Способы ввода ингибиторов

Ярким примером данного вида веществ можно  считать хроматы.

Способы ввода ингибиторов. 

    Как известно выбор ингибиторов для  конкретных коррозионных условий  весьма сложная задача.

    В лабораторных условиях определяется марка  ингибитора, подбирается способ ввода  ингибитора в скважины, уточняется оптимальная концентрация его, обеспечивающая максимальный защитный эффект и, что  очень важно, определяется стоимость  ингибирования. Опытно - промышленные испытания конкретного ингибитора в скважине должны продолжаться не менее трех - четырех месяцев, причем для каждого месторождения (возможно и для группы скважин внутри этого  месторождения) должны быть подобраны  самостоятельные режимы ингибирования.

    Это объясняется тем, что на эффективность  ингибирования оказывают серьезное  влияние не только параметры коррозионной агрессивности скважины, но и такие  условия эксплуатации, как температура, давление, скорость газожидкостного  потока в скважине и др. Неправильно  подобранный режим ингибирования  может привести не только к ухудшению  экономических показателей, но и  в некоторых случаях к усилению коррозионных процессов, поэтому подбору  режимов ингибирования придается  очень серьезное значение. В настоящее  время для ввода ингибиторов  в скважины применяются разнообразные  методы. Их можно разделить на несколько  групп.

    На  рисунке 22, представлена схема ввода  ингибитора в скважину при помощи автоматического или полуавтоматического  устройства.

       
 
 
 
 
 
 
 

     Рисунок 22 Схема ввода ингибитора в скважину при помощи автоматического или  полуавтоматического устройства 
 

    При помощи автоматического или полуавтоматического  устройства определенное количество раствора ингибитора вводится в скважину, где  он растворяется в части жидкой продукции. Раствор ингибитора самотеком из резервуара 1 переливается в цистерну -         емкость 3.Объем ингибитора, поступающего в емкость, контролируется и регулируется камерой контроля уровня жидкости 2. На линии, передающей раствор ингибитора непосредственно в скважину, устанавливается вентиль 4, который работает автоматически. Управление вентилем осуществляется при помощи специального механизма, который регулирует время и продолжительность закачки. Достоинство устройств, работающих по принципу непосредственного ввода ингибитора в скважины - возможность использования дешевых ингибиторов, работа без остановки скважины.

    На  рисунке 23 представлена схема устройства для подачи ингибитора на забой скважины на принципе самопроизвольной подачи ингибиторов.

      
 

Рисунок 23 Устройство для подачи ингибитора на забой скважины:

а - трехмерная банка;   б - двухмерная банка

    Устройства, работающие на принципе самопроизвольной подачи ингибиторов представляют собой  банки, разделенные перегородками  на несколько камер, которые заполняются  ингибитором и устанавливаются  на забое скважины. Стенки банок  изготовлены из металла разной толщины, поэтому ингибитор поступает  последовательно (через определенные промежутки времени) в результате коррозионного  разрушения стенок камер. Ингибитор  вводится порциями, равными объему камеры. Таким образом, чем больше агрессивность среды, тем быстрее  разрушаются стенки камер.

    К этой группе относятся так же устройства в виде цилиндра, в который помещается твердый ингибитор, укрепленный  на стержне. Последний состоит из чередующихся медных и магниевых  секций, представляющих собой электролитическую  пару при омывании их добываемой средой. Чем агрессивнее среда, тем быстрее  разрушается стержень и быстрее  крошится ингибитор. Крошки ингибитора растворяются в добываемой среде  и уносятся потоком в технологическую  линию скважины.

    Как было сказано выше, устройства работающие на принципе автоматической подачи ингибиторов  в зависимости от агрессивной  среды, обладают следующими достоинствами:

    - скважина  обрабатывается   ингибиторами   в   зависимости   от   коррозионного   действия агрессивной среды;

    - подача ингибитора может осуществляться  непрерывно и периодически;

    - просты в конструкции. 
 
 
 
 
 
 
 

    На  рисунках 24 и 25 представлены схемы устройств  для автоматической подачи ингибитора и подачи ингибитора, приводимое в  действие давлением среды.

                                                      

Рисунок 24 Устройство для            автоматической подачи ингибитора

Рисунок 25 Устройство для подачи ингибитора, приводимое в действие давлением  среды

 

Устройства, работающие на принципе автоматической подачи ингибитора в зависимости  от расхода добываемой среды, подают ингибитор пропорционально расходу  добываемой среды и устанавливаются  на заданной глубине. Ингибитор подается в скважину при помощи плунжерного  насоса, состоящего из плунжера 1, пружины 2 и обратных клапанов 3. Насос приводится в действие кулачковым механизмом, расположенным в цилиндре, который  имеет специальные спиральные каналы и приводится во вращательное движение средой, проходящей по этим каналам. Чем  быстрее вращается цилиндр, тем  больше ингибитора подается в скважину. Устройство для подачи ингибиторов, приводимое в действие давлением  среды, имеет несколько модификаций.

    Широко  применяется способ непосредственного  ввода ингибитора в затрубное  пространство скважины с поверхности  земли.

    Ввод  ингибитора в затрубное пространство газоконденсатных скважин осуществляется при помощи установок двух типов:

    -   с помощью дозировочных насосов;

    -   монжусного (баллонного) типа.

    На  рисунке 26 представлена схема установки  для ввода раствора ингибитора в  газоконденсатные скважины с помощью  дозировочных насосов.

 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рисунок 26 Схема установки для ввода  раствора ингибитора в газоконденсатные скважины с помощью дозировочных насосов 

1-емкости  для раствора ингибитора; 2-дозировочные  насосы с электродвигателями;                   3-фонтанная арматура газоконденсатной  скважины 
 

    Установка насосного типа состоит из двух емкостей для растворения ингибитора, двух дозаторных насосов марки НД25В  и обвязочных трубопроводов для  подключения установки к затрубному пространству скважины.

    Преимущество  установок указанного типа- точная дозировка ингибитора.

    Контроль  эффективности ингибирования в  промышленных условиях при углекислотной  коррозии может быть осуществлен  следующими способами:

    -   путем визуального осмотра оборудования;

    -   по изменению веса контрольных  образцов;

    -   по изменению содержания ионов  железа в выносимой из скважины  воде;

    - при помощи специальных приборов, определяющих интенсивность коррозионных  процессов в потоке.

    Первый  способ контроля эффективности наиболее точен, однако он не может быть широко распространен из-за невозможности  частных остановок скважин.

    На  рисунке 27 показан вид защитных металлических  колец проработавших в скважине около 1 года без ингибитора и при  систематическом ингибировании  ингибитором марки ИКСГ-1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рисунок 27 Вид защитных металлических колец, проработавших в скважине около 1 года без ингибитора (а) и при  систематическом ингибировании  ИКСГ-1 (б) 
 

    Второй  способ контроля эффективности ингибирования  по изменению веса контрольных образцов достаточно достоверен и удобен, однако в некоторых случаях из-за негерметичности  задвижек ФА установка образцов усложняется.

    Эффективность ингибирования по контрольным образцам определяется по формуле: 

 

    где К, К₁ - скорость коррозии соответственно без и с применением ингибитора, мм/год. 

    Наиболее  простым и удобным является способ контроля ингибирования по изменению  содержания ионов железа в выносимой  из скважины воде.

    Наблюдения  за состоянием поверхности стальных труб и другого оборудования показали, что продукты коррозии на ней почти  отсутствуют. Также установлено, что  пластовая вода большинства промыслов  практически не содержит растворимых  солей железа. Это позволяет считать, что коррозионные процессы в условиях углекислотной коррозии протекают  с растворением ее продуктов. Следовательно, о степени коррозии промыслового оборудования и эффективности применения ингибиторов можно судить по количеству железа, которое содержится в конденсационных  водах.

    Эффективность ингибирование по снижению содержания железа определяется по формуле:

 

    где Q_Ж и Q_1Ж -  содержание железа в конденсационной воде соответственно до и после ввода ингибитора, мг/л. 

    Метод контроля эффективности ингибирования  при помощи специальных приборов, определяющих интенсивность коррозионных процессов заключается в продукции  скважин в потоке во времени.

    Для этого применяются различные  методы и приборы, из них наиболее применяемые: фотометрические, электрохимические. 

Вывод: 

В этой лабораторной работе мы изучили различные способы  ввода ингибиторов и способы  их контроля. А также узнали, что  неправильно подобранный режим  ингибирования может привести не только к ухудшению экономических  показателей, но и в некоторых  случаях к усилению коррозионных процессов, поэтому подбору режимов  ингибирования придается очень  серьезное значение.