Способ применения ингибиторов

К качественным показателям свойств  ингибиторов коррозии относятся  характеристики, дающие представление  о простоте, безопасности, экономичности  их применения в том или ином технологическом  процессе добычи нефти и газа.

Определяющий показатель каждого  ингибитора коррозии — его защитное действие.

Для сред, встречающихся в нефтегазодобывающей  промышленности, наиболее перспективны ингибиторы, обладающие защитным действием  более 90%.

Поэтому экономическую целесообразность применения ингибитора в каждом конкретном случае следует оценивать с учетом его цены и технико-экономических  характеристик защищаемой системы.

Обладая высоким защитным действием, ингибитор не должен способствовать локализации коррозионных процессов, ухудшать механические свойства защищаемых металлов.

Вязкость и температура застывания ингибитора — важные характеристики, они должны обеспечивать возможность  применения ингибитора в состоянии  поставки во всех климатических зонах  страны.

Наиболее полно ингибитор характеризуется  зависимостью вязкости от температуры.

Однако уменьшение температуры  застывания достигается в основном за счет применения низкозамерзающих растворителей, что приводит к уменьшению содержания в товарном ингибиторе основного  вещества и соответственному увеличению расхода ингибитора для достижения необходимой степени защиты.

Ингибиторы коррозии не должны быть высокотоксичными соединениями.

Ингибиторы не должны иметь резкого, раздражающего, стойкого запаха.

В руководящих документах указываются  индивидуальные средства защиты, требования к вентиляции рабочих мест, меры первой помощи при попадании ингибитора на кожу, в глаза, в пищевод, а также  способы сбора разлитого продукта, меры предосторожности при этом, воздействие  на окружающую среду и биоразлагаемость реагента.

В инструкциях по применению ингибиторов  указываются вредные вещества, образующиеся при горении, средства тушения и  индивидуальные средства защиты при  тушении.

Ингибиторы коррозии должны сохранять  свои защитные свойства и физико-химические характеристики минимум в течение  года при хранении в неотапливаемых помещениях и на открытых площадках.

Перечисленные свойства относятся  ко всем ингибиторам независимо от их конкретного назначения.

Применительно к условиям подготовки нефти и сточных вод на нефтепромыслах существуют два возможных метода ввода ингибиторов в агрессивную  среду: подача углеводородорастворимого ингибитора совместно с де-эмульгатором в поступающую на обработку нефть с промыслов; не исключено при этом, что возникает необходимость введения и других поверхностно-активных реагентов, усиливающих переход ингибитора вместе с нефтью в водную фазу; подача водорастворимого или вододиспергируемого ингибитора непосредственно в подготовленную для закачки в пласт сточную воду.

При расчете потребности в ингибиторах  следует учесть, что системы добычи нефти, ее сбора, подготовки и утилизации воды представляют собой единую технологическую  цепочку и за счет обработки ингибитором  добывающих скважин уменьшается  в какой-то мере расход ингибитора в  системе сбора нефти, а подача ингибитора в систему сбора позволяет  сократить его расход в системе  утилизации сточной воды.

Установка для закачки  ингибиторов

1. Способ ввода ингибиторов  в коррозионно-активную среду  зависит от конструкции защищаемого  оборудования. Так, в трубопроводы  наземных выкидных линий, водоводов  сточных вод ингибитор закачивают  через распределительную головку  с помощью дозировочного насоса. Для защиты от коррозии глубинного  оборудования ингибитор залавливают  в кольцевое межтрубное пространство  скважины при помощи агрегата  типа "АзИНМАШ".

2. Установка для закачки  ингибитора коррозии (рисунок 2) включает две емкости для растворения ингибитора. В нижней части емкостей расположены змеевики для подогрева раствора ингибитора. В первую емкость загружают расчетное количество ингибитора и растворителя (нефти, пластовой воды, технической воды и др.), затем при помощи центробежного насоса в течение четырех часов перемешивают раствор, подавая его из емкости 1 в дозировочную емкость 2. Перемешанный ингибитор дозировочными насосами типа РПН подают в распределительную головку, вмонтированную в технологический трубопровод.

3. Ингибитор вводят в  трубопровод на расстоянии 10 м  до первого байпаса (по направлению  технологического потока). [4]

Рисунок 2- Схема установки для закачки ингибитора:

1 - дозировочная емкость; 2 - насос дозировочный; 3 - насос центробежный; 4 - емкость для перемешивания; 5 - распарочная емкость для подогрева опытных партий ингибиторов, затаренных в бочки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Нефтяная промышленность, по всей вероятности, — самый крупный  потребитель ингибиторов коррозии. Она применяет огромные количества этих материалов, причем на различных  стадиях переработки, начиная от добычи и кончая использованием нефтепродуктов потребителем. Широкая область использования  ингибиторов обусловлена коррозионной природой жидкостей, чаще всего воды, а также газов. Применение ингибиторов коррозии является единственным методом защиты действующего нефтепромыслового оборудования по всей технологической линии - от эксплуатационных до нагнетательных и поглощающих скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1.Никифоров В.М. Технология металлов и конструкционные материалы. – М.: Высшая школа, 1980.

2. Гутман Э.М. Защита  нефтепромыслового оборудования  от коррозии. – М.: Недра, 1983.

3. Саакиян Л.С. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. – М.: Недра, 1985.

4. Инструкция по защите от коррозии внутрипромыслового оборудования при помощи ингибиторов отечественного производства– РД 39-0147014-348-89, Куйбышев ,1989.