Влияние ингибиторов на скорость коррозии
| Добавка | Концентрация, г/л | ρ,г(м2·ч.) |
| Без добавок | - | 0,45 |
| ОЭДФХЧ | 0,05 0,01 0,005 | 0,61 0,49 0,45 |
Продолжение таблицы 7.1.
| ОЭДФтехн | 0,005 | 0,26 |
| ДПФ-1 | 0,05 0,01 0,005 | 0,67 0,66 0,5 |
| НТФ | 0,05 0,01 0,005 | 0,57 0,48 0,46 |
движения раствора относительно плоских образцов (50x20x3 мм) 1 м/с (продолжительность опытов 4 ч, 1 = 45° С) и в состоянии покоя при 24°С в течение 720 ч.
При движении коррозионной среды изученные ингибиторы солеотложения (кроме ОЭДФтехн) несколько стимулируют коррозию стали, так как препятствуют образованию на ней вторичных защитных пленок (табл. 7.1). ОЭДФтехн снижает скорость коррозии р на 42,2%.
Из табл. 7.2 видно, что ОЭДФ (0,005 г/л) обладает защитным действием, которое сохраняется в течение 30 сут., а ДПФ-1 и НТФ утрачивают защитное действие уже через 15 сут.
Таблица 7.2
Сравнительное воздействие ингибиторов на скорость коррозии
| Добавка | Концентрация, г/л | 48 ч | 96 ч | 360ч | 720 ч | ||||
| p | z | p | z | p | z | p | z | ||
| Без добавок | — | 0,0836 | — | 0,0379 | — | 0,0236 | — | 0,0320 | — |
| ОЭДФтехн | 0,01 0,005 | 0,080 | 3,3 | 0,0377 0,011 | 0,5 71 | 0,030 0,016 | -2,7 | 0,041 0,02 | -28,1 37,5 |
| ДПФ-1 | 0,01 0,005 | — | — | —0,007 | — | — 0,025 | — -6 | 0,065 0,043 | -103 -34,4 |
| НТФ | 0,005 | 0,0736 | 11,9 | 0,035 | 7,2 | 0,024 | -1,7 | 0,040 | -25 |
Примечание: 2 — степень защиты, %; опыты проводили в модельном солевом растворе № 1, содержащем СО2, при температуре 24°С (рН = 6,4).
Для обработки призабойной зоны скважин с целью предупреждения отложений солей применяют периодические задавки в призабойную зону пласта ингибиторов солеотложения. В этом случае ингибирующий состав адсорбируется на породе пласта. После запуска скважины он медленно десорби-руется с добавляемой водой, обеспечивая защиту скважины от солеотложений. Однако эта технология имеет ряд недостатков:
— невозможно управлять процессом при неравномернойдесорбции ингибитора солеотложений и выноса его из пластас добываемой жидкостью;
— теряется ингибитор из-за необратимой частичной адсорбции на породе;
— необходимы подготовительные работы (подъем ЭЦНГ пуск колонны НКТ) на скважине для закачки реагента.
Основным способом применения ингибиторов солеотложений на нефтяных месторождениях Мангышлака является периодическая закачка их в пласт по технологии, разработанной «КазНИПИнефть» на основе рекомендаций фирм-поставщиков и «БашНИПИнефть». Технология закачки заключалась в следующем.
В скважину, промытую горячей водой, подается 6-9 м3 0,02% раствора ПАВ для оттеснения фронта высокоминерализованной пластовой воды, затем расчетное количество рабочего раствора ингибитора, который продавливается в пласт продавочной жидкостью в объеме, равном суточному дебиту скважины (но не менее 40 м3), при давлении до 12 МПа. В качестве такой жидкости могут применяться газоконденсат, смесь нефти с газоконденсатом в соотношении 1:1 или 20% мицеллярные растворы гудрона, нейтрализованного аммиаком на пресной воде. Затем скважина закрывается на 24 ч для адсорбции реагента-ингибитора на породе пласта. По результатам исследования десорбции реагента периодичность обработок скважин принималась равной 3-4 месяцам. В течение этого срока содержание реагента снижалось до минимально допустимого.
ПРИМЕНЕНИЕ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ НА ТРУБАХ
Этот способ предотвращения ОМС решает комплексную задачу защиты труб от парафиноотложений и коррозии. С этой целью применяются бакелитоэпоксидные покрытия, остеклование, эмалирование, покрытия полиэтиленом.
Исследования В. П. Тронова («ТатНИПИнефть») позволили определиться с адгезионными возможностями солей и парафина к различным материалам покрытий. Наилучшими покрытиями в отношении отложений парафина являются стекло и стеклоэмалевые, а в отношении солей — полиэтиленовые. Сам парафин характеризуется нулевой адгезией по отношению к солеотложениям.
Поскольку наиболее тяжелые условия по парафиноотлож-ниям приходятся на продукцию скважин, характеризующуюся низкой обводненностью (до 30%), а интенсивные солеотло-жения наблюдаются, наоборот, при повышенной обводненности, то решать проблему комплексной защиты труб приходится в достаточно узком диапазоне условий — при обводненности от 10 до 30%. А это означает, что для комплексной защиты являются и лучшими покрытиями для защиты от коррозии.
В табл. 7.3. приведены физико-механические свойства различных покрытий. Универсальным покрытием, обладающим высокими прочностными свойствами, термостойкостью, гладкостью, коррозионной стойкостью, является стеклоэмаль.
Таблица 7.3.