Результаты пилотных испытаний ингибиторов коррозии на месторождениях Воткинского нгду

Месторождение	Участок	Защищаемая система	Наименование реагента	Дозировка реагента, г/м3	Защитный эффект, %
Архангельское	БКНС	Водоводы сточных вод	Нефтехим-1	30	91,3
Архангельское	БКНС	Водоводы сточных вод	Сонкор 9701	30	98,3
Архангельское	БКНС	Водоводы сточных вод	СНПХ-6301	50	75
Мишкинское	УППН	Водоводы сточных вод	Нефтехим-1	30	92,6
Мишкинское	скв. 981	Нефтесбор	Азимут-14П	30	98

Анализируя данные таблицы, можно сделать вывод, что применение ингибиторов дает очень эффективную защиту от коррозии.

3.1.2. Технологическая схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении

Ингибитор коррозии на Архангельском месторождении подается по схеме, показанной на рисунке 6.

Рисунок 6

Схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении

Главный недостаток такой схемы заключается в том, что обрабатывается лишь 31 % имеющихся трубопроводов.

3.1.3. Рекомендуемая схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении

В новом варианте можно рекомендовать подачу ингибитора непосредственно на устье добывающей скважины. Схема подачи ингибитора показана на рисунке 7.

Рисунок 7

Рекомендуемая схема подачи ингибитора коррозии

Так как устанавливать на каждую скважину БР-2,5 будет очень дорого, то в нашем примере рекомендуется установить БР-2,5 только на тех скважинах, нефтепроводы которых пересекают русла рек.

На Архангельском месторождении их 15. Так как суточная добыча жидкости на месторождении 5 600 тонн, то согласно норме расхода ежедневно нам потребуется 170 кг ингибитора. С каждой скважины придется качать 12 кг ингибитора ежедневно. В результате у нас будет обрабатываться ингибитором 33 800 м (не считая нагнетательных скважин), т.е. 70 % имеющихся трубопроводов.

3.2. Защита трубопроводов внутренним антикоррозионным покрытием

Эффективным средством борьбы с коррозией является применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием (полиэтиленом). Резко снижается аварийность. Срок безаварийной работы трубопроводов гарантирован в течение 15-20 лет.

Оценка химической стойкости полиэтиленовых труб производства ЦБПО проводилось по величине скорости растворения (набухания) материала труб в исследуемой среде. Результаты исследований представлены в таблице 8.

Таблица 8

Увеличение веса образцов полиэтилена

Время растворения	Увеличение веса образца (набухание), %
	Нефть	70 % нефтяная эмульсия	Пластовая вода	Соляная кислота, 12 %-я
5 часов			0,0	0,0
21 час			0,003	0,01
29 часов			0,007	0,019
4 сут	0,5	0,7	0,021	0,024
10 сут	0,8	0,95	0,027	0,031
14 сут	0,9	1,06	0,03	0,032

В пластовой воде и соляной кислоте все образцы полиэтилена не растворяются и практически не набухают (увеличение веса 0,01-0,03 %). Результаты исследований показывают, что закачка растворителей в металлические трубы, футерованные полиэтиленом, не оказывает существенного влияния на свойства полиэтилена.

Оценка влияния теплового воздействия и соляной кислоты проводилась по величине относительного изменения длины или диаметра образца труб, футерованных полиэтиленом, и чистой полиэтиленовой трубы. Результаты исследований представлены в таблице 9 и 10.

Таблица 9