Wyniki wyszukiwania - Biblioteka Nauki

Nowa wersja platformy, zawierająca wyłącznie zasoby pełnotekstowe, jest już dostępna.
Przejdź na https://bibliotekanauki.pl

Ograniczanie wyników

Znaleziono wyników: 3

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: ciecze nadpakerowe

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Badanie korozji na styku rura eksploatacyjna z okładzinową w obecności płynu nadpakerowego o różnym pH

100%

Bęben D. , Kuś J. , Koźbiał J. , Gliński A.

tom nr 209 wyd. konferencyjne

699--702

W odwiertach gazowych dochodzi do ubytku stali w otworze przy styku rur wydobywczych z rurą okładzinową, z czego wynika konieczność przeprowadzenia badań wpływu płynu nadpakerowego na intensywność korozji stali w miejscu styku rur okładzinowych i rur wydobywczych. Badania przeprowadzono w symulowanych warunkach temperatury, ciśnienia i zmiennym pH 8, 10, 12 płynu nadpakerowego. Wyniki badań potwierdziły, że płyn nadpakerowy powinien mieć odczyn pH ok. 12, co zmniejsza do minimum ubytki materiału konstrukcyjnego orurowania odwiertu na styku rura wydobywcza – rura okładzinowa.

The gas wells reaches the loss of steel in the hole with the contact tubing from the casing string, which implies the need for the study of fluid impact on the intensity of steel corrosion at the joint of casing and tubing. Studies were conducted in simulated conditions of temperature, pressure and varying pH 8, 10, 12 of fluid between the tubes. The results confirmed that the liquid between the pipes should have a pH value approx. 12, thereby minimizing losses of the material of construction of piping hole in the extraction pipe interface – a cladding pipe.

Dobór inhibitorów korozji chroniących rury w cieczach nadpakerowych

100%

Stachowicz A.

tom nr 209 wyd. konferencyjne

695--697

Poster przedstawia wyniki badań szybkości korozji gatunków stali J-55 i L-80 w 3 rodzajach cieczy nadpakerowych. Przebadano również skuteczność 4 inhibitorów korozji. Celem przeprowadzonych badań było wytypowanie środków ochronnych zapobiegających zjawiskom korozji zachodzącym w rurach okładzinowych i wydobywczych odwiertów naftowych w wyniku działania cieczy nadpakerowych. Testy prowadzono przez okres 97 dni w temperaturze 80°C. Szybkość korozji oraz skuteczność ochrony inhibitorowej określono na podstawie ubytków masy oraz oceny powierzchni kuponów po teście. Na podstawie ww. badań zostały wytypowane inhibitory zapewniające najlepszą ochronę.

Poster presents the results of corrosion rate of steels J-55 and L-80 on 3 types of packer liquids. The effectiveness of 4 corrosion inhibitors was also tested. The aim of this study was to nominate protective measures to prevent corrosion phenomena occurring in the pipes and lifting casing of oil wells as a result of packer liquids. Tests were run for 97 days at 80°C. The rate of corrosion inhibitor and the effectiveness of protection was determined from the weight loss and coupons surface evaluation after the test. On the basis of above mentioned study were identified inhibitors to provide the best protection.

Badania cieczy nadpakerowych dla odwiertów Niżu Polskiego w aspekcie ich kompatybilności z płynami złożowymi

84%

Uliasz M. , Dycha J.

2006

tom R. 62, nr 10

515-521

W artykule przedstawione zostały wyniki wykonanych w INiG badań laboratoryjnych cieczy nadpakerowych, do sporządzania których wykorzystano węglan potasu i mrówczan potasu jako sole umożliwiające otrzymywanie cieczy o gęstościach wynikających z gradientów ciśnień złożowych występujących na obszarze Niżu Polskiego. W przeprowadzonych badaniach szczególną uwagę zwrócono na zmiany właściwości cieczy nadpakerowych, stanowiących wodne roztwory zastosowanych soli, w środowisku H2S, solanek złożowych i temperatury.

This article presents laboratory test results of packer fluids containing potassium carbonate and potassium formate as weighting materials for achieving densities satisfying pressure gradients encountered in Polish Lowland area. The tests were performed in INiG laboratory. Special attention was paid to the changes of packer fluid parameters, being water solutions of used salts, in H2S brine environment and in different temperatures.