Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ промыслового опыта эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях и постановка задач исследований 9
1.1 Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях отложения солей, АСПО и эмульсий 10
1.2 Постановка задач исследований 21
2 Причины и механизм образования отложений в глубинно-насосном оборудовании 22
2.1 Анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств высоковязких нефтей 25
2.1.1 Анализ закономерностей регионального распределения высоковязких нефтей 26
2.2 Комплексно-химические методы предупреждения образования асфальтосмолистых отложений 31
2.3 Магнитные методы предупреждения образования асфальтосмолистых отложений 36
2.4 Комплексные физико-химические методы предупреждения образования асфальтосмолистых отложений 43
2.5 Влияние физических полей на структуру АСПО в присутствии ингибиторной защиты 45
3 Технические мероприятия и технологии по предотвращению асфальтосмолопарафиновых отложений 51
3.1 Применение специального погружного кабельного устройства для предупреждения образования АСПО в скважинах 51
3.2 Метод электронагрева для борьбы с отложениями парафина 56
3.3 Повышение эффективности эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией и эмульсией в ОАО «Татнефть» 62
3.4 Техника и технология работ по предупреждению образования АСПО и гидратов в нефтяных и газовых скважинах Западной Сибири 66
3.5 Условия, способствующие образованию гидратов при добыче нефти 72
4 Новые технологии предупреждения образования парафиногидратоасфальтосмолистых отложений в добывающих скважинах 78
4.1 Применение варианта катодной (протекторной) защиты в сочетании с покрытиями для защиты от отложений 90
4.2 Расчет протекторной защиты оборудования скважины 94
4.3 Результаты промысловых испытаний протекторов 98
4.4 Комплексный биофизический метод интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений 105
Основные выводы 109
Список использованной литературы
- Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях отложения солей, АСПО и эмульсий
- Анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств высоковязких нефтей
- Применение специального погружного кабельного устройства для предупреждения образования АСПО в скважинах
- Применение варианта катодной (протекторной) защиты в сочетании с покрытиями для защиты от отложений
Введение к работе
Актуальность проблемы
Характерными особенностями современного этапа развития нефтедобывающей отрасли страны являются уменьшение объемов добычи нефти, увеличение бездействующего и малодебитного фонда скважин, увеличение обводненности добываемой продукции, рост солеотложения, увеличение твёрдых включений и т.д. Актуальной задачей отрасли в настоящее время является снижение количества бездействующих, простаивающих и осложнённых скважин.
Известно, что образование вязких эмульсий и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в добывающих скважинах сопровождается возникновением аварийных ситуаций, в основном из-за обрывов насосных штанг и полированного штока, что многократно снижает их межремонтный период (МРП) и объёмы добычи.
Известные и ныне применяемые химические методы (деэмульгаторы, ингибиторы, растворители), а также устройства, действия которых основано на использовании принципа последовательной откачки нефти и воды через насос, предназначенные для устранения этих проявлений, оказались затратными и малоэффективными. Применение магнитных полей (МП) и термического воздействия также не обеспечило требуемого результата и потребовало использования дорогостоящего оборудования и значительных затрат электрической энергии, сравнимой с мощностью самих насосов.
Таким образом, до настоящего времени в нефтедобыче стоит проблема снижения роста интенсивности эмульгирования лифтируемой жидкости и количества асфальтосмолистых отложений в добывающих скважинах, особенно обострившаяся в последнее время в связи с ростом её обводнённости. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением АСПО как в пласте, так и в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), приводит к значительному снижению добычи нефти. Основными причинами этих явлений являются наличие воды и движение (скольжение) нефти относительно воды. Образованию отложений при добыче нефти способствует повышение концентрации асфальтосмолопарафиновых соединений на поверхности капель нефти. При подъеме нефти с водой по стволу скважины происходят стабилизация поверхностной пленки и её охлаждение, что сопровождается дополнительным повышением вязкости смеси. В результате поверхностный слой лифтируемой продукции приобретает липкость и легко откладывается на поверхности нефтепромыслового оборудования.
В свою очередь, большинство проблемных скважин интенсивно искривлены, склонны к отложению смол, парафина или солей, выносу абразивных частиц, имеют агрессивную среду и большой газовый фактор. В целом фонд бездействующих скважин за 10 лет увеличился в 4,5 раза, (с 8,7 до 40 тыс. скважин). В среднем по России это составляет 28 % фонда, в то время как в 70-80-х годах норматив Миннефтепрома составлял 2...4 %.
Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений относятся к сложным. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также не поддающихся контролю довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров, что затрудняет их комплексную разработку и изучение. Решению этих проблем посвящены исследования В.Е. Андреева, А.Н. Адонина, А.С. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Г.В. Молчанова, Ю.В. Пчелинцева, М.М. Загирова, Р.А. Максутова, Н.И. Хисамутдинова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, М.Д. Валеева, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, К.Р. Уразакова, В.Г. Карамышева, Б.Б. Крумана, Л.С. Каплана и многих других.
Исследованию вопросов рациональной разработки нефтегазовых месторождений с применением различных методов оптимизации посвящены работы А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Муравьёва, Р.Г. Касимова, А.Г. Гумерова, Г.Г. Вахитова, Н.Н. Репина, Г.С. Степановой, Р.Н. Дияшева, Ю.П. Желтова, В.В. Шайдакова, А.И. Акулыпина и других.
В сложившейся ситуации возникла необходимость разработки новых технологий интенсификации добычи для рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях поздней эксплуатации и, в первую очередь, усовершенствования используемых технологий.
Решению этих проблем и посвящена диссертационная работа. В последнее время наметились новые направления в решении перечисленных проблем, в связи с чем появилась необходимость в их развитии, обобщении, анализе и практической реализации.
Основные исследования по диссертационной работе выполнены в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999г. № 1213 «О мерах по вводу в эксплуатацию, бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях» и Постановлением Правительства Республики Башкортостан от 6 декабря 2005 г. № 268 об утверждении программы «Интенсификация нефтегазоизвлечения трудноизвлекаемых запасов углеводородов, разработка и внедрение обновлённых технологий и технических средств в нефтегазовых отраслях» на 2006-2008 годы.
Цель работы-разработка метода и технических средств повышения эффективности работы скважин с высоковязкой продукцией и предотвращения (профилактики) накопления твердых отложений и образования эмульсий в скважинах осложнённого фонда в процессе добычи.
Основные задачи исследований:
изучение технологии образования и предупреждения асфальтосмолистых образований в добывающих скважинах Тимано-Печорской и Урало-Поволжской провинций;
- разработка электрохимического метода и технических устройств предупреждения образования и накопления твёрдых отложений и эмульсий в колонне лифтовых труб добывающих скважин; - разработка комплекса мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств практику работы добывающих компаний.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.
Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.
Научная новизна:
- установлено, что в качестве способа предотвращения образования асфальтогидратопарафиновых отложений в верхней части скважинного оборудования возможно использование вторичных эффектов при электролизе пластовой воды, эмульгированной в нефти;
- представлен комплексный механизм предупреждения и снижения эмульсионных образований и снижения, солеотложения в глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин;
- разработаны устройства предупреждения образования твёрдых отложений в интервале глубин вечномёрзлых пород.
Основные защищаемые положения:
- результаты экспериментального изучения эффектов при электролизе высокоминерализованных пластовых вод, эмульгированных в нефти;
-результаты промысловых исследований электрохимического воздействия на вязкостные характеристики лифтируемого продукта;
- результаты создания и внедрения высокоэффективного комплексного метода и устройств по предотвращению осложнений и «глухих» пробок в скважинах осложнённого фонда.
Практическая ценность и реализация результатов работы Разработанные при участии автора методические рекомендации и технические средства позволяют предупредить образование твёрдых отложений, включая коррозионные, исключить применение ингибиторов, использования дозировочных насосов и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда.
Реализация работы
Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению асфальтосмолистых отложений используются в скважинах месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» АНК «Башнефть» и ТПП «Лангепаснефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная-Сибирь».
В результате применения разработанных технических устройств предупреждения и образования твёрдых отложений межремонтный период скважин увеличен в 1,5 раза.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях: в Самарском политехническом университете (г. Самара 2005 г.), НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром», (г. Москва, 2006 г.); на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2006г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 16 работ, получено 4 патента РФ.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и списка использованной литературы, включающего 105 наименований, содержит 119 страниц машинописного текста, 14 таблиц и 18 рисунка.
Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях отложения солей, АСПО и эмульсий
Известно, что одним из самых неприятных для нефтяников процессов, осложняющих добычу при разработке залежей с заводнением, является образование твердых осадков солей в скважинах, насосах, нефтепромысловом оборудовании, в системе сбора и подготовки продукции. Эта проблема характерна не только для России [75, 99-103]. Она отмечена при добыче практически во всех крупных добывающих регионах и странах мира: в США, Канаде, Южной Америке, Великобритании (в акватории Северного моря), Африке, Юго-Восточной Азии, на Ближнем Востоке (зона Суэцкого залива) и др. Как показывает нефтепромысловый опыт, затраты на очистку только одной скважины от отложений солей и ликвидацию связанных с ними последствий достигают 30 тыс. долларов и более, причем без учета потерь при добыче нефти. Очистке от солевых корок и накипи, особенно бариевых и стронциевых солей, практически не поддаются насосное оборудование и элементы теплообмена; они, как правило, подлежат замене [52, 80]. То есть основным направлением борьбы с солеотложениями при добыче нефти должно являться их предотвращение.
Невозможность гарантированной защиты глубинно-насосного оборудования от отложения солей обусловлена трудностями раннего их обнаружения, невозможностью прямых замеров и визуальных наблюдений, отсутствием надежных методов количественного и качественного прогнозирования отложений в реальной скважине и для конкретного типа насосов. Получение исходных данных, необходимых для расчетов прогнозного гидрохимического и коллоидного состояний, весьма затруднительно по причине быстрой изменчивости процессов, многочисленных параметров, отсутствия приборов их прямого замера. Практические прогнозные расчеты при всей их сложности часто дают приближённый, в основном оценочный, результат. К примеру, Н.С. Маринин [66] показал, что расчеты по прогнозированию отложений кальцита в скважинах в 25...30 % случаев предсказывали выпадение солей, однако при проверке на практике соли не были обнаружены в указанных скважинах [38].
Выделяются следующие основные группы факторов, влияющих на интенсивность солеотложений: факторы, характеризующие свойства пластовой системы в процессе закачки в пласт воды. Комплексным отражением внутрипластовых процессов является степень насыщения вод солями; факторы, характеризующие свойства и информацию о технологических особенностях системы разработки, в частности забойное давление и давление насыщения, а также величины, характеризующие степень промывки пласта рабочим агентом при заводнении пластов и активность системы воздействия; факторы, характеризующие технические условия подъема жидкости по стволу скважины; факторы, характеризующие свойства пластовой воды сохранять химическое, коллоидное и термодинамическое равновесие.
Из литературных источников [71, 77] известно, что расходы компаний на удаление солеотложений зависят даже от такого, казалось бы, совершенно нейтрального к солям фактора как форма ствола скважины. Оказалось, что для горизонтальных скважинах расходы на удаление солеотложений, так же как и парафина, в 2-3 раза больше, чем для вертикальных.
Отложения солей, возникающие при смешении химически несовместимых пластовых и поверхностных вод, как правило, имеют сложный химический состав, динамично изменяющийся по площади месторождения. Наиболее распространенными на месторождениях Западной Сибири типами моносолей являются: из сульфатных солей-гипс и его аналоги: бассанит (образуется из гипса при повышенных температурах), ангидрит и сульфат магния; из карбонатных солей-кальцит (дает основной объем солеотложений на месторождении с уровнем минерализации от 2,2 до 2,8 %), магнезит, соли хлора, а также незначительные по объему, но самые твердые и трудно- удаляемые - барит и целестит. Всего обнаружено около 30 моносолей.
Как известно, кристаллы соли на поверхности подземного оборудования распределяются неравномерно. Они могут выпадать как непосредственно в перенасыщенном растворе (гомогенный механизм), так и на поверхности границ раздела, например на поверхности деталей глубинно-насосного оборудования (гетерогенный механизм). Причем гетерогенный процесс более детерминирован, чем гомогенный. Контакт водных растворов солей с твердой поверхностью деталей глубинных насосов во многих случаях вызывает интенсивное зародышеобразование и рост кристаллов в насосах при значительно меньших показателях перенасыщенности, чем это необходимо для начала массового гомогенного зародышеобразования во всем объеме добываемой жидкости [86,95].
Анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств высоковязких нефтей
Особенности разгазирования жидкости в результате электролитического разложения минерализованных вод использованы в конструкции разработанных при участии автором устройств.
Усугубляет ситуацию тот факт, что осложнения не встречаются по отдельности. Чаще всего эксплуатируемые скважины имеют целый набор осложнений, которые кратно снижают эффективность работы насосного оборудования.
Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти (ВВН) с вязкостью 30 мПа/с, или 35 мм2/с и выше [81-83]. Запасы таких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей и, по оценкам специалистов, составляют не менее 1 трлн т. В промышленно развитых странах они рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы ее развития на ближайшие годы [84].
Россия также обладает значительными трудноизвлекаемыми запасами нефтей, и их объем составляет около 55 % в общем объеме запасов российской нефти. Некоторые результаты изучения пространственных и временных изменений физико-химических свойств высоковязких нефтей изложены в ряде работ, например [92, 93], большинство из которых опубликовано в малодоступных изданиях.
Кроме того, сами физико-химические характеристики высоковязких нефтей приводятся в большом числе справочных материалов и изданий. В связи с этим представляет интерес работа, связанная с исследованиями физико-химических свойств высоковязких нефтей. Основу проведения этих исследований составила созданная в Институте химии нефти СО РАН мировая база данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти, включающая описания почти 15000 образцов нефти. Эта база данных сформирована на основе анализа более 130 источников информации (см., например [93], полный список использованных для создания БД документов приведен в [92] и содержит около 2000 записей, относящихся к высоковязким нефтям, что представляет значительный интерес для добытчиков в части представлений о закономерностях регионального распределения высоковязких нефтей.
Из рисунка 2.1, где приведены результаты геозонирования нефтегазоносных территорий континентов (кроме Америки и Австралии), видно, что бассейны с высоковязкой нефтью распространены повсеместно на территории Евразии и на севере Африки - всего 25 нефтегазоносных бассейнов (НГБ), что составляет около 1/6 части от общего числа бассейнов мира.
В таблице 2.1 представлена общая характеристика информации из базы данных, относящейся к бассейнам на рассматриваемых нефтегазоносных территориях, с указанием объемов массивов данных по бассейнам, количества образцов высоковязких нефтей и количества месторождений с высоковязкой нефтью для каждого из бассейнов и величин средней вязкости нефтей отдельных бассейнов.
Там же более темным цветом выделены 13 бассейнов, на территории которых среднебассейновая вязкость нефтей превышает уровень 35 мм /с. Наиболее высоковязкими являются нефти Сахаро-Ливийского, Тибетского, Тимано-Печорского, Северо-Крымского и Прикаспийского бассейнов.
Применение специального погружного кабельного устройства для предупреждения образования АСПО в скважинах
Как показывает практика, для борьбы с большинством осложнений при эксплуатации скважин используются технологии, базирующиеся в первую очередь, на применении химических реагентов, эффективность которых существенно зависит от точной и надежной дозировки выбранного химического реагента в заданную точку скважины.
Тем не менее, широко применяемые в промысловой практике технологии, при которых химические реагенты закачиваются в межтрубное пространство, не гарантируют постоянное и точное дозирование реагента на прием глубинного насоса [66, 67]. Это связано с высотой и колебаниями динамического уровн я, плотностью нефти в межтрубном пространстве выше приема насоса, наличием зоны разгазирования, плотностью химического реагента, его растворимостью в нефти и др. В этой связи в ОАО «Башнефть» разработана конструкция и освоено производство нескольких видов капилляров внутренним диаметром 4,5 мм для подачи химических реагентов в скважину с целью предупреждения образования отложений-.
Для скважин, оборудованных насосами с электропогружным приводом, разработан специальный кабель с капиллярной трубкой типа СПК-301, представляющий собой четырехжильный бронированный кабель питания электропогружного двигателя с одной полой полиэтиленовой трубкой. Для скважин со штанговыми насосами разработаны кабель типа СПК-003 с тремя полыми трубками в единой бронированной оболочке, позволяющий подавать различные химические реагенты в заданную точку скважины, и одножильная капиллярная трубка, представляющая собой полую пластиковую трубку с металлической оплеткой из стальной оцинкованной проволоки. Конструкция капиллярной трубки рассчитана на работу в условиях температур до 90 С и перепадов давления до 5 МПа. Для повышенных температур капиллярная трубка и материал изоляции токоведущих частей изготавливаются из блоксополимера пропилена, что обеспечивает надежную работу кабеля при температуре до 120 С.
Специалистами ОАО «АНК «Башнефть» разработаны техническая документация на изготовление специального погружного кабельного устройства (СПКУ) и инструкция на применение технологии предупреждения осложнений в скважинном оборудовании с дозированием химических реагентов в заданную точку скважины по капиллярному каналу кабеля при эксплуатации скважины насосами как с погружным электродвигателем, так и с поверхностным штанговым приводом.
В зависимости от технологической необходимости возможно дозирование на разных участках (рисунок 3.1). Данная технология обеспечивает доставку химического реагента непосредственно в требуемую T04KJ ввода с наиболее эффективной дозировкой. При этом реагент не расходуется на насыщение столба нефти в затрубном пространстве скважины, адсорбцию его на поверхности обсадной колонны и наружной поверхности НКТ. В результате достигается наиболее экономичный расход его исключительно на конкретные технологические цели (деэмульсацию, депарафинизацию, предупреждение образования или удаление солей и др.) и обеспечивается наибольшая эффективность применения.
Принципиальная схема обустройства скважины при дозировании химического реагента через капиллярную трубку приведена на рисунке 3.2. .
По результатам применения специальных погружных капиллярных устройств в 68 скважинах (в 39 скважинах, оборудованных УЭЦН, и в 29 -СШН) специалистами, ОАО «АНК «Башнефть» проанализирована технологическая и экономическая эффективность технологии. При образовании АСПО и солей на насосном оборудовании за основной критерий оценки эффективности применения СГЖУ принято снижение числа текущих ремонтов,тепловых и химических обработок, при образовании высоковязких эмульсий-средний расход химического реагента до и после внедрения технологии.
Применение варианта катодной (протекторной) защиты в сочетании с покрытиями для защиты от отложений
В качестве протекторов для катодной защиты используют сплавы на основе магния или алюминия, реже - цинка. Протекторы, по существу, служат портативными источниками электроэнергии. Они особенно полезны, когда имеются трудности с подачей электроэнергии или когда сооружать специальную линию электропередачи нецелесообразно или неэкономично. Разность потенциалов разомкнутой цепи магния и стали составляет примерно 1 В {в пластовой воде магний имеет Е = -1,3 В), так что одним анодом может быть защищен только ограниченный участок трубопровода, особенно в грунтах с высоким удельным сопротивлением. Столь небольшая разность потенциалов иногда имеет преимущество перед более высоким приложенным напряжением, так как уменьшает опасность «перезащиты» некоторых частей систем. При этом суммарный ток, протекающий через анод, невелик, й уменьшается вероятность разрушения находящихся поблизости металлических сооружений блуждающими токами.
Потенциал цинка выше потенциала магния (в пластовой воде Е = - 0,8 В), следовательно, меньше поддерживаемый анодом ток. Чтобы избежать значительной анодной поляризации с последующим уменьшением внешнего тока из-за накопления на поверхности цинка слоя продуктов реакции, обычно используют цинк высокой чистоты, у которого эта тенденция меньше выражена.
Расчетное значение потенциала алюминия лежит между потенциалами магния и цинка. В воде, или грунтах алюминий имеет склонность к пассивации с соответствующим сдвигом потенциала к потенциалу стали. Тогда он перестает выполнять функцию протектора. Для предотвращения пассивации в околоэлектродное пространство можно вводить специальное вещество для создания среды, содержащей хлориды (засыпка). Однако это может служить только временной мерой. В пластовой воде пассивацию лучше всего предупреждать, используя сплавы. Например, сплавление алюминия с 0,1 % Sn с последующей термообработкой при 620 С в течение 16 ч и закалкой в воде для удержания олова в состоянии твердого раствора очень сильно уменьшает анодную поляризацию в хлоридных растворах. Коррозионный потенциал такого сплава в 0,1 т растворе NaCl составляет - 1,2 В по сравнению с - 0,5 В для чистого алюминия. Некоторые алюминиевые протекторы содержат 0,1 % Sn и 5 % Zn. Протекторы с 0,6 % Zn, 0,04 % Hg и 0,06 % Fe при испытаниях в морской воде в течение 254 дней работали с выходом по току 94 % (2802 А-ч/кг). В настоящее время в США на производство протекторов из таких сплавов ежегодно расходуют примерно 11,5 млн кг алюминия.
На протекторы из магниевых сплавов для катодной защиты в США каждый год потребляют примерно 5,5 млн. кг магния. Магниевые аноды часто легируют 6 % А1 и 3 % Zn для уменьшения питтингообразования и увеличения выхода по току. Достоинством магния высокой чистоты, содержащего 1 % Мп, является более высокий потенциал (с более высоким выходным анодным током). В морской воде значения выхода по току обоих сплавов близки, однако в обычных грунтах этот показатель для сплава с 1 % Мп несколько ниже. Практически токоотдача магниевых анодов в среднем составляет около 1100 А-ч/кг по сравнению с теоретическим значением 2200 А ч/кг. Степень защиты выше в воде с высокой электропроводимостью, где пара магний - железо создает более высокий ток, чем в воде с низкой проводимостью (мягкой воде).
Наилучшее распределение тока защиты- можно получить при использовании изоляционных покрытий (например лакокрасочных для обычной температуры и эмалевых для повышенной). Эти покрытия не обязательно должны быть абсолютно беспористыми, так как защитный ток протекает преимущественно через требующие защиты обнаженные поверхности металла, где бы они ни находились. При применении покрытий магниевый анод служит дольше, так как расходуется меньший суммарный ток, чем для непокрытой поверхности.
В жесткой воде на стали может возникнуть обладающее некоторыми защитными свойствами покрытие, которое состоит в основном из СаСОз и NaCl. Эта покровная пленка осаждается под действием щелочей - продуктов реакции, образующихся на катодных участках поверхности. Аналогичные покрытия постепенно образуются на катодно-защищенной поверхности в контакте с морской водой (быстрее при высокой плотности тока). В случае хорошего сцепления с поверхностью такие покрытия способствуют также лучшему распределению защитного тока и уменьшению необходимого общего тока.
В большинстве случаев при катодной защите с использованием наложенного тока или протекторов целесообразно одновременно применять и различные изоляционные покрытия. Такое совмещение сейчас общепринято. Распределение тока на трубопроводах с покрытиями много лучше, чем на непокрытых; общий ток и необходимое число анодов меньше, а участок трубопровода, защищаемый одним анодом, намного больше. Так как земля в целом представляет собой хороший проводник электрического тока, а сопротивление грунта локализовано только в области, примыкающей к трубопроводу или электродам, то с помощью одного магниевого анода можно защищать до 8 км линейных трубопроводов с покрытием. Для непокрытого трубопровода соответствующее расстояние составляет 30 м.
