Способ ингибиторной обработки трубопровода
Владельцы патента RU 2747601:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Уренгой" (RU)
Изобретение относится к способам ингибирования коррозии металлического материала путем обработки поверхности, подвергающейся опасности коррозии, с помощью добавления ингибитора к раствору и периодической обработкой им трубопроводов. Способ включает предварительную подготовку раствора ингибитора коррозии в емкости, расположенной на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин, остановку работы скважины, стравливание газа из обрабатываемого участка трубопровода, подключение передвижной насосной установки к обрабатываемому участку через концевое соединение задавочной линии и открытие задвижки задавочной линии. Далее выполняют закачивание раствора через задавочную линию скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода, закрывают задвижку задавочной линии, останавливают насосную установку и отсоединяют ее от задавочной линии. Для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода в газосборный коллектор. После выполнения продувки скважину вновь останавливают, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки, затем трубопровод запускают в работу. Технический результат: создание способа ингибиторной обработки, обеспечивающего длительное действие пленки ингибитора коррозии при снижении металлоемкости оборудования и сокращении времени на проведение технического обслуживания и текущего ремонта трубопроводов и оборудования. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 ил.
Изобретение относится к способам ингибирования коррозии металлического материала путем обработки поверхности, подвергающейся опасности коррозии, с помощью добавления ингибитора к раствору и периодической обработкой им трубопроводов, что обеспечивает их коррозионную защиту и снижает трудозатраты на проведение технического обслуживания и текущего ремонта трубопроводов и оборудования, контактируемого с коррозионно-агрессивной средой.
Из уровня техники известны различные технические решения [RU 2242586, опубликовано 20.12.2004, RU 2312208, опубликовано 10.12.2007, RU 2572873, опубликовано 20.01.2016, RU 2576423, опубликовано 10.03.2016, RU 2676779 опубликовано 11.01.2019], предназначенные для ингибиторной обработки трубопроводов.
Недостатками известных решений являются следующие:
- высокая металлоемкость оборудования, связанная с необходимостью монтажа емкости хранения, а также установки дозирующих насосов для каждой скважины;
- дополнительные трудозатраты на техническое обслуживание и текущий ремонт емкости хранения ингибитора и насосов;
- необходимость применения оборудования с высоким энергопотреблением, в частности дозировочных насосов на кустах скважин, что потребует строительства ЛЭП и ее последующего обслуживания.
Наиболее близким техническим решением к заявленному способу и выбранным в качестве прототипа является способ централизованной подачи в скважины куста и точек технологической схемы установок подготовки газа раствора ингибитора в высококонцентрированном метаноле [Легезин, Н.Е. Противокоррозионная защита систем добычи, сбора и транспорта природного газа с применением ингибиторов: диссертация… доктора технических наук: 05.17.14. - Москва, 1998. - стр. 204].
Недостатками прототипа являются его низкая эффективность, обусловленная тем, что он предусматривает применение специальной стационарной установки приготовления растворов ингибиторов, узел их распределения и дозировки, а также дополнительные протяженные трубопроводы от установки до точки ввода ингибиторов. Кроме того, способ не учитывает, что скважины даже одного месторождения, как правило, существенно отличаются по интенсивности коррозионных процессов.
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа ингибиторной обработки, обеспечивающего длительное действие пленки ингибитора коррозии при снижении металлоемкости оборудования и сокращении времени на проведение технического обслуживания и текущего ремонта трубопроводов и оборудования.
Способ ингибиторной обработки трубопровода включает в себя предварительное измерение скорости коррозии скважины для определения периодичности ингибиторных обработок и проведение периодической обработки трубопровода, путем нанесения защитной пленки ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность труб. При этом предварительно готовят раствор ингибитора коррозии в емкости, расположенной на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин, а перед началом подачи раствора останавливают работу скважины посредством закрытия надкоренной задвижки. Далее закрывают задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода, открывают задвижку байпасной линии и стравливают газ из упомянутого участка трубопровода. Подключают передвижную насосную установку для кислотной обработки скважин к обрабатываемому участку трубопровода через концевое соединение задавочной линии и открывают задвижку задавочной линии. Насосом передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин закачивают раствор ингибитора коррозии через задавочную линию скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода, которое устанавливают по появлению раствора ингибитора в задвижке байпасной линии, после чего задвижку задавочной линии закрывают, а передвижную насосную установку останавливают и отсоединяют от задавочной линии. Для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода в газосборный коллектор путем запуска скважины в работу, открывая задвижку, установленную на конце упомянутого участка и надкоренную задвижку, закрыв при этом задвижку байпасной линии. После выполнения продувки скважину вновь останавливают, закрывая задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода и надкоренную задвижку, открывая при этом задвижку байпасной линии, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки, затем трубопровод запускают в работу посредством открытия задвижки, установленной на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренной задвижки, закрыв при этом задвижку байпасной линии.
Положительный технический результат, обеспечиваемый раскрытой выше совокупностью признаков способа, заключается в снижении металлоемкости оборудования и затрат на проведение технического обслуживания трубопровода за счет отсутствия необходимости строительства дополнительного трубопровода от емкости хранения ингибитора коррозии до точки его ввода в обслуживаемый трубопровод и установки дозирующих насосов. Положительный технический результат заключается также и в повышении времени воздействия защитной пленки за счет последовательности проведения каждой из описанных выше операций ингибиторной обработки трубопровода.
Изобретение поясняется чертежом, где на фигуре приведена схема осуществления способа на этапе наполнения обрабатываемого участка трубопровода раствором ингибитора коррозии.
Способ ингибиторной обработки трубопровода осуществляют следующим образом.
Предварительно готовят раствор ингибитора коррозии в метаноле (РИК-20), вводя в метанол ингибитор коррозии, используя для этого емкость, расположенную на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин 1. При этом массовая доля метанола составляет 80%, а ингибитора коррозии - 20%. В качестве ингибитора коррозии может использоваться любой известный раствор, применяемый для защиты нефтепромыслового оборудования от углекислотной коррозии.
Перед началом подачи раствора останавливают работу скважины посредством закрытия надкоренной задвижки 2. Закрывают задвижку 3, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода 4, открывают задвижку 5 байпасной линии 6, стравливая газ из обрабатываемого участка трубопровода 4. Подключают передвижную насосную установку для кислотной обработки скважин 1 к обрабатываемому участку трубопровода 4 через концевое соединение 7 задавочной линии 8, которое может быть выполнено, например, в виде быстроразъемного соединения, и открывают задвижку 9 задавочной линии 8. Насосом передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин 1 закачивают раствор ингибитора коррозии через задавочную линию 8 скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода 4, которое устанавливают по появлению раствора ингибитора в задвижке 5 байпасной линии 6, после чего задвижку 9 задавочной линии 8 закрывают, а передвижную насосную установку 1 останавливают и отсоединяют от задавочной линии 8.
Для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе в течение одного часа, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода 4 в газосборный коллектор (на фигуре условно не показан) путем запуска скважины в работу, открывая задвижку 3, установленную на конце упомянутого участка и надкоренную задвижку 2, закрыв при этом задвижку 5 байпасной линии 6. После выполнения продувки скважину вновь останавливают, закрывая задвижку 4, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода и надкоренную задвижку 2, открывая при этом задвижку 5 байпасной линии 6, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки в течение 30 мин, затем трубопровод запускают в работу посредством открытия задвижки 4, установленной на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренной задвижки 2, закрыв при этом задвижку 5 байпасной линии 6.
В рамках подбора оптимальной концентрации, времени проведения каждой операции и периодичности обработки трубопроводов на объектах ООО «Газпром добыча Уренгой» были проведены следующие работы.
Подобрана оптимальная концентрация раствора ингибитора коррозии в метаноле посредством экспериментальных лабораторных исследований в среде, подобной реальной, характерной для ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (таблица 1).
В соответствии с вышеуказанными данными оптимальной концентрацией, обеспечивающей длительное последействие пленки и минимальное потребление ингибитора коррозии, является 20%.
Определенно необходимое время выдержки РИК-20 в трубе посредством проведения промысловых испытаний с различным временем выдержки РИК-20 без проведения операции выдержки трубопровода без давления для закрепления пленки. Промысловые испытания проводились на скважине, имеющей фоновую скорость коррозии равную 1,7 мм/год (таблица 2).
В соответствии с приведенными выше данными оптимальным временем выдержки РИК-20 в трубе, обеспечивающим длительное последействие пленки и минимальное время простоя скважины (время выдержки РИК-20 в трубе), является 60 мин (1 час).
Определенно время простоя трубы от работы после проведения операции по выдержке РИК-20 в трубе, необходимое для закрепления защитной пленки. Промысловые испытания проводились на скважине, имеющей фоновую скорость коррозии равную 1,7 мм/год.
В соответствии с приведенными выше данными оптимальным временем отстаивания трубы от работы после проведения операции по выдержке РИК-20 в трубе и ее опорожнения, обеспечивающим длительное последействие пленки и минимальное время простоя скважины (время выдержки РИК-20 в трубе), является 30 мин.
Определена периодичность обработки труб в зависимости от фоновых скоростей коррозии, то есть скоростей коррозии в отсутствии подачи ингибитора коррозии (таблица 4).
В соответствии с приведенными выше данными оптимальная периодичность ингибиторных обработок составляет:
- для скважин с измеренными скоростями коррозии более 0,5 мм/год - один раз в неделю;
- для скважин с измеренными скоростями коррозии от 0,25 до 0,5 мм/год
- один раз в две недели;
- для скважин с измеренными скоростями коррозии от 0,1 до 0,25 мм/год
- один раз в месяц.
Таким образом, предложенный в настоящей заявке способ представляет собой эффективный технологический процесс, обеспечивающий надежную противокоррозионную защиту трубопроводов и оборудования, контактирующих с коррозионно-агрессивной средой, а приведенные выше результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний позволили определить оптимальные концентрации ингибитора коррозии в растворе и периодичность обработки трубопроводов.
1. Способ ингибиторной обработки трубопровода, включающий предварительное измерение скорости коррозии скважины и проведение периодической обработки трубопровода путем нанесения защитной пленки ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность труб, отличающийся тем, что предварительно готовят раствор ингибитора коррозии в емкости, расположенной на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин, а перед началом подачи раствора останавливают работу скважины посредством закрытия надкоренной задвижки, далее закрывают задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода, открывают задвижку байпасной линии и стравливают газ из упомянутого участка трубопровода, подключают передвижную насосную установку для кислотной обработки скважин к обрабатываемому участку трубопровода через концевое соединение задавочной линии и открывают задвижку задавочной линии, насосом передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин закачивают раствор ингибитора коррозии через задавочную линию скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода, которое устанавливают по появлению раствора ингибитора в задвижке байпасной линии, после чего задвижку задавочной линии закрывают, а передвижную насосную установку останавливают и отсоединяют от задавочной линии, для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода в газосборный коллектор путем запуска скважины в работу, открывая задвижку, установленную на конце упомянутого участка, и надкоренную задвижку, закрыв при этом задвижку байпасной линии, после выполнения продувки скважину вновь останавливают, закрывая задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренную задвижку, открывая при этом задвижку байпасной линии, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки, затем трубопровод запускают в работу посредством открытия задвижки, установленной на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренной задвижки, закрыв при этом задвижку байпасной линии.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе в течение одного часа.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для закрепления защитной пленки отстаивание трубопровода выполняют в течение 30 мин.
