Научная статья на тему 'Актуальные проблемы коррозии, методы и технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»'

Актуальные проблемы коррозии, методы и технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
174
26
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Шкандратов В. В., Ким С. К.

Коррозия оборудования и сооружений в нефтегазовой промышленности является одной из основных причин снижения их работоспособности, вызывает, огромные экономические потери и экологический ущерб.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Актуальные проблемы коррозии, методы и технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»»

в.в. Шкандратов, с.к. ким, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ

актуальные проблемы коррозии, методы и технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ооо «лукойл-коми»

Коррозия оборудования и сооружений в нефтегазовой промышленности является одной из основных причин снижения их работоспособности, вызывает, огромные экономические потери и экологический ущерб.

Это связано с большой металлоёмкостью оборудования и сооружений, наличием высоко агрессивных сред, из-за гетерогенности добываемой продукции, и содержанием в ней кислых газов НД С02. Присутствие сероводорода в продуктивных горизонтах характерно не для всех нефтегазоносных областей до начала разработки месторождений. Известно, что сероводород, появляющийся в продуктивных пластах, имеет главным образом биогенное происхождение в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливаю-щих бактерий (СВБ), которые привносятся в пласты поверхностными водами системы поддержания пластового давления [1].

Нефтяные месторождения, входящие в состав ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», значи-

тельно отличаются по литологии и глубине залегания продуктивных пластов, характеристикам добываемых углеводородов и сопутствующей пластовой воды, по обводненности продукции, по содержанию кислых газов в добываемом флюиде, причем характеристика фазовых составляющих добываемой продукции на протяжении технологической цепочки не остается постоянной. Поэтому надежное прогнозирование работоспособности промыслового оборудования и разработка эффективных способов защиты от коррозии должны основываться на системном анализе условий и кинетики коррозионных процессов.

С этой целью на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» проводится коррозионный мониторинг по определению

содержания коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред, скоростей коррозии трубопроводных систем и оборудования.

В результате проведённого коррозионного мониторинга были выявлены основополагающие факторы коррозии. При значительном обводнении добываемой продукции (свыше 70%) наблюдается тенденция роста содержания Н^. Степень заражения месторождений сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ) и содержание сероводорода представлены в таблице 1. Как следовало из полученных результатов по количественному определению сероводорода, наличие последнего не должно было бы привести к таким коррозионным поражениям,которые наблюдаются на оборудовании.

Таблица 1

Месторождение, залежь Количество исследуемых скважин Заражён- Содержание СВБ, кл/мл Содержание Н^ в воде, мг/дм3

ность СВБ залежи, % ют тах сред. тт тах среднее

Усинское (Д2), среднедевонская 210 86 10 109 103 0,8 325,4 38,3

Усинское (Р+С), Естест. режим - 246 81 10 104 103 1,2 423,2 77,2

пермокарбоновая Участок ПТВ - 71 74 10 103 102 11,9 570, 1 229,6

Возей (Р+С), Ассельская 41 92 10 103 102 2,6 96,0 42,5

Возей (Р+С), Каменноугольная 49 95 10 104 102 7,9 295,3 63,3

Возейское, Д2 68 47 10 103 10 0,7 17,5 4,6

Возей., Западная 58 63 10 104 102 0,4 40,2 6,6

Возей., Уфимская 65 69 10 105 102 1,6 281,3 51,0

Предприятие ЗАО «ТЕРМА»

является производителем термоусаживающихся материалов «ТЕРМА» для антикоррозионной защиты тепло-, водо-, газо-, нефтепроводов с 1997 г.

Основными областями применения нашей продукции являются:

Изоляция стальной трубы, не имеющей базовой заводской изоляции, методом спиральной намотки в заводских либо трассовых условиях. Нанесение защитной обертки на трубы, покрытые битумным слоем. Изоляция стальной трубы методом спиральной намотки при проведении переизоляционных работ в трассовых условиях. Изоляция сварных стыков труб диаметром до 1420 мм с заводским полиэтиленовым покрытием и покрытием на основе термоусаживающихся лент с возможностью получения двух- и трехслойной изоляции.

Ремонт мест повреждения заводского полиэтиленового покрытия или покрытия на основе термоусаживающихся лент путем заполнения места повреждения полимерным заполнителем с последующей установкой армированной заплатки для увеличения прочностных свойств покрытия. Гидроизоляция теплопроводов различного назначения с температурой носителя до 150°С.

Изоляция тройников, отводов и фасонных изделий в базовых и трассовых условиях.

Россия, 19Е029, г. Санкт-Петербург, ул. Дудко, 3 Тел. 8 (ВТ2) 600-18-21, 600-18-20 Факс 8 (812) 740-37-38

Е-таИ: ЬвгтаОЯ @уапс!ех.пи

info@cerma-spb.ru

Сайт: www.terma-spb.ru

(. 'ышжти 16? Уел [ ргши прочнист [.'КО НщтГйМк'И 32 7 С> н»к: \ К«1рр(Рй11И - №,14 ММ Ы I п.1

Рисунок 1 Рисун°к 2

Рисунок 4 Рисунок 5

Такие значительные повреждения, скорее всего обуславливаются процессами микробиологического характера. Биоценоз развивается, в основном, в призабойной зоне нагнетательных скважин [2], затем продвигается по продуктивным пластам к добывающим скважинам, приводя к выносам на поверхность, с потоком высоко обводненной продукции, сероводорода и сульфатвосстанавливающих бактерий. Как следствие, присутствие СВБ и биогенного сероводорода проявляется участившимися выходами из строя внут-рискважинного оборудования (ВСО), порывами на выкидных линиях, промысловых коллекторах, в системах нефтес-бора и подержания пластового давления (ППД).

Преждевременный выход в ремонт оборудования вызван отказами работ по причине коррозии узлов электропогружных установок (ЭПУ) и не герметичностью насосно-компрессорных труб (НКТ), причем доля низкой эксплуатационной надежности НКТ составляет около трети отказов. Из-за сквозных коррозионных поражений заметно увеличилось число отказов узлов ЭПУ и НКТ, отбраковок по причине коррозии, что приводит к снижению наработки внутрискважинного оборудования, которая зачастую не превышает 100 суток. При анализе типов и характера коррозионных разрушений узлов ЭПУ установлено, что наибольшее их количество: (48%) отмечено на корпусах погружного электродвигателя (ПЭД), далее до 24% на компенсаторах, 17% на протекторах и 10% на насосах. Имеют место отказы, такие как коррозионные повреждения силового кабеля, коррозионный износ крепежных элементов ЭПУ. До 50 % случаев так называемых полетов ЭПУ вызвано коррозионным износом шпилек. Исследование извлеченных во время ремонта скважин ЭПУ позволило установить, что коррозионные поражения являются преимущественно локальными: пятнами и язвами, часто приводя-

Таблица 2

Место- Рост (SO42-), Снижение концентраций сероводорода, max, % Подавление кол-ва клеток СВБ, % Снижение

рождение, залежь сульфатов, max, % индекса активности

Уса, средне-

девонская (Д2) до 198 до 63 до 99,5 до 7,1

Возей , ассельская до 214 до 42 до 85 до 8,3

Возей,

каменноу- до 183 до 46 до 89 до 9,1

гольная

щими к сквозным коррозионным разрушениям НКТ, насосов, рабочих колес двигателей и к коррозионному растрескиванию. Повреждения развиваются под слоем продуктов коррозии и могут долго оставаться незамеченными, вплоть до отказа. Обширные язвы, глубокие питтинги, вплоть до сквозных локальных разрушений, присущи тем скважинам, где есть условия для редуцирования сероводорода сульфатвос-станавливающими бактериями (рис. 1-5). Исследования показывают, что под отложениями концентрация биогенного сероводорода составляет 1400 мг/дм3 и в несколько раз превышает его содержание в объеме среды (до 100 мг/ дм3) [3]. Скорости коррозии локальных участков, с учетом глубины поражения, в системе ППД составляют в среднем 3,5 мм/год. Коррозионные процессы в скважине развиваются еще активнее, скорости растут, достигая на некоторых локализованных участках 25-30 мм/год. О возможности коррозионного разрушения под воздействием самих бактерий, помимо сероводорода биогенного происхождения говорят и результаты анализа соскобов продуктов коррозии, взятых на пораженных участках. Так, в продуктах коррозии, на про-корродированных узлах электропогружных установок, на вырезанных катушках водоводов системы ППД обнаруживаются СВБ сесильного (прикрепленного) типа, в транспортируемых нефтепромысловых водах определяются СВБ планктонного (плавающего) типа. Концентрация тех и других составляет от 10 до 105 кл/мл. Разрушения на водоводах носят язвенный характер, вплоть до сквозных, располагаются по нижней образующей труб, под слоем продуктов коррозии, характеризуются наличием слизи, липкостью и хорошей сцепляемостью с поверхностью. В результате активно протекающих коррозионных процессов необходимость ремонтов с заменой труб возросла в несколько раз. Коррозионная ситуация на объектах послужила основанием для разработки и внедрения антикоррозионных мероприятий, включающие различные методы и технологии защиты, направленные на повышение эксплуатационной надежности трубопроводных систем и нефтепромыслового оборудования.

WWW.NEFTEGAS.INFO

ООО «Копейский завод изоляции труб»

Россия, 45GG56. Челябинская обл., г. Копейск, пас. Железнодорожный, ул.Мечшкова, 1 теп. [3512 f 70-93-5S тел .. факс; (3512) 62-39-16 www.kzil.ru e-mail: kzit@chei.sufлег.fи

I.ИЭОЛЯЦИЯ

Имеющееся на заводе оборудование позволяет наносить следующие виды антикоррозионных покрытий: эпоксидное, двух и трехслойное экструдированное. Диаметр изолируемых труб с 273 по 1420 мм. Проектная мощность 300 хм усреднённого диаметра (1020мм) в год. В 2)004 году получены положительные результаты испытаний заводского покрытия на соответствие Техническим требованиям ОАО«АК» Транснефть. Трубы завода с наружным защитным покрытием используются при капитальном ремонте и строительстве газопроводов ОАО«'Газпром*,

II.Изготовление гнутых отводов

Создан и успешно функционирует цех по изготовлению гнутых отводов как из изолированных так и из черных труб диаметром от215мм до1420ммвключительно. Гнутые отводы соответствуют требованиям ГОСТ 24950-81 и ТУ 1468-01Э-ООТ 54341 -03.

III.Восстановление труб бывших в эксплуатации

Введён в строй цех по восстановлению труб бывших в эксплуатации диаметром от 530 мм до 1420 мм, мощность цеха 100 км б год усреднённого диаметра (1020мм).

■ г -- \ —

L4 Г гштш^т

i \ I

Ф I ш SS&1 ~

. ■ ' у 1 " ' ~ • . ^, ■ 1 ——!

о о m

о VO со

2972

7213

1005

7082

8188

3088

6107

6136

1171

416

Рисунок 6

ИНГИБИТ0РН0-БАКТЕРИЦИДНЫЕ ОБРАБОТКИ ПЛАСТОВ

С целью подавления зараженности СВБ в продуктивных пластах скважин, снижения концентрации биогенного сероводорода, а также снижения процессов электрохимической, микробиологической (бактериальной) коррозии на среднедевонской залежи Усинского и пермокарбоновой залежи Возейского месторождений была разработана комплексная технология проведения бактерицидных обработок пластов и ингибиторных обработок систем ППД. По данной технологии, периодические ударные обработки пластов бактерицидом Олазол Т2П М проводили непосредственно с блоч-но-кустовых насосных станций (БКНС), с периодичностью 1 раз в квартал, в течение 2-х суток, с ударной дозировкой реагента 2000 г/м3. Для оценки эффективности технологии до начала проведения ОПИ были проведены:

№ скважин

• отборы проб на выбранных опорных добывающих скважинах с целью определения фоновых значений содержания коррозионно-агрессивных компонентов, сероводородной и микробиологической зараженности пластов;

• расчеты предполагаемой скорости и ориентировочного времени продвижения бактерицидной оторочки от нагнетательных скважин по продуктивным пластам до реагирующих на них добывающих скважин.

Для определения скорости перемещения по пластам бактерицида была использована известная формула подземной гидравлики, позволяющая рассчитать скорость фильтрации и истинную или же предполагаемую скорость перемещения материальной частицы в пористом образце горной породы. Движение жидкости в любой точке пористого пласта подчиняется закону Дарси [4]. По закону линейной фильтрации Дарси, скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорци-

ональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости: v _ кпр • dP .

cp m • ds '

где уср — скорость фильтрации в м/с; кпр — коэффициент проницаемости, м2; m — динамическая вязкость фильтруемой жидкости, Па-с; dP/dS — градиент давления в рассматриваемой точке в Па/м. Учитывая, что градиент давления можно приближённо принять равным AP/AS (AP - конечный перепад давления на небольшом участке AS), и что истинная скорость движения жидкости равна отношению скорости фильтрации к пористости пласта, то и среднюю предполагаемую скорость движения фильтруемой жидкости, в любой точке пласта, можно определить по формуле [5]: vc,

w

cp _ .

кПр. AP

mcp m • mcp • As '

Grad P _ AP/AS, где AP — перепад давления между нагнетательной и добывающими сква-

©ГЕФЕСТ™

344064 г. Ростов-на-Дону, пер. Технологический, 5. Тел.: +7 863 277-44-01; +7 863 277-34-65. www.gefestrostov.ru;serv@gefestrostov.ru Представительство в г. Москва: +7 495 148-17-13; +7 495 148-49-03

АНТИКОРРОЗИЙНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ

жинами, Па;

ДS — (длина фильтрации L) расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, м;

тср — средняя пористость пласта, доли ед.

Для расчётов были взяты средние обобщённые значения пористости (тср), коэффициента проницаемости (кпр) по залежам. Значения динамической вязкости фильтруемой жидкости, исходя из общих положений фильтрации жидкости в пористой среде, при обводнёности нефтепродукции до 30% берутся по нефти, а при обводнённости выше 70% — по воде. Поэтому при высокой средней обводнённости нефтепродукции скважин (85%) по исследуемым залежам, динамическая вязкость соответствует средней вязкости воды в пластовых условиях каждой конкретной залежи, которые и были взяты в расчёт.

Ориентировочное время продвижения бактерицидной оторочки по продуктивным пластам добывающих скважин определялось по формуле: S ; w

S — расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, м; w — предполагаемая скорость движения жидкости с бактерицидом, м/сутки. Расчеты позволили определить ориентировочное время продвижения бактерицидной оторочки по работающей толщи пласта, от нагнетательных скважин до добывающих реагирующих на закачку скважин.

Внедрение комплексной антикоррозионной защиты, включающей ингиби-торные обработки систем ППД и периодические ударные бактерицидные обработки продуктивных пластов, дало возможность повысить технологическую и экономическую эффективность защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций. Основной технологический эффект прежде всего

Т

Рисунок 7

выразился в снижении скоростей коррозии от 3,5 мм/год до 0,09-0,2 мм/год, а также в снижении порывов, отказов трубопроводных систем ППД (в 11,9 раза), выкидных линий скважин (в 1,7 раза) нефтесборных коллекторов (в 2,6 раза, соответственно по залежам Уса Д2 и Возей Р+С), а также отбраковок новых узлов ЭПУ и НКТ со сквозной локальной коррозией. Высокий технологический эффект достигнут в большинстве скважин при полном 100%-ном подавлении бактерицидом количества клеток СВБ (в среднем по скважинам — 85-99,5%) в продуктивных пластах скважин и их индекса активности, роста сульфатов и снижения концентраций биогенного сероводорода. Технологическая эффективность пяти ингибиторно-бактерицидных обработок на Среднедевонской залежи Усин-ского месторождения и трёх обработок на Ассельской и Каменноугольной залежах Возейского месторождения представлена в таблице 2. Экономический эффект от внедрения бактерицидных обработок пластов составил 120 483 тыс. руб. Обработка продуктивных пластов скважин бактерицидом признана одним из наиболее эффективных способов

борьбы с биокоррозией нефтепромыслового оборудования. Однако, проведение бактерицидных обработок пластов на Пермокарбоно-вой залежи Усинского месторождения через систему поддержания пластового давления не предоставляется возможной, ввиду её особенностей разработки. Добыча высоковязкой нефти проводится с применением паротепло-вого воздействия на пласт и периодических пароциклических обработок. Коррозионная обстановка на этой залежи наиболее обострена, высокотемпературным режимом и присутствием в продукции скважин СВБ, НД С02. Для данной залежи разработаны технологии обработки внутрискважинного оборудования ингибиторами коррозии комплексного действия, работающие в условиях высоких температур и обладающими бактерицидными свойствами. Был проведен подбор высокоэффективных реагентов — ингибиторов отечественного производства. Разработано несколько технологий применения, на их основе подготовлены технологические регламенты на применение ингибиторов для защиты от коррозии глубинно-насосного оборудования. Опытно-промышленные испытания (ОПИ)

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

№ 3 \\ март \ 2007

по технологии периодической обработки проведены на скважинах коррозионного фонда наработка которых составляла 70-238 суток. На текущий момент скважины находятся в эксплуатации, наработка составляет от 320 до 972 суток. На рис. 6 представлена сравнительная диаграмма наработок ВСО до обработок и в период проведения ингибиторных обработок скважин по состоянию на 25.11.2005 года. Успешное проведение ОПИ и результаты оценки экономической эффективности технологий стали основанием для расширения объемов внедрения. Экономический эффект в 2005 году — более 1,1 млн. руб. на одну скважину и в общем выражении составил 48,4 млн руб. В 2005 г. помимо 10 скважин на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, где проводились ОПИ, дополнительно обрабатываются 34 скважины. Предполагаемый экономический эффект в 2006 году, при плане обработок 100 скважин, составит 110 млн рублей. Достоинством данного метода является решение нескольких проблем. При соблюдении технологии защищаются ингибиторами коррозии обсадные колоны, электропогружные установки, подвески НКТ, а также дополнительно выкидные линии, и нефтесборные коллектора. С целью комплексного подхода к антикоррозионным мероприятиям внедряются ЭПУ и НКТ — внутрискважинное оборудование в коррозионно-стойком исполнении.

ПРИМЕНЕНИЕ НКТ В КОРРОЗИОННО-СТОйКОМ ИСПОЛНЕНИИ

На объектах ООО «ЛУКОЙЛ Коми» находятся в эксплуатации 11 скважин оснащенных НКТ с внутренним антикоррозионным покрытием. Это НКТ 073 мм «Д» с цинковым покрытием, Никополького трубного завода и НКТ с эмалевым покрытием Игринского трубного завода. Наработка НКТ с цинковым покрытием

на 30.11.2005 г. составляет от 152 до 307 суток, по сравнению с наработкой обычных стальных НКТ, где наработка составляла от 99 до 180 суток. По двум скважинам были отбраковки НКТ по причине коррозии. Объект эксплуатации — пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. Наработка НКТ, представленных к исследованию — 152 суток. Причинами низкой эксплуатационной надежности НКТ с цинковым покрытием могут быть нарушения режимов затяжки при проведении спуско-подъемных операций (СПО), что приводит к появлению микротрещин, это свидетельствует о низкой пластичности данного типа покрытия. Хотя механические испытания диффу-зионно-оцинкованных НКТ, описанные в литературе свидетельствуют о высоких адгезионных свойствах и пластичности покрытий.

В результате исследования отбракованных НКТ по причине коррозии установлено, что в районе резьбовой части отмечены множественные очаги язвенной коррозии со скоростью развития до 3 мм/год. (рис 7). Фазовым рентгеноструктурным анализом на внутренней поверхности труб выявлены как фазы, образующиеся при горячем цинковании стали ^е^п10 и FeZn4, так и характерные продукты коррозии сульфиды и оксиды. На поверхности язвы видна характерная избирательная коррозия вблизи неметаллического включения. Подобная избирательная коррозия имеет электрохимическую природу, при этом включения являются катодом относительно матрицы. Таким образом, цинкование не может полностью предотвратить электрохимическую язвенную коррозию металла НКТ в данных условиях [6]. Наработка НКТ с эмалевым покрытием на 30.11.05 г. составляет от 243 до 411 суток, по сравнению с предыдущей наработкой стальных обычных НКТ от 97 до 187 суток (рис. 8). Так при эксплу-

атации труб с эмалевым покрытием было отбраковано несколько труб. При исследовании дефектов эмалевого покрытия в резьбовой части НКТ коррозионных разрушений не наблюдалось. Причина отбраковки нарушение кривизны НКТ выше требований ГОСТ 633-80. Совместно с разработчиком проработаны результаты испытаний НКТ с эмалевым покрытием и приняты меры по совершенствованию технологии изготовления в части производства и применения НКТ с высаженными наружу концами и с муфтами. При этом утолщение стенки в высаженной части обеспечит напряжение в трубе ниже предела текучести металла. Разработчиками также ведутся работы по подбору марок сталей и оптимизации температурного режима эмалирования с целью предотвращения данных дефектов. Отсутствие опыта работы с НКТ с внутренним покрытием, требует внесения дополнений в регламент на проведение СПО, эксплуатации труб и по их отбраковке. Проблемы данного порядка в настоящее время решаются. Качественное эмалевое защитное покрытие НКТ является перспективным для защиты поверхности труб. В отличие от полимерных покрытий оно абсолютно не проницаемо для коррозионной среды и защищает от коррозионного разрушения. Кроме того гладкое эмалевое покрытие будет предотвращать соле- и пафиноотложения.

ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОПОГРУЖНЫХ УСТАНОВОК В КОРРОЗИОННО-СТОйКОМ ИСПОЛНЕНИИ

При эксплуатации коррозионно-стойких НКТ в ряде случаев столкнулись с проблемой оценки их эффективности. Это выявилось в том, что в скважинах происходили отказы ЭПУ по причине коррозии. В ряде случаев произошли сквозные разрушения корпусов ПЭД, в результате чего скважины были выведены в ремонт. Неоднократные СПО

С|\Ш1Н1^1к4и1 ДниДОЧ* ПК Е С *и.КЫЛ4 1КЧ4НЛ 1КЧ И ч>11Н>чР|#1 (IV ОЛ'кч^ни' М 01. IJ.il!1 Г.

с

Рисунок 8

привели к деформации резьбовой части НКТ и выбраковке, либо ремонту коррозионно-стойких НКТ. Поэтому активно велись работы по выбору высокоэффективных полимерных покрытий и коррозионно-стойких материалов для использования при защите от коррозии корпусов ЭПУ. Институтом были исследованы в лабораторных и промысловых условиях несколько типов покрытий. Были испытаны двух композитные эпоксидные мастики разных производителей, кремне органические покрытия, а также несколько типов полиуретано-вых металло-наполненых покрытий. В 2005 году велись работы совместно с производителями полимерных покрытий по разработке схем нанесения покрытий, технологий подготовки защищаемых поверхностей и нанесению покрытий на несколько комплектов ЭПУ. Наиболее эффективные покрытия и материалы были рекомендованы к проведению опытно промышленных испытаний:

• антиржавчина + полимерное покрытие - «Битурэл» и «Битурэл-Супер» и полимер-битумная мастика;

• полиуретановое покрытие «Цинотан + Ферротан» и цинконаполненная грунтовка на основе уретанового

связующего;

• композиция на основе уретанового связующего, содержащего «железную слюдку»;

• применение технологии нитроце-ментирования наружной поверхности узлов ПЭД;

• использование биметаллической конструкции, с оболочкой из коррозионно-стойкой стали;

• изготовление опытной партии заготовок корпусов из коррозионно-стойкой стали.

Данное оборудование изготовлено и в настоящее время ведутся работы по внедрению установок и оценке эффективности защиты.

Применение коррозионно-стойких ЭПУ необходимо в комплексе совместно с применением НКТ повышенной эксплуатационной надежности.

ВЫВОдЫ

1. На основе успешно проведенных опытно-промышленных испытаний получен технологический эффект инги-биторно-бактерицидных обработок внутрискважинного оборудования и бактерицидных обработок продуктивных пластов скважин, выраженный увеличением наработки ВСО, снижением скоростей локальных коррозион-

ных разрушений, подавлением СВБ и снижением уровня содержания биогенного Н^.

2. Разработана комплексная программа антикоррозионных мероприятий по защите от коррозии на перспективу до 2008 года. Программой запланировано продолжить внедрение бактерицидных обработок нефтяных пластов и расширить объемы ингибиторных обработок внутрискважинного оборудования до 100 скважин коррозионного фонда.

3. По положительным результатам испытаний опытного применения НКТ с эмалевым покрытием планируется промышленное внедрение их в комплектации с электро-погружным оборудованием в коррозионно-стойком исполнении.

4. Промышленное применение НКТ и ЭПУ в коррозионно-стойком исполнение должно сопровождаться с осуществлением обязательного входного контроля качества.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Розанова Е.П., Кузнецов С.И. «Микрофлора нефтяных месторождений», М. «Наука», 1974.

2. «Микробиологическая коррозия и методы её предотвращения» - обзор. Информ. Сер. ВНИИОЭНГ, М. 1977.

3. Отчёт о НИР № 7/2004 «Предотвращение сероводородного заражения и подавление сульфатвосстанав-ливающих бактерий в нефтяных пластах месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», Ухта 2004.

4. Муравьёв В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М. «Недра», 1973

5. Донцов К.М. «Разработка нефтяных месторождений» - М. «Недра», 1977

6. Информационный отчет ООО «Самарского ИТЦ» - «Исследование влияние агрессивных сред на коррозионную стойкость стали» - Самара, 2005

ГРУППА ПРЕДПРИЯТИЙ

HD CR 35 NDT

Аппаратно-программный комплекс для цифровой радиографии

H

D C

R

епрерывное

овершенной

адиографии

[НУ

I-1

пВ

с=

ЕЬО

радиографическое качество получаемых изображений соответствует изображениям, полученным с помощью рентгеновской пленки

сканер HD CR 35 NDT - специальная разработка для целей неразрушающего контроля! В отличие от предыдущего поколения, пришедшего из медицины, он имеет оптимальные для НКхарактеристики.

пространственное разрешение нового поколения сканеров, разработанных специально для целей неразрушающего контроля, при считывании составляет 20 пар линий/мм (возможно, до 40 пар линий/мм), что позволяет получать изображения чрезвычайно высокого качества. новый принцип считывания с повышенным почти в 3 раза, по сравнению с предыдущим поколением сканеров, отношением сигнал/шум.

чувствительность контроля выше, чем у предыдущего поколения сканеров.

сертифицирован Германским Федеральным Агентством по контролю материалов (ВАМ) на соответствие EN 14784-1 и ASTME 2446.

быстрота получения информации; исключается «мокрая» технология обработки пленки; дозы облучения существенно меньше необходимых для экспонирования обычной пленки (при сравнительно низких энергиях для получения изображения одинакового качества, например, в случае пленки AGFA D7, напряжение на трубке можно уменьшить на 30 %, а время экспозиции - в l0 раз); благодаря более широкому, чем у пленки динамическому диапазону появляется возможность исследовать и контролировать детали более сложной формы с большей толщиной;

пластина для записи является многоразовой; имеется возможность архивирования информации в компьютере на различных носителях, делать необходимое количество идентичных копий, использовать электронную почту для передачи информации; время хранения лазерного диска без потери информации составляет не менее 30 лет; прямое получение цифровых изображений позволяет отказаться от оборудования для оцифровки рентгеновских пленок.

УЗНАТЬ БОЛЬШЕ

ЮНИТЕСТ - ЭРУДИТ В НЕРАЗРУШАЮЩЕМ КОНТРОЛЕ

к

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.