CC BY
19
ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
Исследование защитного эффекта от солеотложений, накапливающихся на поверхности нефтепромыслового оборудования, с применением ингибиторов комплексного действия
Коробейникова Д. С.
Коробейникова Дарья Сергеевна / Korobeynikova Daria Sergeevna - студент магистратуры,
кафедра химических технологий, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь
Аннотация: в статье рассматривается актуальная проблема осаждения солей на поверхности нефтепромыслового оборудования. В работе исследуется эффективность защиты ингибитора комплексного действия от солеотложения. Ключевые слова: ингибитор, солеотложения, защитный эффект.
Большинство проблем, которые возникают в процессе нефтедобычи, связаны с наличием пластовых вод, которые добываются совместно с нефтью. Пластовые воды содержат минеральные соли, способные накапливаться на поверхности оборудования. Также негативное влияние оказывают содержащиеся в воде агрессивные газы, вызывающие сильную коррозию. Таким образом, это является причиной выхода из строя дорогостоящего оборудования, вследствие этого возникает потребность в ремонте и замене, а также снижается пропускная способность нефтепроводных коммуникаций.
Использование ингибиторов является наиболее эффективным способом борьбы с коррозией и солеотложением.
Подбор ингибиторной защиты скважин и оборудования:
• по агрегатному состоянию в качестве ингибиторов допускаются только порошкообразные вещества и нерасслаивающиеся жидкости. Не допускается содержание в жидкостях крупновзвешенных и оседающих примесей. Содержание нерастворимых примесей допускается не более 1%;
• ингибитор считается эффективным, если уменьшение скорости образования осадка на поверхности нагрева превышает 80 % при расходе ингибитора не более 10 мг/л;
• ингибитор должен быть термостабильным, то есть при нагреве рабочего раствора до 130 0С эффективность действия не должна быть ниже 80 %;
• выдержанность ингибитора относительно коррозионной активности должна определяться скоростью коррозии стали марки Х18Н9Т и Ст. 3 в рабочем растворе не более 0,05 мм/год [1, с. 13].
Опыт по подбору ингибиторов строился следующим образом:
Сначала составлялись различные варианты композиций ингибиторов, затем визуально анализировались, и ингибиторы, удовлетворяющие всем требованиям, помещались в морозильную камеру, где выдерживались сутки при Т=-32°С. Если при низкой температуре ингибитор не застывал, то его брали на проверку защиты от коррозии и солеотложения.
В результате наиболее подходящим стал состав:
Ингибитор коррозии:
Состав № 1 ЧАС 1730 м.К + вода + метанол (35:15:50).
Ингибитор солеотложений - 5 %-ный раствор:
Состав № 2 Хеллан-Н + вода + этиленгликоль (5 г + 85 мл + 10 мл).
В соотношении Состав № 1 + Состав № 2 = 7:3.
Для лабораторных испытаний ингибиторов солеотложения использовались методики определения эффективности ингибирования осадкообразования карбоната кальция и сульфата бария.
НАУЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ № 7 (8). 2016 | 4 |
В результате лабораторных испытаний были получены следующие результаты: Ингибитор коррозии:
Состав № 1. ЧАС 1730 м.К + вода + метанол (35:15:50). Ингибитор солеотложений - 5 %-ный раствор: Состав № 2. Хеллан-Н + вода + этиленгликоль (5 г + 85 мл + 10 мл). Состав № 1 + Состав № 2 = 7:3.
Таблица 1. Эффективность ингибитора
Соль Конц. Ингибитора, г/м3 Потрачено титранта, мл ср Эффективность ингибитора, %
СаС03 Исх 2,77
СаС03 Ко 1,19
СаС03 10 1,83 40,5
СаС03 25 1,65 29,1
СаС03 50 1,50 19,6
БаБ04 Исх 1,25
БаБ04 Ко 0,96
БаБ04 25 1,12 55 ,2
БаБ04 50 1,15 65,5
БаБ04 100 1,23 93,1
Исходя из полученных данных, мы выяснили, что данный ингибитор хорошо работает в бариевой воде. Эффективность ингибитора при концентрации 100 г/ м3 составляет более 80%, следовательно, данный ингибитор работает, но нуждается в дальнейшей доработке.
Литература
1. Хайдарова Г. Р. Ингибиторы коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования - Уфимский государственный нефтяной технический университет. Журнал Современные проблемы науки и образования, 2014. № 6.
| 5 | НАУЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ № 7 (8). 2016
