2.1.4. Защита системы ппд путем периодической подачи ингибиторов коррозии

В ОАО "Татнефть" водоводы сточных вод построены из металлопластмассовых труб (МПТ), имеющих внутреннюю футеровку из полиэтиленовой трубы, за исключением зон полевых стыков. В существующей конструкции МПТ эти зоны должны были защищаться от коррозионного влияния сточных вод протекторными втулками, размещенными между трубой и стальными защемляющими наконечниками, однако такая защита, как показал опыт, является недостаточной. Необходима дополнительная защита зон полевых стыков путем подачи ингибиторов коррозии.

Помимо зон полевых стыков ингибиторы обеспечивают защиту от внутренней коррозии насосного оборудования, запорной арматуры, НКТ и внутренней поверхности эксплуатационных колонн нагнетательных скважин, участков "черных" труб.

Снижение расхода ингибиторов коррозии в системе ППД из МПТ возможно путем использования эффекта последействия защиты. Благодаря такому эффекту возможно прекращение подачи ингибиторов на определенное время. Для формирования надежной защитной пленки ингибитор коррозии подается в повышенной, по сравнению с непрерывной дозировкой, концентрации, затем подача ингибитора прекращается.

Эффективность защиты удаленных от точки дозирования водоводов и скважин при периодическом дозировании обычно выше по сравнению с непрерывным дозированием, поэтому технология периодической подачи является предпочтительной.

Дозирование ингибитора по технологии периодической подачи следует проводить при работающих КНС, чтобы обеспечить попадание ингибитора во все водоводы. При ингибиторной защите по технологии периодической подачи первоначально ингибитор закачивается с высокой дозировкой, затем дозирование прекращается на определенное время. Подачу ингибитора коррозии необходимо осуществлять в водовод после резервуара-отстойника в направлении насосной станции очистных сооружений (УПС) до приемного коллектора насосов.

2.1.5. Обработка добывающих скважин ингибиторами и бактерицидами

В добывающих скважинах происходит перекачивание нефтесодержащей жидкости и в затрубном пространстве постоянно находится определенное количество нефти, поэтому коррозионное воздействие на внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны незначительное, кроме случаев воздействия сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Бактерицидная обработка действующих добывающих скважин осуществляется закачкой раствора бактерицида в межтрубное пространство скважины. Обработка производится раствором бактерицида в пластовой (сточной) воде. Закачка (заливка) раствора осуществляется передвижной насосной установкой (насосным агрегатом) (рис. 2.7).

Рис. 2.7. Передвижная насосная установка

2.1.6. Защита нагнетательных скважин раствором акж

Эксплуатационные колонны (ЭК) нагнетательных скважин в зависимости от условий эксплуатации подвержены воздействию внутренней коррозии и высокого давления.

Внутренняя коррозия ЭК происходит при наличии агрессивной среды в межтрубном пространстве. Защита от коррозии внутренней поверхности ЭК и наружной поверхности НКТ обеспечивается закачкой антикоррозионной жидкости в межтрубное пространство скважины.

Рис. 2.8. Схема защиты нагнетательной скважины от внутренней коррозии:

1 - кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - НКТ; 4 - цементное кольцо; 5 – пакер;

6 – муфта; 7 – антикоррозионная жидкость