ГОСТ 34380—2017
глубины коррозионных повреждений, внешнему виду доступных частей оборудования, анализу воды
на содержание ионов железа.
На месторождениях, вводимых в эксплуатацию, на ранних стадиях разработки проводят исследо
вания по определению наиболее коррозионно-опасных участков, которые могут рассматриваться как
потенциально опасные в коррозионном отношении.
Эти исследования должны включать следующее:
1) определение содержания агрессивных газов (углекислого газа и сероводорода) в добываемой
среде. Рекомендуется проводить определение pH и химического состава пластовых вод (содержание
ионов железа, органических кислот, общее количество хлоридов и других коррозионно-активных ком
понентов);
2) проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов,
изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;
3) проведение контроля поверхности с помощью измерительных или оптических приборов.
Предусматривают меры (см.
[3])
по предотвращению сульфидного коррозионного растрескивания
труб под напряжением при парциальном давлении сероводорода (H2S) в газовой фазе более 300 Па
или при наличии его в обводненной нефти и воде в концентрации, соответствующей растворимости
сероводорода при парциальном давлении 300 Па.
8.3 Защита от коррозии насосно-компрессорных труб
Для защиты от коррозии насосно-компрессорных труб применяют следующие меры:
a) в фонтанирующих скважинах перекрывают межтрубное пространство для запирания коррози
онной среды внутри труб. Внутреннюю поверхность труб защищают специальными футеровками, по
крытиями или ингибиторами. В скважинах с особо агрессивными условиями используют трубы из спе
циальных легированных сталей или стеклопластика. В скважинах, содержащих в добываемой среде
сероводород (H2S), при использовании труб с высоким пределом текучести предусматривают специаль
ные меры (см.
[3])
для предотвращения сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;
b
) в насосных и газлифтных скважинах через межтрубное пространство вводят ингибиторы, обе
спечивающие необходимую защиту от коррозии.
В скважинах такого типа, особенно в насосных скважинах, применяют модернизированную
технологию работ.
Целесообразность применения средств защиты от коррозии определяют, сравнивая себестои
мость эксплуатации оборудования до и после применения этих средств в конкретных условиях экс
плуатации. Эффективность применения ингибиторов проверяют по контрольным образцам, замеру
глубины коррозионных повреждений, внешнему виду доступных частей оборудования, анализу воды на
содержание железа до и после обработки труб ингибитором.
На месторождениях, вводимых в эксплуатацию, на ранних стадиях разработки проводят исследо
вания по определению наиболее коррозионно-опасных участков, которые могут рассматриваться как
потенциально опасные в коррозионном отношении.
Эти исследования должны включать следующее:
a) определение содержания агрессивных газов (углекислого и сероводорода) в добываемой сре
де. Рекомендуется проводить определение pH и химического состава пластовых вод (содержание ионов
железа, органических кислот, общее количество хлоридов идругих коррозионно-активных компонентов);
b
) проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов,
изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;
c) проведение контроля поверхности труб с помощью измерительных или оптических приборов.
Особое внимание необходимо уделять мерам по защите от коррозии в скважинах с подземным
оборудованием, расчетный срок эксплуатации которого короче, чем ожидаемый период эксплуатации
скважин.
9 Ремонт поврежденных труб ирезьбовых соединений
Допускается ремонт труб и резьбовых соединений, поврежденных при эксплуатации или погру
зочно-разгрузочных операциях.
Оценку пригодности труб после ремонта для дальнейшей эксплуа
тации необходимо проводить в соответствии с ГОСТ 31446, пригодности резьбовых соединений
—
в
соответствии с ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758.
21