Антикоррозионный ингибитор
Cтраница 3
В ГДР разработана закалочная среда аква-пласт. В готовом виде эта высоковязкая прозрачная жидкость содержит растворенную пластмассу и антикоррозионный ингибитор. Изменяя концентрацию аква-пласта, можно получить любую скорость охлаждения в промежутке скоростей, обеспечиваемых водой и маслом. [31]
На месторождениях природного газа при добыче и подготовке применяются различные ингибиторы, предназначенные для осушки газа, предотвращения гидратообразования, предупреждения коррозии. Наиболее распространенные из них - метанол ( метиловый спирт), диэтиленгликоль, антикоррозионные ингибиторы, ртуть. [32]
Часть этих факторов ( концентрация агрессивного компонента в газе и минерализация воды) не поддается регулированию. Поэтому при выборе технологического режима следует исходить из возможности применения коррозионно-стойких материалов, антикоррозионных ингибиторов, установления оптимальных давлений температур и скорости газа и правильного выбора конструкции скважины. [33]
 |
Зависимость про - При охлаждении в растворе аква-пласта. [34] |
Охлаждающую способность воды увеличивают добавки, образующие теплоизоляционные пленки. В ГДР разработана закалочная среда аква-пласт, поставляемая потребителю в виде концентрата - высоковязкой прозрачной жидкости, содержащей кроме растворенной пластмассы антикоррозионный ингибитор. Этот концентрат легко растворяется в воде. Изменяя концентрацию аква-пласта, можно получить любую скорость охлаждения. Смягчающее закалочное действие аква-пласта по сравнению с водой объясняется более высокой вязкостью и образованием на поверхности детали тонкой пленки пластмассы, затрудняющей теплообмен. [35]
Проведенное обследование систем ВВО на Яготинской, Луб-ненской КС после их пятилетней эксплуатации показало, что внутренние полости систем, соприкасающиеся с водой, особенно тепло-обменные трубки АВО, изготовленные из стали марок 10 и 20, подверглись интенсивной коррозии. С целью защиты таких систем от коррозии ВНИИГазом совместно с ВНИИП и ВНИИНефтемашем был разработан, испытан и внедрен в серийное производство антикоррозионный ингибитор ВНИИТОЛ. Применение этого ингибитора в-системах ВВО на КС снизило скорость коррозии в 15 - 20 раз и значительно уменьшило образование накипи. [36]
Антикоррозионные ингибиторы, применяемые как при углекислотной, так и при сероводородной коррозии, хорошо растворяются в углеводородах и спиртах. Комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования И-1-А представляет собой высокомолекулярное органическое соединение. Применение комплексных и антикоррозионных ингибиторов осложняет определение газоконденсатной характеристики и, в некоторых случаях, в зависимости от давления, температуры и скорости потока способствует образованию достаточно устойчивых эмульсий. Смешиваясь по пути движения газа ъ сепараторе, вода и конденсат с эмульгатором, которым являются ингибиторы коррозии, образуют эмульсию. Наличие парафина в конденсате существенно повышает устойчивость эмульсий к разрушению. [37]
Когда при установлении технологического режима основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-ком-прессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать приближенно определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие фактора коррозии. Если в процессе эксплуатации скважины даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при определяющем факторе, связанном с коррозионно-активными компонентами в газе, также подлежит изменению ( кроме случаев правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора против коррозии), если необходимо поддержать определенное устьевое давление и увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования. [38]
При установлении технологического режима, когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает, начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенной величины в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие фактора коррозии. Если в процессе эксплуатации скважины даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. [39]
Для установления дебита таких скважин, как правило, рассматривают основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования. К ним относятся: концентрация агрессивных компонентов в газе, давление и температура среды, скорость потока, минерализация воды, техническая характеристика используемого оборудования. Так как часть этих факторов не поддается регулированию, при выборе технологического режима работы таких скважин следует исходить из возможности применения коррозионностойких материалов, антикоррозионных ингибиторов, установления оптимальных давлений, температур и скорости газа и правильного выбора конструкции скважин. [40]
Диаметр обсадной колон-яы этих скважин равен d 0 127 м, поэтому отсутствует возможность увеличения диаметра фонтанных труб. Снижение скорости потока в фонтанных трубах может быть произведено путем увеличения диаметра фонтанных труб или снижения дебита скажины. При установлении технологического режима, когда ограничивающим фактором является ско рость потока, максимально использовалась возможность увеличения диаметра фонтанных труб, если конструкция обсадной колонны позволяла провести эти изменения. В противном случае необходимо снизить дебит скважины или увеличить частоту смены фонтанных труб. Однако частая замена фонтанных труб экономически невыгодна. Наиболее приемлемым вариантом эксплуатации скважин при наличии ртутной коррозии является подача антикоррозионного ингибитора в скважину. [41]
Режим постоянной скорости потока в стволе скважины в условиях коррозии - сравнительно новый по сравнению с другими режимами. Такой режим в зависимости от интенсивности коррозии при разных скоростях потока устанавливают на скважинах т в продукции которых содержатся агрессивные компоненты. Скорость определяется в результате промысловых и лабораторных исследований для каждого месторождения в зависимости от параметров пласта, давления, температуры газа, концентрации агрессивного компонента и его парциального давления, количества влаги в газе и других параметров. Выбранная скорость при известной конструкции скважины в основном учитывает давление, температуру и площадь поперечного сечения фонтанных труб. Допустимая скорость устанавливается, как правило, у устья скважины. При наличии комбинированных фонтанных труб допустимая скорость проверяется в точке перехода от труб малого диаметра в трубы большего диаметра и у устья скважины. Режим постоянной скорости так же, как и температурный режим, можно заменить более выгодным режимом, если предусмотреть ввод антикоррозионных ингибиторов или труб с защитным слоем, позволяющих снять ограничения, накладываемые на производительность енважины и вызванные наличием агрессивных компонентов в составе добываемого газа. [42]
Страницы: 1 2 3