Способ защиты трубопровода пластовой сточной воды от коррозии

(71) Казахский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(56) Гоник А.Л. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М. Недра, 1976, с.151(54) СПОСОБ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДА ПЛАСТОВОЙ сточной воды от КОРРОЗИИ(57) Изобретение относится к защите от коррозии трубопроводов промысловой сточной воды в нефтяной промышленности. Снижение коррозионной агрессивности среды происходит за счет формирования защитных пленок нефти и композиций на поверхности трубопровода. Требуемая дисперсность частиц нефти и защитных композиций (2-4 мкм) достигается с помощью диспергатора, устанавливаемого в начале защищаемого участка. При этом концентрацию нефти в сточной воде поддерживают 25-50 мг/л. Дозировка сырой нефти в сточную воду осуществляется при сдвиге потенциала трубопровода сточной воды положительное (-0,2) В. С целью повыщения эффективности и дальности действия способа применяются защитные композиции, в частности ингибитор Нефтехим.Изобретение относится к добыче нефти и газа и может быть использовано для защиты от локальной коррозии внутренней поверхности труб,транспортирующих пластовую сточную воду.Цель изобретения - повышение эффективности и дальности действия защиты трубопроводов сточной воды.Это достигается за счет преобразования остаточной нефти в мелкодисперсную фазу, а также периодической дозировки нефти на вход диспергатора в количестве до 50 мг/л при сдвигах потенциала поверхности трубопровода положительное (-0,2) В. С целью повышения эффективности защиты сточную воду перед подачей на диспергатор пропускают через открытые отстойники. Дополнительно на вход диспергатора осуществляют непрерывную подачу нефти в количестве 2030 мг/л, а также дозировку защитной композиции,например ингибитора Нефтехим. Для защиты протяженных трубопроводов их делят на 2 и более участков. Начало каждого из участков снабжают диспергатором. Подают нефть и защитную композицию на входы диспергаторов.На фиг. 1 представлены поляризационные кривые стали кривые для стали 20 получены на датчиках, установленных на начальном участке трубопровода сточной воды на участке, удаленном от начала трубы на 2,5 км (кривая 2) и в лабораторных условиях (кривая 3) при отсутствии диспергированной нефти в сточной воде на фиг. 2 - конструкция диспергатора.Защитные пленки нефти на поверхности трубопровода формируются из мелкодисперсной нефти. В пробах воды, отобранных на начальном участке трубопровода, частицы нефти диаметром 10-15 мкм легко обнаруживаются в объеме, а на удалении 2,5 км от этой же точки обнаруживаются с трудом. Поэтому предполагается, что уменьшение объемной концентрации частиц нефти (1015 мкм) связано с флокуляцией частиц в более крупные, всплывающие на поверхность воды за время транспортировки воды по трубопроводу. Формирование защитной пленки нефти и ее свойства на поверхности металла существенно зависят от степени дисперсности и объемной концентрации частиц в сточной воде.Пример 1. На начальном участке (100 м от ППН) трубопровода сточной воды длиной 2,5 км устанавливают диспергатор (фиг.2) производительностью 4500 м 3/сут. Путем приближения пластин диспергаторов (фиг. 2) к монитору уменьшают диаметр частиц нефти с 10-20 (16) мкм до 2-4 мкм. Перепад давления на диспергаторе составляет 0,07-0,1 МПа, Потенциал поверхности шк начала трубопровода не изменяется, а на расстоянии 2,5 км от начала сдвигается в отрицательную сторону с -0,1 до -0,22 -0,24. Скорость локальной коррозии начального участка практически не изменяется, а на участке, удаленном от начала на 2,5 км, уменьшается в 16-30 раз. Уменьшение диаметра частиц остаточной нефти с15 до 2-4 мкм с помощью регулировочных пластин диспергатора позволяет получить наиболее отрицательный потенциал концевого участка и минимальную скорость коррозии на защищаемом трубопроводе. Затем с помощью секущей задвижки перекрывают один из 3 параллельно работающих диспергаторов. Увеличение нагрузки на 2 работающих диспергаторах увеличивает скорость потока жидкости, истекающей из мониторов(фиг.2) на резонатор. Диаметр частиц остаточной нефти на выходе диспергатора уменьшается с 2-4 до 1-2 мкм. Перепад давления на диспергаторе возрастает при этом до 0,12-0,15 МПа. Однако степень защиты трубопровода сточной воды длиной 2,5 км не увеличивается. Диаметр частиц остаточной нефти 2-4 мкм является оптимальным.Концентрация остаточной нефти в сточной воде, необходимая для обеспечения защиты от коррозии водовода при оптимальной степени дисперсности (диаметра) частиц, составляет около 50 мг/л. При уменьшении концентрации остаточной нефти до уровня 12-16 мг/л, что связано с особенностями технологии разделения нефти и пластовой воды на ППЧ, защита трубопровода нарушается, Для поддержания необходимой степени защиты при периодических снижениях концентрации остаточной нефти проводят периодическую дозировку сырой нефти в начале трубопровода и доводят концентрацию остаточной нефти до 50 мг/л в сточной воде. Опытным путем установлено, что интервал концентрации остаточной нефти 25-50 мг/л при оптимальной степени дисперсности частиц 2-4 мкм обеспечивает надежную защиту трубопроводов от локальной коррозии. При этом потенциал трубопровода находится в пределах (-0,25 - -0,3) В, а скорость локальной коррозии не превышает 0,3 мм/год. С другой стороны, при уменьшении концентрации остаточной нефти до 12-16 мг/л (см. табл) потенциал поверхности трубопровода находится в пределах (-0,18 -0,21) В, а скорость локальной коррозии на трубопроводе увеличивается до 1,04,0 мм/год, т. е. возрастает в 10 раз и выше.Таким образом, критерием надежной защиты трубопровода от локальной коррозии является критический потенциал (-0,22) В, при увеличении которого (сдвиге в положительную сторону) обеспечивается необходимая концентрация остаточной нефти в сточной воде на входе трубопровода. Ограничение концентрации остаточной нефти на уровне 50 мг/л, дозируемой в начале трубопровода, связано с использованием технологии применения сточной воды для закачи в скважины, поддерживающие давление в пласте и обеспечивающие достаточный уровень добычи нефти на промыслах. Установлено, что увеличение количества остаточной нефти в сточной воде более 50 мг/л приводит к закупорке проницаемых пор скважин поддержания пластового давления и снижает объемы добычи нефти. Увеличение концентрации остаточной нефти в сточной воде бо 5лее 50 мг/л на промыслах часто происходит при нарушениях подготовки нефти на ППН. Это обеспечивает некоторое увеличение степени защиты трубопроводов от локальной коррозии. При периодической подаче сырой нефти на трубопровод, во избежание закупорки пор нагнетательных скважин, концентрацию нефти следует ограничивать пределом 50 мг/л. Если концентрация остаточной нефти в сточной воде не уменьшается ниже 25-30 мг/л, периодическая дозировка нефти на вход диспертатора не производится, так как потенциал трубопровода будет отрицательнее (0,22) В.Пример 2. Технология защиты трубопроводов проводится аналогично примеру 1. С целью уменьшения количества замеров потенциала по длине трубопровода, а также количества определений концентрации нефти в сточной воде, применяют непрерывную подачу сырой нефти на вход диспертатора в количествах 20-30 мг/л. Периодичность замеров постепенно снижают с 5-6 до 1 в сутки, Непрерывная дозировка нефти выравнивает измеренные потенциалы по длине трубопровода. Как правило, они находятся в пределах (-0,25 -0,3) В. Сдвитов потенциала на участках трубопровода длиной 2,5 мкм до значений(-0,18 -0,22) В практически не наблюдается изза повышения среднего уровня остаточной нефти в сточной воде. Суммарная концентрация нефти при испытаниях составляет не ниже 30-50 мл. Имеют место случаи временного повышения концентрации нефти до 60-70 мг/л. Однако учитывая,что концентрация остаточной нефти уровня 50 мл - это рекомендуемый, а не строго регламентируемый показатель, повышение концентрации нефти до 60-70 мг/л в воде не является нарушением технологического регламента. Наряду с сокращением числа необходтпиътх операций, требуемых для достижения защиты от коррозии (с 56 до 1 в сутки), повышается надежность предложенного способа. Это связано с сокращением или исключением временных периодов развития локальной коррозии при потенциалах трубопровода(-0,18 -0,22) В, когда скорость локальной коррозии составляет 1-6 мм/год.Пример 3. Для осаждения механических примесей и удаления сероводорода применяют открытый отстойник габаритами 25 х 25 х 2 м,Площадь открытой поверхности воды составляет М 625 м 2 , объем ы 1300 мз. Отделившаяся от нефти вода подается в отстойник за счет разности уровней. Из отстойника вода с помощью центробежного насоса подается на вход трубопровода, Концентрация сероводорода после пропускания воды через отстойник уменьшается с 6-12 мг/л до 0,30,1 мг/л. Температура сточной воды с 50-55 Сснижается до 35-40 С. Остальные операции проводятся аналогично примеру 1 и 2. Измерения потенциалов поверхности трубопровода показывают смещения их в отрицательную сторону до значений (-0,4) В. Смещение потенциала связано с понижением склонности трубопровода к развитию локальной коррозии. Общая скорость коррозии не превышает 0,1-0,3 мм/год, локальные поражения водовода отсутствуют.Пример 4. Защита от коррозии протяженных трубопроводов длиной 5-10 км предполагает разделение их на несколько (не менее двух) участков, снабженных диспергаторами. Практика показывает различие параметров защиты сопряженных участков. Применение дозировки нефти и защитных композиций на входах диспергаторов,установленных на участках с повышенной скоростью коррозии, позволяет оптимизировать предлагаемый способ защиты.В таблице приведены коррозионноэлектрохимические характеристики при дозировке нефти в количестве 300 мг/л и при дозировке нефти и ингибитора Нефтехим.Из таблицы видно, что добавка нефти снижает склонность стали к локальной коррозии, а совместная дозировка нефти и Нефтехима позволяет подавить локальную коррозию на трубо проводе. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ защиты трубопровода пластовой сточной воды от коррозии путем диспергирования защитных композиций, отличающийся тем,что, с целью повышения эффективности и дальности действия защиты, в качестве защитной композиции используют частицы мелкодисперсной нефти, при этом диаметр частиц остаточной нефти в начале защищаемого участка трубопровода уменьшают до 2-4 мкм, а концентрацию нефти в сточной воде поддерживают в пределах 25-50 мг/л подачей на вход диспертатора сьтрой нефти.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью снижения трудоемкости, на вход диспергатора непрерывно подают 25-30 мг/л сырой нефти.3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем,что сточную воду перед подачей на диспергатор пропускают через открытый отстойник.4. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем,что защитная композиция дополнительно содержит ингибитор коррозии.5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем,что диспергаторы установлены по длине трубопровода на определенном расстоянии друг отДанные уж, Кюш и К, по длине защищаемого трубопровода при дозировке нефти и ингибитора Нефтехим2,5 км от начала (после 2-го дис пергатора) ЧдКобш Клок-Кобш мм/ год мм/ год мм/ год