Cтраница 3
Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента - углекислоты, сероводорода, ртути и др., одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и др., скорость потока является регулируемым фактором. По составу пластового газа и воды, продуктивной характеристики газоносных коллекторов нетрудно выбрать такую конструкцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока газа, ограничивающую интенсивность коррозии. [31]
Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается. [32]
Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента - углекислоты, сероводорода, ртути и др. одним из основных факторов, влияющих на интенсивность корро зии, является скорость потока по пути движения газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и др., скорость потока является регулируемым фактором. По составу пластового газа и воды, по продуктивной характеристике газоносных коллекторов нетрудно выб рать такую конструкцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока газа, ограничивающую интенсивность коррозии. Однако определение скорости потока, обеспечивающего оптимальный технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии корро зионно-активных компонентов в ее продукции, отмечено в ограниченном числе работ. Это обстоятельство вызвано тем, что отсутствуют определенные критерии, связывающие скорость потока с интенсивностью коррозии. Достаточно убедительно доказано только то, что с увели чением скорости потока интенсивность коррозии растет. Данные, приведенные в работах [12, 14, 315], показывают, что для скважин месторождений Краснодарского края критическая скорость потока равна 11 0 м / с. Эта величина не исключает коррозии в целом, но при скорости потока меньп е или равной этой интенсивность коррозии была значительно ниже, чем при скоростях, превышающих 11 0 м / с. Критическую величину скорости, найденную для некоторых месторождений Краснодарского края, нельзя распространять на другие месторождения, так как даже при одинаковой концентрации коррозионно-активного компонента существуют достаточно много других факторов, в определенной степени влияющих на величину критической скорости потока. [33]
Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO4 с метаном может образовываться сероводород. [34]
Учет всех факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважины при наличии коррозионно-активных компонентов в газе, практически невозможен. Поэтому для выбора технологического режима таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования и приводящие к ограничению их производительности. К таким факторам относятся: концентрация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим и скорость потока; техническая характеристика применяемого оборудования. Причем концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не регулируются. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходимо исходить из возможности применения коррозионно-стойкого оборудования с учетом изменения давления, температуры и скорости потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из известных критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. [35]
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. [36]
Учет всех факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважины при наличии коррозионно-активных компонентов в газе, практически невозможен. Поэтому для выбора технологического режима таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования и приводящие к ограничению их производительности. К таким факторам относятся: концентрация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим и скорость потока; техническая характеристика оборудования. Отметим, что концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не регулируются. [37]
Обобщены исходные условия и обоснован технологический режим эксплуатации скважин при наличии в газе коррозионно-активных компонентов, влаги и атомарной ртути. Установлены количественные связи между концентрацией коррозионно-активного компонента, давлением, температурой, скоростью потока, конструкцией скважин и интенсивностью коррозии. На основе проведенных экспериментнальных и промысловых исследований обоснован технологический режим эксплуатации газовых скважин, в продукции которых содержится ртуть. Приведены результаты уникальных исследований влияния ртути на интенсивность коррозии и методы борьбы с ней. [38]
Для улучшения антикоррозионных свойств во вновь разрабатываемых рецептурах не только не допускается присутствие коррозионно-активных компонентов, но в ряде случаев в их состав вводят ингибиторы коррозии. Например, в ППУ-304в катализатор ( триэтиламин) является ингибитором коррозии. Эта марка ППУ обеспечивает защиту от коррозии кадмированной и оцинкованной стали, анодированного дуралюмина и других металлов. Отличные результаты получены при многолетних ( более 10 лет) испытаниях ППУ-Зн в условиях периодического соприкосновения с морской водой. Композиция обеспечивает и теплоизоляцию, к защиту от коррозии стальных контейнеров. [39]
Практически на всех рассмотренных месторождениях добываемая и транспортируемая продукция содержит один или несколько коррозионно-активных компонентов: сероводород; двуокись углерода; органические кислоты; йод; бром; реликтовые или привнесенные клетки сульфатвосста-навливающих бактерий, а так же пластовую воду, в состав которой входит значительное количество растворенных солей, способствующих интенсивному протеканию коррозии на внутренней поверхности трубопровода. [40]
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. [41]
Таким образом, из-за отсутствия в золе лейпцигского бурого угля в заметном количестве коррозионно-активных компонентов, коррозионная стойкость сталей 20, 12Х1МФ, 12Х2МФСР и 12Х18Н12Т в продуктах сгорания этого угля высока. В [136] приведены рекомендуемые предельные температуры применения этих сталей по условиям коррозии для котлов, сжигающих лейпциг-ский бурый уголь ( Д5Д1 мм; г зп1 3; т 100 тыс. ч): сталь 20 - 550 С; сталь 12Х1МФ - 580 С; сталь 12Х2МФСР - 585 С; сталь 12Х18Н12Т - 650 С. При этом учтена также коррозия внутренней стороны трубы. [42]
Повреждения в результате внутренней коррозии возникают в местах длительного контакта с водой или коррозионно-активными компонентами активного газа ( С02, H2S), в местах скопления газа или воды, а также при раздельной структуре газоводонефтяного потока в промысловых трубопроводах. [43]
Целесообразность проведения различных мероприятий по увеличению производительности газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов обосновывается технико-экономическими расчетами. [44]
При оценке агрессивности нефтяного газа с низким содержанием сероводорода необходимо учитывать суммарное влияние всех коррозионно-активных компонентов. [45]