ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ АНТИКОРОЗИЙНЫХ ИНГИБИТОРОВ

A STUDY OF THE EFFECTIVENESS OF NEW CORROSION INHIBITORS

Apasov Rinat Temirgalievich

candidate of technical Sciences, associate Professor of Tyumen industrial University, Russia, Tyumen

Shashaeva Ziyarat Abdujalilova

3rd year student, Department of development and exploitation of oil and gas fields, Tyumen industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Ингибиторная защита является наиболее распространенным и оправданным с экономической точки зрения методом антикоррозионной защиты промыслового оборудования и трубопроводов. В данной статье проводится исследование эффективности и универсализма новых ингибирующих композиций для защиты углеродистой стали от коррозии вследствие воздействия на оборудование агрессивных сред.

ABSTRACT

Inhibitive protection is the most common and justified from an economic point of view, method of corrosion protection of field equipment and pipelines. In this paper we study the efficiency and universalism new inhibiting compositions for protecting carbon steel from corrosion due to exposure to equipment corrosive environments.

Ключевые слова: ингибитор, коррозия, нефть, кислотная обработка.

Keywords: inhibitor, corrosion, oil, acid treatment.

Один из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти — кислотная обработка призабойной зоны продуктивных пластов (КО ПЗП). В связи с нарастанием в отрасли объемов солеобразующего фонда скважин одним из приемов удаления труднорастворимых солевых осадков с поверхности подземного металлического оборудования также следует считать использование различных кислотных составов. Без специальных мер защиты оборудования оно может быстро подвергнуться коррозионному поражению вплоть до отказа и необходимости замены с проведением ТРС.

Обеспечение надежности и долговечности работы промышленного оборудования и трубопроводных систем является одной из важнейших задач при разработке нефтегазовых месторождений и при дальнейшей транспортировке углеводородного сырья. Однако коррозионная агрессивность эксплуатационных сред в этой отрасли чрезвычайно высока.

Коррозия стального оборудования скважин, а также магистральных и технологических трубопроводов, помимо уменьшения срока их эксплуатации и увеличения затрат на их ремонт, может нанести серьезный ущерб окружающей среде. Повреждение оборудования приводит к засолению почв агрессивной пластовой водой, загрязнению почв и природных водоемов нефтью и нефтепродуктами. В связи с этим, в настоящее время на нефтяных месторождениях большое внимание уделяется проблеме продления срока службы технологического оборудования скважин. Защита промыслового оборудования и трубопроводов в нефтегазодобывающей промышленности от коррозии путем применения ингибиторов коррозии является довольно востребованным.

Цель работы - определение наиболее эффективной ингибирующей композиции, среди наиболее часто используемых в нефтяной отросли ингибиторов коррозии.

Ингибиторная защита является наиболее распространенным и оправданным с экономической точки зрения методом антикоррозионной защиты промыслового оборудования и трубопроводов. Изменяя дозировку ингибитора или применяя ингибиторы с различными противокоррозионными свойствами, можно добиться снижения скорости коррозии до приемлемого уровня без принципиального изменения существующих технологических схем, защиты трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время, и этот способ наиболее выгодный с экономической точки зрения.

К ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности предъявляются следующие требования:

• Высокая эффективность защиты;

• Не токсичность;

• Взрыво - и пожаробезопасность;

• Небольшая стоимость;

• Отсутствие отрицательного влияния на основной технологический процесс и др.

В табл. 1 приведены некоторые физические характеристики рассмотренных ингибиторов, а также оценено влияние типа ингибитора на стабильность нефтекислотной эмульсии. Межфазное натяжение измеряли по известной методике (метод объема капель) с помощью сталагмометра марки СТ-1. Приведенные средние значения межфазного натяжения получены из серии параллельных измерений (не менее трех опытов). Стойкость эмульсий тестировали следующим образом: равные объемы кислоты и нефти перемешивали на лабораторной мешалке в течение 15 мин при частоте вращения около 800 мин-1, затем эмульсию помещали в мензурку объемом 250 мл и визуально контролировали время ее полного разрушения. Хотя приготовление эмульсии по такой методике не в полной мере отражает процессы эмульгирования, протекающие в ПЗП, качественная зависимость стойкости нефтекислотной эмульсии от природы (марки) используемого ингибитора солянокислотной коррозии сохранится и в пластовых условиях. Величина межфазного натяжения на границе ингибированная кислота – керосин, т.е. поверхностная активность, у разных типов ингибиторов различается значительно (см. табл. 1) при сопоставимых значениях скорости коррозии (максимальное различие скорости коррозии составляет менее 2 раз при температуре 20 °С) и влияет на устойчивость нефтекислотной эмульсии (см. табл. 1): чем ниже межфазное натяжение, тем легче разрушается эмульсия. Этот параметр может использоваться для прогнозирования возможности применения ингибированной кислоты с целью повышения нефтеотдачи.

Таблица 1.

Влияние ингибитора на стабильность нефтекислотной эмульсии.

В то же время склонность к образованию эмульсий у разных типов нефти различна. Поэтому на примере двух ингибиторов «Солинг» и ВНПП-2-В, различающихся межфазным натяжением более чем в 10 раз, исследовано их влияние на образование эмульсий различных типов нефти (легкой, средней и тяжелой). При тестировании в пробирке объемом около 50 мл смешивали равные количества нефти и ингибированной соляной кислоты. Затем пробирку закрывали резиновой пробкой и встряхивали содержимое в течение 5 мин. Через 1 ч после встряхивания визуально фиксировали динамику расслоения и характер образующихся фаз. Если расслоения не произошло или произошло полное расслоение, то эксперимент завершали. При неполном расслоении отбирали нефтяную фазу и замеряли ее вязкость на вискозиметре ВПЖ.

Как следует из табл. 2, соляная кислота, ингибированная «Солингом», обладает деэмульгирующими свойствами и способствует лучшему разрушению эмульсий всех исследованных типов нефти. Однако увеличение концентрации ингибитора «Солинг» до 1 % приводит к ее полному разрушению менее чем за 1 ч. Все исследованные нефти с кислотой, обработанной ингибитором     ВНПП-2-В, образуют более стойкие эмульсии, причем увеличение концентрации ингибитора ВНПП-2-В до 1 % для легкой нефти не дает дополнительного деэмульгирующего эффекта.

Использование специальных «облагораживающих» добавок – взаимных растворителей, деэмульгаторов, высокоэффективных ПАВ высоких концентраций, – вероятно, может снизить, а иногда и устранить негативное влияние на стойкость образующейся эмульсии ингибиторов коррозии с низкой межфазной активностью, таких как В-2, ВНПП-2-В и др.

Таблица 2.

Результат перемешивания.

Примечание. В числителе приведена вязкость при температуре 20 °С,               в знаменателе – при температуре 50 °С.

Обоснованный подход к выбору ингибитора для соляной кислоты, используемой с целью увеличения нефтеотдачи, должен учитывать все факторы, в том числе способность ингибитора защищать от коррозии металлическое оборудование при повышенных температурах.

В табл. 3 приведены результаты тестирования ингибиторов концентрацией 0,4 % при температуре  95 °С, на рисунке 1 – при температуре 20, 50 и 95 °С. Испытания при температуре 20 °С проводились в течение суток, при температуре 50 и 95 °С – в течение 2 ч без перемешивания с использованием 20%-ной синтетической соляной кислоты. Из рисунка видно, что при температуре 20 и 50 °С скорости коррозии металла при воздействии кислоты, ингибированной различными типами ингибиторов, низки и сопоставимы, но при высокой температуре (95 °С) разница увеличивается до 10 раз, причем скорость коррозии возрастает в ряду В-2 < «Солинг» < «Напор-КБ» < ВНПП-2-В. Лучший защитный эффект при высокой температуре проявляют ингибиторы В-2 и «Солинг», наихудший – ВНПП-2-В. Очевидно, что этот ингибитор может использоваться только для обработки низкотемпературных скважин. Важно отметить, что при ингибировании абгазной кислоты ингибитором В-2 скорость коррозии значительно выше, чем при обработке этим же ингибитором синтетической кислоты, что, очевидно, связано с наличием в абгазной кислоте примесей, негативно влияющих на ингибитор (см. табл. 3).

Таблица 3.

Результаты тестирования ингибиторов концентрацией    0,4 % при температуре  95 °С.

Рисунок 1 – Зависимость скорости коррозии в 20%-ной соляной кислоте от типа ингибитора при различных температурах

Рациональный подход к выбору ингибитора для соляной кислоты, наряду с принятыми показателями,  должен учитывать  оценку дополнительных важных критериев: способности защищать от коррозии металлическое оборудование при повышенных температурах и склонности ингибированной кислоты к образованию стойких нефтекислотных эмульсий.

Природа ингибитора, применяемого для защиты металлического оборудования от кислотной коррозии, существенно влияет на стойкость нефтекислотной эмульсии;

Межфазное натяжение на границе керосин – ингибированная соляная кислота хорошо коррелирует со стойкостью нефтекислотной эмульсии и может использоваться для прогнозного тестирования пригодности ингибированной кислоты для технологий увеличения нефтеотдачи;

Ингибитор коррозии «Солинг», разработанный специально для использования в технологиях добычи нефти, обеспечивает высокий защитный ингибирующий эффект по отношению к кислотной коррозии, в том числе при повышенной температуре, значительно снижает межфазное натяжение на границе кислота – нефть и придает кислоте хорошие деэмульгирующие свойства.

Список литературы:

1. Андреев Н.Н., Кузнецов Ю.И. //Защита металлов. 2002. Т. 38. № 5. С. 453-456.
2. Вагапов P. К., Игошин Р. В., Кузнецов Ю. И., Цирульникова Н.В. // Практика противокоррозионной защиты. 2009. №3. С. 19.
3. Вигдорович В.И., Цыганкова Л.Е., Федотова А.И. Оценка парциальных вкладов защитной фазовой пленки и ингибитора в торможение коррозии металлов // Практика противокоррозионной защиты. 2010. № 1 (55). С. 55-62.
4. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман Л.Е. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. М.: Недра,
5. Иванов Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах. М.: Металлургия, 1986. 175 с.
6. Саакиян Л. С., Ефремов А. П., Соболева И.А. Повышение коррозионной стойкости нефтегазопромыслового оборудования. М.: Недра, 1988. 231 с.
7. Фролова Л.В., Томина Е.В., Казанский Л.П., Кузнецов Ю.И. // Коррозия: материалы, защита. 2007. №7. С. 22.