способ ингибиторной обработки скважинной жидкости

Формула изобретения

1. Способ ингибиторной обработки скважинной жидкости, включающий непрерывный ввод в жидкость водорастворимого ингибитора коррозии в нефтепромысловом трубопроводе, отличающийся тем, что после ввода ингибитора коррозии скважинную жидкость дополнительно обрабатывают в постоянном магнитном поле высокой напряженности и переменной полярности, причем напряженность магнитного поля выбирают в пределах 240-800 кА/м, чередование полярности 3-10, а время обработки 0,6-1,4 с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дозировку ингибитора коррозии определяют в момент равенства текущей и заданной скорости коррозии.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к химической обработке скважинной жидкости и может быть использовано для уменьшения расхода ингибиторов коррозии при транспортировке коррозионно-активной жидкости в нефтепромысловых трубопроводах.

Известен способ химической обработки скважинной жидкости, включающий ввод в жидкость ингибиторов коррозии, соле- и парафиноотложения /Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии //Э.М. Гутман и др. М.: Недра, - 1983, - с.105-109/.

Недостатком этого способа является высокая стоимость обработки, безвозвратные потери химических реагентов /ингибиторов/ и низкая эффективность. Например, при применении вододиспергируемых ингибиторов типа СНПХ-6301 происходит их расслоение и переход в нефтяную фазу, в результате существенно уменьшается защитный эффект.

Известен также способ ингибиторной обработки скважинной жидкости, включающий непрерывный ввод в жидкость водорастворимого ингибитора коррозии в нефтепромысловом трубопроводе /Бурмистров А.Г. Методические подходы для оптимизации ингибиторной защиты трубопроводов, транспортирующих кислые газожидкостные смеси //Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - №11-12. - 1997. - с.2-5/. Этот способ принят за прототип.

Хотя применение водорастворимых ингибиторов существенно эффективнее вододиспергируемых, т.к. не происходит выделение ингибитора из водной фазы, этот способ также имеет существенные недостатки: высокая стоимость ингибиторов /более 30 тыс. руб. за 1 т/, ограниченная дальность действия /10-12 км/ и слабая адгезия пленки ингибитора к поверхности трубы.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов путем уменьшения дозировки ингибиторов при сохранении защитного эффекта.

Технический результат достигается тем, что в способе ингибиторной обработки скважинной жидкости, включающем непрерывный ввод в жидкость водорастворимого ингибитора коррозии в нефтепромысловом трубопроводе, после ввода ингибитора коррозии скважинную жидкость дополнительно обрабатывают в постоянном магнитном поле высокой напряженности и переменной полярности, причем напряженность магнитного поля выбирают в пределах 240-800 кА/м, чередование полярности 3-10, а время обработки 0,6-1,4 с.

Дозировку ингибитора определяют в момент равенства текущей и заданной скоростей коррозии.

Сущность данного технического решения заключается в том, что магнитная обработка скважинной жидкости, содержащей водорастворимый ингибитор коррозии, способствует повышению его адсорбционной способности на стенках трубопроводов за счет поляризации сложных органических молекул ингибитора. В результате ингибитор плотнее садится на внутреннюю поверхность трубы и лучше на ней удерживается. Это повышает защитный эффект и позволяет уменьшить расход ингибитора. Кроме того, при магнитной обработке на поверхности трубопровода образуется пленка из магнетита, которая также способствует уменьшению расхода ингибитора. Такой эффект наблюдается только при условии, когда скважинная жидкость обрабатывается мощными магнитными полями /240-800 кА/м/ в течение определенного времени /0,6-1,4 с/. На чертеже приведена схема реализации способа.

Схема реализации включает реагентный блок 1, выход которого соединен через обратный клапан 2 с нефтепромысловым трубопроводом 3. Реагентный блок 1 обеспечивает регулируемую подачу ингибитора коррозии в трубопровод 3. Трубопроводный магнитоактиватор 4 монтируется на трубопроводе 3 между задвижками 5 и 6 и снабжается байпасной линией 7, на которой устанавливается задвижка 8. Байпасная линия 7 необходима при текущем ремонте магнитоактиватора 4. Магнитоактиватор 4 выполнен на постоянных магнитах из редкоземельных металлов неодим-железо-бор или самарий-кобальт, обеспечивающими высокую напряженность /более 240 кА/м/ магнитного поля в рабочем зазоре магнитоактиватора 4.

Способ реализуется следующим образом. Определяют при помощи коррозиметра текущую /общую/ скорость коррозии до обработки скважинной жидкости. С учетом применяемого ингибитора коррозии и коррозионной активности скважинной жидкости задается предварительная дозировка ингибитора. После этого дозировочным насосом /на чертеже не показано/ реагентного блока 1 через обратный клапан 2 водорастворимый ингибитор вводят в трубопровод 3, где он перемешивается скважинной жидкостью.

Ингибированная жидкость при закрытой задвижке 8 и открытых задвижках 5 и 6 поступает на трубопроводный магнитоактиватор 4, в рабочем зазоре которого происходит обработка жидкости в постоянном магнитном поле высокой напряженности. В результате магнитной обработки повышается адгезия пленки ингибитора к внутренней поверхности трубопровода, что дает возможность уменьшить дозировку ингибитора. Затем измеряют скорость коррозии трубопровода 3 в точке, расположенной ниже магнитоактиватора 4 по течению скважинной жидкости. Измерение выполняют при помощи коррозиметра известным методом, не ранее чем за 30 мин после ввода ингибитора коррозии /это время необходимо для образования пленки ингибитора на поверхности трубопровода/. Текущее значение скорости коррозии сравнивают с заданным значением и, если она больше, то увеличивают дозировку ингибитора, если меньше - уменьшают дозировку ингибитора. Заданная скорость коррозии зависит он многих факторов /экономических, технических и др./ и колеблется в пределах 0,04-0,1 мм/год.

Как показали многочисленные опыты, выполненные в лабораторных и промысловых условиях на реальных средах, обработка скважинной жидкости с ингибитором коррозии мощным магнитным полем позволяет уменьшить дозировку ингибитора более двух раз. При этом напряженность магнитного поля в рабочем зазоре магнитоактиватора должна быть больше 240 кА/м, а количество переполюсовок - более 3. При меньших значениях эффект обработки резко падает. Верхний предел напряженности магнитного поля нецелесообразно повысить 800 кА/м, а количество переполюсовок - более 10. Уменьшение времени обработки меньше 0,6 с уменьшает защитный эффект, а увеличение времени обработки более 1,4 с не дает повышение эффекта и усложняет конструкцию магнитоактиватора.

Результаты опытов приведены в табл. 1 и 2, выполненные на подтоварной воде Советского месторождения ОАО “Томскнефть” /табл.3/. В качестве ингибитора использовали водорастворимый ингибитор Servo UCA 148 /Голландия/. Для дозировки использовали небольшой перистальтический насос с регулируемой скоростью подачи. Для измерения коррозии использовали трехэлектродный коррозиметр. В качестве магнитоактиваторов применяли опытные образцы магнитоактиваторов с возможностью изменения магнитного поля и количества полюсов.

Опыты, проведенные в промысловых условиях ОАО “Томскнефть”, показали целесообразность и эффективность применения совместной ингибиторной и магнитной обработок скважинной жидкости.

Магнитная обработка жидкости вызывает также образование на стенках трубопровода плотной пленки, основным компонентом которой является магнетит /до 72%/, кроме того, при магнитной обработке уничтожаются сульфатвосстанавливающие бактерии и это позволяет уменьшить дозировку бактерицидов в 2-3 раза. Кроме того, дальность действия обработки увеличивается в 1,5-2 раза.

Таким образом, дополнительная магнитная обработка скважинной жидкости, выполненная после ингибиторной обработки постоянным магнитным полем высокой напряженности и переменной полярности, позволяет существенно уменьшить расход ингибитора коррозии при сохранении высокого эффекта защиты и увеличить дальность действия обработок. Экономия дорогостоящего ингибитора составляет более 50%.

Изобретение предполагается реализовать на промыслах ОАО “Томскнефть”.