Сквозными отверстиями

Основными проектными мероприятиями, обеспечивающими надежность эксплуатации труб и скважинного оборудования АГКМ, являются:

Специалистами ВНИИГАЗа и ВНИИнефтемаша установлено, что основным повреждением скважинного оборудования АГКМ является негерметичность затрубного пространства и, как следствие, наличие в нем газовых шапок. Негерметичность затрубного пространства может быть вызвана негерметичностью лифтовой колонны, элементов подземного оборудования или уплотнений трубных и колонных головок. В свою очередь, негерметичность последних в значительной степени связана с применением уплотняющих элементов из эластомеров, которые в процессе эксплуатации теряют свои пластические свойства. Конструктивные особенности автоклавных уплотнений подвески насосно-компрессорных труб способствуют появлению перетоков через уплотнения. Наличие негерметичности вызывает попадание пластового газа в зоны технологического оборудования, где контакт металла с сероводородсодержащей средой не предусмотрен проектной схемой. Это приводит к значительному ужесточению условий эксплуатации элементов газопромыслового оборудования и, тем самым, к повышению риска его выхода из строя. Одним из последствий наличия негерметичности затрубного пространства и уплотнений колонных и трубных головок является неработоспособность проектной системы инги-биторной защиты металла от коррозии.

К наиболее актуальным мероприятиям по обеспечению надежности и работоспособности металлоконструкций скважин относятся контроль коррозионного состояния и техническая диагностика фонтанной арматуры, колонных головок и внутри-скважинного оборудования. Диагностику проводят с целью периодической оценки технического состояния скважин при капитальном ремонте и геофизических исследованиях.

В [182] указывается, что ингибитор, примененный в условиях высоких давлений и температур на забое глубоких высокосернистых скважин месторождений Ртешооёз и ТЬо-тазшП (штат Миссисипи, США), не обеспечил защиту от коррозии скважинного оборудования. Это привело к разрушению и обрыву колонн насосно-компрессорных труб. Причиной отсутствия защитного действия ингибитора послужил его переход в забое скважин в парообразное состояние. Выше места конденсации ингибитора в направлении от забоя к устью скважины коррозионных повреждений металла труб было значительно меньше.

Ингибитор Д-2 представляет собой смесь тяжелых компонентов пиридиновых и хинолиновых оснований. Он применялся в основном на нефтяных промыслах (в частности, в ПО "Нижневолжскнефть" и "Бузулукнефть") для обработки скважинного оборудования и водоводов системы поддержания пластового давления. Применение ингибитора, обладающего

Основным методом электрохимической защиты от подземной (почвенной) коррозии металлических сооружений из углеродистых сталей является катодная зашита магистральных и промысловых нефтегазопродуктопроводов, городских подземных трубопроводов и коммуникаций, нефтехранилищ и нефтебаз, компрессорных станций, обсадных колон и скважинного оборудования и т.п.

Результаты испытаний и промышленного применения ингибитора на Свидницком и Опошнянском газоконденсатных месторождениях, в продукции которых содержится соответственно 0,3 % С02 + 10 — 14 мг/л H2S и4%С02, показали его высокую эффективность. Так,после ввода ингибитора в парообразном состоянии в шлейф опытной скважины Свидницкого газоконденсатного месторождения прекратились пропуски газа (рис. 40), а в результате закачки ингибитора в затрубное пространство скважины в течение 5 сут на Опошнянском газоконденсат-ном месторождении содержание ионов Fe2+ в водном конденсате снизилось с 54,5 мг/л до закачки до 8 мг/л к концу закачки ингибитора [15] . Высокая летучесть и защитная способность позволяют широко применять его для защиты газопроводов от углекислотной и углекислотно-сероводородной коррозии и коррозионно-механического разрушения. Для защиты от углекислотной коррозии скважинного оборудования газоконденсатных скважин месторождений разработан ингибитор ГРМ, активным началом которого является смесь жирных кислот и их сложных эфиров. Ингибитор ГРМ при дозировке 0,35-0,40 г на 1 кг добываемого конденсата или на 1 тыс. м3 газа газоконденсатных месторождениях Украины, в продукции которых содержится до 5 % С02 и до 0,002 % H2S, обеспечивает защитный эффект 96-98 %. Ингибитор вводят в затрубное пространство скважин в виде 25 %-ного раствора в газоконденсате. Кроме того, ингибитор может применяться для защиты нефтяного оборудования от коррозии, вызываемой минерализованной водой, содержащей кислород. В этом случае ингибитор подается в затрубное

Сплав ХН40МДТЮ (ЭП543) относится к категории дисперсионно-твердеющих материалов, в которых комплекс служебных свойств достигается после закалки от 1050...1100 °С и последующего старения при 750 °С. Сплав применяется для тяжелонагруженных узлов подземного скважинного оборудования, работающего на сероводородсодержащих месторождениях.

легированные конструкционные стали с пределом текучести 500—800 МПа для бесшовных труб нефтяного сортамента и подземного скважинного оборудования;

коррозионностойкие стали и сплавы с пределом текучести 220—1000 МПа для наиболее ответственных деталей фонтанной арматуры, подземного скважинного оборудования и труб.

Легированные конструкционные стали, стойкие против сероводородного растрескивания, предназначены для изготовления насос-нокомпрессорных, обсадных и бурильных труб, а также для деталей подземного скважинного оборудования.

Подшипники с ромбическими углублениями (15) н сквозными отверстиями (16)', пористые подшипники (17)

При контроле нормальными и сдвиговыми волнами сканирование осуществляют путем движения преобразователя в направлении, перпендикулярном направлению излучения (см. табл. 6.1), вдоль размеченных заранее линий, расстояние между которыми равно ширине полосы, контролируемой за один проход. Ширину полосы и мертвую зону определяют экспериментально по испытательным образцам со сквозными отверстиями, перпендикулярными поверхности листа, которые служат также и для настройки чувствительности. Диаметры отверстий выбирают из ряда: 0,5; 0,8; 1,0; 1,2; 1,4; 1,6; 1,8; 2,0 мм. Для настройки чув-

Прошивание выглаживающими Со сквозными отверстиями 0,63—0,16 40—50

одношариковъши раскатни- Со сквозными отверстиями 20—50

многошариковыми раскат- Со сквозными отверстиями 20—40

жесткими регулируемыми к, о Со сквозными отверстиями 9—7 20—50

роликовыми раскатниками О, У Со сквозными отверстиями, Сохраняется от 20—40 5000

жесткими нерегулируемыми роликовыми раскатниками ударного действия Со сквозными отверстиями d > 20; 1 не ограничено 5000

вибрирующим раскатником упругого действия 0, У Со сквозными отверстиями, маложесгкие d > 70; / не ограничено Сохраняется от предшествующей 20—40 2000

Вторая группа (фиг. 294, б) включает заготовки со сквозными отверстиями.

Кассеты для испытаний на радиационную ползучесть представляют собой цилиндры со сквозными отверстиями, закрываемыми подвижными крышками, через которые передается нагрузка (рис. 2.9, б). В некоторых случаях между соседними кассетами прокладывают шайбы из более прочного графита или из металла (рис. 2.9, в).