Твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии
Владельцы патента RU 2304637:
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "КУБАНЬГАЗПРОМ" (RU)
Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии. Состав содержит, мас.%: стеарат кальция 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 54,0-63,0, поливиниловый спирт марки 18/11 6,0-7,0. Технический результат: повышение эффективности защиты от коррозии внутрискважинного оборудования и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб на газоконденсатных скважинах. 1 табл.
Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии.
Известны в нефтяной и газовой промышленности ингибиторы коррозии пленочного типа: И-1А, И-1В, И-2В - сложная смесь полиалкилпиридинов. Реагенты хорошо растворяются в воде, этаноле, ацетоне, водных растворах минеральных кислот. Являются ингибиторами кислотной и сероводородной коррозии черных и цветных металлов (1) (Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. - М.: Недра, 1988, с.537).
Недостатком ингибиторов данного типа является то, что они являются реагентами, растворимыми в полярных жидкостях, но нерастворимыми в углеводородах.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является ингибитор коррозии аминного типа С17-С20. Ингибитор представляет собой 3%-ный раствор аминов в углеводородном конденсате. В воде нерастворим (1) (ТУ 2413-012-00203795-98).
Недостатком известного ингибитора является низкая эффективность защиты от коррозии внутрискважинного оборудования и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб на газоконденсатных скважинах.
Известный ингибитор вводят в виде раствора в затрубное пространство скважины, что обеспечивает эффективную защиту внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной поверхности насосно-компрессорных труб, а внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб остается слабо защищенной. На скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями необходимо увеличивать дозировку раствора ингибитора, что приводит к глушению и остановке скважины. Кроме того, жидкостью носителем аминного ингибитора является углеводородный конденсат - сильный пеногаситель. Это приводит к ухудшению выноса пластовой жидкости при эксплуатации скважин, на которых с целью интенсификации добычи применяются поверхностно-активные вещества - пенообразователи.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности защиты от коррозии внутрискважинного оборудования и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб на газоконденсатных скважинах.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что известный твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии, содержащий углеводородорастворимую соль, согласно изобретению дополнительно содержит полиэтиленоксид-4000 и поливиниловый спирт марки 18/11, а в качестве углеводородорастворимой соли содержит стеарат кальция, при следующих соотношениях компонентов, мас.%:
| Стеарат кальция | 30,0-40,0 |
| Полиэтиленоксид-4000 | 54,0-63,0 |
| Поливиниловый спирт марки 18/11 | 6,0-7,0 |
Стеарат кальция - ингибитор коррозии. Этот технический продукт, выпускаемый по ТУ 914431-001-57540377-2003, представляет смесь кальциевых солей высших алифатических изомеризованных жирных кислот. Углеводородные растворы стеарата кальция обладают свойством образовывать структуры - ассоциаты в неполярных углеводородах - мицеллярно-суспензионные системы.
Полиэтиленоксид-4000 - неионогенное поверхностно-активное вещество - пенообразователь, которое используется как связующее вещество в твердофазном составе для доставки ингибитора коррозии на забой скважины, а также служит для подъема жидкости на дневную поверхность.
Поливиниловый спирт марки 18/11 - неионогенное поверхностно-активное вещество - пенообразователь, которое используется как ПАВ-усилитель (синергист) для более эффективного выноса жидкого пластового флюида из скважин с более высоким содержанием углеводородного конденсата (до 30%) скважин с аномально-низким пластовым давлением, а также как вещество - структуризатор реологии стержня.
Защитный эффект заявляемого состава определяли в соответствии с "Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности", ООО ВНИИГАЗ, "ГАЗПРОМ", 1999 г.
Испытания проводили в динамических условиях при разных концентрациях заявляемого ингибитора при соотношении вода - углеводородный конденсат, равном 9÷1, температуре 80°С и насыщении раствора диоксидом углерода при атмосферном давлении. По окончании эксперимента гравиметрическим методом определяли скорости коррозии металла в присутствии заявленного состава.
Результаты испытаний приведены в таблице.
Эффективность действия предлагаемого твердофазного состава определяют по значениям общей скорости коррозии.
Из полученных данных видно, что наилучшую защиту от коррозии обеспечивают составы, 1, 2, 3 которые и являются оптимальными. Также данные составы наиболее технологичны в изготовлении и показывают наивысшую кратность пенообразования. Коэффициент ценообразования к=0,99.
Состав 4 нетехнологичен в изготовлении, а состав 5 не обеспечивает необходимой защиты от коррозии.
В примере 6 приведено значение скорости коррозии металла в коррозионной среде без применения ингибитора коррозии.
Твердофазные ингибиторы коррозии доставляют на забой скважины с использованием известного оборудования.
Количество стержней заявляемого ингибитора коррозии, вводимых в скважину, определяют для каждой конкретной скважины в зависимости от характеристики скважины (пластовое давление, объем выносимой жидкости, суточный дебит газа, содержание газового конденсата в пластовой жидкости) и компонентного состава природного газа.
Предлагаемый состав по сравнению с составом-прототипом позволит повысить эффективность защиты внутренней поверхности насосно-компрессорных труб от углекислотной коррозии, в том числе на скважинах с низкими и аномально низкими давлениями.
Применение твердофазного ингибитора имеет преимущество по сравнению с прототипом: снижаются материальные, финансовые и трудозатраты на доставку ингибитора в скважину.
| Таблица | |||||
| № примера | Состав, мас.% | Концентрация предлагаемого состава в коррозионной среде, мас.% | Скорость общей коррозии, мм/год | ||
| Стеарат кальция | Полиэтиленоксид-4000 | Поливиниловый спирт | |||
| 1. | 30,0 | 63,0 | 7,0 | 0,01 0,1 0,2 | 1,55 0,76 0,34 |
| 2. | 40,0 | 54,0 | 6,0 | 0,01 0,1 0,2 | 1,17 0,42 0,20 |
| 3. | 35,0 | 59,0 | 6,0 | 0,01 0,1 0,2 | 1,26 0,48 0,29 |
| 4. | 45,0 | 50,0 | 5,0 | 0,01 0,1 0,2 | 1,05 0,35 0,15 |
| 5. | 25,0 | 67,0 | 8,0 | 0,01 0,1 0,2 | 1,72 0,95 0,48 |
| 6. | - | - | - | - | 2,04 |
Твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии, содержащий углеводородорастворимую соль, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиэтиленоксид-4000 и поливиниловый спирт марки 18/11, а в качестве углеводородорастворимой соли содержит стеарат кальция, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| стеарат кальция | 30,0-40,0 |
| полиэтиленоксид-4000 | 54,0-63,0 |
| поливиниловый спирт марки 18/11 | 6,0-7,0 |
