Page 137 - 4551

Дія інгібітору полягає у створенні на поверхні труби за-
хисної плівки, яка ізолює поверхню від агресивних речовин,
що містяться у контактуючому середовищі.
Інгібіторами корозії обсадних колон можуть бути двох-
ромовокислий натрій, вуглекислий натрій, нафтенова кислота,
кальцинована сода, азотнокислий натрій та ін.
У сучасних рецептурах використовують синергетичний
ефект (підсилювання дії) при змішуванні різних інгібіторів.
Профілактиці корозії необхідно приділяти увагу ще на
стадії проектування технологічних процесів, що дозволяє до-
сягти високого захисного ефекту при малій витраті інгібіторів.
Небезпека сульфідного розтріскування і водневої крих-
кості впливає на вибір корозійностійких сталей труб і тампо-
нажних матеріалів, викликає необхідність зниження напру-
жень, а в елементах кріплення свердловини, збільшення кое-
фіцієнтів запасу міцності. Усе це має враховуватись при прое-
ктуванні обсадних колон і конструкцій свердловин.

9.1.3 Заходи з запобігання зім’яття обсадних колон
Заходи з запобігання зім’яття обсадних колон повинні
розроблятися по окремих родовищах, де ця проблема є актуа-
льною.
Нижче наведено загальні рекомендації з запобігання по-
шкодження обсадних колон в текучих породах для родовищ
Прикарпаття, де ця проблема здебільшого проявляється в про-
цесі тривалої експлуатації свердловини.
Рекомендаціями передбачено:
1) конструкцію свердловини проектувати з урахуванням
інтервалів залягання текучих порід (солей, високопластичних
глин);
2) пласти, складені текучими породами, бурити з проми-
вальними рідинами, що запобігають інтенсивному каверноут-
воренню;
3) формувати ствол свердловини правильної циліндрич-
ної форми в інтервалах залягання текучих порід застосуван-
ням ефективних компоновок низу бурильної колони;
4) спускати проміжні колони до глибини не менш ніж на
150 м нижче від підошви залягання текучих порід;
5) цементувати експлуатаційні колони двоступеневим

136