СПОСОБ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ СБОРА ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ

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.