Ј
Способ состоит в нанесении ингибитора, в том числе летучего, на капиллярно-пористый материал-носитель, в том числе растворимый, который в виде гранул, таблеток и брикетов подается в скважину, нефтепровод, технологический аппарат или резервуар до полного выщелачивания ингибитора с последующим его обновлением, что позволяет защитить глубокие и сверхглубокие скважины и подземное и надземное оборудование скважин, нефтесборных коллекторов, резервуаров и технологические аппараты от коррозии, наводоражива- ния и солеотложений, не загрязняя при этом нефтепродукты или товарную нефть с применением новых ингибиторов, обладающих достаточной термостойкостью, высокой комплексной защитой в жестких условиях агрессивной продукции скважин. 3 з. п. ф-л ы.
Изобретение относится к нефтегазодо- бывающей промышленности и может быть применено для защиты от коррозии, наво- дораживания и солепарафиноотложений подземного оборудования скважин и надземных коммуникаций, а также нефтепромысловых и нефтепродуктовых стальных резервуаров, а именно к способам получения ингибитора коррозии путем нанесения ингибитора на вещество-носитель.
Цель изобретения - направленное действие ингибитора, продление срока действия защиты, интенсификация растворения ингибитора и надежность защиты.
Поставленная цель достигается тем, что по способу получения ингибитора коррозии путем нанесения ингибитора на вещество- носитель нанесение проводят методом смачивания или пропитки, используя в качестве вещества-носителя пористый твердый материал с удельным весом более 1 в виде гранул, брикетов или таблеток.
С целью повышения растворимости ингибитора коррозии, более полного раскрытия ионогенных групп ингибиторов катионного типа, таких, как триалкилбензи- ламмонийнитрит, -нитрат или хлорид и по- вышения степени перемешивания и адсорбируемости защитных пленок в качестве вещества-носителя используют гранулированный сухой лет (твердая углекислота СОа) или обычный лед, или брикетированный сахар-песок. При этом после растворения ингибитора с поверхности вещества-носителя выделяющиеся пузырьки газа перемешивают раствор и ингибитор в подкисленной ими среде полнее диссоциирует, подключая к атаке большее число ионогенных групп катионного ПАВ к адсорбционной защите металла. Аналогично диссоциация молекул воды льда, сахара и
VI
Ю О 00 О СО
каменной соли усиливает перемешивание и растворение ингибитора коррозии.
В качестве ингибиторов коррозии применены триалкилбензиламмонийнитрит-, нитрат, -хлорид; хинолин и его производные; продукт переработки фитостерина; ингибитор Сарзин, которые не только защищают металл от коррозии, но и от на- водораживания и эффективно работают в кислых средах.
Использование в качестве вещества-носителя гранулированных фосфатных удобрений позволяет защищать металл не только от коррозии и наводораживания, но и от отложения солей и парафина.
Использование в качестве вещества-носителя эластичного капиллярно-пористого материала никелида титана позволяет осуществлять автоматическую дозировку ингибитора при изменении температуры и давления увеличивая срок последействия ингибитора, не загрязняя при этом нефть и нефтепродукты в силу стерильности никелида титана.
Среди других веществ-носителей может быть использован гранулированный поли- акриламид или гранулы микропористой смолы.
Ингибитор с веществом-носителем вводится в затрубное пространство скважин, и поскольку вещество-носитель тяжелее воды, он легко достигает забойной части, медленно трассируя ингибитор в агрессивную продукцию скважин, защищая их подземное оборудование. На вещество-носитель ингибитор-наносится методом смачивания или пропитки. Твердое вещество-носитель может.быть растворимым или нерастворимым материалом. Загрузка его может осуществляться также и в контейнере.
При защите нефтесборных коллекторов загрузка ингибитора с веществом-носителем осуществляется в головной мерник под струю и транспортируется по нижнему лотку трубы потоком жидкости (обводненной нефти или пластовой воды), защищая тем самым от коррозионного язвенного поражения и ручейковой коррозии низ трубопровода как наиболее коррозионно-опасную часть, где скапливается соленая пластовая вода.
При защите от коррозии стальных нефтепромысловых (сырьевых, технологических и товарных, а также нефтепродуктовых) резервуаров от коррозии в качестве вещества-носителя используется жженый глиняный кирпич, предварительно пропитанный, например, методом окунания жидким ингибитором коррозии или парогазофазным ингибитором. Пропитанный жидким
ингибитором кирпич заворачивается в целлофан и крепится к веревочке и опускается на днище резервуара, где скапливается соленая вода. Пройдя слой нефти в целлофане
и опускаясь в зону мертвого объема соленой пластовой воды, целлофан сматывается с кирпича и той же веревочкой вытаскивается через верхний смотровой люк. При этом ингибитор, закрепленный в порах кирпича, постепенно трассируется в мертвый объем соленой пластовой и подтоварной воды, защищая днище и нижние пояса от коррозионного язвенного порыва. Другой кирпич, смоченный парогазовым ингибитором, под5 вешивается под кровлей стального резервуара в газовом объеме, где скапливаются кислые газы, включая сероводород и С02, выделяющиеся из нефти в процессе подготовки ее и хранения, и
0 трассирует летучий ингибитор в газовый объем, предохраняя кровлю стального резервуара от разрушения и потерь легких углеводородных фракций в атмосферу. Если же вводить ингибитор непосредственно в
5 жидкую или газовую фазу без вещества-носителя, то ингибитор быстро выносится потоком и требует непрерывного дозирования,т.е. используется неэффективно с малым сроком службы, равным времени
0 пребывания жидкости в резервуаре, технологическом аппарате или трубопроводе. Для топливных систем ракетных двигателей и горючесмазочных материалов и нефтепродуктов в качестве вещества-носителя целе5 сообразно применять эластично-пористое вещество-носитель - никелид титана, что делает эти продукты абсолютно стерильными с автоматическим дозированием ингибитора при изменении температуры или
0 давления в потоке. Следует заметить, что такие брикеты из никелида титана, как и кирпичи, смоченные ингибитором, могут устанавливаться в любом месте по трассе газопровода, нефтепровода или водовода
5 сточной промысловой воды в системе ППД, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, но предпочтительно на коррозион- но-опасных участках трассы. Это могут быть мешки трассы, где скапливается влага,
0 конденсат, вода, кислый газ, В качестве ингибитора целесообразно использовать такие ингибиторы, которые способны защищать металл от коррозии и наводораживания как в водно-нефтяных средах, так
5 и парогазовых. К таким ингибиторам относятся галогены или нитриты, нитраты триал- кил бензил аммония (триа л кил бензил ам- монийхлорид, триалкилбензиламмонийио- дид,триалкилбензиламмонийбромид триалкилбензиламмонийфторид, триалкилбензиламмонийнитрит, триалкил, бензи- ламмонийнитрат), которые применяют как в отдельности, так и в сочетании с хинолином или его производными, а также ингибиторы на основе азоторганических соединений при переработке угля, например Сарзин, представляющие собой жидкость, и ингибиторы на основе азоторганических соединений растений или древесины и гузапаи хлопчатника-продукты переработки фито- стерина. Этими ингибиторами смачивается и пропитывается вещество-носитель. Они могут также разбавляться в керосине, газоконденсате, спирте или воде и затем смачиваться и пропитываться веществом-носителем. Эти ингибиторы, нанесенные на вещество-носитель, надежно защищают металл как в водно-нефтяных, так и парогазовых средах в присутствии кислых газов (HaS, С02, НС1,.50зи02).
В качестве вещества-носителя в роли комплексно-действующего ингибитора коррозии и солепарафиноотложений применены гранулированные фосфорные удобрения на основе конденсированных фосфатов и полифосфатов, нитроаммофоса и аммофоса, которые к тому же улучшают и механические свойства стали в лриповерхностном слое.
Пропитку и смачивание вещества-носителя ингибитором или его растворами осуществляют перколяцией, фильтрацией или окунанием.
Защиту нефтепромыслового оборудования, работающего в кислой сероводород- содержащей продукции скважин, осуществляют водными или водно-спиртовыми или спиртовыми растворами фитостерина, которыми смачивается и пропитывается вещество-носитель.
П р и м е р 1. Для защиты подземного оборудования скважины механизированной добычи от коррозии и увеличения межремонтного периода при добыче обводненной парафинистой нефти с содержанием сероводорода 317 мг/л в затрубное пространство закачивается или засыпается гранулированный нитроаммофос (ТУ-6-08- 433-79), предварительно смоченный и пропитанный триал кил бензил аммонийхло- ридом. При этом эффект защиты от сероводородной коррозии, наводораживания и солепарафиноотложений соответственно составил 99,4; 99,2 и 99,0%, а межремонтный период увеличился в 2,8 раза за счет сокращения обрывов штанг, колонн НКТ (насосно-компрессорных труб) и частоты ремонта глубинного насоса. При смачивании и пропитке того же вещества-носителя три- алкилбензиламмонийнитритом межремонтный период (МРП) увеличился с 70 до 210 суток, т.е. втрое. Расход смоченного ингибитором вещества-носителя на одну скважину составил 160 кг, в то время как по прототипу на обработку одной скважины требуется 1 -5 т ингибитора. Время защитного действия ингибитора по предлагаемому способу составляет 8 месяцев, что в 2 раза дольше, чем по существующему.
0 Пример 2. Условия те же, что в примере 1, только в качестве вещества-носителя использована кирпичная крошка фракции 2-5 мм, пропитанная 10%-ным водным раствором фитостерина (продукта
5 переработки фитостерина в виде мыла сульфатного облагороженного), ТУ 13-4000177- 109-86, выпускаемого Чимкентским химико-фармацевтическим заводом по цене 265 руб за тонну, и загруженная в сетчатый
0 контейнер, опущенный в скважину. При этом эффект защиты от кислотно-сероводородной коррозии при ,5 пластовой воды и минерализации 91 г/л составил 99,9% от наводораживания 99,8 и солепарафино5 отложений 99,7% при увеличении МРП в 3,5 раза.
Прим р 3. Условия те же, что и в примере 1, только в качестве ингибитора для смачивания применен Сарзин, при
0 этом МРП увеличился в 3,2 раза.
П р и м е р 4. Условия те же, что и в примере 2 и 3, при этом МРП увеличился в 3,1 раза.
П р и м е р 5. Условия те же, что и в
5 примере 1, только ингибитор триалкилбен- зиламмонийхлорид нанесен на крошку сухого льда (твердая СОз) крупностью 1-5 мм, при этом эффект защиты от коррозии и солепарафиноотложений полный (100%). Ана0 логичные результаты с применением триалкилбензиламмонийиодидом, бромидом и фторидом.
П р и м е р 6. Нефтесборный 06 коллектор протяженностью 8 км, транспортирую5 щий обводненную нефть с обводненностью 90% с производительностью по жидкости 932 м /сутки. Пластовая вода хлоркальциево- го типа, минерализация 70 г/л, Н2$ 180мг/л, рН 6,4) защищается от порывов следующим
0 образом. В три головных мерника под струю загружается гранулированный нитроаммофос (или аммофос, или конденсированные полифосфаты), смоченный и пропитанный триалкилбензиламмонийхлоридом из расче5 та 25 кг/сутки в каждый мерник. При этом гранулы, смоченные и пропитанные ингибитором, тянутся по лотку трубы, оседая в мешках трассы, медлен но трассируя ингибитор в соленую воду, благодаря чему в 12 раз сократилась частота порывов с последействием до 4-х месяцев после прекращения подачи ингибитора. При этом степень защиты нефтесборного коллектора от коррозии, наводораживания и солепарафино- отложений соответственно составила 99,3; 99,1 и 99%.
Пример. Условия те же, что и в примере 6, только в качестве вещества-носителя использован жженый глиняный строительный красный кирпич, смоченный ингибитором Сарзин и в количестве поЗ штуки опущенный в каждый из трех головных мерников. При этом частота порывов снизилась в 9 раз. Аналогичные результаты получают при смачивании кирпича 10%-ным водным раствором фитостерина (продуктом переработки фитостерина (ППФ).
Примере. Пористые гранулы или таблетки, брикеты из никелида титана смачиваются и пропитываются путем окунания или перколяции в жидкие парогазофазные ингибиторы триалкилбензиламмонийхло- рид, триалкилбензиламмонийиодид, триал- килбензиламмонийбромид, триалкилбенз- иламмонийфторид, триалкилбензиламмо- нийфосфат, Сарзин или ППФ и опускаются в контейнере сетчатом на заданную глубину или засыпаются в затрубное пространство в забойную часть скважины. Упруго-эластичные свойства капиллярно-пористого никелида титана заставляют под действием перепада температур и давлений сжиматься или расширяться вещество-носитель, выделяя при этом большее или меньшее количество ингибитора в агрессивную среду продукции скважин, не загрязняя ее при этом продуктами растворения вещества-носителя и обеспечивая полную защиту от сероводородной, кислотной коррозии и охрупчивания в жидкой и парогазовой фазах скважины. При контейнерной загрузке вещества-носителя никелида титана по мере израсходования жидко-летучего ингибитора за счет его испарения, вымывания и растворения в агрессивной среде, контейнер вынимается и содержимое его - вещество-носитель - регенерируется и снова смачивается жидко-парофазным ингибитором и опускается в газовую или нефтяную, или нагнетательную скважину на заданную глубину.
Предлагаемое изобретение позволяет надежно защищать сверхглубокие и глубокие скважины, работающие в жестких условиях повышенных температур, давлений и минерализации пластовой воды с повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа, поскольку указанные ингибиторы
проявляют уникальные свойства с термостойкостью до 450°С и способны защищать металл от наводораживания и коррозии в кислых сероводородных жидких и газовых
средах. Они могут быть использованы в смеси с хинолином или его производными, что одновременно позволяет растворять ас- фальтосмолопарафинистые отложения в стволе скважины.
Пропитывая капиллярно-пористые брикеты никелида титана жидкими летучими ингибиторами и размещая его в технологических аппаратах, сырьевых, технологических и товарных резервуарах, например на
днищах в зоне скопления соленой подтоварной воды и в газовом пространстве под кровлями, достигается полная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии, наводораживания и охрупчивания, предотвращаются аварийные ситуации и потери нефти и легких фракций ее в атмосферу и на рельеф местности. Предлагаемое изобретение позволяет защищать нефтепродуктовые резервуары нефтебаз при хранении дизельного авиационного и ракетного топлива на срок до полного выщелачивания ингибитора с развитой поверхности капиллярно-пористого никелида титана.
Такие брикеты из капиллярно-пористого никелида титана за счет упруго-эластичных свойств при перепадах температур и давлений позволяют осуществлять автоматическое дозирование ингибитора, в том числе и летучего, и устанавливаться в газопроводах (байпасах), газокомпрессорах по компримированию и перекачке сырого се- роводородсодержащего нефтяного газа с промысла до пункта его переработки.
По мере отработки брикета из никелида
титана для не особо ответственных сооружений из кирпича они вынимаются, очищаются и промываются, например, в органическом растворителе или воде, высушиваются и снова смачиваются и пропитываются жидко-парофазным ингибитором и повторно или многократно, а еще лучше с помощью автоматической кассеты загружаются в технологический аппарат, резервуар, скважину или в нефтегазопровод или водовод.
Среди других веществ-носителей могут быть использованы гранулы сухого полиак- риламида. При этом после израсходования ингибитора полиакриламид в дальнейшем растворяется в воде на забое скважины, например, нагнетательной и может быть использован в качестве полимерного заводнения, или водорастворимые соли, или сахар.
Формула изобретения
0
5
лед, или брикетированный сахар-песок, кирпич, соль, гранулы полиакриламида.
| Авторское свидетельство СССР М 1543052, кл | |||
| Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
