Защита от коррозии бурильных труб – Защита колонны буровых и обсадных труб от коррозии. Защита бурильных труб от коррозии

alexxlab | 24.10.2020 | 0 | Вопросы и ответы

Защита колонны буровых и обсадных труб от коррозии — Студопедия.Нет

Буровая жидкость может создать условия, способствующие коррозии стальных трубных систем, используемых в подземных работах. Этот эффект может быть минимизирован путем соответствующей химической обработки раствора или путем создания защитной пленки (химическим или физическим способом) на поверхности стальных элементов оборудования. Отдельные виды буровых жидкостей

(которые в основном состоят из нефтепродуктов) не обладают коррозионной способностью, а в ряде случаев буровой раствор фактически защищает трубные системы от действия коррозионных материалов, находящихся в скважине.

 

Свойства буровых растворов

Сотрудники компании Baroid, осуществляющие промысловое обслуживание в процессе эксплуатации, регистрируют свойства буровых растворов в стандартных ежедневных отчетах. Ежедневный контроль и интерпретация изменений характеристик бурового раствора необходимы для выявления многих проблем, связанных с повседневными буровыми работами. Свойства буровой жидкости, определенные в ходе проведения стандартных полевых тестов, могут использоваться в виде количественных и качественных ориентиров для контролирования эксплуатационных характеристик раствора.

Стандартные анализы в полевой лаборатории включают:

· Определение плотности бурового раствора.

· Определение реологических свойств раствора.

· Определение условной вязкости раствора.

· Определение пластической вязкости раствора.

· Определение предела текучести раствора.

· Определение прочности геля.

· Определение pH и щёлочности (Pm) бурового раствора.

· Оценка фильтрации.

· Тест АНИ (температура окружающего воздуха, низкое давление).

· Тест АНИ (высокая температура, высокое давление).

· Анализ фильтрата.

· Определение щелочности (Pf/Pm).

· Определение солености.

· Определение жесткости.

· Анализ содержания твердых примесей.

· Анализ содержания песка.

· Определение общего содержания твердой фазы.

· Определение общего содержания жидкой фазы.

· Определение содержания нефтепродуктов.

· Определение содержания воды.

· Определение катионообменной ёмкости (CEC) в том числе метиленовой синькой (MBT).

 

Определение удельного веса (плотности) бурового раствора

Давление пластов уравновешивается гидростатическим давлением буровой жидкости, которое является функцией глубины и плотности

 

 

(удельного веса) раствора. Удельные вес бурового раствора определяется при помощи специальных рычажных весов, имеющих чашку для раствора с крышкой, укрепленную на конце градуированного коромысла (см. рис. 1). Призматическая опора коромысла опирается на основание весов. Передвижная гирька может перемещаться по коромыслу по направлению к призматической опоре или от нее, пока не уравновесит чашку, наполненную буровым раствором, затем напрямую считывается значение удельного веса

 

раствора по цифрам на коромысле – фунт/галлон, г/см3, фунт/кв. дюйм (1000 футов) и фунт/куб. фут.

 

 

 

Весы Фэнна (Fann) для определения плотности бурового раствора

Реологические свойства

· Условная вязкость

· Пластическая вязкость (PV).

· Предел текучести (YP).

· Прочность геля.

Результаты измерений реологических свойств бурового раствора используются для:

· Расчета падения давления за счет трения.

· Определения способности бурового раствора поднимать на поверхность обломки выбуренной или отвалившейся от стенок породы.

· Анализа загрязнения раствора твердыми примесями, химическими веществами и влияния температуры.

· Определения изменений давления в стволе скважины во время спуска/подъема бурильного инструмента.

Определяющие реологические свойства бурильного раствора – это его вязкость и прочность геля. Простейшие измерения вязкости проводятся с использованием воронки Марша, при помощи которой измеряется по времени скорость истечения. При этом показатель вязкости определяется количеством секунд, которое потребуется для того, чтобы кварта (1,14 л) бурового раствора вылилась через трубку диаметром 3/16 дюйма (4,76 мм), прикрепленную к

 

основанию 12-дюймовой воронки. Полученное значение является количественным показателем вязкости раствора.

Более точное измерение реологических характеристик бурового раствора проводится с помощью ротационного вискозиметра с концентрическим цилиндром, который позволяет непосредственно считывать показания. Стандартным полевым прибором является вискозиметр Фэнн VG или усовершенствованный вискозиметр Фэнна (см. рис.2). Этот вискозиметр дает два показания, которые легко преобразовать в такие реологические характеристики, как

пластическая вязкость и предел текучести. Пластическая вязкость измеряется в сантипуазах и представляет ту часть гидравлического сопротивления в буровой жидкости, которая определяется главным образом трением между взвешенными частицами и вязкостью жидкой фазы. Величина пластической вязкости зависит от концентрации, размера и формы твердых частиц, находящихся в буровом растворе. Предел текучести измеряется в фунтах на 100 кв. футов и представляет ту часть гидравлического сопротивления, которая определяется действием сил притяжения между частицами.

 

 

 

studopedia.net

Коррозия и защита бурового оборудования

    Наш институт в течение многих лет занимается вопросами защиты от коррозии. Ниже рассмотрены основные проблемы, связанные с коррозией оборудования и парафино-смолистыми отложениями в процессах добычи и-переработки нефти, и способы их решения с использованием ингибиторов. Приведены результаты исследований по разработке эффективных смазочных добавок к буровым растворам, поглотителей сероводорода, пеногасителей, а также ингибиторов для консервации оборудования энергоблоков ТЭЦ и нефтеперекачивающих станций. [c.12]
    КОРРОЗИЯ и ЗАЩИТА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ [c.103]

    СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ И УСЛОВИЯ их ПРИМЕНЕНИЯ [c.111]

    Для защиты бурового оборудования от коррозии выпускается широкий диапазон материалов для покрытий на основе полиуретанов и эпоксидных смол. [c.441]

    Ингибитор коррозии черных металлов в кислотах [672]. Эффективен при высоких температурах. Рекомендуется для защиты бурового оборудования. 

[c.63]

    Ингибиторы кислотной коррозии также применяют для защиты аппаратуры при буровых нефтяных работах, при транспортировке соляной кислоты в металлической таре, для защиты химического оборудования при производстве кислот, для очистки котлов и теплообменников от накипи, стальных труб — от ржавчины и т. д. [c.179]

    Процесс бурения скважин на нефть и газ проводится с применением промывочных жидкостей. Как правило, это глинистый раствор, который приготавливается на буровой и облегчает процесс бурения, выполняя многочисленные функции. К главным из них относятся вынос частиц выбуренной породы и очистка забоя, укрепление стенок скважины глиной, охлаждение инструментов и оборудования (долота, турбобура, электробура и колонны), передача энергии турбобуру, защита оборудования от коррозии и др. [c.155]

    В коррозионных средах с хорошей ионной электрической проводимостью. Катодная поляризация (защита) используется для защиты от коррозии подземных трубопроводов, кабелей. Катодную защиту применяют также к шлюзовым воротам, подводным лодкам, водным резервуарам, буровым платформам, морским трубопроводам и оборудованию химических заводов. 

[c.333]

    Ингибиторы коррозии черных металлов в нефти и буровых водах [729], Применяются в концентрации 0,0005—0,05% для защиты оборудования скважин. Предотвращают образование эмульсий и водных пробок. [c.163]

    Значительное облегчение механического разрушения минерала 6 присутствии растворов кислот (химически активных сред) позволяет рекомендовать практическое использование хемомеханического эффекта в различных технологических процессах, связанных с измельчением и разрушением минералов при помоле в шаровых мельницах, бурении горных пород (в частности, карбонатных) и т. п. При этом следует учитывать возможность коррозии (растворения) металлов и минералов кислотами — понизителями прочности. Для защиты технологического оборудования и инструмента от коррозии необходимо добавлять в растворы кислот ингибиторы кислотной коррозии металлов на основе непредельных органических соединений ароматического ряда. Эти ингибиторы сильно хемосорбируются на переходных металлах (железо) за счет донорно-акцептор- ного взаимодействия Электронов непредельных связей органической молекулы j сЗнезавершенными электронными уровнями металла и лишены этой способности относительно минералов, взаимодействуя с ними по механизму физической адсорбции. Как показали исследования, добавка ингибитора КПИ-3 даже при повышенной его концентрации (0,3 г/л) существенно не отразилась на величине эффекта (кривая S). Испытание этого раствора на буровом стенде показало снижение величины усилия при резании мрамора в два раза. 

[c.132]

    Водонефтерастворимые амины — промышленные продукты, содержащие алкиламинопропиламиновые соединения, предложено применять в буровой жидкости при разных соотношениях нефть вода. Проведенные исследования показали, что наибольшей агрессивностью при добыче обладает не водная, а нефтяная фракция и поэтому растворение ингибитора в нефтяной фазе является полезньш, а переход его в водную фазу — вредным. Если эти исследования справедливы, то тогда наибольшую эффективность защиты оборудования промыслов и другого оборудования, соприкасающегося с нефтью и водой, долн ны иметь не водорастворимые, а маслорастворимые ингибиторы коррозии. А. М. Кулиев и др. [36 ] предложили маслорастворимый ингибитор коррозии для систем нефтепродукт — вода, представляющий собой продукт конденсации алкилфенолов с монохлоруксусной кислотой. Ингибитор можно вводить и нефть или нефтепродукт в количестве 50 мг л и употреблять для защиты подземного оборудования промыслов. 

[c.59]

    Незначительные шсштабы производства и узкий ассортимент флотореагентов, химикатов для буровых работ, ингибиторов коррозии, изоляционных материалов дая трубопроводов и других химических цродуктов не позволяют в должной ме )8 интенси цировать процессы бурения, добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, увеличить степень их извлечения из недр, повысить эффективность добычи и транспортировки угля, обеспечить надежную защиту оборудования от коррозии. [c.187]


chem21.info

Характеристика коррозионной агрессивности буровых растворов


из "Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии"

В случае применения ЛБТ из алюминиевых сплавов возможно развитие контактной коррозии за счет соединения их со стальными замками. В зазорах резьбовых соединений происходят процессы щелевой коррозии. При нагружении таких соединений переменными нагрузками возникают процессы фреттинг-коррозии. При проведении спуско-подъемных работ наблюдается периодическое смачивание при чередовании атмосферной коррозии и коррозии погружением в электролит, что стимулирует увеличение скорости коррозионного разрушения. [c.107]
Степень разрушения бурового оборудования определяется типом бурового раствора, его фазовым и химическим составом и примесями, попадающими в него в процессе эксплуатации и обработки. [c.107]
В отечественной и зарубежной литературе приводится множество классификаций буровых растворов. Определяющие признаки по принятой классификации состав дисперсной среды и дисперсной фазы, химический состав, определяющий степень минерализации бурового раствора, величина pH, химическая обработка и способ приготовления. Наиболее агрессивные составляющие буровых растворов — это вода с растворенными в ней газами (кислородом, углекислым газом, сероводородом), а также минеральными солями, кислотами. [c.107]
Коррозионная активность буровых растворов на водной основе определяется pH раствора и его жесткостью. В зависимости от химического состава компонентов, входящих в буровые растворы, их pH меняется в широких пределах слабощелочные 7,0 рН 8,5 среднещелочные (рН = 8,5—1 ,5), сильнощелочные (рН=11,5). [c.107]
По отношению к стали щелочные растворы менее агрессивны, чем нейтральные и кислые. Однако для сильнощелочных растворов при значениях pH выше необходимого для полной пассивации. может проявляться питтингообразование, хотя общая коррозия снижается. [c.107]
Для алюминиевых бурильных труб с увеличением pH от 1 до 13 меняется характер коррозионного поражения слоевая коррозия — в сильнокислой области, точечная — при рН=3—11, равномерная — в сильнощелочной среде. Алюминиевые бурильные трубы целесообразно применять при использовании буровых растворов с pH от 4 до 10,5, так как сдвиг потенциала в отрицательную область приводит к увеличению тока контактной коррозии. Существенное влияние pH раствора оказывает на коррозионно-усталостную выносливость как алюминиевых сплавов, так и стали. [c.107]
Среднеминерализованные глинистые растворы, содержащие до 10% Na l, обработанные химическими реагентами, используют при разбуривании глин, известняков, ангидридов. Высокоминерализованные глинистые растворы применяют при бурении слоев, сложенных галитом, а также глин, известняков, доломитов. В процессе эксплуатации изменяются свойства, состав и коррозионная активность буровых растворов. [c.108]
Присутствие активирующих солей ускоряет коррозию стали за счет увеличения проводимости и затруднения образования защитных пленок. Степень агрессивности буровых растворов в присутствии активирующих ионов ( 1 , Вг , J-) зависит от их концентрации. В слабощелочном растворе 1 н. Na l наблюдается увеличение в 10—15 раз скорости коррозии алюминиевых сплавов, чем в таком же растворе без ионов хлора. При этом возрастают склонность сплавов к точечной коррозии, развитие усталостных трещин, межкристаллитной коррозии. По отношению к стали как в статических условиях, так и в условиях циклического нагружения наибольшей активностью обладают буровые растворы, содержащие 3% Na l. [c.108]
Дальнейшее насыщение бурового раствора от 3% до предела насыщения приводит к существенному снижению скорости коррозии, что связывают с пониже-ние.м растворимости кислорода, особенно в интервале концентраций Na l от О до 10%. То же происходит при повышенных давлениях с концентрацией до 20%. Данные по концентрации растворенного кислорода в зависимости от избыточного давления воздуха и солесодержания от О до предела растворимости (26,4% при Т = 20 °С) приведены на рис. 50. [c.108]
С увеличением давления скорость коррозии стали возрастает особенно интенсивно при давлении от 2 до 3 МПа (рис. 51). При концентрации хлористых солей более 20% и до предела растворимости при повышенных давлениях наблюдается рост скорости коррозии. При повышенных давлениях кислород выступает активным деполяризатором, увеличивая скорость коррозии. Присутствие катионов, обладающих высокими деполяризующими свойствами (например, Са), значительно л-величивает скорость коррозии. Этим объясняется низкая коррозионная стойкость сталей в аэрированных высокоминерализованных буровых растворах, содержащих соль СаСЬ, добавляемую для регулирования реологических свойств промывочной жидкости, В связи с этим не рекомендуется увеличивать минерализацию буровых растворов выше 20%, особенно при наличии добавок СаСЬ. [c.108]
Для вскрытия продз ктивных пластов любой проницаемости с низким пластовым давлением, проводки скважины в осложненных геологических условиях, бурения скважин при высоких температурах применяют буровые растворы на нефтяной основе (РНО), гидронефтяные эмульсии и инвертные эмульсии (известково-битумные). Эти растворы оказывают смазывающее действие, увеличивают срок службы бурового оборудования. Условный предел коррозионно-усталостной прочности при базе испытания 10 млн. циклов для стали группы прочности Д составил на воздухе 260 МПа, в буровом растворе на водной основе 90 МПа, в эмульсии дизельного топлива с минерализованной водой в соотношении 1 1 160 МПа. Введенные поверхностно-активные вещества (2% окисленного парафина) увеличили предел коррозионно-усталостной прочности образцов стали марки Д до 240 МПа. [c.109]
С увеличением концентрации кислорода наблюдается снижение усталостной выносливости (рис. 52). [c.110]
Влияние температуры на усталостно-коррозионное разрушение материалов прежде всего связано с процессом подвода деполяризатора, природой и свойствами пленок, образующихся на поверхности металла, их способностью раскрывать и залечивать коррозионные поражения. Результаты коррозионно-усталостных испытаний при повышенных температурах, проведенных применительно к бурильным трубам в аэрированном буровом растворе, приведены на рис. 53. С ростом температуры до 60 °С увеличивается растворимость кислорода в буровом растворе, условный предел коррозионной усталости на базе 10 млн. циклов снижается, а при температуре 90 °С в связи с уменьшением растворимости кислорода скорость коррозии снижается. Условный предел коррозионной усталости при 90 °С растет более чем в 1,5 раза по сравнению с испытаниями при 60 С. [c.110]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Синявский, Владимир Сергеевич - Защита от коррозии бурильных труб из алюминиевых сплавов [Текст]


Поиск по определенным полям

Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы

По умолчанию используется оператор AND.
Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска

При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы.
По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии.
Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам

Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках.
В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов.
В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден.
Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка

Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса.
Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова

Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д.
Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости

Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений

Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным.
Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение.
Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале

Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO.
Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат.
Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

Защита - обсадная колонна - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Защита - обсадная колонна

Cтраница 2

Наряду с указанными способами защиты обсадных колонн от коррозии во многих случаях используют трубы из специальных высоколегированных сталей.  [16]

Это указывает на высокую эффективность защиты обсадной колонны путем их предварительного нагружения растягивающими напряжениями. В таблице 21 указаны допустимые усилия при натяжении обсадных колонн.  [17]

ТатНИПИнефтью разработан комплекс мероприятий по защите обсадных колонн нагнетательных скважин от внутренней коррозии: а) применение надпакерных нейтральных жидкостей для заполнения межтрубного пространства; б) герметизация резьбовых соединений; в) использование протекторов для защиты призабойной зоны.  [18]

Тампонирование под давлением с применением пакера используется для защиты обсадной колонны от воздействия избыточного давления, для защиты продуктивных пластов от загрязнения при изоляции объекта, расположенного ниже интервала перфорации, и для направленной подачи раствора тампонирующей смеси в изолируемый объект.  [19]

Кисельмана, Л.Б. Измайлова установлено что с увеличением глубины скважины эффективность защиты обсадных колонн резиновыми предохранительными кольцами заметно снижается В некоторых случаях большое число колец выходит из строя за период только одного рейса долота. Так, в сильно искривленных скважинах при спуско-подъемных операциях, а также при вращении бурильной колонны возникают значительные усилия, прижимающие бурильный инструмент к стенке обсадной колонны. Это приводит, как правило к частым разрывам резиновых колец, их перемещению вдоль бурильных труб, переходу отдельных колец с одной бурильной трубы на другую через замок. По указанным причинам в практике бурения не редки случаи отказа от использования предохранительных колец.  [20]

В скважинах глубиной около 30 м фильтры рекомендуется устанавливать под защитой обсадной колонны, доведенной до водоупора. В данном случае гравийную обсыпку подбирают в полном соответствии с породами водоносного горизонта, обеспечивая равномерную обсыпку гравия около фильтра и надфильтровой трубы.  [21]

В последнем случае верхний пакер устанавливают над верхним пластом с целью защиты 168-мм обсадной колонны от воздействия высокого ( ру 150 кгс / см2) давления нагнетания. Вода под высоким давлением в верхний пласт нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а под низким давлением ( ру 100 кгс / см2) по затрубному пространству в нижний пласт.  [22]

В работах Ю. И. Петракова-с сотрудниками предложено вводить в тампонажный раствор ингибиторы коррозии стали с целью защиты обсадной колонны от h3S, когда цементное кольцо полностью пропитается этим газом и сероводород начнет диффундировать через цементный камень к поверхности металла. По-видимому, такие добавки полезны с точки зрения увеличения сроков службы обсадных колонн.  [23]

Пакер ПГС 219 предназначен для разобщения межтрубного пространства между основной обсадной и эксплуатационной колоннами труб с целью защиты основной обсадной колонны.  [24]

Усилия заинтересованных фирм направлены на предупреждение или снижение интенсивности оттаивания мерзлого массива в околоствольном пространстве, на разработку способов защиты обсадных колонн от отрицательного влияния оседаний или обвалов пород в интервале неконсолидированного гравия и песка. Считается, что трудности, встретившиеся при бурении разведочных скважин, сейчас во многом уже преодолены. Скважины бурят с промывкой охлажденным буровым раствором, мерзлая толща полностью перекрывается кондуктором.  [25]

В области техники и технологии добычи нефти разработано оборудование для раздельной закачки воды в продуктивные пласты через одну скважину, пакеры для защиты обсадной колонны от воздействия высокого давления.  [26]

В настоящее время пластмассовые трубы, изготовленные в основном из, полиэтилена высокой плотности ( ПВП) и поливи-нилхлорида ( ПВХ), применяются для крепления неглубоких скважин 111, для изоляции обводненных пластов и для защиты стальной обсадной колонны нагнетательных скважин от коррозии.  [27]

Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.  [28]

Для защиты обсадной колонны от коррозии сточные воды следует закачивать только по насосно-компрессорным трубам.  [29]

Гидроразрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 70 - 100 МПа и часто превышающих допустимые для обсадных колонн. Для защиты обсадных колонн от высокого давления на нижнем конце НКТ спускают в скважину пакер с якорем, которые устанавливают над кровлей обрабатываемого пласта. Эластичный элемент пакера в результате сжатия его весом НКТ герметизирует затрубное пространство. Это достигается либо опорой пакера на забой с помощью перфорированного хвостовика ( пакер с опорой на забой типа ПМ, ОПМ), либо опорой пакера на обсадные трубы с помощью плашек пакера, которые, освобождаясь при повороте НК. Якорь предупреждает смещение пакера под действием перепада давления над и под ним. За счет внутреннего избыточного давления плашки якоря раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Пакеры и якоря рассчитаны на перепады давлений 30 - 50 МПа и имеют проходное сечение 36 - 72 мм в зависимости от их типа и внутреннего диаметра обсадной колонны. Перед спуском пакера следует шаблониро-вать ствол скважины, чтобы избежать возможного заклинивания пакера и разрушения его эластичного элемента в процессе спуска.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти

 

Изобретение относится к нефтепереработке и может быть использовано для защиты от коррозии оборудования первичной переработки нефти. Для защиты оборудования в дистиллат вводят водный раствор полигексаметиленгуанидин-гидрата формулы n = 10 - 100. Введенный в количестве 5 - 20 г на 1 т выделяемого дистиллата обеспечивает защиту на уровне 95 - 98%. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано для защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования, трубопроводов и емкостей дистиллата установок первичной переработки нефти.

При перегонке сырой нефти, даже подвергнутой обессоливанию и электрообезвоживанию, в верхней части ректификационных установок при конденсации паров дистилата одновременно происходит конденсация оставшейся воды, в которой растворяются продукты кислотного характера (HCl, H2S, C2O и др.), образующиеся при воздействии высоких температур в кубовой части ректификационных колонн за счет процессов гидролиза и термораспада. В местах конденсации и далее по пути следования длистиллата создаются благоприятные условия для протекания хлористоводородно-сероводородной коррозии [1]. Для борьбы с коррозией в нефтеперерабатывающей промышленности помимо обессоливания используют подачу в соответствующие агрегаты каустической соды или аммиачной воды [1 и 2]. Однако применение щелочей вызывает увеличение хрупкости и растрескивание стали, а применение аммиачной воды не защищает от коррозии под действием сероводорода и приводит к образованию отложений хлорида аммония [2]. Поэтому наиболее эффективна защита от коррозии нефтеперерабатывающего оборудования осуществляется путем введения в дистиллат ингибиторов [1-4] . В качестве ингибиторов используют органические соединения, содержащие азотистые функциональные группы, а также серо и кислородсодержащие группировки. Однако используемые ингибиторы не являются универсальными и обладают рядом недостатков [1]: 1. Большинство из них растворимы в нефтепродуктах и, следовательно, вместе с ними могут попасть на установки вторичной переработки (каткрекинг, риформинг и др.), где будут вызывать отравление катализаторов и другие нежелательные эффекты. 2. Многие из них обладают неприятным запахом и относятся к высокотоксичным веществам. 3. Некоторые из применяемых ингибиторов относится к биогенным соединениям и способствуют протеканию микробиологической коррозии. 4. Некоторые ингибиторы выступают только в роли пленкообразователей и применимы обязательно совместно с нейтрализаторами, например аммиачной водой. 5. Ряд ингибиторов требуют для повышения эффективности дополнительного применения ПАВ или веществ, способствующих образованию защитных пленок на металлах. 6. Большинство ингибиторов являются сложными органическими веществами, их получение включает несколько стадий, базируется на дефицитных реагентах, поэтому они являются достаточно дорогими продуктами. Наиболее близким к предлагаемому способу техническим решением является способ защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования, трубопроводов и емкостей дистиллата установок первичной переработки нефти с использованием ингибитора 1-(2-окси-этил)-2-алкилимидазолина, где алкил содержит 21 атом углерода и выше [1, 5] . Этот ингибитор вводится в количестве 0.001-0,0005% (10-5 г на 1 т или 10-5 мг на 1 кг дистиллата и дает высокий защитный эффект (95-98%) (прототип). Тем не менее, способ-прототип обладает следующими недостатками: являясь нефтерастворимым, данный ингибитор увеличивает содержание азота в бензине [1, c. 119]; для применения этого ингибитора требуется подача аммиака; поскольку часть дистиллата возвращается в виде орошения в колонну, ингибитор, содержащийся в нем, в конце-концов окажется в кубе, где будет подвергнут действию высоких температур; применяемый ингибитор является сложным, труднодоступным и дорогим продуктом. Цель изобретения - разработка способа защиты от коррозии установок первичной переработки нефти, обеспечивающего высокую эффективность защиты и лишенного указанных выше недостатков. Цель достигается путем введения в дистиллат водного раствора полигексаметиленгуанидин-гидрата, отвечающего формуле Полигексаметиленгуанидин-гидрат (ПГМГ H2О) получается при действии оснований на водные растворы промышленных солей полигексаметиленгуанидина - хлорида (метацида) или фосфата (фогуцида). В щелочной среде в присутствии анионов Cl- или PO34- растворимость ПГМГ H2O ограничена, вследствие чего последний всплывает из водного раствора в виде нерастворимого геля, который отделяется, отжимается от маточника и промывается. При отмывке геля ПГМГ H2O от остаточных ионов происходит его полное растворение в воде. Концентрация водного раствора ПГМГH2O составляла 20 - 25 мас.%, pH 12,0. Количество полимера в растворе можно определить по обычной для полигексаметиленгуанидинов методике [5] . При действии соляной или фосфорной кислот на ПГМГ H2O образуются соответствующие исходные соли, что указывает на протекание обычных процессов нейтрализации. Для осуществления защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования, трубопроводов и емкостей дистиллата установок первичной переработки нефти в дистиллат перед конденсацией и охлаждением в теплообменниках распыляется водный раствор ингибитора при оптимальном соотношении 5 - 20 г ингибитора (ПГМГH2O) на 1 т выделяемого дистиллата. Добавка раствора ингибитора, содержащего меньше 5 г полимера (ПГМГH2О) на 1 т дистиллата дает меньший антикоррозионный эффект, в увеличение его количества больше 20 г/т дает незначительное увеличение защитного эффекта и приводит к неоправданному расходу реагента. Достоинства предлагаемого способа защиты оборудования установок первичной переработки нефти от коррозии:
1. Используемый ингибитор не растворим в бензинах н.к.-110, н.к.-180 и других прямогонных нефтепродуктах. 2. При использовании ПГМГH2О не требуется введения аммиака, поскольку он является сильным органическим основанием. 3. ПГМГH2О является не только нейтрализатором, но и одновременно выступает в качестве пленкообразователя. 4. Предлагаемый ингибитор является веществом нетоксичным [6] и не обладает запахом. 5. Способ защиты базируется на применении ингибитора, который доступен на отечественном рынке и легко получается из водных растворов метацида и фогуцида. 6. ПГМГ препятствует развитию микроорганизмов [7], поэтому не способен провоцировать микробиологическую коррозию. Возможность осуществления способа защиты оборудования установок первичной переработки нефти проверена в лабораторных условиях с использованием двух методик. Пример 1. Испытания проводили в герметичном автоклаве (объемом 200 см3) при 60 - 80oC на образцах из Ст-20 (диски диаметром 30 мм и толщиной 1 мм), отшлифованных и обезжиренных с помощью толуола и этанола. Продолжительность каждого испытания 70 ч. В качестве коррозионной среды использован 3 %-ный раствор хлорида натрия с содержанием H2S 5 г/дм3 и начальным pH 3-4. pH раствора устанавливался добавкой необходимого количества раствора соляной кислоты. Температуры испытаний поддерживалась автоматически на уровне 60 - 80oC. Результаты экспериментов без ингибитора и в присутствии полигексаметиленгуанидина представлены в табл. 1. Пример. 2 Испытания с использованием образцов, аналогичных примеру 1, проводились в автоклаве с мешалкой емкостью 3 л. В качестве рабочей среды использована смесь бензина н.к.-180oC и дренажной воды из емкости прямогонного бензина установки АВТ-6 в соотношении 1:10 (по массе). Состав дренажной воды: Cl- = 45 мг/дм3, H2S = мг/дм3, pH 4,5. Температура испытаний 85oC. Результаты испытаний представлены в табл. 2. Как видно из данных табл. 1 и 2, полигексаметиленгуанидин обеспечивает эффективную защиту в количестве 5-20 мг на 1 кг коррозионной среды (или 5 - 20 г на 1 т). Эффективность предлагаемого способа защиты от коррозии подтверждена электрохимическими исследованиями. Электрохимические испытания проводились с использованием потенциостата ПИ-50-1М, программатора ПР-8, двухкоординатного самописца ЛКД-004, электрохимической ячейки ЯЭС-1, хлорсеребряного электрода сравнения и рабочего электрода из Ст - 20 площадью 1 см2. В качестве коррозионной среды использовался 3 %-ный раствор NaCl, насыщенный сероводородом, с pH от 2 до 6, установленной с помощью HCl. Скорость развертки потенциала составляла 0,2 мВ/с, поляризация +300 мВ. Результаты анализа потенциодинамических кривых показывают, что ПГМГ H2O классифицируется как ингибитор смешанного анодно-катодного типа, поскольку способствует росту поляризации анодного и катодного процессов. Введение ПГМГ H2O в количестве выше 5 мг/кг рабочей среды способствует примерно двух- трехкратному увеличению поляризационного сопротивления (Rп) в течение 1 ч экспозиции, что связано также с нейтрализующим действием реагента. В дальнейшем Rп возрастает в течение 24 ч. и имеет полулогарифмическую зависимость от времени экспозиции. По величине Rп рассчитывали ток коррозии по методу, смежному с методом Штерна-Джири, согласно [8 и 9]. В табл. 3 приведены данные по величине тока коррозии для различных pH среды и времени экспозиции. После экспозиции образцов на поверхности стали визуально наблюдаются цвета побежалости (от красного до фиолетового), что связано с формированием защитной пленки с гидрофобными свойствами. Величина тока коррозии при электрохимическом исследовании защитного действия ПГМГH2O. Использованные источники
1. Коррозия и защита химической аппаратуры. Справочное руководство, т. 9/Под ред. А.М.Сухотина и др. Л.: Химия, 1974. 2. Козловский Я. Б. и др. Состояние и перспективы защиты от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти и систем оборотного водоснабжения нефтеперерабатывающих заводов. Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1986, с. 55. 3. Робинсон Д.С. Ингибиторы коррозии. М.: Металлургия, 1983, с. 97. 4. Долинкин В. Н. и др. Современное состояние и перспективы производства и потребления ингибиторов коррозии в нефтегазовой и нефтеперерабатывающей промышленности в СССР и за рубежом. Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979, с. 79. 5. Малышева Л. Ф. и др. Фотометрическое определение в воде некоторых фунгицидных веществ с гуанидиновой функцией. Заводская лаборатория, 1985, N 5, с. 3. 6. Химическая энциклопедия, т. 3. М.: Изд-во Большая Российская энциклопедия, 1992, с. 1239. 7. Авторское свидетельство СССР N 1773876. Кузнецов О. Ю. и др. способ биоцидной обработки воды оборотных систем. 8. Харламов Ю. А. Анализ поляризационных кривых при коррозионных исследованиях. Защита металлов, 1979, т.15, N 6, с. 678. 9. Балеевский В. С. и др. Расчет тока коррозии и констант Тафеля по двум-трем значениям тока поляризации одного знака вблизи потенциала. Защита металлов, 1989, т. 25, N 6, с. 588.


Формула изобретения

1. Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти, при котором в дистиллат вводят раствор азотсодержащего ингибитора, отличающийся тем, что в качестве ингибитора используют водный раствор полигексаметиленгуанидин-гидрата. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ингибитор вводится в количестве 5 - 20 г на 1 т выделяемого дистиллата.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Устройство для защиты от коррозии глубинного оборудования добывающих скважин, преимущественно электроцентробежных насосов

Изобретение относится к области нефтедобычи. Устройство включает протяженный протектор, выполненный в виде длинномерного полнотелого цилиндра с размещенным внутри него стержнем-сердечником, имеющим вывод из протектора со стороны контакта последнего с глубинным оборудованием и обеспечивающего этот контакт. Стержень-сердечник имеет дополнительный вывод из протектора, противоположный первому выводу. Дополнительный вывод выполнен протяженным, с изгибом в направлении глубинного оборудования, по длине размещен вдоль протектора и вдоль глубинного оборудования до его верхней части. Участки обоих выводов стержня-сердечника, примыкающие к протектору, снабжены изоляцией. Повышается эффективность защиты оборудования, обеспечиваются взрыво- и пожаробезопасность. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к средствам защиты металлических конструкций глубинного скважинного оборудования, например электроцентробежных насосов, от коррозии, и может быть использовано при эксплуатации нефтедобывающих скважин, откачивающих агрессивную жидкость: водонефтяную смесь или иные растворы, продолжительный контакт с которыми приводит к разрушению указанного оборудования.

Известно устройство для катодной защиты скважинного оборудования, включающее станцию катодной защиты (СКЗ), подключенную кабелем на дневной поверхности к обсадной колонне и к анодному заземлителю, при этом СКЗ дополнительно подключена к нижней точке скважинного оборудования (Патент РФ №2230828, кл. C23F 13/00, опубл. 2004 г.).

Недостатком указанного известного устройства является сложность конструкции и ее высокая стоимость ввиду необходимости наличия большого количества оборудования.

Также известно устройство для катодной защиты внешней поверхности внутрискважинного оборудования, содержащее источник питания, анод (выполняет роль протектора), размещенный в скважине, и элементы крепления, диэлектрические чехлы с вертикальным рядом окон на боковой поверхности и ограничители-центраторы, равномерно укрепленные на защищаемой поверхности, при этом анод выполнен составным в виде отдельных узких полос, каждая из которых установлена в диэлектрическом чехле, смонтированном в ограничителе-центраторе, причем высота последнего превышает толщину полосы анода в чехле, а диэлектрические чехлы прикреплены к защищаемой поверхности в местах вертикальных простенок окон (Авторское свидетельство СССР №1611988, кл. C23F 13/00, опубл. 1990 г.).

Однако указанное известное устройство предназначается, в основном, для защиты от коррозии насосно-компрессорных труб в атмосфере агрессивных газов и требует частой смены анода-протектора при контакте защищаемого оборудования с раствором электролита (пластовой жидкостью).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является устройство для защиты от коррозии погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН), подвешенного на колонне насосно-компрессорных труб, используемое в способе защиты (Патент РФ №2231629, кл. Е21В 41/02, опубл. 2004 г.). Указанное известное устройство состоит из протяженного протектора, выполненного в виде длинномерного полнотелого цилиндра с размещенным внутри него с целью армирования стальным стержнем-сердечником, имеющим один вывод из протектора со стороны контакта последнего с ЭЦН и обеспечивающего этот контакт. В качестве протектора в известном устройстве используют гальванический протектор, выполненный из материала, имеющего электродный потенциал, меньший по сравнению с материалом корпуса ЭЦН.

Однако указанное известное устройство имеет следующие недостатки:

- недостаточная эффективность по защите от коррозии ввиду неравномерности распределения защитного потенциала по длине защищаемого оборудования. При наличии только одного вывода и обеспечении крепления через него протектора с ЭЦН в верхней части корпуса значение потенциала будет много меньше минимального защитного, что приведет к недозащите металла;

- выполнение протектора из алюминия или его сплавов ведет не только к удорожанию конструкции, но и делает ее взрыво- и пожароопасной, т.к. этот металл характеризуется низким сродством к водороду, что при растворении протектора в процессе эксплуатации может привести к накоплению водорода в замкнутом пространстве скважины, а значит, - к вероятности взрыва добываемой нефтяной смеси;

- кроме того, за счет крепления протектора к защищаемому оборудованию в известной конструкции только в одной точке повышается риск обрыва протектора при его растворении в процессе эксплуатации.

Технический результат, достигаемый предлагаемым устройством, заключается в повышении эффективности защиты глубинного оборудования за счет равномерного распределения защитного потенциала по всей длине защищаемого оборудования при одновременном повышении надежности крепления протектора к защищаемому оборудованию.

Дополнительный технический результат заключается в обеспечении взрыво- и пожаробезопасности, а также в защите от блуждающих токов за счет отвода их от поверхности защищаемого оборудования.

Указанный технический результат достигается предлагаемым устройством для защиты от коррозии глубинного оборудования добывающих скважин, преимущественно, электроцентробежных насосов, включающим протяженный протектор, выполненный в виде длинномерного полнотелого цилиндра с размещенным внутри него стержнем-сердечником, имеющим вывод из протектора со стороны контакта последнего с глубинным оборудованием и обеспечивающего этот контакт, при этом новым является то, что стержень-сердечник имеет дополнительный вывод из протектора, противоположный первому выводу, при этом упомянутый дополнительный вывод выполнен протяженным, с изгибом в направлении глубинного оборудования, и по длине размещен вдоль протектора и вдоль глубинного оборудования до его верхней части, причем участки обоих выводов стержня-сердечника, примыкающие к протектору, снабжены изоляцией.

Протектор выполнен из цинкового сплава.

Изоляция выполнена из диэлектрического материала, например из полиэтилена или фторопласта.

Дополнительный вывод крепится к глубинному оборудованию хомутами.

Хомуты выполнены из материала, состав которого соответствует составу материала глубинного оборудования.

Достигаемый технический результат обеспечивается за счет следующего.

Благодаря выполнению второго дополнительного вывода из протектора обеспечивается дополнительный канал электрической связи его с корпусом защитного оборудования.

Выполнение этого вывода протяженным с изгибом в направлении защищаемого оборудования и размещения его по длине вдоль протектора и упомянутого оборудования обеспечивает полную защиту всей поверхности.

Причем благодаря такому выполнению второго вывода облегчается отвод блуждающих токов с поверхности защищаемого оборудования вследствие обеспечения полноты контакта анода-протектора с защищаемым оборудованием.

Благодаря вышеизложенному повышается эффективность защиты от коррозии любого вида глубинного оборудования.

Предлагаемое устройство иллюстрируется чертежом, где приведена общая компоновка устройства в разрезе.

Предлагаемое устройство состоит из протяженного протектора 1 (его параметры зависят от многих факторов и определяются расчетным путем в зависимости от предполагаемого срока службы протектора для конкретных условий добывающей скважины), выполненного в виде длинномерного полнотелого цилиндра, с размещенным внутри него стержнем-сердечником 2 (указанный стержень-сердечник 2 может быть впаян или запрессован в тело протектора 1). Стержень-сердечник 2 имеет два противоположно размещенных вывода 3 и 4 из протектора 1, один из которых, а именно вывод 3, обеспечивает контакт протектора 1 с глубинным оборудованием, в частности с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 5 через корпус гидрозащиты (ГЗ) 6. А второй вывод 4 стержня-сердечника 2 выполнен протяженным с изгибом в направлении ЭЦН 5 и по длине размещен вдоль протектора 1 и вдоль корпуса ЭЦН 5 до верхней части последнего.

Участки выводов 3 и 4 стержня-сердечника 2, примыкающие к протектору 1, снабжены изоляцией 7 и 8 соответственно, с целью предотвращения ускоренного растворения участков протектора в местах вывода указанного сердечника.

Предлагаемое устройство работает следующим образом. На колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 спускают в скважину ЭЦН 5, к нижней части которого прикрепляют протектор 1. Его выводом 3 стержня-сердечника 2 через ГЗ 6 обеспечивают контакт с ЭЦН 5. Другой вывод 4 протектора 1 прикрепляют к корпусу ЭЦН 5 посредством хомутов 10 до его верхней части. При этом протектор 1 выполняют, преимущественно, из цинковых сплавов, которые обеспечивают взрыво- и пожаробезопасность, т.к. не дают искры при ударе о стальную конструкцию (например, при спуске в скважину об обсадную колонну). Кроме того, при анодном растворении цинковых сплавов практически не выделяется водород, который сам способен создать взрывопожароопасную среду. Стержень-сердечник 2 выполнен из углеродистой стали марки 3, 10, 20 или стали, аналогичной по составу стали ЭЦН. Выводы 3 и 4 стержня-сердечника 2 изолируются воронками из диэлектрического материала, например из полиэтилена, фторопласта и т.п. Хомуты 10, посредством которых крепится протяженный вывод 4 к корпусу ЭЦН 5, выполнены из стальной ленты (углеродистая сталь марки 3, 10, 20 или сталь, аналогичная составу стали ЭЦН 5). Дополнительно для предотвращения контакта со стенками обсадной колонны при эксплуатации на корпус протектора 1 устанавливаются кольца-центраторы (на чертеже не показаны), выполненные из диэлектрического материала.

Предлагаемое устройство остается в скважине во время эксплуатации последней до полного растворения, обеспечивая защиту от коррозии.

Предлагаемое устройство для защиты глубинного оборудования было испытано на двух добывающих скважинах Пермского Прикамья. Результаты испытаний представлены таблице.

Результаты испытаний предлагаемого устройства в промысловых условиях
№ свк.Защищаемое оборудованиеТипы добываемой жидкости (коррозионная среда)Срок эксплуатации до контрольного подъема оборудования при текущем ремонте скважиныХарактер повреждения протектораХарактер повреждения защищаемого оборудования
1Корпуса погружного электродвигателя, гидрозащиты и компенсатора УЭЦНВодонефтяная смесь, в которой 90% пластовой воды. [H2S-120 мг/л; [Cl-]-90 г/л8 мес.Глубокие язвы, уменьшение диаметра протектора приблизительно в 2 разаБез коррозии
2Корпуса погружного электродвигателя, гидрозащиты и компенсатора УЭЦНВодонефтяная смесь, в которой 93% пластовой воды. [H2S-24 мг/л; [Cl-]-140 г/л1 год 2 мес.Глубокие язвы, уменьшение диаметра протектора приблизительно в 2 разаБез коррозии

Данные, приведенные в таблице, показывают, что заявляемое устройство обеспечивает гарантированную защиту от коррозии глубинного оборудования длительный период времени.

1. Устройство для защиты от коррозии глубинного оборудования добывающих скважин, преимущественно электроцентробежных насосов, включающее протяженный протектор, выполненный в виде длинномерного полнотелого цилиндра с размещенным внутри него стержнем-сердечником, имеющим вывод из протектора со стороны контакта последнего с глубинным оборудованием и обеспечивающим этот контакт, отличающееся тем, что стержень-сердечник имеет дополнительный вывод из протектора, противоположный первому выводу, при этом упомянутый дополнительный вывод выполнен протяженным, с изгибом в направлении глубинного оборудования и по длине размещен вдоль протектора и вдоль глубинного оборудования до его верхней части, причем участки обоих выводов стержня-сердечника, примыкающие к протектору, снабжены изоляцией.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что протектор выполнен из цинкового сплава.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что изоляция выполнена из диэлектрического материала, например из полиэтилена или фторопласта.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что дополнительный вывод крепится к глубинному оборудованию хомутами.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что хомуты выполнены из материала, состав которого соответствует составу материала глубинного оборудования.

www.findpatent.ru

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *