Page 154 - 6212

режимів експлуатації обладнання.
Найбільше поширення у практиці експлуатації газових
свердловин при видобуванні кислих газів з метою захисту від
корозії інгібіторами, речовини, при введенні яких у корозійне
середовище швидкість корозії значно знижується, або корозія
повністю припиняється. у практиці експлуатації газових
свердловин застосовують різні схеми введення інгібіторів:
інжекцію інгібіторів у міжтрубний простір; закачування
інгібіторів безпосередньо у пласт; введення інгібіторів у
твердому стані. у міжтрубний простір інгібітор інжектують за
допомогою спеціальної інгібуючої установки. Інгібітор у
визначеній кількості під дією сили тяжіння постійно подається у
міжтрубний простір, поступає на вибій свердловини: потоком
газу фонтанними трубами виноситься на поверхню. Наявність у
потоці газу з агресивними компонентами інгібітору дає змогу
знизити швидкість корозії і значно послабити її небезпечні
наслідки. Для боротьби з сірководневою корозією ефективно
вводити інгібітори безпосередньо у пласт. Інгібітори у пласти
закачують за допомогою цементувальних агрегатів під тиском
один раз за час від 3 до 12 місяців. Але при закачуванні
інгібіторів безпосередньо у пласти необхідно вживати заходів
щодо попередження засмічення капілярних каналів пласта.
Леговані корозійностійкі сталі використовують для
виготовлення внутрішньосвердловинного обладнання (пакери,
цуркуляційні і запобіжні клапани тощо). у окремих випадках для
фонтанних і обсадних труб використовують алюмінієві сплави –
дюралюміній Д16Т, Д16АТ, хромові нержавіючі сталі 2Х13,
1Х13, Х13, Х9М, Х8.
При протекторному захисті фонтанних і обсадних труб
останні контактують із пластинами із більш електронегативних
металів (магній, цинк). у цьому випадку корозійному
руйнуванню піддаються не сталеві труби, а більш негативні
метали аноду. Якщо для захисту труб і обладнання

152