Cтраница 2
Известно, что муравьиная и уксусная кислоты, а также их ближайшие гомологи при взаимодействии с общеупотребительными металлами не образуют нерастворимых солей, которые могли бы выполнять функции естественных защитных пленок, подобно тому как это наблюдается для многих минеральных кислот. Для органических кислот пока не предложено высокоэффективных ингибиторов коррозии, причем трудно и ожидать прогресса в этом направлении, поскольку, например, муравьиная и уксусная кислоты весьма летучи и вызывают интенсивную коррозию железа, находясь в парообразном состоянии. [16]
Для МЭА-способа хемосорбентом является водный раствор моноэтаноламина с содержанием 15 - 30 % по массе. Более вы - [ сокие содержания МЭА применяют только при использовании высокоэффективных ингибиторов коррозии. [17]
Однако, по данным ЦНИПР НГДУ Имимбайнефть, скорость коррозии металла в кислоте и кислотных пенах увеличивается с ростом концентрации кислоты. Следовательно, обработки кислотой повышенной концентрации ( более 15 %) следует проводить с применением высокоэффективных ингибиторов коррозии, например катапина А. [18]
Перед исследователями и производственниками стоит задача улучшения качества пленкообразующих составов, увеличениях их ассортимента и выработки. На основе опыта научно-исследовательских разработок и применения пленкообразующих составов можно рекомендовать следующие основные пути совершенствования их качества: использование высокоэффективных ингибиторов коррозии типа алкилбензолсульфо-натов кальция, бария или комбинированных ингибиторов коррозии; применение в качестве пленкообразующих компонентов твердых углеводородов типа микровосков, битумов, бентонитов и силикагеля в сочетании с термопластичными полимерами, растворимыми в алифатических и ароматических растворителях и совмещающихся с маслами и микровос-ками. [19]
Образующийся роданид относительно легко перегруппировывается в этиленмочевину, которая выделяется из раствора в виде товарного продукта. Наиболее существенным недостатком полиаминов как хемосорбентов является их крайне высокая коррозионная активность, что требует применения специального оборудования из нержавеющей стали или высокоэффективных ингибиторов коррозии. [20]
До недавнего времени четвертичные соли арилпиридинов и алкилхинолинов не находили широкого применения в качестве ингибиторов коррозии металлов в кислых средах. В то же время данные азотсодержащие соединения входят в состав некоторых продуктов нефтехимических производств, обладающих относительно невысокой стоимостью. Поэтому изучение ингибирующей способности соединений, включающих четвертичные соли арилпиридинов и алкилхинолинов, а также создание высокоэффективных ингибиторов коррозии на их основе является актуальной научно-технической задачей. [21]
Гкислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной кислоты и плавиковой ( фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 - 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25 - 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, вида пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. [22]
Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой ( фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 - 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25ч - 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12ч - 16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 С и 2 - е - З ч при забойных температурах 100 - - 150 С. [23]