Подача - ингибитор - коррозия
Cтраница 2
Предотвращение или уменьшение влияния коррозии подземного оборудования скважин и наземного ( в системе сбора и подготовки нефти и газа) достигается путем подачи ингибиторов коррозии в затрубное пространство скважин. При недостаточном эффекте от применения ингибиторов периодически заменяют подземное оборудование скважин ( глубиннонасосные и насосно-компрессорные трубы) новым. [16]
Кроме того, уже в поднятую на поверхность продукцию скважин, агрессивность которой определяют в том числе и реагенты, вынесенные из пласта, производится подача ингибиторов коррозии и бактерицидов с целью защиты трубопроводов и технологического оборудования от коррозии и биокоррозии. Ингибиторы и бактерициды, ассортимент которых в ОАО Татнефть насчитывает более десяти наименований, применяют по нескольким технологиям: дозированная подача через дозаторы, заливки в межтрубное пространство скважин, пробковые технологии. [17]
 |
Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции при внутрипластовом горении. [18] |
Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы ( крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования ( подача ингибиторов коррозии в за-трубное пространство), нагревом добывающего оборудования ( закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газов ( избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий. [19]
Статистические данные свидетельствуют о том, что вследствие высокой агрессивности пластовых вод на месторождениях Западной Сибири сквозные отверстия в оборудовании могут появляться через 3 - 5 лет после начала эксплуатации, а при подачах ингибиторов коррозии, применении труб улучшенного качества из углеродистых сталей, проведении коррозионного мониторинга срок безаварийной службы трубопроводов может быть продлен до 10 лет. [20]
Здесь кривая / соответствует разовой подаче ингибитора И-2-А в трубопровод № 1 ( Сабанчинское месторождение), кривая 2 - ступенчато-начальной 80 г / т, на отметке 2400 м около 60 г / т, кривая 3 - соответственно 50, 40, 50 г / т, кривая 4 - соответственно 50, 30, 20, 40 г / т, кривая 5 - режиму подачи ингибитора коррозии по кривой 4, но с одновременным вводом деэмульгатора доуфакс. Однако на концевых участках часть ингибитора коррозии или деэмульгатора в большей части переходит в водную фазу или нефтяную в зависимости от свойств химреагента. [21]
Наличие циркуляционного клапана позволяет вызвать приток таза в скважину и заглушить ее в процессе эксплуатации. Инги-биторный клапан обеспечивает подачу ингибиторов коррозии и гидратообразований из межтрубного пространства в НКТ. Установка специального глубинного клапана-отсекателя предотвращает возникновение фонтанов при различных аварийных ситуациях. Устье оборудовано фонтанной арматурой ( фирм Люсеат, Отис, Камерон, Хюбнер Бамаг), изготовленной из специальных сталей. [22]
 |
Технологические схемы защиты от коррозии при закачке горячей морской и сточной. [23] |
Разработана технология защиты от коррозии системы ППД нефтяных месторождений в условиях термического воздействия на пласт при закачке горячей морской и сточной воды. Технология предусматривает применение оптимальных режимов подачи ингибиторов коррозии типа СНПХ и других ингибиторов отечественного производства. [24]
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки. [25]
Устьевое ( до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра. [26]
Здесь она разделяется на несконденсированные газы, направляемые в газовую сеть, и жидкую головку стабилизации, часть которой подается в колонну в качестве острого орошения К-8, а избыток откачивается насосами Н-17 на газофракциони-рующую установку. В верхней части К-8 предусмотрена ( в целях снижения коррозии) подача нейтрализатора, а в шлемовую трубу - подача ингибитора коррозии. [27]
 |
Трубная головка фонтанной арматуры ЛФ - 70. [28] |
Пластификатор рекомендуется подогревать до 50 С паром. К другому боковому фланцу присоединяются две задвижки 4, между которыми устанавливается инструментальный фланец 11, предназначенный для контроля температуры, давления с помощью игольчатого вентиля с манометром 10, а также для подачи ингибиторов коррозии при технологических операциях. В верхней части корпуса 1 располагается подвеска НКТ 9 с уплотнительным кольцом б первичного уплотнения подвески НКТ. На концах подвески НКТ 9 нарезана коническая резьба для подвески колонны НКТ и соединения с буровой штангой. [29]
Регулирование объемов закачки осуществляется в этом случае при помощи циркуляционного клапана с переменными проходными отверстиями и дросселя, установленного в подпакерном хвостовике. Подача ингибитора коррозии в колонну НКТ при переводе скважины в режим отбора пластового флюида осуществляется при помощи ингибиторного клапана, устанавливаемого в скважинной камере. Отличие компоновки оборудования данной схемы ОРЭ состоит также в том, что не используется затрубный кла-пан-отсекатель. Защита затрубного пространства от контакта с пластовым флюидом обеспечивается столбом ингибитора над верхним пакером. [30]
Страницы: 1 2 3