Page 126 - 4637

важливу роль у боротьбі з корозією в цих системах. Ці рідини
були використані при глибокому бурінні у Південному Техасі,
починаючи з температури на вибої свердловини вище 450 °
до 500 ° F.

Період з 1970 до 1980 років

У ранніх 1970-х з'явилися калій-хлорові з низким рН та
полімерні розчини, як альтернативний буровий розчин. Ці
рідини застосовували, щоб мінімізувати проблеми у багатьох
ділянках стовбура свердловини, але зовнішнана рідка фаза
могла призвести до корозії. Вміст солі тут практично
дорівнює вмісту солі у морській воді. Було помічено, що
інтенсивність корозії досягала 22 фунти / фут у рік, і потрібно
було контролювати корозію бурильних труб за допомогою
зразків-свідків. Підрядчики швидко усвідомили, що рідини
потрібно перевірити на інтенсивність корозії і боротися із цим
негайно. Кільце-свідок для дослідження корозії в бурильних
трубах було винайдене у 1950-х і використовується до
сьогодні.

Моніторинг корозії, тестування

Протягом періоду, який розглядався у цьому розділі,
корозію перевіряли за допомогою електронних засобів
вимірювання інтенсивності корозії, гальванічних зондів і
давачами розчиненого O 2. Пізніше, було виявлено, у більшості
випадках це не було необхідним, оскільки свердловинні
флюїди можуть мати більш високу інтенсивність корозії, ніж
вказують дані вимірів. Деякі фактори, що спричиняють
корозію – це вміст O 2 в рідині, pH і солоність. Крім того,
серйозних пошкоджень завдавали розчинені кислотні гази, як
наприклад CO 2 і H 2S. Загалом було встановлено, що навіть
невеликі концентрації сульфіду могли бути менш

125