Способ борьбы с коррозией трубопроводов системы сбора обводненной нефти


 


Владельцы патента RU 2496915:

Валеев Асгар Маратович (RU)

Изобретение относится к области защиты от коррозии нефтепроводов системы сбора обводненной нефти. Способ включает предварительный сброс основного объема попутно-добываемой воды в аппаратах ее путевого сброса, транспорт нефти по трубопроводу с остаточным содержанием воды до централизованного пункта подготовки нефти, создание в трубопроводе перемещаемой жидкой пробки защитного покрытия, при этом в трубопроводе формируют жидкую пробку раствора нефтерастворимого ингибитора коррозии в обезвоженной перекачиваемой нефти, периодически производят накопление нефтяной фазы в аппарате сброса воды уменьшением количества ее отвода в трубопровод и снижением положения уровня раздела «нефть-вода» в аппарате и по достижении заданного минимального уровня восстанавливают начальное количество отводимой нефти в трубопровод, а в период сброса из аппарата накопившейся нефтяной фазы в нее вводят нефтерастворимый ингибитор коррозии в виде четвертичных аммониевых соединений алкилимидоаминов из расчета не менее 5% объема нефти. Технический результат: повышение эффективности защиты от коррозии. 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для борьбы с коррозией нефтепроводов на участках от установок путевого сброса воды до централизованных пунктов подготовки нефти.

Известно, что внутрипромысловый транспорт обводненной нефти в процессе разработки нефтяного месторождения связан со значительной коррозией, вызванной контактом агрессивной попутно-добываемой воды со стенками труб.

Известен способ путевого сброса основного объема воды в головной части промыслового нефтепровода, целью которого в том числе является снижение коррозии труб благодаря значительному уменьшению контакта воды с металлом. Аппараты сброса для реализации способа представляют собой наклонные трубы, из нижней части которых отводится расслоившаяся вода, а из верхней - нефтяная и газовая фазы /1, 2/. Вода при этом отводится в систему поддержания пластового давления (ППД), а нефть с остаточным (до 10% по объему) количеством воды поступает в нефтепровод. Газовая фаза отводится потребителю, либо вводится в нефтепровод. Во избежание попадания нефти в сбрасываемую воду и далее - в нагнетательные скважины уровень раздела «нефть-вода» в аппаратах сброса поддерживается на отметке отбора нефти. Таким образом, неполный сброс воды обусловливает ее частичное поступление через нефтяную линию в трубопровод и далее в центральный пункт подготовки нефти.

Способ путевого сброса воды обладает недостатком, который состоит в том, что остаточное количество воды в промысловом трубопроводе образует так называемый «подстилающий слой», имеющий тенденцию утолщения в пониженных участках и вызывающий коррозию металла нижней поверхности труб. В практике эксплуатации межпромысловых нефтепроводов это явление получило название - «ручейковая» или «канавочная» коррозия.

Известен способ защиты трубопроводов от коррозии, перекачивающих водо-нефтяную эмульсию, в котором по трубопроводу периодически прокачивают пробку пластовой воды минерализации 1,16-1,18 г/см3, содержащей 2,0-2,5 кг/м3 водорастворимого ингибитора коррозии - бактерицида /3/. Недостаток данного способа в том, что в данном случае используются водорастворимые ингибиторы, эффективность которых невысока из-за того, что они могут легко переходить с поверхности металла в водную фазу потока, не содержащую ингибитор коррозии.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ нанесения защитного покрытия на внутреннюю поверхность трубопровода с помощью защитной композиции, проталкиваемой по трубопроводу в виде жидкой пробки между двумя эластичными разделителями /4/. В качестве эластичных разделителей используются резиновые шары. Для перемещения по трубопроводу разделителей с защитной композицией между ними используется сжатый воздух. Способ требует значительного расхода дорогостоящих композиционных составов, времени на опорожнение трубопровода от перекачиваемой агрессивной среды, закачку воздуха и т.д. Истирание эластичных разделителей приводит к утечкам, непроизводительному расходу защитных составов и неполному покрытию ими труб.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа путем формирования в трубопроводе жидкой пробки раствора нефтерастворимого ингибитора коррозии в обезвоженной перекачиваемой нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем предварительный сброс основного объема попутно-добываемой воды в аппаратах ее путевого сброса, транспорт нефти по трубопроводу с остаточным содержанием воды до централизованного пункта подготовки нефти, создание в трубопроводе перемещаемой жидкой пробки защитного покрытия, периодически производят накопление нефтяной фазы в аппарате сброса воды уменьшением количества ее отвода в трубопровод и снижением положения уровня раздела «нефть-вода» в аппарате и по достижению заданного минимального уровня восстанавливают начальное количество отводимой нефти в трубопровода в период сброса из аппарата накопившейся нефтяной фазы в нее вводят нефтерастворимый ингибитор коррозии, например, алкилимидоамины из расчета не менее 5% объема нефти.

На чертеже показана схема реализации предложенного способа. Аппарат путевого сброса попутно-добываемой воды 1 содержит входной трубопровод 2 с задвижкой 3 для приема продукции скважин, трубопровод 4 с задвижкой 5 для сброса основного объема поступающей воды из аппарата 1, трубопровод 6 с задвижкой 7 для отвода нефтяной фазы из аппарата, трубопровод 8 с задвижкой 9 для отбора отсепарированного газа. К задвижке 7 подсоединен промысловый трубопровод 10 для перекачки нефти, имеющий место ввода ингибитора (показано стрелкой) и задвижку 11 на входе в пункт подготовки нефти. На конечном участке трубопровода 10 размещены краны 12 и 13 между которыми размещена вставная контрольная труба 14 того же диаметра. Перед краном 12 и после крана 13 в трубопровод врезана байпасная линия 15 с краном 16. В нижней точке трубы 14 имеется пробоотборный кран 17. Схема включает также соединения водной 4 и нефтяной линии 6 трубопроводом 18 с задвижкой 19.

На чертеже так же показаны крайние верхнее (I) и нижнее (II) положения поверхности раздела «нефть-вода» в аппарате 1.

В обычном режиме эксплуатации аппарата 1 поступление продукции группы скважины производится по линии 2 при открытой задвижке 3. В аппарате под действием гравитационных сил, а также заблаговременно введенного деэмульгатора происходит расслоение нефти и воды. Основной объем пластовой воды сбрасывается в систему ППД через линию 4 при открытой задвижке 5. Оставшаяся часть воды отводится в трубопровод 10 вместе с нефтью по линии 6 при открытой задвижке 7. Отсепарированной газ через верхнюю часть аппарата отводится по линии 8 через открытую задвижку 9 потребителю или может вводится в трубопровод 10. В этом режиме задвижки 16, 17, 19 полностью закрыты.

Остаточное количество воды в потоке нефти образует в трубопроводе подстилающий слой воды, вызывающий коррозию металла. Однако, если периодически покрывать полностью поверхность труб пленкой нефтяного раствора ингибитора коррозии, то в силу ее повышенной адгезии к металлу продолжительное время она будет защищать трубы от коррозии, пока поток со временем постепенно не смоет ее с поверхности.

Для нанесения защитной нефтяной пленки на внутреннюю поверхность трубопровода 10 по всей его длине производят частичное открытие задвижки 19 линии 18, соединяющей водную 4 и нефтяную 6 линии. Ввиду того что гидростатическое давление в точке врезки линии 18 в водную линию 4 превышает давление в точке врезки линии 18 в нефтяную линию 6 за счет присутствия столба воды в аппарате, начнется переток части сбрасываемой воды в нефтяную линию 6.

В итоге в трубопровод 10 будет поступать меньшее количество нефти и большее количество воды. За счет этого в аппарате начнется накопление нефтяной фазы с понижением уровня I поверхности раздела «нефть-вода». По достижении этой поверхностью уровня II задвижку 18 полностью перекрывают. После этого начнется отвод из аппарата накопившейся обезвоженной нефти через нефтяную линию 6 в трубопровод 10 при продолжающемся сбросе воды в линию 4. При этом межфазный уровень будет перемещаться вверх от положения II к положению I. По достижении им положения I в нефтяной отвод начнет поступать остаточное количество воды и аппарат вернется в обычный режим работы.

В период сброса нефтяной фазы в трубопровод 10 производят дозирование ингибитора коррозии из расчета не менее 5% накопившегося в аппарате объема нефти. Учитывая, что объем аппарата между уровнями I и II достаточно большой, создаваемая пробка обезвоженной нефти в трубопроводе 10 будет значительной протяженности. Движение такой пробки сопровождается вытеснением водной фазы со всей поверхности металла за счет интенсивного турбулентного перемешивания нефтяного потока и обильным покрытием поверхности трубопровода 10 нефтяной защитной пленкой. При движении нефти по трубопроводу ингибитор коррозии из объема будет адсорбироваться на границе нефти с металлом и обеспечивать длительную защиту металла от коррозии. Концентрация ингибитора в количестве не менее 5% была определена экспериментально в лабораторных условиях. Ввод меньшего количества ингибитора в нефть не приводил к существенному улучшению защиты от коррозии вследствие захвата частиц ингибитора нефтью.

По мере движения такой пробки происходит размыв ее головной и хвостовой частей и при подходе к конечному участку в трубопроводе длина нефтяной пробки существенно уменьшится. Для предупреждения коррозии конечного участка трубопровода необходимо, чтобы протяженность неразмытой части пробки на нем была достаточной для образования пленки нефти на металле. Контроль за протяженностью неразмытой части производится отбором жидкости из нижней точки вставной контрольной трубы 14. При недостаточной протяженности неразмытой части нефтяной пробки или ее избытке производится регулирование количества накапливаемой нефти в аппарате 1 изменение минимального положения уровня II.

При последующей эксплуатации аппарата 1 и трубопровода 10 периодически производят анализ состояния защитной пленки без остановки перекачки временным демонтажем контрольной трубы 14 закрытием задвижек 12 и 13 и открытием задвижки 16. При существенном уменьшении начальной толщины нефтяной пленки или начавшемся процессе ее отрыва от металла производят повторную прокачку нефтяной пробки по трубопроводу 10.

Технико-экономическим преимуществом предложенного способа является отсутствие дополнительных затрат на нанесение защитного покрытия и времени на проводимые операции по защите от коррозии.

Источники информации

1. Патент РФ №2230594. Установка для предварительного сброса воды / Голубев В.Ф., Хазиев Н.Н., Шайдуллин Ф.Д. и др. Заявл. 14.08.2003. Опубл. 20.06.2004.

2. Патент РФ №2238781. Установка сброса воды / Хатмуллин Ф.Х., Шайдуллин Ф.Д., Назмиев И.М. и др. Заявл. 14.08.2003. Опубл. 27.10.2004.

3. Патент РФ №2158786. Способ защиты трубопроводов от коррозии / Гарифуллин Ф.С.; Калимуллин А.А.; Шилькова Р.Ф. Заявл. 24.08.1999 Опубл. 10.11.2000.

4. Патент РФ №2059145. Способ нанесения защитного покрытия на внутреннюю поверхность трубопровода / Бакиев А.В., Юсупов Х.З., Мубинов Д.М. Заявл. 26.05.1992. Опубл. 27.04.1996.

Способ защиты от коррозии трубопроводов системы сбора обводненной нефти, включающий предварительный сброс основного объема попутно-добываемой воды в аппаратах ее путевого сброса, транспорт нефти по трубопроводу с остаточным содержанием воды до централизованного пункта подготовки нефти, создание в трубопроводе перемещаемой жидкой пробки защитного покрытия, отличающийся тем, что в трубопроводе формируют жидкую пробку раствора нефтерастворимого ингибитора коррозии в обезвоженной перекачиваемой нефти, периодически производят накопление нефтяной фазы в аппарате сброса воды уменьшением количества ее отвода в трубопровод и снижением положения уровня раздела «нефть-вода» в аппарате и по достижению заданного минимального уровня восстанавливают начальное количество отводимой нефти в трубопровод, а в период сброса из аппарата накопившейся нефтяной фазы в нее вводят нефтерастворимый ингибитор коррозии в виде четвертичных аммониевых соединений алкилимидоаминов из расчета не менее 5% объема нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композиции, применяемой в качестве жидкости для защиты металлов, в особенности цинка и алюминия, от коррозии или окислительного разрушения.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам, предназначенным для предотвращения осаждения неорганических солей в скважинах и на скважинном оборудовании, системе сбора и транспорта нефти, а также при разработке нефтяных пластов с использованием системы заводнения.

Изобретение относится к технологии фосфорорганических веществ, а именно к способу получения длинноцепных S-алкиловых эфиров O,O-диалкилдитиофосфорных кислот общей формулы (I), обладающих антикоррозионной активностью.
Изобретение относится к способу получения ингибиторов коррозии и может быть использовано для защиты газо- и нефтедобывающего оборудования, работающих в высокоминерализованных сероводородсодержащих средах от коррозии.

Изобретение относится к использованию ингибирующего образование накипи полимера для предотвращения или регулирования образования накипи в содержащих воду системах.
Изобретение относится к области химической технологии, в частности к ингибиторам коррозии, являющимися кислород- и азотсодержащими соединениями. .

Изобретение относится к способам защиты стали, преимущественно малоуглеродистой, от коррозии в агрессивных водных средах, близких к нейтральным, с помощью добавляемых в них ингибиторов и может быть использовано для защиты от коррозии стального технического оборудования, контактирующего с коррозионной средой.
Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии при хранении и эксплуатации, а именно к покрытиям, предотвращающим коррозию. .

Изобретение относится к области синтеза антикоррозионных и биологически активных химических соединений, в частности фосфорсодержащих продуктов конденсации тиомочевины и формальдегида, и может быть использовано для защиты оборудования водооборотных систем от коррозии и биообрастаний, а также в составе водосмешиваемых смазочно-охлаждающих жидкостей.

Группа изобретений относится к композиции покрытия для металлических устройств, обеспечивающей защиту от коррозии, защитной пленке, полученной из указанной композиции покрытия, и применению такой композиции покрытия. Композиция покрытия содержит керамические частицы, содержащие, по меньшей мере, один ингибитор коррозии, по существу однородно распределенный в каждой частице. Указанный ингибитор коррозии является высвобождаемым в присутствии жидкости в результате солюбилизации в указанной жидкости. Композиция покрытия также характеризуется тем, что керамические частицы получены с использованием золь-гель способа для инкапсулирования ингибитора коррозии. Указанный золь-гель способ основан на гидролизе и конденсации соответствующих предшественников. Технический результат - контролируемое высвобождение ингибиторов коррозии с помощью использования керамических частиц для их инкапсулирования, включение указанных частиц в композиции покрытия для покрытия металлических поверхностей. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил., 13 пр.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес. %: реагент ПАФ-13А 1,5-15, представляющий собой водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями хлорида натрия, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот, и этиленгликоль 2-10. Дополнительно содержит, вес.%: водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - отход производства комплексона Корилат 75-90, гидроокись натрия 0,35-3,4, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) 1,5-4,0, тиокарбамид 0,05-0,2. Состав является эффективным ингибитором для предотвращения отложений карбонатных и смеси карбонатных и сульфатных неорганических солей, имеет низкую удельную стоимость, проявляет низкую коррозионную активность к металлическому оборудованию, обеспечивает предотвращение отложения солей в условиях добычи нефти с любой степенью обводненности, имеет низкую температуру замерзания. 8 табл.
Изобретение относится к области химической технологии, в частности к низкозамерзающим охлаждающим жидкостям, и может быть использовано в качестве теплоносителя в системах охлаждения двигателей внутреннего сгорания, а также в оборудовании бытового и промышленного назначения. Концентрат охлаждающей жидкости содержит, мас.%: 1,44-1,69 себациновой кислоты, 0,15-0,39 бензойной кислоты, 1,12-1,35 янтарной кислоты, 4,89-5,26 диэтаноламина, и/или триэтаноламина, и/или диоксиэтилэтилендиамина, 0,31-0,51 карбамида, 89,92-90,80 этиленгликоля, и/или пропиленгликоля, и/или глицерина, 0,002-0,004 красителя и остальное - воду. Изобретение позволяет повысить антикоррозионные свойства по отношению к каждому элементу конструкций. 3 табл, 15 пр.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах. Состав имеет следующий компонентный состав, в мас.%: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5,0-25,0, 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота - 5,0-25,0, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония - 5,0-20,0, метиловый спирт - 10-45, углеводородная фракция низкокипящих производства поликарбонатов - смесь низших спиртов - 20,0-45,0, вода - остальное. Состав является эффективным для ингибирования солеотложений сложного состава и обладает защитой от коррозии. 1 табл., 21 пр.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к противогололедным материалам. Способ получения твердого противогололедного материала включает равномерное механическое смешивание между собой кристаллической соли пищевой поваренной каменной, кристаллического кальция хлористого, кристаллических элементов ингибитора коррозии металлов, кристаллического поверхностно-активного вещества и кристаллического регулятора кислотности. В процессе получения противогололедного материала каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами углерода 13С таким образом, что отношение количества изотопов углерода 13С к общему количеству углерода в элементе составляет величину от 0,005 до 0,75. Также каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами азота 15N таким образом, что отношение количества изотопов азота 15N к общему количеству азота в элементе составляет величину от 0,0001 до 0,1375. Обеспечивается повышение эффективности ингибитора коррозии без ухудшения противогололедных свойств получаемого твердого противогололедного материала. 5 н.п. ф-лы, 4 ил., 69 табл.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к противогололедным материалам. Способ получения твердого противогололедного материала включает равномерное механическое смешивание между собой кристаллической соли пищевой поваренной каменной, кристаллического кальция хлористого, кристаллических элементов ингибитора коррозии металлов, кристаллического поверхностно-активного вещества и кристаллического регулятора кислотности. В процессе получения противогололедного материала каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами углерода 13С таким образом, что отношение количества изотопов углерода 13С к общему количеству углерода в элементе составляет величину от 0,005 до 0,75. Также каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами азота 15N таким образом, что отношение количества изотопов азота 15N к общему количеству азота в элементе составляет величину от 0,0001 до 0,1375. Обеспечивается повышение эффективности ингибитора коррозии без ухудшения противогололедных свойств получаемого твердого противогололедного материала. 5 н.п. ф-лы, 4 ил., 69 табл.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к противогололедным материалам. Способ получения твердого противогололедного материала включает равномерное механическое смешивание между собой кристаллической соли пищевой поваренной каменной, кристаллического кальция хлористого, кристаллических элементов ингибитора коррозии металлов, кристаллического поверхностно-активного вещества и кристаллического регулятора кислотности. В процессе получения противогололедного материала каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами углерода 13С таким образом, что отношение количества изотопов углерода 13С к общему количеству углерода в элементе составляет величину от 0,005 до 0,75. Также каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами азота 15N таким образом, что отношение количества изотопов азота 15N к общему количеству азота в элементе составляет величину от 0,0001 до 0,1375. Обеспечивается повышение эффективности ингибитора коррозии без ухудшения противогололедных свойств получаемого твердого противогололедного материала. 5 н.п. ф-лы, 4 ил., 69 табл.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к противогололедным материалам. Способ получения твердого противогололедного материала включает равномерное механическое смешивание между собой кристаллической соли пищевой поваренной каменной, кристаллического кальция хлористого, кристаллических элементов ингибитора коррозии металлов, кристаллического поверхностно-активного вещества и кристаллического регулятора кислотности. В процессе получения противогололедного материала каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами углерода 13С таким образом, что отношение количества изотопов углерода 13С к общему количеству углерода в элементе составляет величину от 0,005 до 0,75. Также каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами азота 15N таким образом, что отношение количества изотопов азота 15N к общему количеству азота в элементе составляет величину от 0,0001 до 0,1375. Обеспечивается повышение эффективности ингибитора коррозии без ухудшения противогололедных свойств получаемого твердого противогололедного материала. 5 н.п .ф-лы, 4 ил., 69 табл.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к противогололедным материалам на основе пищевой поваренной соли, кальцинированного хлорида кальция, ингибиторов коррозии, и может быть использовано для получения твердого противогололедного материала с пониженной коррозионной активностью. Способ получения твердого противогололедного материала включает равномерное механическое смешивание между собой кристаллической соли пищевой поваренной каменной первого сорта, кристаллического кальция хлористого технического кальцинированного первого сорта, кристаллических элементов ингибитора коррозии металлов, кристаллического поверхностно-активного вещества, кристаллического регулятора кислотности. В процессе получения противогололедного материала каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами углерода 13С таким образом, что отношение количества изотопов углерода 13С к общему количеству углерода в элементе составляет величину от 0,005 до 0,75, а также каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами азота 15N таким образом, что отношение количества изотопов азота 15N к общему количеству азота в элементе составляет величину от 0,0001 до 0,1375. Изобретение позволяет повысить эффективность ингибитора коррозии без ухудшения противогололедных свойств получаемого твердого противогололедного материала. 5 н.п. ф-лы, 4 ил., 68 табл.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к противогололедным материалам на основе пищевой поваренной соли, кальцинированного хлорида кальция, ингибиторов коррозии, и может быть использовано для получения твердого противогололедного материала с пониженной коррозионной активностью. Способ получения твердого противогололедного материала с пониженной коррозионной активностью включает равномерное механическое смешивание между собой кристаллической соли пищевой поваренной каменной первого сорта, кристаллического кальция хлористого технического кальцинированного первого сорта, кристаллических элементов ингибитора коррозии металлов, кристаллического поверхностно-активного вещества, кристаллического регулятора кислотности. В процессе получения противогололедного материала каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами углерода 13С таким образом, что отношение количества изотопов углерода 13С к общему количеству углерода в элементе составляет величину от 0.005 до 0.75, а также каждый элемент ингибитора коррозии насыщают тяжелыми изотопами азота 15N таким образом, что отношение количества изотопов азота 15N к общему количеству азота в элементе составляет величину от 0,0001 до 0,1375. Технический результат заключается в повышении эффективности ингибитора коррозии в составе получаемого твердого противогололедного материала. 5 н.п. ф-лы, 4 ил., 68 табл.
Наверх