CC BY
100
КОРРОЗИЯ
УДК 620.193
Исследование защитных свойств ингибитора коррозии Напор-1012 в условиях повышенного содержания сульфида железа в нефтепромысловых средах
Н.С. Булдакова
к.х.н., ведущий инженер ОМТП [email protected]
О.А. Овечкина
заместитель директора по ИД [email protected]
Ю.В. береснева
инженер 1 кат. КЛ [email protected]
В.К. миллер
к.х.н., инженер 1 кат. ОМТП [email protected]
Н.В. Новикова
инженер 2 кат. ОМТП [email protected]
ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», Ижевск, Россия
В условиях коррозионной агрессивности добываемой жидкости на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» отмечается повышенное количество отказов скважинного оборудования на защищаемом фонде. Одной из причин снижения эффективности ингибиторов коррозии является наличие в попутно-добываемой воде сульфида железа. В статье рассматривается возможное влияние присутствия FexSy на степень защиты водорастворимого ингибитора марки Напор-1012. Установлено, что вне зависимости от модели пластовой воды появление в системе сульфида железа сопровождается значительным ростом скорости коррозии металла, что объясняется
В настоящее время на большинстве месторождений Удмуртии вместе с нефтью добывается более 80% минерализованной воды, которая вызывает сильное коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования (НПО). Основным решением по борьбе с коррозией является применение ингибиторов (ИК). При этом на защищаемом фонде скважин отмечается значительное количество отказов НПО по причине коррозии, что обусловлено перечнем факторов, способствующих снижению эффективности ин-гибиторной защиты на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» [1]. На фоне интенсивной сероводородной коррозии наблюдается увеличение в добываемой жидкости взвешенных частиц, преимущественно представленных сульфидом железа [2].
Присутствие FeхSy оказывает влияние на антикоррозионную защиту. С одной стороны, отложения сульфида железа на стенках НПО образуют с металлической поверхностью гальваническую пару, тем самым в значительной степени усиливают коррозионное разрушение металла. С другой стороны, образуемые сульфидом отложения
препятствуют проникновению ингибитора коррозии к поверхности оборудования, что делает невозможным образование равномерной защитной пленки реагента. Также взвешенные в добываемой жидкости частицы сульфида могут адсорбировать ингибитор коррозии, препятствуя его оседанию на поверхности НПО и способствуя выносу ингибитора потоком нефтепромысловых сред. [3]. Учитывая перечисленные факторы, необходимо при подборе дозировки ингибитора коррозии, обеспечивающей степень защиты не менее 90%, проводить лабораторное тестирование реагента на моделях пластовых вод, содержащих сульфид железа в количестве, соответствующем реальным условиям. Данный подход позволит более корректно подойди к вопросу подбора оптимальной дозировки, обеспечивающей требуемый уровень ингибиторной защиты, что в свою очередь повысит эффективность антикоррозионной защиты и сократит отказы НПО на осложненном фонде скважин.
С целью установления эффективных дозировок ингибитора коррозии применительно к условиям месторождений ОАО
Единица измерения
Результат испытаний
соответствует
Показатель
Внешний вид
Плотность при 20°С
Аминное число
Массовая доля фосфора
Массовая доля активного вещества
Температура застывания
Кинематическая вязкость при 20°С
Кинематическая вязкость при минус 40°С (значение получено расчетным способом)
Таб. 1 — Физико-химические свойства ингибитора коррозии-бактерицида Напор-1012
г/см3
мгНС104/г
%
% °С
мм2/с мм2/с
0,822 48,25 1,48 19,2
при минус 50 не застыл
1,309 4,624
Норматив по ТУ [4]
однородная жидкость бесцветная или от светло-желтого до коричневого цвета
не нормируется
не менее 45
не менее 1,2
не менее 18
не выше минус 50
не нормируется
не нормируется
Физико-химические свойства и растворимые компоненты модельной среды
Таб. 2 — Состав модельных сред месторождений ОАО «Удмуртнефть»
FeS ,
месторождение минерализация, Плотность, pн НСО3-, Ca2+, Mg2+, Na+ + so42-, а-, мг/
г/дм3 г/см3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3
Мишкинское 70 1,045 7,2 427 6745 2479 8444 1989 49634 70 50
Лиственское 212 1,141 6,8 209 13747 4108 62149 550 131619 80 10
Киенгопское 147 1,095 7,2 162 9063 2686 41769 1199 87303 45 10
Чутырское 123 1,080 7,1 267 8291 1975 36085 1653 74699 90 10
не только образованием гальванических пар между осадком и металлической поверхностью оборудования, но и частичной адсорбцией реагента на поверхности дисперсных частиц сульфида. Определены удельные дозировки ингибитора коррозии для модельных вод четырех месторождений с различным содержанием сульфида железа.
материалы и методы
Гравиметрический метод определения защитного действия ингибиторов коррозии.
Ключевые слова
осложнения при добыче нефти, коррозия, ингибитор коррозии, сульфид железа, адсорбция
«Удмуртнефть» с высоким содержанием сульфида железа в промысловых средах был выбран водорастворимый ИК марки На-пор-1012 (ТУ 2458-025-12966038-2010). Реагент представляет собой смесь четвертичной пиридиниевой соли, неионогенного ПАВ и катионоактивного фосфорсодержащего ПАВ в смеси органических растворителей [4]. Основные физико-химические свойства данного ингибитора представлены в таб. 1.
При установлении эффективности ИК в сероводородсодержащих средах пользовались гравиметрическим методом, заключающимся в определении в одних и тех же условиях потери массы металлических образцов за время их пребывания в ингибированной и неингибированной средах с последующей оценкой защитного действия ИК [5]. В лабораторных условиях установление эффективности действия ингибиторов проводили на моделях пластовых вод четырех нефтяных месторождений ОАО «Удмуртнефть», отличающихся компонентным составом, содержанием сероводорода и сульфида железа (таб. 2). В качестве образцов свидетелей использовали плоские пластины в соответствии с требованиями ГОСТ Р 9.905-2007 [6]. Среднюю скорость коррозии рассчитывали по потере массы образцов после 6 часов испытаний в динамическом режиме. Определение эффективной дозировки ингибиторов проводили согласно методическим указаниям ПАО «НК «Роснефть» [7].
Непосредственно перед испытанием к модели пластовой воды, содержащей сульфид железа, в двугорлый сосуд через нижний отвод вводили шприцем концентрированный раствор соли железа в объеме, обеспечивающем необходимое содержание ионов железа в растворе с целью последующего образования РехБу в требуемой концентрации. Затем аналогично дозировали насыщенный раствор сероводорода в объеме, обеспечивающем необходимую для создания условий испытания концентрацию
Рис. 1 — Эффективность действия Напор-1012 в модельных средах нефтяных месторождений ОАО «Удмуртнефть», содержащих сульфид железа
месторождение Концентрация Скорость коррозии в
Мишкинское Лиственское Киенгопское Чутырское
FeхSy, мг/дм3
50 10 10 10
отсутствии FeхSy, мм/год
0,181 0,120 0,134 0,126
Скорость коррозии в присутствии FeхSy, мм/год
0,384
0,150
0,176
0,151
коррозионно-агрессивного компонента, учитывая расход Н2Б на образование сульфида железа.
Критерием оценки являлось определение скорости коррозии и расчет эффективности ингибитора. Скорость коррозии (Кор) в мм/год вычисляли по формуле:
где т1 — масса образца до испытания, г; т2 — масса образца после испытания, г; 5 — площадь поверхности образца, м2; т — время испытания, ч.
Эффективность © в процентах рассчитывали по формуле:
Таб. 3 — Скорость коррозии стальных образцов в модельных средах, содержащих сульфид железа
тз
где т1 — потеря массы образца после испытания в неингибированной среде, г; т2 — потеря массы образца после испытания в ингибированной среде, г; т3 — потеря массы образца после травления и обработки, г.
В отсутствии сульфида железа в модельной сероводородсодержащей среде скорость коррозии стальных образцов в зависимости от химического состава вод исследуемых месторождений варьируется в диапазоне от 0,120 до 0,181 мм/год. Моделирование формирования осадка сульфида железа в средах нефтяных месторождений приводит к росту скоростей коррозии стальных образцов. В случае модельной среды Мишкинского месторождения, где содержание РехБу значительно и достигает 50 мг/дм3, скорость коррозии возрастает в 2,1 раза. Полученные результаты скоростей коррозии образцов на средах других месторождений, содержащих РехБу, представлены в таб. 3.
Рост значения скорости коррозии в присутствии сульфида железа влияет на изменение степени защиты реагента.
В модельной пластовой воде, не содержащей РехБу, дозировка рассматриваемого реагента, обеспечивающая эффективность защитного действия ингибитора 90%, составляет 20-30 мг/дм3 в зависимости от химического состава сред месторождений. Установлено, что введение в исследуемые системы сульфида железа не позволяет достичь требуемой степени защиты для указанных дозировок реагента Напор-1012. При этом, чем больше содержание взвешенных частиц, тем ниже эффективность реагента и, следовательно, требуется значительное повышение дозировки ИК. Для рассматриваемых моделей пластовых вод Киенгопского, Лиственского и Чутырского месторождений, содержащих по 10 мг/дм3 РехБу, достижение необходимого уровня защиты обеспечивается дозировками реагента 250 мг/дм3, 300 мг/дм3 и 450 мг/дм3 соответственно (рис. 1). Полученные значения превышают первоначальные дозировки ингибитора минимум в 10 раз. Для условий Мишкинского месторождения, с наибольшим содержанием сульфида железа (50 мг/ дм3) эффективная ингибиторная защита достигается лишь при концентрации 500 мг/ дм3. Полученные значения степени защиты ИК еще раз подтверждают существенное влияние присутствия сульфида железа в пластовой жидкости.
Для оценки возможной степени адсорбции ингибитора на РехБу проведены лабораторные испытания. Определение количества адсорбированного реагента на поверхности сульфида железа рассчитывали по разности его концентраций в объеме модельной воды в отсутствии взвешенных частиц и при введении сульфида железа после интенсивного перемешивания в течение определенного времени. Остаточное содержание реагента определялось согласно методике, представленной в ТУ на реагент [4], после интенсивного перемешивания растворов при частоте вращения магнитной мешалки 500 мин-1 без доступа кислорода в течение 5 часов и статического отстоя — 16 часов. Во избежание попадания в анализируемый раствор частиц с адсорбированным на них ингибитором пробу предварительно фильтровали через проницаемый для ингибитора фильтр.
Содержание ингибитора коррозии На-пор-1012 определяли фотометрическим методом, основанным на окислении фос-форорганических соединений до ортофос-фатов и последующем их взаимодействии с молибдатом аммония в кислой среде в присутствии восстановителя с образованием молибденового комплекса, окрашенного в синий цвет [4].
Результаты экспериментов по установлению адсорбционного эффекта ИК на поверхности сульфида железа представлены на рис. 2.
При любой исследуемой дозировке ингибитора коррозии отмечается прямая
зависимость между уменьшением содержания ингибитора коррозии в отфильтрованных от сульфида пробах и ростом количества сульфида железа в них. В условиях содержания сульфида 10 мг/дм3, что в среднем характерно для Лиственского, Киенгопского и Чутырского месторождений, и при базовой дозировке реагента 20 мг/дм3, установленной в отсутствии РехБу, адсорбированная часть ингибитора составляет 38,5%. Для модельной воды Мишкинского месторождения (50 мг/дм3 РехБу) данный показатель равен 61,0%. Для ингибитора коррозии Напор-1012 с эффективной дозировкой 500 мг/дм3, установленной для защиты оборудования на Мишкинском месторождении, отмечаются схожие зависимости.
Необходимо отметить, что в присутствии сульфида железа в пластовой жидкости эффективную дозировку ингибитора коррозии Напор-1012 нельзя рассчитать простым повышением базовой дозировки реагента, установленной без учета содержания РехБу в минерализованной среде, на величину адсорбированной части реагента поверхностью частиц осадка. Результаты проведенных исследований позволяют сделать заключение о том, что влияние сульфида железа на антикоррозионную защиту, в первую очередь, связано не с адсорбцией реагента, а с образованием гальванических пар между осадком и металлической поверхностью оборудования.
Ноябрьский выпуск
Available on the
Арр Store
НЕФТЬ ГАЗ
ЭКСПОЗИЦИЯ
ЛУКОЙЛ - 25 лет
ГАЗПРОМ
•НОВАТЭК
¡ГПра^щмадпсдгргови» природного газа;
Isffif РОСНЕФТЬ
■92 MTSRUS 9
^ декабрь пт, 2 дек.
15:10 1 О t S3 I
m а +
Будущий облик мировой энергетики:...
V Магаил
OIL and GAS Turkmenistan
| Ашхабад
чт, 8 дек.
MC. д.н» НЕФТЕ ГАЗШ ЕЛЬФ
пссь день OIL and GAS Turkmenistan
I Ашхабад
пт, 9 дек.
ОКвДОиь Здравый смысл. Рейтинг экологии еск... мвб день OIL and GAS Turkmenistan cp, 14 дек.
11-ая Международная Энергетическа...
Трубопроводный транспорт. Теория и... ср, Вфевр.
не»день Трубопроводный транспорт. Теория и...
Сегодня Календари Входящие
О
Рис. 2 — Адсорбция ингибитора Напор-1012 на поверхности сульфида железа в зависимости от дозировки реагента: 20 мг/дм3 (а) и 500 мг/дм3 (б)
Итоги
Проведено исследование по определению защитных свойств ингибитора коррозии На-пор-1012 в нефтепромысловых средах, содержащих сульфид железа, а также по установлению адсорбционного эффекта данного реагента на поверхности дисперсных частиц сульфида.
Выводы
1. Коррозионная агрессивность пластовой жидкости зависит не только от ионного состава минерализованной воды, количества растворенных корозионно-агрессив-ных газов, биозараженности сред суль-фатвосстанавливающими бактериями, но и от содержания сульфида железа.
2. Наличие сульфида железа в добываемой жидкости усугубляет коррозионные процессы, это следует учитывать при подборе ингибиторов коррозии, предназначенных
для защиты внутрискважинного оборудования и трубопроводов.
3. Ингибитор коррозии Напор-1012 адсорбируется на поверхности сульфида железа, что приводит к увеличению дозировок реагента, необходимых для эффективной защиты нефтепромыслового оборудования.
Список литературы
1. Тощевиков Л.Г., Миллер В.К., Садиоков Э.Е., Назаров Д.А. Решение проблемы коррозии гно малодебитного фонда скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2015. №5. С. 39-42.
2. Миллер В.К., Булдакова Н.С., Овечкина О.А., Коробейникова Е.Ю. Предотвращение образования сложных железосодержащих осадков в процессе добычи обводненной нефти // Экспозиция Нефть Газ, 2016. № 4. С. 32-35.
3. Фаритов А.Т. Худякова Л.П.,
Рождественский Ю.Г., Шестаков А.А. и др. Влияние осадков механических примесей и отложений продуктов коррозии на защитную способность ингибиторов // Нефтяное хозяйство. 2014. №6. С. 116-121.
4. ТУ 2458-025-12966038-2010. Ингибитор коррозии-бактерицид Напор-1012.
5. ФР.1.31.2005.01710. МВИ Ингибиторы коррозии. Определение защитного действия гравиметрическим методом. Казань: Напор, 2005. 13 с.
6. ГОСТ Р 9.905-2007. Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.
7. МУК. Единые технические требования по основным классам химических реагентов. Москва: НК «Роснефть», 2016. 183 с.
ENGLISH
CORROSION
The study of protective properties of corrosion inhibitor Napor-1012 head in a high content of iron sulfide in oilfield environments
Authors:
Nadezhda S. Buldakova — lead engineer; NSBuldakova @udmurtneft.ru
Olga A. Ovechkina — deputy director for production engineering; [email protected]
Julia V. Beresneva — 1st category engineer; [email protected]
Veronika K. Miller —Ph.D., 1st category engineer; [email protected]
Nadezhda V. Novikova — 2nd category engineer; [email protected]
UDC 620.193
JSC "Izhevsk Oil Research Center", Izhevsk, Russian Federation
Abstract
In the context of the corrosiveness of the fluid produced in the oil fields of "Udmurtneft" noted an increased number of failures downhole equipment on the productive fund. One of reason for reducing the effectiveness of corrosion inhibitors is the presence of iron sulfide in produced water. The article discusses the possible impact of the presence of FexSy on protection of water-soluble inhibitor of the brand Napor-1012. It is found that regardless of the type of formation water the of appearance the iron sulfide in system is accompanied by a significant increase of the corrosion rate of the metal, which is explained not only by the formation of galvanic couples between the precipitate and the metal surface of the equipment, but also the partial adsorption of reagent on surface of dispersed sulfide particle. In this work was determined the specific
dosage of corrosion inhibitor for the treatment model four fields with different content of iron sulfide.
Materials and methods
Gravimetric method for determining the protective action of corrosion inhibitors.
Results
The study to determine the protective properties of the corrosion inhibitor Napor-1012 pressure in oilfield environments containing iron sulphide was conducted. Also the aim of that study was established the effect of adsorption on the surface of the dispersed reagent sulfide particles.
Conclusions
1. Corrosion activity of reservoir fluid is dependent not only on the ionic
composition of the briny water, the amount of dissolved corrosion activity gases, environments bio-contamination by sulfate reducing bacteria, but also on the content of iron sulfide.
2. The presence of iron sulfide in the produced fluid exacerbates corrosion processes.
It's should be taken into account in the selection of corrosion inhibitors designed to protect downhole equipment and pipelines.
3. Corrosion inhibitor Napor-1012 is adsorbed on the surface of the iron sulphide, which leads an increase in the reagent dosages required for effective protection of oil field equipment.
Keywords
complications for oil, corrosion, corrosion inhibitor, iron sulfide, adsorption
References
1. Toshchevikov L.G., Miller V.K., Sadiokov E.E., Nazarov D.A. Reshenie problemy korroziigno malodebitnogo fonda skvazhin [The solution on corrosion problem of downhole pumping equipment marginal wells]. Exposition Oil Gas, 2015, issue 5, pp. 39-42.
2. Miller V.K., Buldakova N.S., Ovechkina O.A., Korobeynikova E.Yu. Predotvrashchenie obrazovaniya slozhnykh zhelezosoderzhashchikh osadkov vprotsesse dobychi obvodnennoy nefti [Preventing
the formation of complex iron-containing sediments in the water-cut oil production].
Exposition Oil Gas, 2016, issue 4, pp. 32-35.
3. Faritov A.T. Khudyakova L.P., Rozhdestvenskiy Yu.G., Shestakov A.A. and oth. Vliyanie osadkov mekhanicheskikh primesey i otlozheniy produktov korrozii na zashchitnuyu sposobnost' ingibitorov [Effect of solids precipitation and deposition of corrosion products on the protective ability of inhibitors]. Oil industry, 2014, issue 4, pp. 116-121.
4. Technical specification 2458-025-129660382010. Ingibitor korrozii-bakteritsid Napor-1012 [Inhibitor of corrosion biocide Napor-1012].
5. FR.1.31.2005.01710. MVI Ingibitory korrozii. Opredelenie zashchitnogo deystviya gravimetricheskim metodom [Inhibitor
of corrosion. Gravimetric method for determining the protective action]. Kazan: Napor, 2005, 13 p.
6. GOST R 9.905-2007. Unified system of corrosion and ageing protection. Corrosion test methods. General requirements
7. MUK. Edinye tekhnicheskie trebovaniya po osnovnym klassam khimicheskikh reagentov [Unified technical specifications for basic classes of chemicals]. Moscow: NK "Rosneft"', 2016, 183 p.
