МНОГОАСПЕКТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И УНИВЕРСАЛИЗМА НОВЫХ ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ ОТ КОРРОЗИИ, ВСЛЕДСТВИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБОРУДОВАНИЕ АГРЕССИВНЫХ СРЕД.

Один из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти — кислотная обработка призабойной зоны продуктивных пластов (КО ПЗП). В связи с нарастанием в отрасли объемов солеобразующего фонда скважин одним из приемов удаления труднорастворимых солевых осадков с поверхности подземного металлического оборудования также следует считать использование различных кислотных составов. Без специальных мер защиты оборудования оно может быстро подвергнуться коррозионному поражению вплоть до отказа и необходимости замены с проведением ТРС.

Обеспечение надежности и долговечности работы промышленного оборудования и трубопроводных систем является одной из важнейших задач при разработке нефтегазовых месторождений и при дальнейшей транспортировке углеводородного сырья. Однако коррозионная агрессивность эксплуатационных сред в этой отрасли чрезвычайно высока.

Коррозия стального оборудования скважин, а также магистральных и технологических трубопроводов, помимо уменьшения срока их эксплуатации и увеличения затрат на их ремонт, может нанести серьезный ущерб окружающей среде. Повреждение оборудования приводит к засолению почв агрессивной пластовой водой, загрязнению почв и природных водоемов нефтью и нефтепродуктами. В связи с этим, в настоящее время на нефтяных месторождениях большое внимание уделяется проблеме продления срока службы технологического оборудования скважин. Одним из эффективных способов антикоррозионной защиты промыслового оборудования и трубопроводов в нефтегазодобывающей промышленности является применение ингибиторов коррозии.

Ингибиторная защита является наиболее распространенным и оправданным с экономической точки зрения методом антикоррозионной защиты промыслового оборудования и трубопроводов. Изменяя дозировку ингибитора или применяя ингибиторы с различными противокоррозионными свойствами, можно добиться снижения скорости коррозии до приемлемого уровня без принципиального изменения существующих технологических схем, защиты трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время, и этот способ наиболее выгодный с экономической точки зрения.

К ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности предъявляются следующие требования:

• Высокая эффективность защиты;

• Не токсичность;

• Взрыво - и пожаробезопасность;

• Небольшая стоимость;

• Отсутствие отрицательного влияния на основной технологический процесс и др.

Эффект от применения ингибиторов характеризует параметр называемый степенью защиты, численно равный отношению уменьшения скорости коррозии к её первоначальной величине:

Z, % = 100[(K0 – Kинг)/K0)]

где K0 и Kинг – скорость коррозии в неингибированном и ингибированном растворах соответственно.

В табл. 1 приведены некоторые физические характеристики рассмотренных ингибиторов, а также оценено влияние типа ингибитора на стабильность нефтекислотной эмульсии. Межфазное натяжение измеряли по известной методике (метод объема капель) с помощью сталагмометра марки СТ-1. Приведенные средние значения межфазного натяжения получены из серии параллельных измерений (не менее трех опытов). Стойкость эмульсий тестировали следующим образом: равные объемы кислоты и нефти перемешивали на лабораторной мешалке в течение 15 мин при частоте вращения около 800 мин-1, затем эмульсию помещали в мензурку объемом 250 мл и визуально контролировали время ее полного разрушения. Хотя приготовление эмульсии по такой методике не в полной мере отражает процессы эмульгирования, протекающие в ПЗП, качественная зависимость стойкости нефтекислотной эмульсии от природы (марки) используемого ингибитора солянокислотной коррозии сохранится и в пластовых условиях. Величина межфазного натяжения на границе ингибированная кислота – керосин, т.е. поверхностная активность, у разных типов ингибиторов различается значительно (см. табл. 1) при сопоставимых значениях скорости коррозии (максимальное различие скорости коррозии составляет менее 2 раз при температуре 20 °С) и влияет на устойчивость нефтекислотной эмульсии (см. табл. 1): чем ниже межфазное натяжение, тем легче разрушается эмульсия. Этот параметр может использоваться для прогнозирования возможности применения ингибированной кислоты с целью повышения нефтеотдачи.

Таблица 1.

Влияние ингибитора на стабильность нефтекислотной эмульсии.

В то же время склонность к образованию эмульсий у разных типов нефти различна. Поэтому на примере двух ингибиторов «Солинг» и ВНПП-2-В, различающихся межфазным натяжением более чем в 10 раз, исследовано их влияние на образование эмульсий различных типов нефти (легкой, средней и тяжелой). При тестировании в пробирке объемом около 50 мл смешивали равные количества нефти и ингибированной соляной кислоты. Затем пробирку закрывали резиновой пробкой и встряхивали содержимое в течение 5 мин. Через 1 ч после встряхивания визуально фиксировали динамику расслоения и характер образующихся фаз. Если расслоения не произошло или произошло полное расслоение, то эксперимент завершали. При неполном расслоении отбирали нефтяную фазу и замеряли ее вязкость на вискозиметре ВПЖ.

Как следует из табл. 2, соляная кислота, ингибированная «Солингом», обладает деэмульгирующими свойствами и способствует лучшему разрушению эмульсий всех исследованных типов нефти. Однако увеличение концентрации ингибитора «Солинг» до 1 % приводит к ее полному разрушению менее чем за 1 ч. Все исследованные нефти с кислотой, обработанной ингибитором   ВНПП-2-В, образуют более стойкие эмульсии, причем увеличение концентрации ингибитора ВНПП-2-В до 1 % для легкой нефти не дает дополнительного деэмульгирующего эффекта.

Использование специальных «облагораживающих» добавок – взаимных растворителей, деэмульгаторов, высокоэффективных ПАВ высоких концентраций, – вероятно, может снизить, а иногда и устранить негативное влияние на стойкость образующейся эмульсии ингибиторов коррозии с низкой межфазной активностью, таких как В-2, ВНПП-2-В и др.

Таблица 2.

Результат перемешивания.

Примечание. В числителе приведена вязкость при температуре 20 °С, в знаменателе – при температуре 50 °С.

Обоснованный подход к выбору ингибитора для соляной кислоты, используемой с целью увеличения нефтеотдачи, должен учитывать все факторы, в том числе способность ингибитора защищать от коррозии металлическое оборудование при повышенных температурах.

В табл. 3 приведены результаты тестирования ингибиторов концентрацией 0,4 % при температуре 95 °С, на рисунке 1 – при температуре 20, 50 и 95 °С. Испытания при температуре 20 °С проводились в течение суток, при температуре 50 и 95 °С – в течение 2 ч без перемешивания с использованием 20%-ной синтетической соляной кислоты. Из рисунка видно, что при температуре 20 и 50 °С скорости коррозии металла при воздействии кислоты, ингибированной различными типами ингибиторов, низки и сопоставимы, но при высокой температуре (95 °С) разница увеличивается до 10 раз, причем скорость коррозии возрастает в ряду В-2 < «Солинг» < «Напор-КБ» < ВНПП-2-В. Лучший защитный эффект при высокой температуре проявляют ингибиторы В-2 и «Солинг», наихудший – ВНПП-2-В. Очевидно, что этот ингибитор может использоваться только для обработки низкотемпературных скважин. Важно отметить, что при ингибировании абгазной кислоты ингибитором В-2 скорость коррозии значительно выше, чем при обработке этим же ингибитором синтетической кислоты, что, очевидно, связано с наличием в абгазной кислоте примесей, негативно влияющих на ингибитор (см. табл. 3).

Таблица 3.

Результаты тестирования ингибиторов концентрацией  0,4 % при температуре 95 °С.

Рисунок 1. Зависимость скорости коррозии в 20%-ной соляной кислоте от типа ингибитора при различных температурах.

Рациональный подход к выбору ингибитора для соляной кислоты, наряду с принятыми показателями, должен учитывать оценку дополнительных важных критериев: способности защищать от коррозии металлическое оборудование при повышенных температурах и склонности ингибированной кислоты к образованию стойких нефтекислотных эмульсий.

Природа ингибитора, применяемого для защиты металлического оборудования от кислотной коррозии, существенно влияет на стойкость нефтекислотной эмульсии;

Межфазное натяжение на границе керосин – ингибированная соляная кислота хорошо коррелирует со стойкостью нефтекислотной эмульсии и может использоваться для прогнозного тестирования пригодности ингибированной кислоты для технологий увеличения нефтеотдачи;

Ингибитор коррозии «Солинг», разработанный специально для использования в технологиях добычи нефти, обеспечивает высокий защитный ингибирующий эффект по отношению к кислотной коррозии, в том числе при повышенной температуре, значительно снижает межфазное натяжение на границе кислота – нефть и придает кислоте хорошие деэмульгирующие свойства.

Список литературы:

1. Андреев Н.Н., Кузнецов Ю.И. //Защита металлов. 2002. Т. 38. № 5. С. 453-456.
2. Вагапов P. К., Игошин Р. В., Кузнецов Ю. И., Цирульникова Н.В. // Практика противокоррозионной защиты. 2009. №3. С. 19.
3. Вигдорович В.И., Цыганкова Л.Е., Федотова А.И. Оценка парциальных вкладов защитной фазовой пленки и ингибитора в торможение коррозии металлов // Практика противокоррозионной защиты. 2010. № 1 (55). С. 55-62.
4. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман Л.Е. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. М.: Недра,
5. Иванов Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах. М.: Металлургия, 1986. 175 с.
6. Саакиян Л. С., Ефремов А. П., Соболева И.А. Повышение коррозионной стойкости нефтегазопромыслового оборудования. М.: Недра, 1988. 231 с.
7. Фролова Л.В., Томина Е.В., Казанский Л.П., Кузнецов Ю.И. // Коррозия: материалы, защита. 2007. №7. С. 22.