погружного скважинного оборудования

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.

В данной статье рассмотрены методы и технологии проведения ингибиторных обработок скважинного оборудования.

Приведены аналитические расчеты определения эффективного растворителя и обоснования их необходимых объемов. Для нефтедобывающих предприятий разработаны критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в соответствующих технических условиях (ТУ) на реагент. Эффективность ингибиторов коррозии должна быть не менее 90%, т.е. должно быть достигнуто снижение скорости коррозии в 10 и более раз * . В случае если эффективность ингибиторной защиты будет недостаточной, необходимо увеличить удельный расход ингибитора, закачать другой ингибитор или изменить периодичность обработки.

Подачу ингибитора коррозии (реагента комплексного действия) в добывающие скважины рекомендуется осуществлять следующими способами[1]:

  1. Периодическая закачка (задавка) раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта.
  2. Периодическое дозирование (подача) ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины).
  3. Постоянное дозирование (подача) ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью дозировочной установки (УД, УДХ).
  4. Постоянное дозирование (подача) ингибитора на прием насоса с помощью дозировочной установки (УД, УДХ) и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливаются с внешней стороны НКТ.
  5. Непрерывное дозирование растворяемого твердого ингибитора из скважинного контейнера.
Читайте также:  Калькулятор расчета стоимости трубы круглой

Технология задавки ингибитора коррозии в ПЗП

Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта включает следующие последовательные операции:

— выбор ингибитора коррозии и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК;

— расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону, объема воды (нефти) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии и объема подавочной жидкости, нагнетаемой в призабойную зону после раствора ингибитора коррозии;

— спуск технологических НКТ ниже интервала перфорации;

— подъем технологических НКТ на 2-3 м выше кровли интервала перфорации;

— определение приемистости пласта (если она менее 100м 3 /сут, то нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону проводить не следует);

— приготовление 100%-ного раствора ингибитора коррозии в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

— нагнетание промывочной жидкости с целью подготовки пласта для введения ингибитора. В качестве промывочной жидкости используются взаимные растворители (WAW85202 (Baker Petrolite), ВР-1 (Экспериментальный завод «НЕФТЕХИМ» и др.), либо водные растворы неионогенных и катионоактивных ПАВ.

Закачку проводят с максимальным расходом закачиваемого взаимного растворителя без гидроразрыва в следующей последовательности:

— к трубному пространству скважины подключают цементировочный агрегат АЦ-32 (ЦА-320) для закачки раствора;

— при открытой затрубной задвижке закачивают кислотным агрегатом промывочную жидкость в требуемом объеме. При открытой затрубной задвижке мы получим только промывку ствола скважины без воздействия на пласт;

— нагнетание основного объема ингибитора проводят введением ингибитора (недостающий объем после закачки взаимного растворителя для вытеснения жидкости глушения из НКТ), закачивают при открытой затрубной задвижке с целью заполнения оставшегося свободного объема НКТ. Далее закачку останавливают, задвижку закрывают и остальные пачки растворов в требуемом объеме закачивают в пласт. Здесь используют 10%-ный раствор ингибитора (в зависимости от прогнозируемого защитного эффекта). Закачку проводят тем же агрегатом с максимальным расходом без гидроразрыва;

— нагнетание продавочного объема жидкости производят с целью проталкивания ингибитора глубже в пласт. Для вытеснения раствора ингибитора рекомендуется использовать 2%-ный раствор KCl при задавке водного раствора ингибитора и дегазированную нефть при задавке органического раствора ингибитора. Закачку осуществляют тем же агрегатом при закрытой затрубной задвижке с максимальным расходом без гидроразрыва.

— реагирование — скважину закрывают на 12-24 часа и прекращают все работы, чтобы ингибитор коррозии адсорбировался на породе пласта;

— поднимают технологические НКТ и спускают подземное оборудование;

— запускают скважину и выводят ее на рабочий режим.

Необходимое количество взаимного растворителя рассчитывают по уравнению:

где — объем взаимного растворителя для промывки пласта, м 3 , — перфорированная мощность пласта, м.

Когда призабойную зону продуктивного пласта используют как естественный дозатор, то, как и при применении ингибиторов солеотложений, действует эмпирическое правило «одной третьей» [2]. Это правило заключается в следующем: третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии необратимо адсорбируется на породе пласта (при первых нескольких обработках), третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится за первые несколько суток (от 3 до 15) после начала работы скважины и только оставшаяся треть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится длительное время.

Поэтому расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону продуктивного пласта производят по формуле:

где — концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); — дебит скважины по жидкости, м 3 /сут (примерно т/сут); — планируемое время «выноса» ингибитора коррозии из пласта, сут; 1000 — множитель перевода граммов в килограммы; 3 — коэффициент правила «одной третьей».

Объем продавочной жидкости V, м 3 , вычисляется по формуле:

где m — эффективная пористость продуктивного пласта, доли единицы; R -внутренний радиус проникновения оторочки раствора ингибитора в пласт, м. Принимается в пределах от 1,5-2,0 м и уточняется по результатам наблюдения за продолжительностью выноса реагента; — мощность пласта, м.; — объем НКТ, м 3 ; — объем эксплуатационной колонны от приема насоса или входа в НКТ до нижних перфорационных отверстий, м 3 ;

Если объем жидкости глушения 130м 3 , то объем продавочной жидкости составит ; при этом время защиты скважины составит не менее 365 сут.

При установке в скважины блок-пачек процесс задавки производится до их установки путем задавки реагента по межтрубному пространству.

Технология периодического дозирования ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины

Технология обработки скважин методом периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин является более простой по сравнению с описанной выше технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта. Отчасти поэтому метод подачи ингибитора в затрубное пространство и распространен более широко. Ингибитор коррозии подают в затрубное пространство скважин также в виде 10%-ного раствора в нефти или воде. Преимущество данной технологии, по сравнению с технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта, заключается в том, что обработки можно проводить периодически при эксплуатации скважин, а не только во время подземных ремонтов. Недостатком данной технологии является необходимость более частых (в среднем 1 раз в 30 суток) обработок [3].

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин решает следующие основные задачи:

— защита от коррозии подземного оборудования скважин с межремонтным периодом более 60-150 суток.

— защита от коррозии обсадной колонны динамического уровня;

— экономия ингибиторов коррозии (за счет отсутствия необходимой адсорбции на породе пласта).

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:

— выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК.

— расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство свкажины и расчет объема нефти (воды) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии;

— приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

— подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН (при открытой затрубной задвижке).

Расчет массы ингибитора коррозии для подачи в затрубное пространство скважины производят по формуле:

где — концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); Qж— дебит скважины по жидкости, м 3 /сут (примерно т/сут); периодичность обработок данной скважины ингибитором коррозии, сут; 1000 — множитель перевода в килограммы; 2 — коэффициент, учитывающий тот факт, что около половины ингибитора коррозии за первые несколько суток.

Читайте также:  Как присоединить газовую трубу

Для скважин, работающих в режиме ФПЗ, применять данный вариант технологии ингибирования целесообразно по следующим причинам:

— утяжеление раствора ингибитора приведет к несовместимости товарной формы с жидкостью утяжеления и возможному осаждению действующего вещества ингибитора;

— применение продавки в такие скважины резко снизит эффективность технологии из-за быстрого выноса ингибитора.

Технология непрерывного дозирования ингибитора коррозии с помощью УД (УДХ)

При непрерывном дозировании с помощью УД (УДХ) без специальных трубок ввод ингибитора осуществляется непосредственно в затруб скважины через узел ввода химреагента.

При непрерывном дозировании с применением специальных трубок работы по монтажу капиллярной трубки, дозировочного насоса производится согласно требованиям, приложенным к ним, и правилам СМР.

При непрерывном дозировании в затрубное пространство или выкидную линию скважины суточный расход ингибитора коррозии (как правило, товарной формы) рассчитывается по формуле

В течение первых суток ингибитор подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-3 раза превышает оптимальную дозировку. Затем его расход снижается до оптимальной дозировки.

Контроля уровня защиты от коррозии производится на основании установленной периодичности отбора проб жидкости и определения остаточного содержания ингибитора коррозии в воде. По остаточному содержанию ингибитора производится регулировка подачи дозировочного насоса.

Технология непрерывного дозирования с помощью скважинного контейнера

Технологическая схема применения ингибитора в контейнере сводится к следующему: первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр (при добыче нефти штанговым насосом или фонтанным способом), затем хвостовик. В конце устанавливается насосное оборудование и колона НКТ.

При применении УЭЦН погружной скважинный контейнер прикрепляется к нижней части УЭЦН, а находящийся в нем реагент, благодаря невысокой растворимости в добываемой продукции, осуществляет защиту всей насосной установки.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды через перфорацию омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе в с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Эффективность действия ингибитора коррозии из скважинного контейнера определяется по увеличению МРП.

Следует отметить, что объем скважинного контейнера ограничен и не все поставщики предоставляют методику определения остаточного содержания ингибитора коррозии, поэтому контроль периода защиты определить практически невозможно. В таблице 1 приведены критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

ТАБЛИЦА 1. Критерии применимости различных методов защиты от коррозии

Применение низко- и среднелигированных сталей, сталей с повышенным содержанием хрома (

Скорость коррозии (коррозионная агрессивность среды)

Применение нержавеющих сталей (содержание хрома 13% и выше)

Применение стеклопластиковых НКТ

Проведение СПО при Т не ниже -30 0 С,

Подверженность абразивному износу

Особые условия хранения

(без воздействия солнечного света)

Необходимость использования специального инструмента и переводников для монтажа-демонтажа

Большой диаметр муфт — 95,4мм

Термодиффузионное цинковое покрытие Neozinc

В кислых и щелочных средах не обладает стойкостью

Хрупкость, склонность к скалыванию при деформациях металла НКТ во время СПО, особенно в ниппельной части

Верхний температурный предел +90 0 С

Полиэфирное покрытие «Аргоф»

Подверженность абразивному износу

Полиуретановое покрытие PoiyPlex-P

Полифенилсульфидные (ПФС) покрытия

Периодическое ингибирование через затруб

При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧ мг/л не применимо

Не защищает корпус ПЭД

Неприменимо при работе скважины через затруб

Постоянное ингибирование через затруб

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

Не защищает корпус ПЭД

Неприменимо при работе скважины через затруб

Не защищает корпус ПЭД

Постоянное дозирование через капиллярную трубку

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Возможность адресной защиты (включая ПЭД)

Задавка ингибитора в пласт

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Использование пружинного контейнера-дозатора

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии-наличие зумпфа

ЭХЗ с использованием СКЗ

Для защиты наружной поверхности обсадных труб

При использовании для защиты УЭЦН необходим спуск доп. кабеля или кабеля с 4 жалами

Не защищает внутреннюю поверхность НКТ

Применима для защиты УЭЦН

Высокоскоростное газопламенное напыление

Для защиты УЭЦН

* — по данным производителя

В процессе проведения обработки контролируются следующие параметры:

— при периодическом дозировании ингибитора в скважину контролируется объем закачанного раствора или ингибитора (один раз по завершении обработки);

— при задавливании ингибитора в пласт контролируется объем закачанного раствора ингибитора (один раз по завершении обработки), объем продавочной жидкости (один раз по завершении обработки), время адсорбции ингибитора (один раз в период запуска скважины на режим).

Систематически определяется (один раз в месяц при задавке в пласт и два раза в месяц при периодической подаче в затрубное пространство) содержание ингибитора в попутно-добываемой воде добывающих скважин.

Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в ТУ на реагент.

Производительность дозировочного насоса, объем закачанных реагентов контролируется путем измерения уровня раствора мерниками, устанавливаемыми на емкостях с раствором ингибитора, или расходомерами.

В случае снижения ингибитора в добываемой воде ниже допустимого минимального уровня технологическая группа нефтепромысла совместно с лабораторией решение о корректировке технологии ингибиования, внеочередной обработке.

Выводы и рекомендации

Эффективность действия реагента определяется путем сравнения МРП скважинного и другого оборудования с применением и без применения реагента с учетом количества подземных и капитальных ремонтов по причине коррозии оборудования, расходов на заменяемое оборудование.

Для контроля скорости коррозии защитного действия реагентов могут использоваться датчики типа Маникюр-Зонд (гравиметрия и метод LPR), установленные на выкидных линиях работающих скважин, а также образцы-свидетели коррозии: в газлифтных скважинах для этих целей используются ловильные головки газлифтных клапанов, в скважинах ЭЦН-кассеты с образцами, подвешенные на проволоке внутри НКТ.

Эффективность ингибиторов коррозии должна быть не менее 90%, т.е. должно быть достигнуто снижение скорости коррозии в 10 и более раз * . В случае если эффективность ингибиторной защиты будет недостаточной, необходимо увеличить удельный расход ингибитора, закачать другой ингибитор или изменить периодичность обработки.

1. Микробная коррозия и ее возбудители / Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова И.А. — Киев: Наукова думка. — 1980. — С. 288.

2. Некоторые аспекты борьбы с микробиологической коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов / И.В. Стрижевский // Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». — М.: ВНИИОЭНГ. — 1979. — С. 56.

3. Методы борьбы с коррозией металлов в условиях нефтедобычи / Булчаев Н.Д. / журнал The Second European Conference on Earth Sciences № 5, 2015, с. 56-65.

Автор: Н. Д. Булчаев, Н. Н. Позднякова, Сибирский федеральный университет,

Источник