ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Ингибиторная защита объектов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения из "Ингибиторы коррозии Том 2 нет 265-280стр" ОНГКМ характеризуется высокими пластовым давлением (в начале эксплуатации 20,6 МПа) и температурой пласта (до 369 К), значительным содержанием в газе агрессивных компонентов (НгЗ и СО2). Содержание сероводорода в конденсате на всей площади месторождения различное на западном и центральном куполах месторождения в пределах 1,4-1,8% на восточном — до 4,7%. Отмечено также повышенное содержание углекислого газа (до 1,5%), азота (до 3,5-7,5%) и меркаптано-вой серы (до 1000 мг/м ). В пластовой воде ОНГКМ содержится до 240 г/л солей хлоркальциевого типа. Концентрация хлор-ионов достигает 200 г/л кальция — до 10 г/л натрия — 5 г/л. [c.230] С целью защиты от коррозии аппаратов ДКС их внутреннюю поверхность раз в месяц орошают ингибитором с помощью форсунок. Дополнительно раз в квартал осуществляют подъем уровня жидкости с добавкой ингибитора и ежегодно поверхность вручную обмазывают смесью ингибитора с диэтанолами-ном в соотношении 1 1. Фильтры и все коммуникации ДКС ингибируют парофазным реагентом Д-4-3. [c.231] Увеличение влажности газа ОНГКМ обусловливает необходимость подбора и применения для скважин и шлейфов хорошо диспергируемых в воде или водорастворимых ингибиторов, обладающих повышенными летучестью и эффектом последействия. Необходимо также использовать защитное свойство углеводородного конденсата, выпадающего вместе с водой в процессе движения газа по трубопроводам и препятствующего контакту воды с металлом. Углеводородный конденсат в присутствии ингибитора образует на поверхности трубопровода гидрофобный слой, повышая защитное действие реагента. Повышается эффект защиты от коррозии насосно-компрессорных труб, шлейфов и коллекторов при поддержании в них скорости газоконденсатного потока не менее 3 м/с для создания кольцевого режима, при котором углеводородным конденсатом или ингибиторным раствором омывается вся внутренняя поверхность трубопровода. [c.231] Контроль качества нанесения ингибиторной пленки осуществляют с помощью образцов-свидетелей, устанавливаемых на одном уровне с верхней образующей внутренней поверхности трубы в начале и конце газопровода. Если после ингибирования пленка на образцах-свидетелях отсутствует, то операцию повторяют. [c.233] Защиту ДКС ОНГКМ осуществляют с помощью системы нагнетания ингибиторов, которая работает при давлении до 6,7 МПа и температуре от минус 45 до плюс 43°С. Для защиты от коррозии трубопроводов системы утилизации промысловых сточных вод производят постоянную закачку ингибитора в количестве 100 г/м . [c.233] Цель применения ингибиторов на сероводородсодержащих нефтегазовых месторождениях — обеспечение защиты оборудования и трубопроводов не только от общей коррозии, но и от наводороживания, то есть предотвращение сероводородного растрескивания и водородного расслоения металла. Именно с целью изучения защитных свойств ингибиторов от всех указанных видов разрущения вследствие сероводородной коррозии проводятся исследования в лаборатории Надежность Оренбургского государственного университета (ОГУ). [c.233] Ингибиторы, при применении которых степень защиты от общей сероводородной коррозии не менее 86%, дополнительно испытывали на защитное действие против сероводородного растрескивания. При этом в каждом опыте в среде NA E находилось по пять цилиндрических образцов из стали 45 при следующих постоянных напряжениях 0,8ст О.ба,. ОДОт , 0,3о и т. д. [c.256] В контрольных опытах было установлено, что в неингибированной среде NA E образцы из стали 45 не разрушаются за 720 ч при пороговом напряжении ( ij, без ик) в пределах 0,3-0,31ст . В ингибированной среде определяли пороговые напряжения (ст ик) при которых образцы не разрушались после 720 ч экспозиции. [c.256] Существуют ингибиторы, ИК-спектры которых соответствуют одновременно двум из перечисленных групп. [c.257] Защитные свойства ингибиторов исследованы исходя из изложенных выще соображений в соответствии с методами [25]. [c.258] Вернуться к основной статье