ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы НЕФТЬ-ВТОРИЧНАЯ ДОБЫЧА из "Ингибиторы коррозии " В книге N. А. С. Е. и А. Р. I. [1] приведены другие примеры экономической выгоды от применения ингибиторов, их можно суммировать следующим образом. [c.188] Фонтанирующие нефтяные скважины. Нейтральные скважины могут быть далее подразделены на фонтанирующие нефтяные, насосные нефтяные, газонапорные и газоконденсатные скважины [4]. Для нейтральных самофонтанирующих скважин возможными видами коррозии Стантон [4] считает электрохимическую и гальваническую, коррозию под напряжением, электролитическую и эрозионную коррозии. В случае насосных скважин к перечисленным выше видам коррозии он добавляет еще и кислородную. Пользуясь приведенной выше классификацией, рассмотрим, какими факторами вызывается коррозия в каждом отдельном случае. [c.189] Электрохимическая коррозия зависит от состава жидкости и газа. В первую очередь это касается состава воды, как наиболее коррозионноактивной фазы в системе нефть — вода. Количество воды, ее состав, природа и количество растворенных газов, давление и температура — все это может меняться в широких пределах и оказывать решающее влияние на интенсивность коррозии. [c.189] поступающая с нефтью, обычно представляет собой соляной рассол с содержанием 1 — 10% ЫаС1. Кроме того, в ней могут присутствовать значительные количества солей кальция, магния, бария, сульфатов и других обычных компонентов морской воды. На pH этого рассола может оказывать влияние присутствие уксусной кислоты, двуокиси углерода и растворенных газов, и рассол обычно является слабокислым. Из-за перепада давления в скважинах из раствора выделяются газы, поэтому pH его в устье скважины может быть значительно выше, чем в глубине ее. По данным работы [3], эта разность достигает 2,5. Следовательно, измерение pH в устье скважины не дает прямого указания на степень коррозии в глубине. [c.189] Соотношение между значением pH у дна скважины и коррозией интенсивно изучается N. А. С. Е. (НАИК). Подвергнув обследованию 65 скважин, комитет обнаружил, что 26 из них имеют pH у дна скважины порядка 6,0. При сопоставлении степени разрушения и значения pH в нижней части скважины оказалось, что величина рН = 6 0,2 является критической прн определении продолжительности работы насосно-компрессорных труб. Лишь одна скважина, имевшая более высокое значение pH, проработала несколько меньше 20 лет. Срок слун бы насосно-компрессорных труб в скважинах со значением рН 6 составил более 12 лет лишь для трех из 26 скважин, и только для восьми — более 9 лет. [c.189] При рН 5,5 скорость коррозии обычно велика независимо от содержания воды (по крайней мере до 1%). В противоположность этому скважины с рН б,6 сравнительно мало корродируют, даже если содержание воды составляет 95%. [c.190] Эти данные находятся в согласии с общей картиной коррозии типичной нефтяной скважины во время ее эксплуатации. Вначале воды в скважине немного и коррозия незначительна. По мере эксплуатации скважины содержание воды увеличивается и система становится более коррозионноактивной. Многие скважины в течение первых нескольких лет работы не обрабатываются ингибиторами. [c.190] Присутствие углекислого газа ускоряет образование твердых черных окалин и глубоких с острыми краями язв. Как показано Мак-Фаддином [28], который исследовал этот вопрос на одном из промыслов Юнион Ойл Компани, коррозионное действие углекислого газа проявляется только в присутствии воды. [c.190] В книге, выпущенной N. А. С. Е. и А. Р. Г [1], отмечается, что важными факторами, влияющими на растворимость углекислого газа, являются давление, температура и состав воды. Растворимость увеличивается с давлением и уменьшается с температурой, а многие растворенные минеральные соли могут поддерживать pH водных растворов постоянным. [c.190] Температура жидкости в скважине меняется в широких пределах и зависит от глубины скважины. Колебания от температуры окружающей среды до 12ГС должны несомненно рассматриваться как обычные для всех скважин. Температура оказывает существенное влияние на коррозию, так как скорость растворения сильно увеличивается с температурой. Она важна и в другом отношении, так как многие органические ингибиторы при превышении некоторой определенной температуры теряют свою эффективность. [c.191] Другой фактор, который, согласно Гринуэллу [7], необходимо учитывать, — это смачивающая способность нефти. Степень смачивания металла водой меняется, и защитная пленка нефти разрушается при некоторой критической для каждой скважины величине водо-нефтяного фактора. [c.191] Насосные нефтяные скважины. Нейтральные насосные скважины подвергаются таким же видам коррозионных разрушений, как и фонтанирующие скважины кроме того, в них может происходить и кислородная коррозия. Нри работе с открытым меж-трубиым пространством и низким уровнем жидкости в скважину проникает кислород и вызывает коррозию, от которой обычными ингибиторами очень трудно защищать металл. Под действием кислорода защитный слой карбонатов превращается в рыхлый осадок гидроокиси железа с последующим быстрым разрушением металла. Причина такого влияния кислорода на действие обычно применяемых органических азотсодержащих ингибиторов с длинными цепями — не ясна. Вероятно, быстрое образование и флокуляция окиси и гидроокиси железа препятствуют их плотному сцеплению с. металлом, которое необходимо, чтобы пленкообразующие азотсодержащие ингибиторы действовали эффективно. [c.192] Газонапорные скважины. Эти скважины сильнее подвержены коррозии, чем насосные нефтяные, вследствие высокой температуры и низкого значения pH у дна скважины. Кроме того, в них присутствует значительное количество воды, которая также усугубляет коррозию. Парциальное давление углекислого газа в этих скважинах обычно довольно высокое. Дальнейшее ускорение коррозии может обусловливаться небольшими количествами кислорода, содержащимися в инжектируемом газе. Конструкция газонапорных скважин затрудняет применение ингибиторов ниже межтрубного пространства и газовых клапанов. [c.192] Шок н Сэдбери [15] исследовали сильную коррозию в газовых скважинах Южного Техаса, где давление ненормально высокое. Они обнаружили, что разрущение образцов, помещенных в устье скважины, не отражает ту сильную коррозию, которая протекает на дне скважины. В межтрубном пространстве находится столб воды значительной высоты. Вообще говоря, можно показать, что коррозия является функцией давления, температуры и концентрации углекислого газа иа заданных глубинах. [c.193] Неожиданные результаты были обнаружены для газовых скважин комитетом T-I N.A. .E. Не удалось установить никакой взаимосвязи между продолжительностью работы насосно-компрессорных труб и значением pH у дна скважины. Связь была найдена, однако, ис.ходя из дебита воды. В скважинах, дебит которых свыше 47 700 воды, или свыше 50%, продолжительность жизни насос-ио-компрессорных труб меньше 13 лет, тогда как в таких же скважинах, но с меньшим количеством воды, продолжительность жизни труб превышала 13 лет. [c.193] Газоконденсатные скважины. Коррозия и методы защиты от нее в газоконденсатных скважинах описаны гораздо более полно, чем коррозия в любых других типах нейтральных скважин. Проблема борьбы с коррозией в газоконденсатных скважинах — одна из важнейших проблем, стоящих перед нефтедобывающей промышленностью. Большой объем ремонтных работ, разрушение резервуаров, опасность, которой подвергается обслуживающий персонал — все это усугубляет важность проблемы [1], которая всесторонне и детально рассматривается в книге, посвященной коррозии конденсатных скважин [2]. [c.193] Вернуться к основной статье