Cтраница 1
Защита подземного оборудования от коррозии безводной нефтью ( в период, когда отсутствуют ингибиторы) представляет достаточно простую операцию. [1]
С точки зрения защиты подземного оборудования от коррозии и повышения эффективности самой солянокислотной обработки ее следует проводить при максимально возможных расходах. [2]
При выборе ингибиторов для защиты подземного оборудования скважин необходимо учитывать прежде всего назначение каждого из них, т.е. их способность тормозить коррозионный процесс в тех или иных средах ( содержащих сероводород, углекислоту или кислород), растворимость ингибитора в нефти или пластовой воде. [3]
При выборе ингибитора для защиты подземного оборудования скважин учитывается также эффективность защитного действия при минимальных дозировках. [4]
Использование ингибиторов коррозии для защиты подземного оборудования нефтяных и газовых скважин в отличие от защиты трубопроводов имеет определенную специфику, которая заключается в том, что в скважине, представляющей собой ( схематично) несколько концентрически расположенных вертикальных трубопроводов разного диаметра ( обсадная колонна, колонна НКТ из одного или двух рядов), необходимо создавать защитные пленки одновременно на нескольких цилиндрических поверхностях. При этом одна часть поверхности металла может находиться в контакте с газовой фазой, другая - с жидкостной, а третья - в условиях переменного контакта с газовой и жидкостной фазой. Это предопределяет выбор типа ингибитора, рационального места, способа и режима подачи ингибитора. Другая специфическая особенность состоит в том, что характер и скорость движения нефтегазоводных систем на различных участках колонны НКТ неодинакова. Это обстоятельство сказывается на условиях формирования и сохранности защитной пленки во времени вследствие гидравлического воздействия на нее потока продукции. [5]
Непрерывную дозировку ингибитора для защиты подземного оборудования насосных, газлифтных, газовых и газоконденсатных скважин применяют преимущественно при использовании водонефтедиспергиру-емых ингибиторов. При этом способе ингибитор подают дозировочным насосом через специальную колонну малого диаметра в рабочую жидкость гидравлического скважинного насоса. Больший эффект достигается в том случае, когда формирование защитной пленки начинается при ударных дозах ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке. [6]
Для осуществления такого способа защиты подземного оборудования от коррозии безводная активная нефть подается в линию нагнетания рабочего агента дозаторными установками типа БР-25. Работа эта осуществляется на газораспределительных батареях, где может быть организована подача нефти в любую из газлифтных скважин. [7]
Промышленное производство ингибиторов коррозии для защиты подземного оборудования нефтяных и газовых скважин осуществляется пока в довольно ограниченном объеме, а ассортимент недостаточно широк. [8]
В связи с этим на нефтяных промыслах для защиты подземного оборудования используют в основном углеводородо - или нефтераствори-мые ингибиторы коррозии. [9]
Закачку ингибиторов в продуктивный пласт нефтяных и газовых скважин применяют для защиты подземного оборудования и коммуникаций нефтегазосбора, используя призабойную зону скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора. Этот метод основан на адсорбции и десорбции ингибиторов на твердых поверхностях. Продолжительность между закачками ингибитора зависит от агрессивности среды в системе, типа, состава и строения пласта, дебита скважины и ряда других показателей. Давление закачки необходимо поддерживать ниже давления гидроразрыва пласта. При выборе ингибитора, растворителя и продавочной жидкости следует учитывать возможность разбухания глин, образования стойких эмульсий, снижение продуктивности скважины при гистерезисе смачивания. Обычная периодичность составляет 3 - 18 месяцев. Объем продавочной жидкости рассчитывают с учетом объема для заполнения колонн НКТ. [10]
Однако далеко не все ингибиторы предназначенные для этих целей, применимы для защиты подземного оборудования скважин. [11]
На основе всех указанных данных и исследований за 2 - 3 дня до проведения кислотной обработки лаборатория обязана подготовить рецепт кислотного раствора с указанием также мероприятий по защите подземного оборудования ( глубоких скважин) от кислотной коррозии при обработках призабойной зоны пласта. [12]
Проведение кислотных обработок в условиях высоких пластовых температур сопряжено с решением двух проблем: с доставкой неистощенной кислоты глубоко в пласт, поскольку высокая температура существенно сокращает время нейтрализации кислоты, и защитой подземного оборудования от коррозии. [13]
Ингибитор Тайга-1 относится к малотоксичным продуктам и может применяться для защиты нефтедобывающего оборудования от коррозии, вызываемой сильно обводненной нефтью, хлорсодержащими пластовыми и сточными водами в присутствии сероводорода, углекислого газа и кислорода. При защите подземного оборудования скважин в средах, содержащих сероводород, преимущественно используют единовременную закачку ингибитора в пласт с периодичностью 3 - 6 мес. Примерное содержание ингибитора для защиты подземного оборудования составляет 0 015 % к дебиту скважины. [14]
В связи с необходимостью защиты подземного оборудования при кислотных обработках глубоких высокотемпературных скважин с начала 60 - х годов в нескольких институтах проводились научно-исследовательские работы по подбору ингибиторов коррозии. [15]