Исследование действенности и универсальности новых ингибиторов для защиты трубопроводов от углекислотной коррозии при добычи природного газа

Введение
Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металлов, сплавов, бетона и некоторых видов пластмасс под воздействием химического или физико-химического влияния окружающей среды. Обеспечение надежности и долговечности работы промышленного оборудования и трубопроводных систем является одной из главных задач при разработке нефтегазовых месторождений и при дальнейшем транспорте углеводородного сырья.
Коррозия металлического оборудования скважин, магистральных и технологических трубопроводов помимо сокращения срока их использования и увеличения затрат на их ремонт, может нанести вред окружающей среде. Повреждение оборудования может привести к засолению почвы пластовой водой, загрязнению почв и природных водоемов нефтью и нефтепродуктами.
В связи с этим в настоящее время на газовых и нефтяных месторождения огромное внимание уделяется проблеме продления срока службы оборудования скважин. Одним из самых эффективных способов антикоррозионной защиты является применение ингибиторов коррозии, позволяющих снизить скорость коррозии металлов и сплавов. 
Ингибиторная защита является наиболее известным и оправданным с экономической точки зрения методом защиты от коррозии, поскольку не требует больших затрат на замену оборудования. Следовательно, поиск и подбор наиболее эффективных ингибиторов не утрачивает актуальности. Требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии, заключаются в наличии свойств, позволяющих добиться высокого проявления защитного эффекта, сохранять технологический процесс, а также исключить нанесения экологического вреда. 
В моей курсовой работе поднята проблема, возникающая при освоении газовых и газоконденсатных месторождениях из-за высокого содержания углекислого газа, - проблема углекислотной коррозии.  
Цель работы: исследование действенности и универсальности новых ингибиторов для защиты трубопроводов от углекислотной коррозии при добычи природного газа. 
Задачи работы: 
1. Рассмотреть эффективный способ защиты от углекислотной коррозии -  применение ингибиторов коррозии.
2. Исследовать защитные эффекты новых ингибиторов «ИНКОРГАЗ».
3. Изучить физико-химические свойства ингибиторов.















«ИКОРГАЗ»
В последнее время проблема углекислотной коррозии при добыче природного газа вышла на передний план. Количество заявок от добывающих организаций, касающихся защиты от коррозии, резко возросло. В связи с этим ООО «Газпром ВНИИГАЗ» обновил работу по подбору ингибиторов углекислотной коррозии. 
бла-бла-бла-бла и все такое
В ООО «ИНКОРГАЗ» в условиях углекислотной коррозии при добыче природного газа были отобраны и испытаны углеводородорастворимый ингибитор «ИНКОРГАЗ-112» и водорастворимый «ИНКОРГАЗ-111». 
Ингибитор «ИНКОГАЗ-112» выпускается по ТУ  2415-006-76229136-2014.  Данный ингибитор представляет собой раствор азотсодержащих соединений в смеси спиртового и углеводородного растворителей. 
Достоинства применения ингибитора «ИНКОРГАЗ-112»:
* обладает высокими защитными свойствами в пластовой воде и в двухфазной среде нефть/вода
* сохраняет защитные свойства даже при температуре 120о
* является водорастворимым продуктом
В табл. 1 приведены технические характеристики ингибитора «ИНКОРГАЗ-112»





Таблица 1- технические характеристики ингибитора «ИНКОГРАЗ-112»
Наименование показателя
Характеристика
1.Внешний вид
Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
2. Растворимость ингибитора в минерализованной воде и нефти
Нефтерастворимый
3.Температура застывания, оС, не выше
Минус 50
4.Плотность при 20 оС, г/см3
0,850-0,890
5.Кинематическая вязкость 
а) при 20 оС, мм2/с, не более
б) при минус 40 оС, мм2/с, не более

15,0
500,0
6. Массовая доля активного вещества, %
30 ± 6



Ингибитор «ИНКОГРАЗ-111»  выпускается по ТУ 2415-005-76229136-2012. Этот замедлитель коррозии представляет собой раствор азотсодержащих соединений в спиртовом растворителе. 
Достоинства применения ингибитора «ИНКОРГАЗ-111»:
* так же, как и ингибитор «ИНКОРГАЗ-112» , обладает защитными свойствами в пластовой воде и в двухфазной среде вода/нефть
* обладает бактерицидным свойством
* сохраняет защитные свойства при температуре 90о
* является водорастворимым продуктом
В табл.2 приведены технические характеристики ингибитора «ИНКОРГАЗ-111»




Таблица 2 – технические характеристики ингибитора «ИНКОГРАЗ-111»
Наименование показателя
Характеристика
1.Внешний вид
Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета 
2. Растворимость ингибитора в минерализованной воде и нефти 
Водорастворимый
3.Температура застывания, оС, не выше
Минус 50
4.Плотность при 20 оС, г/см3
0,910-0,950
5.Кинематическая вязкость 
а) при 20 оС, мм2/с, не более
б) при минус 40 оС, мм2/с, не более

15,0
500,0
6.Массовая доля активного вещества, %
25 ± 5 

Эти ингибиторы разрабатывались для условий добычи нефти, поэтому отсутствуют показатели, специфичные для газовых систем, а именно – время разделения эмульсии. Показатель защиты от охрупчивания в данном случае не имеет смысла, а показатель пенообразования должен проверятся только для условий очистки газа от диоксида углерода, если данная установка имеется в технологической схеме. 
Образцы ингибиторов «ИНКОРГАЗ-111» и «ИНКОРГАЗ-112»  параллельно испытывали в лаборатории коррозии ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «ИНКОРГАЗ». 
В ООО «ИНКОРГАЗ» коррозионные испытания, испытания влияния ингибиторов на время разделения эмульсии «газовый конденсат/пластовая вода» проводили на модельных смесях.  В качестве модели газового конденсата использовали смесь гексана, гептана, изооктана и керосина в соотношении (в % по массе) 20:30:30:20. Модель пластовой воды следующего состава: Cl- - 3570 мг/дм3, SO42- - 113 мг/дм3, HCO3- - 1165 мг/дм3, Na+ - 2657 мг/дм3, Ca2+ - 125 мг/дм3, Mg2+ - 20 мг/дм3. Общая минерализация – 7650 мг/дм3. Этот состав – модель пластовой воды одного из уренгойских месторождений. Температура испытаний – 80 (условия работы скважины) и 40 оС (условия работы шлейфов). Испытания проводили гравиметрическим методом (эмульсионный режим течения двухфазной системы «углеводородный конденсат/пластовая вода», время экспозиции – 24 часа) и методом измерения поляризационного сопротивления (расслоенный режим течения двухфазной системы «углеводородный конденсат/пластовая вода», утилизация воды). На рисунке 1 приведены результаты испытаний защитного действия ингибиторов коррозии «ИКОРГАЗ-111» и «ИНКОРГАЗ-112». Как видно, при дозировке 50 мг/дм3 оба ингибитора обеспечивают необходимую защиту от коррозии. 

Рисунок 1 – защитное действие ингибиторов коррозии
Ингибиторы являются хорошими поверхностно-активными веществами, которые могут влиять на стойкость эмульсии «углеводородный конденсат – подтоварная вода». В качестве подтоварной воды использовали 70%-ый раствор этиленгликоля, остальное МПВ – для испытания ингибитора «ИНКОРГАЗ-111» и МПВ + метанол (15%) – для испытания ингибитора «ИНКОРГАЗ-112». Время, в течение которого эмульсия должна быть разрушена, не превышает 10 мин. Технология подачи ингибитора в скважину не предусматривает значительных концентраций в технологических средах. Предполагаемая дозировка ингибитора в пересчете на товарную форму – не выше 50 мг/дм3 в жидкой фазе. Исходя из этого и с учетом возможных нарушений технологического процесса содержание ингибитора в эмульсии составило 100 и 300 мг/дм3 при соотношении фаз 70/30; 50/50; 30/70. 
По климатическим условиям оба ингибитора могут применяться в товарной форме, а также использоваться при приготовлении рабочих растворов на открытых площадках. 























.......................