Осложнения в нефтедобыче

Таблица 7.4

Плотность тока коррозии стальных образцов в модельной среде

5Д, = 0,000547 мА/см2, 5Д£ = 0 мВ, Sb(t = 0,6532 мВ, Shk = 0,9428 мВ.

5 = 3,88 %.

С учетом погрешности потенциостата 0П(паспортная погреш­ ность — 2,0 %); погрешности миллиамперметра 0М(паспортная погрешность — 1,5 %); погрешности самопишущего устройства 0су (паспортная погрешность — 4,0 %) получим:

Погрешность определения скорости коррозии методом экстра­ поляции тафелевых участков поляризационных кривых. В процес­ се метрологической экспертизы по результатам 10 наблюдений (табл. 7.4) найдено значение t • S:

t- S = 2,26-2,19 = 4,95%.

0 = 02п+02м+0 2су-

Aik = 0,0006 мА/см2, 0 = 5,63 %.

Д = 4,95 + 1,1-5,63 31,70 + 2,192 =8,03 %.

Погрешность определения скорости коррозии посредством коррозиметра. Анализ погрешностей методики позволил выде­ лить систематические погрешности:

—приведенную погрешность индикатора скорости коррозии типа "Корратер" (по паспортным данным 5 %);

—погрешность определения коэффициента Штерна-Гири —

9,44 %.

t- S = 2,26- 1,79 = 4,05%.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 получаем:

Д = 4,05 + 1,1 10,68 114,06 + 1,792 =12,74 %. 1,79+. 114,06

Погрешность определения устойчивости нефтяных эмульсий.

Анализ погрешностей методики позволил выделить следующие систематические погрешности:

—погрешность линейки;

—паспортную погрешность секундомера;

—погрешность мерного цилиндра.

В процессе метрологической экспертизы по результатам 10 наблюдений (табл. 7.6), полученных на нефтяной эмульсии Вятской площади Арланского месторождения (температура испытания t = 25 °С), найдено значение t S:

t S = 2,26-2,23 = 5,04%.

Систематическая погрешность методики определяется как:

где 0С— погрешность секундомера (по паспортным данным 0,2 %); 0Л— погрешность измерения высоты столба выделившейся

воды; 0МЦ— погрешность измерения объема пробы мерным цилинд­

ром.

Высоту столба выделившейся воды измеряли линейкой с погрешностью 0,1 см. Тогда

0= — 100 = 4,2%.

л2,38

Объем анализируемой пробы отмеряли мерным цилиндром с погрешностью 1 мл. Тогда

0м ц = — •100 = 1 %.

100

С учетом всех входящих в выражение величин 9 = 4,32 %. Для доверительной вероятности Р = 0,95 получаем:

А= 5,04 + 1,1-4,32 18,68 + 2,232 =6,94 %.

Таким образом, погрешность определения скорости и степе­ ни расслаивания нефтяных эмульсий не превышает 7,00 %.

Погрешность метода определения остаточного содержания воды в нефти. Определение остаточного содержания воды в нефти проводят согласно ГОСТ 2477-82, в котором оценены допустимые расхождения между двумя экспериментами при доверительной вероятности Р —0,95:

— 0,2 см3— при объеме воды, меньшем или равном 1,0 см3;

— 0,2 см3 или 10 % от среднего значения (в зависимости от того, какая из этих двух величин больше) — при объеме воды больше 1 см3, но меньше 10 см3;

— 5 % от величины среднего результата — при объеме воды больше 10 см3.

7.3. СНИЖЕНИЕ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ

7.3.1. Влияние магнитной обработки на свойства водных систем

Известно, что на эффективность магнитной обработки влия­ ют такие различные факторы, как время обработки, режим тече­ ния в межполюсном пространстве, характеристики магнитного поля и др., которые освещены в литературе достаточно противо­ речиво. Поэтому в лаборатории ’’Исследование технологических процессов в бурении и нефтегазодобыче” Уфимского государ­ ственного нефтяного технического университета под руковод­ ством В. В. Шайдакова проведен комплекс лабораторных иссле­ дований.

Лабораторные испытания коррозионной активности модель­ ной жидкости (pH = 7,5, СГ — 0,5 мг/л, Са2+ + Mg2+ — 6,0 мг/л, К + + Na+ — 0,1 мг/л, НСОз — 10,0 мг/л, 0 2 — 20,0 мг/л; Fe3+ — 50,0 мг/л) проводили при изменении напряженности магнитного поля и режимов течения на стенде (рис. 7.1). Параметры магнит­ ной обработки подбирали по оценке скорости коррозии стали в зависимости от положения магнитов, напряженности магнитно­ го поля и режима течения воды — числа Рейнольдса (рис. 7.7).

Наилучший результат получили при обработке, когда маг­ нитные линии напряженности поля направлены перпендикулярно потоку воды; и в дальнейшем для исследований использовали именно этот тип магнитной обработки [178]. В ходе исследования скорости коррозии стали 20 установили, что максимальное сни­ жение скорости коррозии наблюдается при напряженности маг­ нитного поля 32 кА/м. При увеличении напряженности магнитно­ го поля до 40-56 кА/м происходит снижение степени защиты от коррозии, а при значениях 64 и 72 кА/м защитный эффект вновь повышается. Дальнейшее увеличение напряженности в ра­ боте не рассматривали. Магнитная обработка для данных усло­ вий позволяет снижать скорость коррозии в среднем на 55 % при ламинарном течении (Re < 2300) воды в трубопроводе. Макси­ мальный эффект защиты на стенде наблюдали при Re = 775. Оп­ тимальное время обработки не менее 0,2 с.

Напряженность магнитного поля, кА/м

Рис. 7.7. Зависимость скорости коррозии стали 20:

а — от напряженности магнитного поля; б — от изменения режима течения воды (числа Рейнольдса)

Для оценки возможности снижения коррозионной активно­ сти путем магнитной обработки проводили испытания по опреде­ лению скорости коррозии стали 20 в водных растворах различно­ го ионного состава.

Влияние магнитного воздействия (напряженность магнитно­ го поля 32 кА/м) на поведение стали 20 в минерализованной воде, содержащей ионы HS~ (0,5 г/л H2S), С1~ (3 %-ный водный раствор

Рис. 7.9. Поляризационные кривые для стали 20 в минерализованной воде, содержащей HS”-

1-Г —- без магнитной обработки; 2-2' — после магнитной обработки

коррозии на 50 мВ в область отрицательных значений) и одновре­ менно повышается поляризуемость системы с соответствующим понижением скорости коррозии стали в обработанной жидкости.

7.3.2. Магнитное воздействие на коррозионную активность промысловых жидкостей

Мортымья-Тетеревского и Южно-Ягунекого месторождений

Промысловые жидкости месторождений Западно-Сибирско­ го региона относят к хлоркальциевым или хлормагниевым, по со­ держанию гидрокарбонатов — к средне- и высокоминерализован­ ным (Мортымья-Тетеревское месторождение). В них содержится незначительное количество (5-10 мг/л) растворенного кислорода и сероводорода (менее 4 мг/л). Растворенные в воде газы (H2S, С02) оказывают значительное влияние на величину pH, которая может понижаться в присутствии кислых газов с 7,6 до 6,9. На коррозионную активность пластовой воды в значительной степе-

ни влияют природа и количество растворенных твердых веществ, значение pH, жесткость воды, содержание С 0 2 и 0 2, наличие органических веществ (табл. 7.7).

Гравиметрическими испытаниями стальных образцов в про­ мысловых жидкостях Южно-Ягунского и Мортымья-Тетеревско- го месторождений (табл. 7.8) показано, что после обработки жид­ костей магнитным полем напряженностью 32 кА/м достигается наибольшее снижение скорости коррозии. Степень защиты толь­ ко в результате магнитной обработки для промысловых жидко­ стей Южно-Ягунского и Мортымья-Тетеревского месторождений составляет 53 и 57 % соответственно [179, 180].

Исследования по определению параметров магнитного поля, существенно снижающих в лабораторных условиях коррозион­ ную активность промысловых жидкостей Южно-Ягунского месторождения, проводили электрохимическим методом. Про­ мысловые жидкости представляли собой пластовую воду водо­ носного горизонта "Сеноман" БКНС-5 и подтоварную воду с цен­ трального пункта сбора (ЦПС) БКНС-3.

Результаты исследований, представленные на рис. 7.10 и 7.11, показали, что использование постоянного магнитного поля для

Таблица 7.7

водовод ДНС-1- КНС-3