SU1677441A1 - Способ защиты трубопровода пластовой сточной воды от коррозии - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к защите от коррозии трубопроводов промысловой сточной воды в нефт ной промышленности. Снижение коррозионной агрессивности среды происходит за счет формировани  защитных пленок нефти и композиций на поверхности трубопровода. Требуема  дисперсность частиц нефти и защитных композиций (2-4 мкм) достигаетс  с помощью диспергатора, устанавливаемого в начале защищаемого участка. При этом концентрацию нефти веточной воде поддерживают 25-50 мг/л. Дозировка сырой нефти в сточную воду осуществл етс  при сдвиге потенциала трубопровода сточной воды по- ложительнее (-0,2) В. С целью повышени  эффективности и дальности действи  способа примен ютс  защитные композиции, в частности ингибитор Нефтехим. 4 з.п. ф- лы, 2 ил.

Description

Изобретение относитс  к добыче нефти и газа и может быть использовано дл  защиты от локальной коррозии внутренней поверхности труб, транспортирующих пластовую сточную воду.

Цель изобретени  - повышение эффективности и дальности действи  защиты трубопроводов сточной воды.

Это достигаетс  за счет преобразовани  остаточной нефти в мелкодисперсную фазу, а также периодической дозировки нефти на вход диспергатора в количестве до 50 мл/л при сдвигах потенциала поверхности трубопровода положительнее (-0,2) В. С целью повышени  эффективности защиты, сточную воду перед подачей на диспергатор пропускают через открытые отстойники. Дополнительно на вход диспергатора осуществл ют непрерывную подачу нефти в количестве 20-30 мг/л, а также дозировку защитной композиции, например ингибитора Нефтехим. Дл  защиты прот женных трубопроводов, их дел т на 2 и более участков . Начало каждого из участков снабжают диспергатором. Подают нефть и защитную композицию на входы диспергаторов.

На фиг. 1 представлены пол ризационные кривые стали ; (кривые дл  стали 20 получены на датчиках, установленных на начальном участке трубопровода сточной воды; на участке, удаленном от начала трубы на 2,5 км (крива  2); и в лабораторных услови х (крива  3) при отсутствии диспергироО

XJ

ч

ааиной нефти в сточной воде; на фиг. 2 - конструкци  диспергатора.

Защитные пленки нефти на поверхности трубопровода формируютс  из мелкодисперсной нефти. В пробах воды, отобранных на начальном участке трубопровода , частицы нефти диаметром 10-15 мкм легко обнаруживаютс  а объеме, а на удалении 2,5 км от этой же точки обнаруживаютс  с трудом. Поэтому предполагаетс , что уменьшение обьемной концентрации частицц нефти (10-15 мкм) св зано с флоку- л цией частиц в более крупные, всплывающие на поверхность воды за врем  транспортировки воды по трубопроводу. Формирование защитной пленки нефти и ее свойства на поверхности металла существенно завис т от степени дисперсности и ооьемной 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 м3/сут. Путем приближени  пластин диспергаторов (фиг. 2) к монитору уменьшают диаметр частиц нефти с 10-20 (16) мкм до 2-4 мкм. Перепад давлени  на диспергаторе составл ет 0,07-0,1 МПа. Потенциал поверхности р начала трубопровода не измен етс , а на оассто нии 2,5 км от начала сдвигаетс  в этрицательную сторону с -0,1 до -0,22-0,24. Скорость локальной коррозии начального j-чзстка практически не измен етс , а на участке, удаленном от начала на 2,5 км, уменьшаетс  в 16-30 раз. Уменьшение диаметра частиц остаточной нефти с 15 до 2-4 мкм с помощью регулировочных пластин диспергатора позвол ет получить наиболее отрицательный потенциал концевого участка и минимальную скорость коррозии на защищаемом трубопроводе. Затем с по- мошью секущей задвижки перекрывают один из 3 параллельно работающих диспергаторов . Увеличение нагрузки на 2 работающих диспергаторэх увеличивает скорость потока жидкости, истекающей из мониторов (фиг. 2) на резонатор. Диаметр частиц остаточной нефти на выходе диспергатора уменьшаетс  с 2-4 до 1-2 мкм. Перепад давлени  на диспергаторе возрастает при атом до 0,12-0,15 МПа. Однако степень защиты трубопровода сточной воды длиной 2,5 км не увеличиваетс . Диаметр частиц остаточной нефти 2-4 мкм  вл етс  оптимальным .

Концентраци  остаточной нефти в сточной воде, необходима  дл  обеспечени  защиты от коррозии водовода при

оптимальной степени дисперсности (диаметра ) частиц, составл ет около 50 мг/л. При уменьшении концентрации остаточной нефти до уровн  12-16 мг/л. что св зано с

особенност ми технологии разделени  нефти .и пластовой воды на ППН, защиты трубопровода нарушаетс . Дл  поддержани  необходимой степени защиты при периодических снижени х концентрации

0 остаточной нефти провод т периодическую дозировку сырой нефти в начале трубопровода и довод т концентрацию остаточной нефти до 50 мг/л в сточной воде. Опытным путем установлено, что интервал концент5 раций 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 находитс  в пределах (-0,25-0,3) В, а скорость локальной

0 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 находитс  в пределах (-0,18- -0,21) В, а ско5 рость локальной коррозии на трубопроводе увеличиваетс  до 1,0-4,0 мм/год, г. е возрастает а 10 раз и выше.

Таким образом, критерием надежной защиты трубопровода от локальной корро0 зии  вл етс  критический потенциал (-6,22) В, при увеличении которого (сдвиге в положительную сторону) обеспечиваетс  необходима  концентраци  остаточной нефти в сточной воде на входе трубопровода. Огра5 ничение концентрации остаточной нефти на уровне 50 мг/л, дозируемой в начале трубопровода , св зано с используемой технологией , применени  сточной воды дл  закачки в скважины, поддерживающие дав0 ление 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

5 скважин поддержани  пластового давлени  и снижает объемы добычи нефти. Увеличение концентрации остаточной нефти в сточной воде более 50 мг/л на промыслах часто происходит при нарушени х подготовки

0 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

5 скважин, концентрацию нефти следует ограничивать пределом 50 мг/л. Если концентраци  остаточной нефти е сточной воде не уменьшаетс  ниже 25-30 мг/л, периодическа  дозировка нефти нэ вход диспергатора

не производитс , так как потенциал трубоп- ровода будет отрицательнее(-0,22)В.

Пример 2. Технологи  защиты трубопроводов проводитс  аналогично примеру 1, С целью уменьшени  количества замеров потенциала по длине трубопровода , а также количества определений концентрации нефти в сточной воде, примен ют непрерывную подачу сырой нефти на вход диспергатора в количествах 20-30 мг/л. Периодичность замеров постепенно снижают с 5-6 до 1 в сутки. Непрерывна  дозировка нефти выравнивает измеренные потенциалы по длине трубопровода . Как правило они наход тс  в пределах (-0.25- -0,3) В. Сдвигов потенциала на участках трубопровода длиной 2,5 мкм до

значений (-0,180,22) В практически не

наблюдаетс  из-за повышени  среднего уровн  ос га точной нефти в сточной воде. Суммарна  концентраци  нефти при испытани х составл ет не ниже 30-50 мл. Имеют место случаи временного повышени  концентрации нефти до 60-70 мг/л. Однако учитыва , что концентраци  остаточной нефти уровн  50 мл - это рекомендуемый, а не строго регламентируемый показатель, повышение концентрации нефти до 60-70 мл/л в воде не  вл етс  нарушением технологического регламента. Нар ду с сокращением числа необходимых операций, требуемых дл  достижени  защиты от коррозии (с 5-6 до 1 в сутки), повышаетс  надежность предложенного способа. Это св зано с сокращением или исключением временных периодов развити  локальной коррозии при потенциалах трубопровода 0,18 -0,22) В, когда скорость локальной коррозии составл ет 1-6 мм/год.

Пример 3. Дл  осаждени  механических примесей и удалени  сероводорода примен ют открытый отстойник габаритами 25x25x2 м. Площадь открытой поверхности воды составл ет 625 м2, объем 1300 м3. Отделивша с  от нефти вода подаетс  в отстойник за счет разности уровней. Из отстойника вода с помощью центробежного насоса подаетс  на вход трубопровода. Концентраци  сероводорода после пропускани  воды через отстойник уменьшаетс  с 6-12 мг/л до 0,3-0,1 мг/л. Температура сточной воды с 50-55°С снижаетс  до 35- 40°С. Остальные опрации провод тс  аналогично примеру 1 и 2. Измерени  потенциалов поверхности трубопроводоа показывают смещени  их в отрицательную

сторону до значений (-0,4) В. Смещение потенциала св зано с понижением склонности трубопровода к развитию локальной коррозии. Обща  скорость коррозии не превышает 0,1-0.3 мм/год, локальные поражени  водовода отсутствуют.

Пример 4. Защита от коррозии прот женных трубопроводов длиной 5-10 км предполагает разделение их на несколько (не менее двух) участков, снабженных

диспергаторами. Практика показывает различие параметров защиты сопр женных участков. Применение дозировки нефти и защитных композиций на входах дисперга- торов, установленных на участках с повышенной скоростью коррозии позвол ет оптимизировать предлагаемый способ защиты .

В таблице приведены коррозионно- электрохимические характеристики при дозировке нефти в количестве 30 мг/л и при дозировке нефти и ингибитора Нефтехим. Из таблицы видно, что добавка нефти снижает склонность стали к локальной коррозии , а совместна  дозировка нефти и

Claims (5)

1.Способ защиты трубопровода пластовой сточной воды от коррозии путем диспергировани  защитных композиций, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности и дальности действи  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 диспергатора сырой нефти.

2.Способ по п. 1, отличающийс  тем, что, с целью снижени  трудоемкости, на вход диспергатора непрерывно подают 20-30 мг/л сырой нефти.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийс  тем, что сточную воду перед подачей на диспергатор пропускают через открытый отстойник.

4.Способ по пп. 1-3, отличающий- с   тем, что защитна  композици  дополнительно содержит ингибитор коррозии.

5.Способ по пп. 1-3, отличающий- с   тем, что диспергаторы установлены по длине трубопровода на определенном рассто нии друг от друга.

Данные pt, Кобщ и К «о« по длине защищаемого трубопровода при дозировке нефти и ингибитора Нефтехим

-ft

+т o-ioo -ж - SOD -7№ -soo-im im B

фиг.1