УДК 622.248


КОРОЗІЙНА СТІЙКІСТЬ ОБЛАДНАННЯ НАФТОГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН ПРИ ВИКОРИСТАННІ РІДИН ГЛУШІННЯ.


Шевченко Р.О.1, Сахненко М.Д.2, Ведь М.В.2.

1 – Український науково дослідний інститут природних газів,

м. Харків, Україна

2 - Національний технічний університет

«Харківський політехнічний інститут»,

м. Харків, Україна


Використання рідин глушіння на основі неорганічних солей пов’язане необхідністю вирішення низки проблем, зумовлених їх значною корозійною агресивністю по відношенню до обладнання свердловини [1]. Даний аспект зумовлений, в першу чергу, іонним складом зазначених рідин та термобаричними умовами їх застосування.

Для встановлення швидкості корозії зразків-свідків розміром 30х15х2 мм, виготовлених зі сталі Р 110 матеріалу насосно-компресорних труб, у мінералізованих технологічних рідинах використовували гравіметричний метод. Як модельні були вибрані наступні середовища: розчин NaCl, розчин товарного бішофіту зі Сх.-Полтавського родовища, блокуючі рідини БРО 1 та БРО 3.

Швидкість корозії виражена глибинним показником kh, мм/рік та масовим km, г/(см2рік) для різних модельних середовищ представлена на наступних гістограмах (рис. 1)


Рис 1. Глибинний та масовий показник швидкості корозії для різних модельних середовищ.

З рисунку слідує висновок про найбільш агресивну дію до сталі Р 110 середовища на основі NaCl, що пояснюється значним вмістом хлорид- іонів, які виконують роль активатора корозії через депасивацію анодної реакції. Означені обставини підтверджуються утворенням плівки значної товщини з продуктів корозії на поверхні металу. Варті уваги процеси, що протікають на поверхні сталі у середовищі блокуючої рідини БРО 1, яка являє собою розчин неорганічної солі густиною 1,3 г/см3. Досить значною є швидкість корозії і в середовищі БРО 1, але на поверхні зразка під шаром продуктів корозії знаходиться міцно зчеплена оксидна плівка чорного кольору. Тому існує імовірність зменшення швидкості корозії впродовж значного проміжку часу за рахунок пасивації металевої поверхні [2].

Найменших корозійних руйнувань зазнав зразок-свідок, що перебував у середовищі блокуючої рідини БРО 3, яка являє собою композицію неорганічних солей розчинених у воді, питомою густиною на рівні 1,6 г/см3. Означені обставини, також підтверджуються вимірюванням концентрації іонів Fe3+ в модельних середовищах після експозиції зразків-свідків впродовж 30 діб (рис. 2). Слід зазначити, що при зовнішньому огляді зразка на його поверхні не виявлено сліди як загальної, так і пітингової корозії. Таку поведінку можна пояснити компонентним та концентраційним складом зазначеної блокуючої суміші, які сприяють утворенню на металевій поверхні стабільної оксидної плівки, внаслідок чого і досягається майже повна пасивація поверхні.

Рис 2. Вміст іонів Fe3+ в модельних середовищах після експозиції зразків-свідків впродовж 30 діб.


Список літератури:

1. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: Недра 2004. 711 с.

2. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии М.: Физматлит. 2002. 335 с.