РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ НОВОГО ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ

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.

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

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 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.

Типы ингибиторов коррозии по механизму действия

Применение ингибиторов коррозии обеспечивает эффективную и надежную защиту оборудования, позволяет стабилизировать процесс его эксплуатации и увеличить время межремонтного периода работы скважин, кроме того не требует изменения технологических схем.

Основываясь на экономической целесообразности в зависимости от условий и особенностей разработки залежей, доступности технических средств и прочих факторов, могут применяться различные методы, однако, в нефтепромысловой практике приоритетное распространение для предотвращения осложнений, связанных с коррозией оборудования, получили ингибиторные 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 GRDC- 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 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.

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 высококипящими 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

Свойства и состав газа месторождения Чегара

Месторождения Чегара, Западная Чегара, Восточная Чегара в административном отношении входят в состав Бахористанского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.

Населенные пункты на площади месторождений отсутствуют. Ближайшими населенными пунктами являются поселок и железнодорожная станция Караулбазар в 130 км к северо-востоку, райцентр Алат в 100-110 km к северо-западу, г. Бухара в 180-185 km к северу.

Ближайшими от площади месторождений Чегаринской 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 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 нефтерастворенного газа двух объектов среднее содержание сероводорода составило 10,01 %, что соответствует 134,8 g элементарной серы на 1 m³ газа при стандартных условиях. Для характеристики Восточно-Чегаринской залежи на скважине № 1-ВЧ принята концентрация сероводорода в нефтерастворенном газе, установленная в интервале 2702 – 2690 m и составившая 4,66 %, что соответствует 62,7 g элементарной серы на 1 m³ 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 нефтерастворенного 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 ьестируемого 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)

Таблица 5.

Определение защитной способности ИК GRDC- 0421 (пластовая вода)

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 (Z, %) тестированных ИК GRDC- 0421, отвечают требованиям RH 39.0-051: 2007 при введении в ингибируемую среду тестируемого ингибитора в количестве 30-35 mg/l.

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.

Рисунок 1. Фотографии контрольных образцов-свидетелей коррозии

Вывод: Ингибитор коррозии марки ИК-GRDC-0421 Ts 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 (RH)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 «SanoatEnergetikaGuruhi»

Время испытаний: 1200 часов.

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 призабойной зоне пласта / Е.М. Гнеев, М.Г. Исаев, Л.Б. Лялина и др. № 2988641 / 22-03 // БИ. - 1983. - № 6.
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