Оценка эффективности ингибиторов коррозии в горячей сточной воде (на примере Мордово-Кармальского месторождения)

УДК 620.197.3:622.276

М. И. Старшов, О. И. Закомолдин, Н. Р. Каюмова,

Ф. Ш. Шакиров, И. Р. Шакирова, С. М. Кадысев

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ В ГОРЯЧЕЙ СТОЧНОЙ ВОДЕ

Ключевые слова: ингибитор коррозии, ингибитор солеотложения, сточная вода, агрессивные компоненты,

защитный эффект, повышенная температура.

В статье рассмотрена возможность применения ингибиторов коррозии для снижения скорости коррозии нефтепромыслового оборудования и водоводов в горячей сточной воде (110 °С), используемой при термических методах воздействия на пласт. Проведена оценка влияния на эффективность ингибиторной противокоррозионной защиты ингибитора солеотложения СНПХ-5313Н.

Keywords: corrosion inhibitor, salting inhibitor, waste water, aggressive components, protective effect, elevated

temperature.

The paper presents the possibility of corrosion inhibitors application to reduce corrosion ratio of oil field equipments and water lines in hot waste water (110 °C), used for thermal stimulation method. The influence of СНПХ-5313Н salting inhibitor on inhibitor anticorrosive protection effectiveness was estimated.

Сильная истощенность месторождений девонских нефтей при значительных запасах сверхвысоковязких нефтей и природных битумов на территории Республики Татарстан заставляет искать пути вовлечения их в промышленную разработку, которая сдерживается сложностью добычи, ее высокой себестоимостью, а также свойствами добываемой продукции.

Сверхвысоковязкие нефти относятся к трудноизвлекаемым запасам углевододородов и отличаются от обычных нефтей повышенной вязкостью в естественных условиях. Поэтому для интенсификации добычи сверхвысоковязких нефтей используют термические методы воздействия на пласт (закачка горячей воды и пара, внутрипластовое горение) [1].

Применение тепловых методов воздействия оказывает большое влияние не только на технику и технологию добычи, но и на коррозионные свойства извлекаемой и закачиваемой в скважины жидкости. Известно, что температура, как правило, оказывает стимулирующее влияние на скорость электрохимической коррозии [2]. Это связано с тем, что ее повышение изменяет скорость диффузии, перенапряжение электродных процессов, растворимость деполяризатора. Температура оказывает влияние и на процессы формирования и свойства защитных плёнок, состоящих из продуктов вторичных процессов коррозии, изменяя их адгезионную способность, плотность и сплошность.

Кроме того, высокая температура может снижать эффективность ингибиторов коррозии вследствие их разложения или превращения (например, применяемый для уменьшения образования накипи и коррозии в системах горячего водоснабжения полифосфат натрия быстро превращается в ортофосфат, который как ингибитор менее эффективен).

В работе рассмотрена возможность использования ингибиторов коррозии, применяемых в ОАО «Татнефть», для снижения скорости коррозии нефтепромыслового оборудования и водоводов при нагреве сточной воды до 110 °С и перекачке ее в нагнетательную скважину.

В качестве коррозионной среды использовалась сточная вода, перекачиваемая по водоводу от установки подготовки сверхвысоковязкой нефти (УПСН) до скважины 97 элемента Мордово-Кармальского месторождения. Отбор проб для определения концентрации

агрессивных компонентов проводился на приеме насосов, перекачивающих сточную воду УПСН до скважины 97 элемента. Результаты определения физико-химического состава сточной воды УПСН представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Физико-химический состав сточной воды УПСН

Показатели Дата отбора проб

10.03.11 21.03.11

Концентрация О2, г/м3 0,05 0,05

Концентрация ^Э, г/м3 48 32

Концентрация СО2, г/м3 62 79

Ионный состав, г/м3:

НСО3’ 811 824

СЧ О (Л 5585 5390

СГ 133 133

Са2+ 140 140

Мд2+ 168 156

К++Ыа+ 2746 2669

Минерализация, г/м 9584 9312

рН 7,1 7,2

Плотность, кг/м3 1000 1000

Согласно данным, представленным в таблице 1 видно, что агрессивность сточной воды определяется наличием кислорода, сероводорода, углекислого газа.

По ионному составу сточная вода УПСН, согласно классификации Сулина, относится к воде сульфатно-натриевого типа.

При разбавлении пресной водой, а также нагревании сточные воды становятся нестабильными. При этом возможно выпадение на поверхности металлических труб неорганических осадков, в состав которых могут входить карбонат кальция, сульфат кальция и сульфат бария [3]. Отложение осадков носит неконтролируемый характер, они с большим трудом удаляются с металлической поверхности, поэтому на промысле для предотвращения образования осадков в сточную воду добавляют ингибиторы солеотложения. На рассматриваемом участке водовода используют ингибитор солеотложения СНПХ-5313Н. Удельный расход СНПХ-5313Н в сточной воде составляет 50 г/м3.

Известно, что введение в растворы ингибиторов солеотложения может привести к росту скорости коррозии [4]. В связи с этим, в работе помимо оценки эффективности ингибиторов коррозии при повышенных температурах, было исследовано влияние ингибитора солеотложения СНПХ-5313Н как на скорость коррозии стали в сточной воде, так и защитное действие ингибиторов коррозии.

Лабораторные испытания по определению скорости коррозии стали, определению влияния ингибитора солеотложения на скорость коррозии и эффективность ингибиторов в сточной воде УПСН проводили с использованием тестовой автоклавной установки производства СОЯТЕБТ ШСОКРОЯАТЕБ (США).

Скорость коррозии стали в воде УПСН V, мм/год, определяли гравиметрическим методом путем измерения массы образцов-свидетелей до и после испытаний и вычисляли по формуле

V = т т • 1,12,

Э • х

где т1 - масса образца до испытания в сточной воде, г; т2 - масса образца после испытания в сточной воде, г;

Э - площадь поверхности образцов-свидетелей, м2;

X - время испытания, ч;

1,12 - коэффициент пересчета для образцов, изготовленных из низкоуглеродистой стали. Время экспозиции образцов в рециркуляционной установке при температуре 110 ± 5 оС составляло шесть часов. Для нагрева и поддержания температуры воды в заданных пределах использовались встроенные в установку ленточные нагреватели, обеспечивающие быстрое нагревание рабочей среды.

С целью предотвращения попадания кислорода из воздуха в пробу воды, отобранную на УПСН, емкость тестовой установки объемом 2,2 дм3 перед заполнением водой продувалась аргоном.

Эффективность ингибитора коррозии определялась по величине защитного действия. Защитное действие Ъ ,%, вычислялось по формуле

Ъ = У° ~ ^ • 100,

V, ’

где V, - контрольная (фоновая) скорость коррозии, мм/год;

V1 - скорость коррозии с ингибитором коррозии (а также совместно с ингибитором коррозии и ингибитором солеотложения), мм/год.

Концентрация ингибиторов коррозии в сточной воде составляла 25 г/м3.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты определения эффективности ингибиторов коррозии (ИК) и влияния ингибитора солеотложения (ИС) СНПХ-5313Н на эффективность ингибиторов коррозии в сточной воде УПСН

Марка ИК Скорость коррозии, мм/год Защитный эффект, %

Фон с ИС с ИК с ИС + ИК с ИК с ИС + ИК

СНПХ-1004 0,291 0,168 0,043 0,134 85 54

Напор-1007 0,291 0,168 0,082 0,056 72 81

Гекор 3090Т 0,291 0,168 0,081 0,156 72 46

СНПХ-6418 0,291 0,168 0,096 0,044 67 85

Напор-1010 0,297 0,189 0,046 0,043 85 86

ТНХС-3М 0,297 0,189 0,136 0,086 54 71

ТНХС-4М 0,297 0,189 0,085 0,054 72 82

Из представленных в таблице 2 данных видно, что скорость коррозии в присутствии ингибитора солеотложения несколько ниже скорости коррозии в сточной воде. Следовательно, ингибитор солеотложения СНПХ-5313Н не оказывает отрицательного влияния на скорость коррозии стали в сточной воде УПСН.

Так же из данных таблицы 2 следует, что наименьшей эффективностью (54 %) в сточной воде УПСН обладает ингибитор ТНХС-3М. Однако в присутствии ингибитора солеотложения эффективность ингибитора ТНХС-3М увеличивается до 71 %.

Эффективность ингибиторов коррозии СНПХ-1004 и Гекор-3090, напротив, при добавлении в сточную воду ингибитора солеотложения снижается с 85 до 54 % и с 72 до 46 % соответственно.

Относительно невысокой эффективностью (67 - 72 %) обладают ингибиторы коррозии СНПХ-6418А, Напор-1007 и ТНХС-4М. Однако, в присутствии ингибитора солеотложения СНПХ-5313Н эффективность перечисленных ингибиторов коррозии увеличивается и составляет 85 %, 81 % и 82 % соответственно.

Наибольший защитный эффект в сточной воде УПСН показал ингибитор коррозии Напор-1010 - 85 %. Эффективность ингибитора Напор-1010 осталась на столь же высоком уровне и при введении в сточную воду ингибитора солеотложения и составила 86 %.

Таким образом, по результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1. Агрессивность сточной воды УПСН определяется наличием кислорода, сероводовода, углекислого газа.

2. Ингибитор солеотложения СНПХ-5313Н не оказывает отрицательного влияния на скорость коррозии стали в сточной воде УПСН при температуре 110 °С.

3. Ингибитор солеотложения СНПХ-5313Н может оказывать значительное влияние, как отрицательное, так и положительное, на эффективность ингибиторов коррозии.

4. Для защиты от внутренней коррозии трубопровода горячей воды от УПСН до скважины цеха добычи нефти Мордово-Кармальского месторождения рекомендуются следующие ингибиторы: Напор-1010, СНПХ-6418А, ТНХС-4М или Напор-1007.

5. Исследование эффективности ингибиторов коррозии в сточной воде УПСН показало возможность их использования для предотвращения коррозии нефтепромыслового оборудования при повышенных температурах.

Литература

1. Судыкина, Е.Н. Сравнительный анализ свойств природных битумов, добытых с помощью термических методов повышения нефтеотдачи / Е.Н. Судыкина, Е.С. Охотникова, Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - №10. - С.231-235.

2. Кравцов, В.В. Коррозионная стойкость конструкционных материалов в рабочих средах предприятий нефтегазовой отрасли: учеб. пособие для вузов / В.В. Кравцов, Т.В. Киселева, А.В.Малинин. - Уфа: ООО «Монография», 2007. - 276 с.

3. Гоник, А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения / А.А. Гоник. -М.: Недра., 1976. - 192 с.

4. Семеновых, А.Н. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / Н.Н. Семеновых и др. // Нефтяное хозяйство.- 2005. - № 8. - С.94-97.

© М. И. Старшов - канд. техн. наук, зав. каф. химии и технологии органических материалов Бугульминского филиала КГТУ; О. И. Закомолдин - ведущий инженер лаборатории техники и технологии защиты от коррозии (ТТЗК) отдела экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений (ЭБРНМ) института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»; Н. Р. Каюмова - канд. техн. наук, старший научный сотрудник лаборатории ТТЗК отдела ЭБРНМ института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»; Ф. Ш. Шакиров - зам. зав. отделом ЭБРНМ, зав. лабораторией ТТЗК отдела ЭБРНМ института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»; И. Р. Шакирова - зав. сектором лаборатории ТТЗК отдела ЭБРНМ института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»; С. М. Кадысев - инженер 2-й категории лаборатории ТТЗК отдела ЭБРНМ института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», fshakirov@tatnipi.ru.