CC BY
3
№ 11 (116)
А1
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ноябрь, 2023 г.
РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИИ НОВОГО ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ
Турсунов Максад Абдужаллилович
канд. техн. наук, начальник отдела, ООО «Geo Research and Development Company», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: maksad. tursunov@grdc. uz
Абдиразаков Акмал Ибрагимович
доцент,
Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши E-mail: akmal/abdirazakov@bk. ru
Кенжаев Куддуз Шавкат угли
аспирант,
Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши E-mail: kenjayevquddus@gmail.com
RESULTS OF LABORATORY AND FIELD TESTS OF A NEW CORROSION INHIBITOR
Maksad Tursunov
Ph.D., Department head, "Geo Research and Development Company ", Republic of Uzbekistan, Tashkent
Akmal Abdirazakov
Docent,
Karshi engineering-economic institute, Republic of Uzbekistan, Karshi
Kudduz Kenzhaev
Graduate student, Karshi engineering-economic institute, Republic of Uzbekistan, Karshi
АННОТАЦИЯ
В статье представлены результаты лабораторных и промысловых испытаний нового ингибитора коррозии разработанный для защиты оборудования и коммуникации, находящихся в средах с высокой солевой минерализацией, содержащих углекислый газ, кислород, сероводород и другие агрессивные примеси.
В Физико-химической лаборатории нефти и газа ООО «Geo Research and Development Company» РУз был разработан новый ингибитор коррозии марки ИК GRDC- 0421, который предназначен для защиты нефтедобывающего оборудования и водоводов от коррозии, вызываемой действием пластовых и сточных вод в системах поддержания пластового давления и нефтесбора.
После получение положительных результатов было принято решение о проведение опытно-промышленного испытания (ОПИ) ингибитора коррозии для определение степени защиты ингибитора коррозии в условиях действующего промысла.
Объектом проведения ОПИ было выбрано месторождение Чегара скважина №17, лабораторные испытания проводились на водно-нефтяной эмульсии (ВНЭ) и пластовой воде (ПВ) этого месторождения.
ABSTRACT
The article presents the results of laboratory and field tests of a new corrosion inhibitor developed to protect equipment and communications located in environments with high salt mineralization, containing carbon dioxide, oxygen, hydrogen sulfide and other aggressive impurities.
Библиографическое описание: Турсунов М.А., Абдиразаков А.И., Кенжаев К.Ш. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ НОВОГО ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2023. 11(116). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/16187
№ 11 (116)
AunÎ
/Ш. TE)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ноябрь, 2023 г.
Ключевые слова: коррозия, ингибитор коррозии, опытно-промышленное испытания, образцы свидетелей коррозии, скважина.
Keywords: corrosion, corrosion inhibitor, equipment, protection, pilot testing, samples of corrosion witnesses, well.
Введение
Применение методов предупреждения любых осложнений в скважине является наиболее рациональным решением, так как ликвидация последствий, связанная с их появлением, влечет за собой значительные технологические и экономические потери. В связи с этим, в практике борьбы с коррозией
нефтепромыслового оборудования нашли широкое применение методы предотвращения их образования [1,2,3,4].
Наиболее распространенные методы предотвращения протекания коррозионных процессов в нефтепромысловом оборудовании представлены в таблице 1 [5, 6,7.8, 9].
Таблица 1.
Методы предотвращения протекания коррозионных процессов в нефтепромысловом оборудовании
№ п/п Группа методов Методы
1 Физические методы электрхоимическая защита защитные покрытия
2 Технологические методы снижение скорости потока, температуры; ограничение водопритока в скважину; исключение закачки воды зараженной сульфат-восстанавливающими бактериями (СВБ) через систему ППД,
3 Химические методы применение ингибиторов коррозии
Более подробное описание каждой группы методов предотвращения коррозии представлено ниже.
Под физическими методами защиты понимают применение коррозионностойких материалов, защитных покрытий и электрохимическую защиту. Широкое распространение получили коррозионностойкие варианты исполнения внутрискважинного оборудования. Применение корпусных деталей, насосно-компрессорных труб, брони для удлинителей и кабелей из нержавеющей стали или с антикоррозионным покрытием позволяет практически полностью устранить отказы скважинного оборудования по причине коррозии.
Электрохимическая защита оборудования основана на уменьшении скорости коррозии металла путем катодной и анодной поляризации.
Принцип катодной защиты основан на искусственном создании отрицательного потенциала на защищаемом оборудовании. При наложении внешнего источника постоянного тока, либо присоединении защищаемой поверхности к металлу с более отрицательным потенциалом (протектором) происходит снижение скорости коррозии за счет превращения анодных зон в катодные [10 ].
Анодная защита осуществляется присоединением защищаемого металлического оборудования к
Типы ингибиторов
положительному полюсу внешнего источника постоянного тока или к металлу с более положительным потенциалом (катодный протектор). При этом потенциал защищаемого металла смещается в положительную сторону до достижения устойчивого пассивного состояния, в результате чего происходит снижение скорости коррозии [11].
Данные методы защиты достаточно дорогостоящие, однако обеспечивают высокий технико-экономический эффект. В связи с этим, их применение будет оправданным в случае эксплуатации оборудования в средах с высокой агрессивностью, а также на удаленных месторождениях, доступ к которым ограничен, отсутствует возможность постоянного контроля.
Химическая защита осуществляется посредством ингибиторов коррозии. Ингибиторы максимально замедляют скорость коррозии, не оказывая негативного воздействия на сам металл [11, 12; 13, 14].
Механизм действия ингибиторов коррозии может быть основан на адсорбционных процессах, за счет которых образуется на поверхности оборудования защитная пленка, а также направлен на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть - вода» или на увеличение смачивающей способности нефти по отношению к металлам. Состав, строение и свойства молекул ингибитора определяют механизм защитного действия реагентов (Таблица 2).
Таблица 2.
по механизму действия
№ п/п Тип ингибитора коррозии Механизм действия
1 Барьерный Образование пленки на поверхности оборудования
2 Нейтрализующий Увеличение рН среды
3 Удаляющий Удаление агрессивных компонентов из среды
4 Прочие Подавление действия СВБ
№ 11 (116)
AUNi
/Ш. ТЕ)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ноябрь, 2023 г.
обеспечивает борудования, эксплуатации риода работы ия технологи-
есообразности ей разработки дств и прочих
скважины № 17 (УЭЦН). Ингибитор коррозии вводился в товарном виде по средству дозировочной установки «СУДР» (скважинная установка дозирования реагентов). Дозировка ИК 35 г/м3 согласно программе ОПИ.
Общее время испытаний: 1200 часов - включая фоновый замер. (таблица ) Результаты испытаний образцов-свидетелей коррозии приведены в таблице №6.
Применение ингибиторов коррози эффективную и надежную защиту позволяет стабилизировать процесс его и увеличить время межремонтного скважин, кроме того не требует изме ческих схем.
Основываясь на экономической ц в зависимости от условий и особенн залежей, доступности технических с факторов, могут применяться различные методы, однако, в нефтепромысловой практике приоритетное распространение для предотвращения осложнений, связанных с коррозией оборудования, получили инги-биторные способы защиты [15].
Целью работы проведение опытно-промышленного испытания (ОПИ) ингибитора коррозии для определение степени защиты ингибитора коррозии в условиях действующего промысла.
Методы и материалы
В Комплексной аналитической лаборатории физических исследований АО «O'ZLITINEFTGAZ» были определены ингибирующие способности тестируемого реагента ИК СЯОС- 0421 в качестве ингибитора коррозии (ИК) на водно-нефтяной эмульсии (ВНЭ) и пластовой воде (ПВ) месторождения Чегара.
Были изготовлены образцы свидетелей коррозии из стали 20 по ГОСТу 1050-84, количество образцов 2 единицы (включая фоновый замер).
Объектом проведение ОПИ был выбран месторождение Чегара скважина №17, поскольку лабораторные испытания проводились на водно-нефтяной эмульсии (ВНЭ) и пластовой воде (ПВ) этого месторождения.
Контрольные образцы-свидетели коррозии (ОСК), помещались в буферное пространство добывающей
Ингибитор коррозии марки ИК GRDC- 0421
В Физико-химической лаборатории нефти и газа ООО «Geo Research and Development Company» был разработан новый ингибитор коррозии марки ИК GRDC- 0421.
Ингибитор коррозии марки ИК GRDC- 0421, предназначен для защиты нефтедобывающего оборудования и водоводов от коррозии, вызываемой действием пластовых и сточных вод в системах поддержания пластового давления и нефтесбора.
Ингибитор коррозии марки ИК GRDC- 0421 является усовершенствованным реагентом класса амидоаминных пленкообразующих поверхностно -активных веществ (ПАВ).
Однородная малоподвижная жидкость темно-коричневого цвета. Смесь продуктов реакций аминов с жирными кислотами талового масла, либо с высоко-кипящими фракциями синтетических жирных кислот с растворителями и добавками.
Ингибитор коррозии марки ИК GRDC-0421 защищает оборудования и коммуникации, находящихся в средах с высокой солевой минерализацией, содержащих углекислый газ, кислород, сероводород и другие агрессивные примеси.
Таблице 3.
Физико-химические показатели ингибитора коррозии
Наименование показателей Значение Методы контроля
1. Защитная способность при концентрации ингибитора, % , не менее: 25 мг/л 50 мг/л 80 90 ГОСТ 9.506-87
2. Кислотное число, мг КОН/г, в пределах 8-30 ГОСТ 5985-79
3. Плотность, при 20 0С, g/cm3 0,81-0,93 ГОСТ 18995.1-73
4. Внешний вид Однородная подвижная жидкость темно-коричневого цвета Визуально
Свойства и состав газа месторождения Чегара
Месторождения Чегара, Западная Чегара, Восточная Чегара в административном отношении входят в состав Бахористанского района Кашкадарь-инской области Республики Узбекистан.
Населенные пункты на площади месторождений отсутствуют. Ближайшими населенными пунктами являются поселок и железнодорожная станция Кара-улбазар в 130 км к северо-востоку, райцентр Алат в
100-110 кш к северо-западу, г. Бухара в 180-185 кш к северу.
Ближайшими от площади месторождений Чега-ринской группы являются газовые и нефтяные месторождения Уртабулак, Северный Уртабулак, Кокдумалак, Зеварды, Денгизкуль.
Согласно геологической модели в месторождение Чегара по кровле верхнеюрской карбонатной толщи представляет собой валообразную антиклинальную структуру (рисунки 2.2), почти под прямым углом примыкающую к Уртабулакскому поднятию. По оси
№ 11 (116)
AunÎ
/Ш. TE)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ноябрь, 2023 г.
структуры, погружающейся от последнего в юго-западном направлении, выделяются структурный нос Уртабулакского поднятия (район скважины № 6-Ч) и три купола Чегаринской структуры: Северо-Восточный (район скважин №№ 1-Ч, 2-Ч, 3-Ч, 9-Ч), Центральный (район скважин №№ 4-Ч, 10-Ч) и Юго-Западный (район скважины № 1-Мх). Все три купола являются самостоятельными месторождениями нефти и газа, а структурный нос Уртабулакского поднятия - частью одноименного месторождения, находящегося в разработке.
Наиболее погруженный Юго-Западный купол располагается на территории Туркменистана и поэтому не рассматривался.
Сероводородосодержание нефтерастворенного газа изучено в скважинах №№ 1-Ч, 2-Ч,1-ВЧ и 1-3Ч. В пределах Чегаринской структуры (район скважин №№ 1-Ч и 2-Ч) по результатам исследования нефте-растворенного газа двух объектов среднее содержание сероводорода составило 10,01 %, что соответствует 134,8 g элементарной серы на 1 т3 газа при стандартных условиях. Для характеристики Восточно -Чегаринской залежи на скважине № 1-ВЧ принята концентрация сероводорода в нефтерастворенном газе, установленная в интервале 2702 - 2690 т и составившая 4,66 %, что соответствует 62,7 g элементарной серы на 1 т3 газа при стандартных условиях. Для Западно-Чегаринской залежи по результатам исследования нефтерастворенного газа одного объекта
скважины № 1-ЗЧ содержание сероводорода составило 13,16 %, что соответствует 177,1 g элементарной серы на 1 m3 газа при стандартных условиях. Сероводородосодержание свободного газа характеризуется результатами исследований, выполненных на двух объектах скважин №№ 3-Ч и 4-Ч.Объемная доля сероводорода в газе сепарации скважины № 3-Ч (интервал 2572 - 2560 m) - 7,07 % (массовая доля 101,2 g/m3), что соответствует 95,2 g элементарной серы в 1 m3 газа при стандартных условиях. Содержание сероводорода в газе сепарации скважины № 4-Ч по результатам исследования одного объекта составило 9,41 % (массовая доля 163,46 g/m3), что соответствует 126,7 g элементарной серы на 1 m3 газа при стандартных условиях.В целом, представленный по Чегаринской группе месторождений фактический материал свидетельствует об обогащенности сероводородом как свободного, так и нефтерастворен-ного газа. Согласно классификации, В. Е. Наружной свободный газ скважин №№ 3-Ч и 4-Ч по содержанию H2S относится к классу с весьма повышенным содержанием сероводорода.
Полученные результаты и их обсуждение
Результаты испытаний ингибирующей способности тестируемого реагента приведены в таблицах 4-5, для образцов-свидетелей коррозии приведены в таблице №6 и на рисунке 1.
Таблица 4.
Определение защитной способности ИК GRDC-0421 (водно-нефтяная эмульсия)
№ Наименование Средняя скорость коррозии mm/г Z %
1 Месторождение Чегара (ВНЭ) 0,85
2 Месторождение Чегара (ВНЭ) + ИК «GRDC» (25mg/l) 0,16 81,1
3 Месторождение Чегара (ВНЭ) + ИК «GRDC» (30mg/l) 0,097 88,5
4 Месторождение Чегара (ВНЭ) + ИК «GRDC» (35mg/l) 0,073 91,4
Таблица 5.
Определение защитной способности ИК GRDC- 0421 (пластовая вода)
№ п/п Наименование Средняя скорость коррозии mm/г Z %
1 Месторождение Чегара (пластовая вода) 2,17
2 Месторождение Чегара (пластовая вода) + ИК « ОЯБС» (25mg/l) 0,5 76,9
3 Месторождение Чегара (пластовая вода) + ИК «ОЯБС» (30mg/l) 0,41 81,1
4 Месторождение Чегара (пластовая вода) + ИК «ОЯБС» (35mg/l) 0,36 83,4
Как видно из данных, представленных в таблицах 4 и 5 протестированный реагент марки ИК GRDC-0421, является эффективным ингибиторами коррозии в (ВНЭ) и вода. Показатель защитной способности %) тестированных ИК GRDC- 0421, отвечают требованиям ЯИ 39.0-051: 2007 при введении в ингибируемую среду тестируемого ингибитора в количестве 30-35 mg/l.
№ 11 (116)
AunI
/Ш. ТЕ)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ноябрь, 2023 г.
Результаты визуального осмотра образцов-свидетелей коррозии после испытаний:
Добывающая скважина № 17 - Фоновый замер (без дозировки ИК)
Образец-свидетель коррозии за период исследований, подвергся сплошной равномерной коррозии, многократно превышающей допуск.
Из локальных коррозионных повреждений необходимо выделить, сплошное коррозионное пятно на одной из сторон ОСК, а также множественные, хаотично расположенные, мелкие (до 1 мм) коррозионные язвы ранней стадии развития. Коррозионные повреждения характерны для углекислотной и сероводородной коррозии.
Добывающая скважина № 17 Первый контрольный съем
Образец-свидетель коррозии потемнел (возможно в результате образования защитной ингибиторной пленки на поверхности ОСК). Из локальных коррозионных повреждений можно выделить единичные коррозионные пятна, при этом средняя скорость коррозии на данном этапе исследований не превысила допуск. Следов язвенной коррозии в сравнении с фоновым замером не зафиксировано.
Сторона А
Сторона Б
Фон 1-съем Фон 1-съем
Рисунок 1. Фотографии контрольных образцов-свидетелей коррозии
Вывод: Ингибитор коррозии марки ИК-ОЯБС-0421 Т8 28588472-001:2021, по результатам лабораторных и опытно-промышленных испытаний показал достаточную степень защиты 92,7% и в соответствии ГОСТ 9.502-82 и NGH (КИ)39.0-051:2007 может
рекомендоваться к промышленному применению для защиты от коррозии оборудования добывающих скважин (УЭЦН) месторождений ИП «SanoatEnergetikaGuruhi».
Таблица 6.
Результаты испытаний образцов-свидетелей коррозии
Месторождение Чегара СКВ № 17 ИПООО «8апоа1Епег£еИкаОигиЫ» Время испытаний: 1200 часов.
Номер записи Наименование объекта мониторинга Испытуемая среда Контрольная точка № образца Дата установки ОСК Дата снятия ОСК Период экспозиции, дней Масса ОСК до экспозиции, грамм Масса ОСК после экспозиции, грамм Потеря массы за период экспозиции, грамм Площадь ОСК, м2 Средняя скорость коррозии, мм/год Примечание
1 СКВ 17 Сырая нефть/ВНЭ буф. пр. 106 24.11.2021 25.12.2021 31 39,9628 38,3971 1,5657 0,002973 0,7928 фон
2 СКВ 17 Сырая нефть/ВНЭ буф. пр. 4 25.12.2021 13.01.2022 19 40,5386 40,4674 0,0712 0,003033 0,0577 1-съем
Номер записи Наименование объекта мониторинга Испытуемая среда Контрольная точка № ОСК Дата установки ОСК Дата снятия ОСК Период экспозиции, дней Масса ОСК до экспозиции, грамм Масса ОСК после экспозиции, грамм Потеря массы за период экспозиции, грамм Площадь ОСК, м2 Скорость коррозии без ингибитора (мм/год) фоновая Скорость коррозии (мм/год) Степень защиты % Примечание
1 СКВ № 17 Сырая нефть/ВНЭ буф. пр. 4 25.12.2021 13.01.2022 19 40,5386 40,4674 0,0712 0,003033 0,7928 0,0577 92,7 1-съем
Список литературы:
1. Шангараева Л.А., Петухов А.В.Прогнозирование образования отложений солей в нефтяных скважинах.// Современные проблемы науки и образования. -2013. - С. 99.
2. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана / Ф.Х. Хатмуллин, И.М. Назмиев, В.Е. Андреев и др. // М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". 1999. - 294 с.
3. А. с. 995721 СССР, МКИ Е 21 В 43/12. Состав для предотвращения выпадения неорганических солей в при-забойной зоне пласта / Е.М. Гнеев, М.Г. Исаев, Л.Б. Лялина и др. № 2988641 / 22-03 // БИ. - 1983. - № 6.
№ 11 (116)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ноябрь, 2023 г.
4. Кузнецов Н.П. Совершенствование технологий предупреждения парафино-солевых отложений и коррозии в нефтепромысловом оборудовании (на примере ОАО «Юганскнефтегаз»): Дисс. . канд. техн. наук: 05.15.06 -Уфа, 1999.- 149 с.
5. Люшин С.Ф., Галеева Г.В., Глазков A.A. Оценка методик расчета склонности вод к отложению гипса при добыче нефти // РНТС. Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1983. - Вып.6. - С.8 - 10.
6. Гарифуллин Ф.С., Габдуллин Р.Ф. Изучение условий образования и зон отложения комплексных осадков в добывающих скважинах. // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-С. 33 -38.
7. Гарифуллин Ф.С. Совершенствование методов предупреждения образования комплексных осадков с сульфидом железа при добыче нефти: Дисс. . канд. техн. наук: 05.15.06 Уфа: Башнипинефть, 1996. - 147 с.
8. Персиянцев М.М. Добыча нефти в осложненных условиях М.: Недра, 2000. - 653 с.
9. Шангараева Л.А., Петухов А.В. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ // Современные проблемы науки и образования. - 2013. - № 6. ;URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=11180 (дата обращения: 11.06.2023).
10. Шангараева Л.А., Максютин А.В., Султанова Д.А. СПОСОБЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ // Современные проблемы науки и образования. -2015. - № 1-1. ; URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=19032 (дата обращения: 11.06.2023).
11. Докичев В.А. «полисахариды: получение и влияние на ингибирование солеотложения и газогидратообразования» // диссертация: [сайт]. URL: https://rusoil.net/files/1006/IshmuratovFG/1537870094_IshmuratovFGdiss.pdf/
12. «Технологические способы предупреждения отложения солей»//Электронный ресурс: URL: https://vuzlit.ru/1033939/tehnologicheskie_sposoby_preduprezhdeniya_otlozh eniya_soley.
13. Шангараева Л.А. Максютин А.В. Султанова Д.А. Способы предотвращения солеотложения при разработке и эксплуатации залежей 98 нефти. // Статья: [сайт]. URL: https://www.scienceeducation.ru/pdf/2015/1/1521.pdf.
14. Мандеев А.О., Гадельшин И.Р. Методы предупреждения солеотложений // Актуальные проблемы нефти и газа. 2019. Вып. 2(25). https://doi.org/10.29222/ ipng.2078-5712.2019-25.art10
15. Khormali A., Petrakov D.G. Laboratory investigation of a new scale inhibitor for preventing calcium carbonate precipitation in oil reservoirs and production equipment // Petroleum Science. 2016. Vol. 10, № 2. P. 320-327. https://doi.org/10.1007/s12182-016-0085-6
