ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Способы защиты оборудования для добычи нефти от коррозии и условия их применения из "Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии " Обсадная колонна — наиболее ответственная и металлоемкая часть нефтяной скважины. Выход из строя обсадных колонн обусловливается технологическими и эксплуатационными причинами. [c.134] Однако коррозия — одна из основных причин выхода из строя обсадных колонн. Коррозии подвергаются наружная и внутренняя поверхности обсадных труб. Наружная поверхность контактирует с различными по составу, структуре, и насыщенности флюидами (подземными пластами), а внутренняя — с нефтью, пластовой водой и нефтяным газом. Наиболее сильно разрушается наружная поверхность обсадных колонн. Основные виды разрушения — язвы, питтинги при наличии общей коррозии. [c.135] Эффективные методы повышения долговечности эксплуатации обсадных колонн — мероприятия по изоляции металла сооружения от непосредственного контакта с окружающими грунтом и пластовыми водами диэлектрическими материалами. Цементы обеспечивают защиту от коррозии обсадной колонны тем эффективнее, чем большей хи.мической стойкостью они обладают. [c.135] Для обработки 1 м раствора требуется 0,5 кг сульфита натрия. Результаты испытаний по снижению скорости коррозии стали в среде, обработанной кис-лородудаляющим реагентом, приведены в табл. 73. [c.135] Для заполнения затрубного пространства в качестве надпакерной жидкости применяют пресную воду, обработанную гидратом гидразина концентрацией 100 мг/л с добавкой формалина до 30—35 мг/л. [c.136] Технологические мероприятия, применяемые для защиты от коррозии внутренней поверхности обсадных труб, сводятся к снижению в межтрубном пространстве давления газовой среды и обеспечению свободной циркуляции жидкости. Это достигается установкой пакерных устройств, пространство над которыми заполняется вязкой неагрессивной нефтью. [c.136] Для резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб применяют специальные герметизирующие смазки. Смазка Р-402 (ТУ 38-101-330—72) рекомендуется для высокотемпературных скважин (до 200 ° С). Ее изготавливают на силиконовой основе. Она обладает хорошими уплотнительными и анти-задирными свойствами. Силиконовая основа позволяет наносить смазку на резьбу при температуре до —30 ° С. [c.137] Смазку Р-2 МВП (ТУ 38-101-332—72) применяют для скважин с температурой до 100 ° С. Она отличается меньшей температуростойкостью и морозостойкостью. При температуре окружающего воздуха ниже —5 ° С перед нанесением смазку подогревают. [c.137] Состав УС-1 следующий. [c.138] Соединения, свинченные на основе УС-1, практически неразъемные. [c.138] Ингибиторы коррозии — наиболее технологичный и эффективный способ борьбы с коррозией нефтедобывающего оборудования. [c.138] Характеристика ингибиторов н защитный эффект некоторых ингибиторов, применяемы , для защиты от коррозии нефтяного оборудования, приведены в табл. 28. [c.138] При непрерывном вводе ингибитор постоянно закачивают при помощи дозировочного насоса в защищаемую систему. Концентрация ингибитора зависит от его типа и колеблется в интервале 25—100 мг/л. Для снижения времени формирования на поверхности металла защитной пленки перед эксплуатацией оборудование обрабатывают ингибитором с ударной (повышенной) концентрацией. Предварительная очистка поверхности металла и продуктов коррозии облегчает образование защитных пленок. [c.139] При контроле эффективности электрохимической защиты на обсадных колоннах скважин следует руководствоваться следующими документами. [c.139] Строительные нормы и Правила СНиП П1-А П-70 — Техника безопасности в строительстве. [c.139] Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. [c.139] Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. [c.139] производящие замеры, должны быть обучены, проинструктированы на рабочем месте и иметь квалификационную группу по технике безопасности не ниже П1. [c.139] Вернуться к основной статье