Характеристика геологічних умов та флюїду. Розробка покладів. Теоретичні основи експлуатації свердловин. Збирання, транспорт і підготовка продукції свердловин, страница 27

− покриття внутрішньої поверхні труб речовинами, що виключають прилипання гідратів до стінок.

Обігрівати газ можна електрогрілкою, циркуляцією гарячих теплоносіїв і спалюванням самого газу. Найбільш розповсюджене введення інгібіторів у потік газу. Для цього використовують індивідуальні установки на устях свердловин і централізовану подачу інгібіторів.

При індивідуальному введенні інгібіторів використовують установлені на устя інгібіторний бак із регульованим вентилем або автомати безперервної та періодичної подачі інгібітору типу «Лотос». Інгібітор подається в затрубний простір.

Експлуатація свердловин в умовах корозії устаткування

Корозія устаткування відбувається на родовищах, у газі яких утримуються сірководень H₂S і вуглекислий газ, а в пластових водах − розчинені органічні кислоти (оцтова, пропіонова й ін.). Корозія відбувається в результаті електрохімічних процесів у системі «електроліт – метал».

Підсилюють корозію:

− підвищені концентрації зазначених агресивних компонентів у складі газу;

− високі швидкості газу, що призводять до ерозії поверхні металу та завихрень на шорсткостях, виступах, щілинах, поворотах потоку;

− напружений стан металу.

Сповільнює корозію наявність у потоці конденсату, що покриває поверхню металу захисною плівкою.

Контроль за корозією устаткування здійснюють такими способами:

− візуальним оглядом засувок, трійників, труб й іншого устаткування, що дає найбільш повне уявлення про характер і швидкість корозії. Однак при цьому потрібні зупинення свердловини та демонтаж устаткування;

− за втратою в масі контрольних зразків, установлених усередині діючого устаткування;

− за зміною концентрації іонів заліза в пробах рідини, відібраних із потоку газу;

− за допомогою пристрою «труба в трубі».

При огляді звертають увагу на характер руйнування внутрішньої поверхні. Неважко візуально встановити, який характер має корозійне руйнування – суцільний або точковий.

Контрольні зразки зважують до і після перебування їх усередині діючого устаткування. Будують графіки залежності втрати маси в часі. За графіками можна визначити швидкість корозії залежно від швидкості потоку газу. Підбирають такі швидкості газу, за яких швидкості корозії допустимі.

Корозійне руйнування має суцільний або місцевий (точковий) характер. При суцільній корозії заміняють устаткування й труби цілком, при місцевій – тільки окремі елементи та відрізки.

Установлено, що фонтанні труби руйнуються суцільною корозією зі швидкістю 0,2 – 0,8 мм у рік. Муфтові з'єднання руйнуються інтенсивніше, зі швидкістю 5 – 7 мм у рік. Фонтанна арматура руйнується в місцях різких поворотів (завихрень) газорідинного потоку. Швидкість руйнування ущільнювальних кілець, засувок, трійників, хрестовин може досягати 10 мм у рік.

На свердловинах і промисловому устаткуванні для захисту від корозії застосовують інгібітори корозії, корозійно стійкі сплави, металеві й неметалеві покриття, катодний і протекторний захисти, підтримку спеціальних технологічних режимів експлуатації свердловини. Застосування інгібіторів – найбільш поширений метод захисту від корозії. Використовують інгібітори двох видів: нейтралізатори та екрануючі. Нейтралізатори (вапняне молоко, сода й ін.) хімічно зв'язують корозійні агенти, і тому дають високий ефект захисту, але утворюють нерозчинні осади, що забивають штуцери та труби. Екрануючі інгібітори покривають метал захисною плівкою.

Інгібітори вводять у свердловину трьома способами:

− подають у затрубний простір;

− накачують у пласт;

− скидають на вибій у твердому стані.

Подача інгібіторів корозії в затрубний простір й упорскування в потік газу проводиться в основному так само, як і інгібіторів гідратоутворення, а часто вводяться обидва інгібітори одночасно. Закачування проводять цементувальним агрегатом в обсягах до 3 – 5 м³ один раз у 3 – 12 місяців.