RU2158786C1 - Pipeline corrosion protection method - Google Patents
Pipeline corrosion protection method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2158786C1 RU2158786C1 RU99118351A RU99118351A RU2158786C1 RU 2158786 C1 RU2158786 C1 RU 2158786C1 RU 99118351 A RU99118351 A RU 99118351A RU 99118351 A RU99118351 A RU 99118351A RU 2158786 C1 RU2158786 C1 RU 2158786C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- water
- corrosion
- corrosion protection
- inhibitor
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 208000025865 Ulcer Diseases 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к способам защиты металлических поверхностей от коррозии в минерализованных сточных водах и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности для защиты трубопроводов, перекачивающих водонефтяную смесь. The present invention relates to methods for protecting metal surfaces from corrosion in mineralized wastewater and can be used in the oil industry, in particular for the protection of pipelines pumping a water-oil mixture.
Известен способ защиты от коррозии трубопроводов, перекачивающих водонефтяную смесь, включающий введение ингибиторов коррозии в водную фазу по мере ее появления в трубопроводе. Этот способ широко применяется для защиты от коррозии сборных трубопроводов, проложенных по территории нефтяного месторождения (Агаев Н.М и др. Современное состояние проблемы предотвращения бактериальной коррозии в нефтяной промышленности, Москва, ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 7. сер. "Борьба с коррозией и защита окружающей среды"). A known method of corrosion protection of pipelines pumping water-oil mixture, including the introduction of corrosion inhibitors in the aqueous phase as it appears in the pipeline. This method is widely used to protect against corrosion of prefabricated pipelines laid across the territory of an oil field (Agaev N.M. et al. Current state of the problem of preventing bacterial corrosion in the oil industry, Moscow, VNIIOENG, 1986, issue 7. ser. "Corrosion control and environmental protection ").
Введение ингибитора коррозии в транспортируемую жидкость от установок предварительного сброса с остаточной обводненностью 5-7% лишено всякого смысла, т.к. вводимый ингибитор попадает в нефтяную фазу. The introduction of a corrosion inhibitor into the transported liquid from preliminary discharge units with a residual water cut of 5-7% is meaningless, as the introduced inhibitor enters the oil phase.
Известен способ нанесения защитной пленки ингибитора на внутренние стенки нефтепромысловых трубопроводов с помощью особых пробок, имеющих плотно прилегающие к внутренней поверхности труб резиновые манжеты. При осуществлении данного способа между двумя пробками заливают рассчитанное количество раствора ингибитора и проталкивают его с помощью газа или воздуха через трубопровод. После прохода пробок на стенках труб остается защитная пленка ингибитора (А. А. Гоник. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения, М., Недра, 1979, с.169). A known method of applying a protective film of an inhibitor to the inner walls of oilfield pipelines using special plugs having rubber cuffs that fit tightly to the inner surface of the pipes. When implementing this method, a calculated amount of an inhibitor solution is poured between two plugs and pushed with gas or air through a pipeline. After the passage of the plugs on the pipe walls, a protective film of the inhibitor remains (A. A. Gonik. Corrosion of oilfield equipment and measures to prevent it, M., Nedra, 1979, p. 169).
Данный способ обладает существенными недостатками:
- для ввода пробок и заливки ингибитора необходимо оборудовать трубопровод специальными камерами пуска и приема пробок, что удорожает стоимость трубопровода,
- применение данной технологии возможно только на прямолинейных трубопроводах, имеющих постоянное сечение по всей длине, эффективность данной технологии особенно низка на низких участках трубопровода, на которых из-за скопления пластовой воды начинается язвенная коррозия, скорость которой увеличивается в сотни раз в результате роста и жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий и образования осадков сульфида железа, также способствующего разрушению металла,
- возникает необходимость остановки перекачки жидкости по трубопроводу на период нанесения ингибитора на внутреннюю поверхность.This method has significant disadvantages:
- to enter the plugs and fill the inhibitor, it is necessary to equip the pipeline with special cameras for starting and receiving plugs, which increases the cost of the pipeline,
- the application of this technology is possible only on straight-line pipelines having a constant cross-section along the entire length, the effectiveness of this technology is especially low in low sections of the pipeline, where ulcerative corrosion begins due to accumulation of formation water, the rate of which increases hundreds of times as a result of growth and vital activity sulfate-reducing bacteria and the formation of precipitation of iron sulfide, also contributing to the destruction of metal,
- there is a need to stop pumping fluid through the pipeline for the period of application of the inhibitor on the inner surface.
Для повышения эффективности защиты металла трубопровода от коррозии при упрощении и удешевлении технологии проводят периодическую прокачку по трубопроводу раствора ингибитора коррозии, при этом в качестве раствора берут пластовую воду минерализации 1,16 - 1,18 г/см3, содержащую 2,0 - 2,5 кг/м3 водорастворимого ингибитора коррозии-бактерицида, а объем водяной пробки берут не менее двух объемов застойных зон. Прокачку осуществляют периодичностью один раз в шесть месяцев - период активности роста сульфатвосстанавливающих бактерий.To increase the effectiveness of protecting the pipeline metal from corrosion while simplifying and reducing the cost of the technology, a corrosion inhibitor solution is periodically pumped through the pipeline, and mineralization water of 1.16 - 1.18 g / cm 3 containing 2.0 - 2 is taken as a solution. 5 kg / m 3 water-soluble corrosion inhibitor-bactericide, and the volume of the water plug take at least two volumes of stagnant zones. Pumping is carried out once every six months - the period of activity of the growth of sulfate-reducing bacteria.
Способ заключается в периодическом приготовлении раствора ингибитора коррозии - бактерицида повышенной концентрации в высокоминерализованной пластовой воде с последующей прокачкой его по обрабатываемому трубопроводу в виде отдельной водяной пробки, объем которой составляет не менее двух объемов застойных зон. The method consists in periodically preparing a solution of a corrosion inhibitor - a high concentration bactericide in highly mineralized formation water, followed by pumping it through a processed pipeline in the form of a separate water plug, the volume of which is at least two volumes of stagnant zones.
Повышение эффективности защиты металла от коррозии достигается за счет доставки комплексного ингибитора коррозии-бактерицида до защищаемой поверхности при замещении транспортируемой сточной воды в застойных зонах на пониженных участках трубопровода высокоминерализованной водой, содержащей комплекснодействующий ингибитор-бактерицид. Improving the effectiveness of metal corrosion protection is achieved by delivering a complex corrosion inhibitor-bactericide to the surface to be protected by replacing the transported wastewater in stagnant areas in low sections of the pipeline with highly saline water containing a complex inhibitor-bactericide.
Пример конкретного осуществления способа. An example of a specific implementation of the method.
- Определяются объемы застойных зон трубопровода в зависимости от профиля и диаметра (см. чертеж). Например, необходимо защитить по предлагаемой технологии трубопровод от УПС-51 Бураевского месторождения до НСП "Красный Холм" НГДУ "Краснохолмскнефть" диаметром 273 мм и протяженностью 20 км. - The volumes of stagnant zones of the pipeline are determined depending on the profile and diameter (see drawing). For example, according to the proposed technology, it is necessary to protect the pipeline from UPS-51 of the Buraevskoye field to the Krasny Kholm research and development enterprise, Krasnokholmskneft NGDU with a diameter of 273 mm and a length of 20 km.
D = 273 мм = 0,273 м. D = 273 mm = 0.273 m.
Объем одного метра трубопровода равен:
L1 = 250 м
L2 = 45 м
L3 = 33 м
V1 = 11,7 м3
V2 = 10,53 м3
V3 = 7,8 м3
(V = 11,7 + 10,53 + 7,8 = 30 м3)
Согласно профилю и диаметру нефтепровода объем застойных зон составляет 30 м3. Следовательно, необходимо приготовить ингибированную пластовую воду объемом 60 м3. Для этого завозится 60 м3 высокоминерализованной пластовой воды плотностью 1,18 г/см3 и 120 кг водорастворимого ингибитора коррозии-бактерицида СНПХ-1004.The volume of one meter of the pipeline is equal to:
L 1 = 250 m
L 2 = 45 m
L 3 = 33 m
V 1 = 11.7 m 3
V 2 = 10.53 m 3
V 3 = 7.8 m 3
(V = 11.7 + 10.53 + 7.8 = 30 m 3 )
According to the profile and diameter of the pipeline, the volume of stagnant zones is 30 m 3 . Therefore, it is necessary to prepare inhibited produced water with a volume of 60 m 3 . For this, 60 m 3 of highly mineralized produced water with a density of 1.18 g / cm 3 and 120 kg of water-soluble corrosion inhibitor-bactericide SNPCH-1004 are imported.
Раствор готовится в высокоминерализованной пластовой воде путем интенсивного перемешивания их в емкости с помощью насосного агрегата ЦА-320. Полученный раствор закачивают в обрабатываемый трубопровод при неработающем насосе откачки нефти. После окончания закачки раствора СНПХ-1004 в высокоминерализованной воде возобновляется откачка нефти по трубопроводу. The solution is prepared in highly saline produced water by intensively mixing them in a tank using a pump unit CA-320. The resulting solution is pumped into the processed pipeline with an idle oil pumping pump. After the completion of the injection of a solution of SNPCH-1004 in highly saline water, pumping of oil through the pipeline resumes.
При соблюдении данной технологии обработки трубопровода достигается 96% защитного эффекта (см.таблицу). Subject to this pipeline processing technology, 96% of the protective effect is achieved (see table).
Технико-экономические преимущества заключаются в том, что данный способ защиты трубопроводов позволяет увеличить срок службы трубопроводов в несколько раз. Technical appraisal and economic advantages consist in the fact that this method of protecting pipelines can increase the service life of pipelines several times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99118351A RU2158786C1 (en) | 1999-08-24 | 1999-08-24 | Pipeline corrosion protection method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99118351A RU2158786C1 (en) | 1999-08-24 | 1999-08-24 | Pipeline corrosion protection method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2158786C1 true RU2158786C1 (en) | 2000-11-10 |
Family
ID=20224247
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99118351A RU2158786C1 (en) | 1999-08-24 | 1999-08-24 | Pipeline corrosion protection method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2158786C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2221083C2 (en) * | 2001-07-04 | 2004-01-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion |
| RU2263201C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to prevent corrosion caused by sulfate-reducing bacteria |
| RU2496915C1 (en) * | 2012-02-27 | 2013-10-27 | Асгар Маратович Валеев | Corrosion protection method for pipelines of water-cut oil collecting system |
| RU2706992C1 (en) * | 2018-10-17 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of controlling corrosion caused by sulphate-reducing bacteria |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2064529C1 (en) * | 1993-08-06 | 1996-07-27 | Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт | Method of heat-exchanging apparatus pipes inner surface corrosion prevention |
| RU2088691C1 (en) * | 1995-10-23 | 1997-08-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method of protecting metals in liquid media against biocorrosion |
-
1999
- 1999-08-24 RU RU99118351A patent/RU2158786C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2064529C1 (en) * | 1993-08-06 | 1996-07-27 | Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт | Method of heat-exchanging apparatus pipes inner surface corrosion prevention |
| RU2088691C1 (en) * | 1995-10-23 | 1997-08-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method of protecting metals in liquid media against biocorrosion |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| А.А.ГОНИК. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. - М.: Недра, 1976, с.169. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2221083C2 (en) * | 2001-07-04 | 2004-01-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion |
| RU2263201C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to prevent corrosion caused by sulfate-reducing bacteria |
| RU2496915C1 (en) * | 2012-02-27 | 2013-10-27 | Асгар Маратович Валеев | Corrosion protection method for pipelines of water-cut oil collecting system |
| RU2706992C1 (en) * | 2018-10-17 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of controlling corrosion caused by sulphate-reducing bacteria |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7918281B2 (en) | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition | |
| JP7204682B2 (en) | Novel modified acid compositions as replacements for conventional acids in the oil and gas industry | |
| US4469469A (en) | Protective system for underground pipes | |
| US20160347994A1 (en) | Using non-regulated synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| RU2158786C1 (en) | Pipeline corrosion protection method | |
| RU2247833C1 (en) | Method for acidic treatment of productive bed | |
| EP3670630A1 (en) | Novel alkylsulfonic acid compositions | |
| RU2140522C1 (en) | Method of preventing deposits of inorganic salts and iron sulfide in crude oil production and transport areas | |
| US20170313932A1 (en) | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| RU2122981C1 (en) | Composition for prevention carbonate deposits | |
| RU2223391C2 (en) | Process of protection of injection wells injected with fresh water | |
| RU2227174C1 (en) | Method of inhibitor treatment of borehole fluid | |
| RU2028538C1 (en) | Method of piping of high-viscosity oil | |
| RU2233973C1 (en) | Method for preventing corrosion caused by sulfate-restoring bacteria | |
| JPS5794100A (en) | Hydraulic fluid | |
| RU2291288C1 (en) | Method for fighting corrosion caused by sulfate-restoring bacteria | |
| RU2170287C2 (en) | Method for protecting of well equipment and well discharge line | |
| RU2296815C1 (en) | Method for inhibitory protection of oil-field pipelines | |
| US20240384156A1 (en) | Friction reducer and scale inhibitor | |
| Shull | An experimental approach to corrosion control | |
| SU254307A1 (en) | ||
| Law et al. | A field case history: Chemical treatment of a produced-water injection system using anthraquinone improves water quality and reduces costs | |
| SU1013703A1 (en) | Pipeline for transporting oil products | |
| Dashdiyeva | Using nanodemulsifiers for demulsification of the oil emulsions is one of priority directions of modern oil-field chemistry | |
| JP2005040713A (en) | Method and apparatus for removing chloride ions in waste water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090825 |