Способ ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов

Изобретение относится к области защиты от внутренней коррозии нефтепромысловых трубопроводов. Способ включает непрерывное дозирование ингибитора коррозии в поток нефтепромысловой жидкости, при этом ингибитор коррозии предварительно смешивают с пластовой водой нефтяного месторождения в соотношении (1-2):(2-3) с получением раствора или эмульсии. Технический результат: повышение защитного эффекта на нижней образующей трубы при одновременном повышении экономичности в расходе ингибиторов коррозии, а также возможность обеспечения ингибиторной защиты участков трубопроводов, расположенных в непосредственной близости от точки ввода ингибитора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Настоящее изобретение относится к области защиты от внутренней коррозии нефтепромысловых трубопроводов и касается способа ингибиторной защиты от коррозии.

Известны способы ингибиторной защиты (Бикчурин И.И. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., Казань, КГТУ, 2005 г.), заключающиеся в прокачке порции ингибитора коррозии (ударные дозировки), заключенного между двумя скребками с целью покрытия внутренней поверхности трубы слоем ингибитора. Недостатками таких способов ингибиторной обработки являются:

- невозможность обработки трубопроводов, составленных из труб разного диаметра или не оборудованных камерами пуска/приема скребков/снарядов;

- неэкономичность в расходе ингибитора и, соответственно, стоимость обработки на 1 т нефтепромысловой жидкости;

- необходимость временных остановок прокачки нефтепромысловых жидкостей и нефти, что отрицательно сказывается на общей экономической эффективности процесса добычи и транспортировки нефти.

В качестве наиболее близкого к заявляемому объекта сравнения выбирается способ по заявке РФ №92012684/02, МКИ С 23 F 11/04, опубликовано 27.12.96. Бюл. №36), заключающийся в постоянном вводе ингибитора на основе 2-имидазолина в количестве 0,01-0,15 г/л в углекислотную сероводосодержащую среду для защиты нефтегазопромыслового оборудования.

Техническим результатом изобретения является повышение защитного эффекта ингибиторов коррозии на нижней образующей трубы, при одновременном повышении экономичности в расходе ингибиторов коррозии.

Технический результат достигается тем, что в качестве дозируемого в поток нефтепромысловой жидкости реагента используется эмульсия (или раствор) ингибитора коррозии в пластовой (минерализованной) воде. Способ ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов включает непрерывное дозирование ингибитора коррозии в поток нефтепромысловой жидкости, при этом ингибитор коррозии предварительно смешивают с пластовой водой нефтяного месторождения в соотношении (1-2):(2-3) с получением раствора или эмульсии.

Дополнительно в раствор или эмульсию ингибитора коррозии в пластовой воде может быть добавлен «утяжелитель» - соль Са++ и/или Ва++ до плотности 1.062-1.15 г/см³.

Благодаря большей плотности таким образом предварительно приготовленного реагента достигается эффект более полного и быстрого по времени распределения ингибитора в водную фазу через слой нефти и водонефтяной эмульсии. Это позволяет достичь большего эффекта в более короткие по времени сроки.

Способ ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов реализуется следующим образом.

Ингибитор коррозии совмещают с пластовой водой, например, в соотношении 2:3 путем предварительного диспергирования в установке УНБ-200×32 или в агрегате для кислотной обработки скважин СИН32.02. При этом соотношение ингибитор коррозии - пластовая вода может варьироваться в интервале (1-2):(2-3), что позволяет получать эмульсии как прямого (масло в воде), так и обратного (вода в масле) типа либо раствор, если ингибитор коррозии содержит растворитель, смешиваемый с водой.

Полученную эмульсию подают дозирующими насосами в нефтепромысловый трубопровод. Перераспределение («доставка») ингибитора коррозии к нижней образующей трубы происходит быстрее и в большем количестве, чем при вводе чистого (не смешанного с пластовой водой) ингибитора коррозии, чем обеспечивается достижение указанного технического результата.

Благодаря предварительному «утяжелению» солью эмульсия ингибитора коррозии перераспределяется в системе «нефть-нефтяная эмульсия-вода» к нижней образующей трубы в водную фазу без значительных потерь на растворение ингибитора коррозии в нефти и нефтяной эмульсии.

Сравнительные испытания эмульсий и растворов ингибитора коррозии проводили в лабораторных условиях по методике "пузырькового теста" (Bubble - Test) с использованием стандартных средств NACE (3% NaCl в воде). Измерение скорости коррозии проводили прибором - коррозиметр Corrater RSC 9000 + фирмы Rohrback Cosasco.

Результаты сравнительных испытаний приведены в табл.1.

Таблица 1
	Пример 1	Пример 2	Пример 3	Пример 4
Марка ингибитора коррозии	Нефтехим-3	Витор	Petrolen T2	Нефтехим-3
Соотношение ингибитор-пластовая вода	10:2	1.5:2.5	2:3	1
Дозировка в пересчете на чистый ингибитор, мг/л	25	25	25	25
Защитный эффект, %	85%	90%	88%	80%
Время достижения макс. защитного эффекта, мин	45	30	35	90

Пример 1.

Использовали ингибитор коррозии Нефтехим-3 (производство ЗАО Опытный, завод Нефтехим г.Уфа по ТУ 2415-001-00151816-94 изменения 1-4). Брали 1 часть (30 мл) (мас.) ингибитора Нефтехим-3 и 2 части пластовой воды Холмогорского месторождения, разрабатываемого компанией Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз (минерализация 16-40 г/дм³). Вышеуказанные жидкости помещали в стеклянную емкость 200 мл с герметично закрывающейся крышкой и энергично встряхивали в течение 5 минут. Полученная эмульсия микрошприцем дозировалась в сосуд "пузырькового теста" в количестве 75 мкл. Степень защиты 85% достигалась за 45 минут.

Пример 2.

Брали 1.5 части (45 мл) ингибитора коррозии Викор (ТУ 2458-238-00203312-2004), 2.5 части (75 мл) пластовой воды месторождения Суторминское, разрабатываемого компанией Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз (общая минерализация - 17 г/дм³).

Полученный раствор микрошприцем дозировался в сосуд "пузырькового теста" в количестве 60 мкл.

Степень защиты 90% достигалась за 30 минут проведения теста.

Пример 3.

Брали 2 части (60 мл) ингибитора коррозии Petrolen T2 (по патенту РФ 2219288) (90 мл) и 3 части пластовой воды Холмогорского месторождения, утяжеленной до плотности 1.062 добавкой хлорида кальция (или барита).

Полученный раствор микрошприцем дозировался в сосуд "пузырькового теста" в количестве 90 мкл (соотв. 25 мкл чистого ИК). Степень защиты 88% достигалась за 35 минут проведения теста.

Пример 4 (по прототипу).

Брали ингибитор коррозии Нефтехим-3 (по ТУ 2415-001-00151816-94). Ингибитор коррозии Нефтехим-3 дозировали в сосуд "пузырькового теста" в количестве 25 мкл.

Степень защиты 80% достигается за 1.5 часа проведения теста.

Таким образом, предложенный способ ингибиторной защиты позволяет достичь повышенный защитный эффект 85-90% в сравнении с прототипом, а также ускорить время достижения такого эффекта.

Дополнительным преимуществом заявляемого способа является возможность обеспечения ингибиторной защиты участков нефтепромысловых трубопроводов, расположенных в непосредственной близости от точки ввода ингибитора.

1. Способ ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов, включающий непрерывное дозирование ингибитора коррозии в поток нефтепромысловой жидкости, отличающийся тем, что ингибитор коррозии предварительно смешивают с пластовой водой нефтяного месторождения в соотношении (1-2):(2-3) с получением раствора или эмульсии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в раствор или эмульсию ингибитора коррозии в пластовой воде добавляют соли Са++ и/или Ва++ до плотности 1,062-1,15 г/см³.