RU2221083C2 - Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion - Google Patents
Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2221083C2 RU2221083C2 RU2001118486/02A RU2001118486A RU2221083C2 RU 2221083 C2 RU2221083 C2 RU 2221083C2 RU 2001118486/02 A RU2001118486/02 A RU 2001118486/02A RU 2001118486 A RU2001118486 A RU 2001118486A RU 2221083 C2 RU2221083 C2 RU 2221083C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- density
- reagent
- corrosion
- soluble
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к защите металла от коррозии и может найти применение в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности при эксплуатации стальных резервуаров типа РВС в технологических процессах сбора и предварительного обезвоживания эмульсионных нетей, приема и откачки товарной нефти, как буферные емкости при магистральном транспорте нефти и как емкости для приема и хранения нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах. The invention relates to the protection of metal from corrosion and can find application in the oil, oil refining and other industries when operating steel tanks of the RVS type in the technological processes of collecting and pre-dewatering emulsion neti, receiving and pumping salable oil, as buffer tanks for oil trunk transportation and how tanks for receiving and storing oil and oil products at oil refineries.
Коррозия внутренних стенок резервуаров преждевременно выводит их из эксплуатации, требует проведения частых остановок, опорожнения, очистки и ремонта. В первую очередь это касается ремонта днищ резервуаров, интенсивность разрушения которых определяется коррозионными свойствами отделившейся в РВС водной фазы, зависящими от содержания в ней растворенного сероводорода, кислорода, минеральных солей, наличия сульфатвосстанавливающих бактерий и т.д. Corrosion of the inner walls of the tanks prematurely takes them out of operation, requires frequent shutdowns, emptying, cleaning and repair. First of all, this concerns the repair of tank bottoms, the destruction rate of which is determined by the corrosive properties of the aqueous phase separated in the PBC, depending on the content of dissolved hydrogen sulfide, oxygen, mineral salts, the presence of sulfate-reducing bacteria, etc.
Известны различные способы снижения скорости коррозии внутренних стенок резервуаров (А. А. Гоник и др. "Защита нефтяных резервуаров от коррозии". Уфа, РИЦ АНК "Башнефть", 1996 г., с. 236-237). There are various ways to reduce the corrosion rate of the inner walls of reservoirs (A. A. Gonik et al. “Protection of oil reservoirs against corrosion.” Ufa, RIC ANK Bashneft, 1996, pp. 236-237).
Однако большинство из известных способов защиты РВС от коррозии связаны с нанесением на внутреннюю стенку и днище резервуара защитных покрытий, предназначены для снижения коррозии вновь сооружаемых РВС и малоэффективны для поддержания срока эксплуатации действующего резервуарного парка. However, most of the known methods of protecting PBC against corrosion are associated with applying protective coatings to the inner wall and bottom of the tank, designed to reduce corrosion of newly constructed PBC, and are ineffective for maintaining the life of the existing tank farm.
Известен способ защиты от коррозии внутренней стенки трубопроводов, перекачивающих водонефтяную эмульсию путем периодической прокачки пробки пластовой воды плотностью 1,16-1,17 г/см3, содержащей 2,0 - 2,5 кг/м3 водорастворимого, комплексно-действующего реагента, обладающего ингибирующими и бактерицидными свойствами, например реагент СПНХ-1004. Прокачку пробки такого реагента в трубопровод осуществляют с периодичностью один раз в шесть месяцев - период роста сульфатвосстанавливающих бактерий. Объем закачиваемой в трубопровод пробки пластовой воды, содержащей ингибитор-бактерицид, составляет не менее двух объемов застойных зон. Повышение эффективности защиты металла от коррозии достигается за счет доставки комплексного ингибитора коррозии-бактерицида до защищаемой поверхности при замещении сточной воды, накапливаемой в застойных зонах на пониженных участках трубопровода, на пластовую воду, содержащую комплексно-действующий ингибитор-бактерицид (RU 2158786 С1, публ. 2000.11.10.).There is a method of corrosion protection of the inner wall of pipelines pumping water-oil emulsion by periodically pumping formation water plugs with a density of 1.16-1.17 g / cm 3 containing 2.0 - 2.5 kg / m 3 of a water-soluble, complex-acting reagent, possessing inhibitory and bactericidal properties, for example, reagent SPNX-1004. A tube of such a reagent is pumped into the pipeline once every six months - the period of growth of sulfate-reducing bacteria. The volume of produced water plugs in the pipeline containing an inhibitor-bactericide is at least two volumes of stagnant zones. Improving the effectiveness of metal corrosion protection is achieved by delivering a complex corrosion inhibitor-bactericide to the surface to be protected by replacing wastewater accumulated in stagnant areas in lower sections of the pipeline with produced water containing a complex-acting inhibitor-bactericide (RU 2158786 C1, publ. 2000.11.10.).
Недостаток данного способа - невысокая эффективность коррозионной защиты внутренней поверхности трубопровода в результате быстрого разбавления в застойных зонах трубопровода пробки пластовой воды, содержащей ингибитор-бактерицид, расслоенным потоком водонефтяной эмульсии. The disadvantage of this method is the low efficiency of corrosion protection of the inner surface of the pipeline as a result of rapid dilution in the stagnant zones of the pipeline of a plug of produced water containing an inhibitor-bactericide, a layered stream of oil-water emulsion.
Из-за вероятности быстрого выноса из резервуара слоя пластовой воды, содержащего ингибитор-бактерицид, данный способ борьбы с коррозией для защиты внутренней поверхности днищ резервуара не применяют. Due to the likelihood of a quick removal from the reservoir of a layer of produced water containing an inhibitor-bactericide, this method of combating corrosion to protect the inner surface of the bottoms of the reservoir is not used.
Известен способ защиты внутренней поверхности днища резервуара от коррозии, включающий нанесение на днище РВС суспензии на основе бентонитовой глины с добавкой в качестве утяжелителя баритовой муки, отличающийся тем, что суспензия дополнительно содержит полиакриламид и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонитовая глина 50-55, баритовая мука 15-33, полиакриламид 0,05-1,0, ингибитор коррозии 0,3-0,50, вода - остальное (RU 216547, С 23 F 15/00,1999 г.). A known method of protecting the inner surface of the bottom of the tank from corrosion, including applying to the bottom of the PBC a suspension based on bentonite clay with barite flour added as a weighting agent, characterized in that the suspension additionally contains polyacrylamide and a corrosion inhibitor in the following ratio, wt.%: Bentonite clay 50-55, barite flour 15-33, polyacrylamide 0.05-1.0, corrosion inhibitor 0.3-0.50, water - the rest (RU 216547, С 23 F 15 / 00.1999).
Недостаток данного способа заключается в необходимости предварительного опорожнения и очистки днища РВС от загрязнений и сложности получения и равномерного нанесения на дно РВС глинистой суспензии указанного состава. Кроме того, данный состав не защищает днище резервуара от бактерицидной коррозии, а при контакте с водой подвержен размыву и может явиться источником загрязнения товарной нефти мех. примесями. The disadvantage of this method is the need for preliminary emptying and cleaning the bottom of the PBC from contamination and the difficulty of obtaining and uniformly applying a clay suspension of the specified composition to the bottom of the PBC. In addition, this composition does not protect the bottom of the tank from bactericidal corrosion, and when in contact with water it is susceptible to erosion and can be a source of contamination of salable oil. impurities.
Известен способ внутренней защиты поверхности днища резервуара от коррозии, включающий нанесение на днище резервуара толстослойного покрытия на глинистой основе, отличающийся тем, что в состав покрытия дополнительно вводят тампонажный цемент, ингибитор коррозии и водорастворимый бактерицид (3аявка на изобретение 99105509 А, опубл. 2001.03.20). A known method of internal protection of the surface of the bottom of the tank from corrosion, including applying to the bottom of the tank a thick coating on a clay basis, characterized in that the coating composition is additionally introduced grouting cement, a corrosion inhibitor and a water-soluble bactericide (3 application for the invention 99105509 A, publ. 2001.03.20.20 )
Недостаток способа в сложности приготовления равномерного по содержанию состава с концентрацией компонентов, мас.%: бентонитовая глина 50-60, тампонажный цемент 8-10, ингибитор коррозии 2-5 и водорастворимый бактерицид 0,05-0,1, а так же необходимости предварительного опорожнения и очистки днища резервуара от нефтешламовых отложений. The disadvantage of this method is the difficulty of preparing a composition that is uniform in content with a concentration of components, wt.%: Bentonite clay 50-60, cement 8-10, corrosion inhibitor 2-5 and water-soluble bactericide 0.05-0.1, as well as the need for preliminary emptying and cleaning the tank bottom from oil sludge deposits.
Ближайшим техническим решением (прототипом) заявляемому является способ защиты внутренней поверхности днища резервуара от коррозии, включающий введение раствора ингибитора коррозии в углеводородную жидкость, отличающийся тем, что раствор ингибитора, обладающего свойствами эмульгатора, вводят в виде обратной эмульсии, плотность которой выше плотности водной фазы в резервуаре, и наносят на днище в виде свободного слоя. Для защиты от коррозии резервуаров с малым уровнем воды между тяжелой обратной эмульсией и углеводородной жидкостью размещают слой буферной воды (Авт. свид. 1433079, С 23 F 11/04,1994 г.). The closest technical solution (prototype) to the claimed is a method of protecting the inner surface of the tank bottom from corrosion, comprising introducing a solution of a corrosion inhibitor into a hydrocarbon liquid, characterized in that the solution of the inhibitor having the properties of an emulsifier is introduced in the form of an inverse emulsion, the density of which is higher than the density of the aqueous phase in reservoir, and applied to the bottom in the form of a free layer. To protect tanks with a low water level from corrosion between a heavy reverse emulsion and a hydrocarbon liquid, a layer of buffer water is placed (Auth. Certificate 1433079, C 23 F 11 / 04.1994).
Недостатком данного технического решения является невысокая агрегативная устойчивость образующейся обратной эмульсии, где в качестве стабилизатора обратной эмульсии используется маслорастворимый ингибитор-эмульгатор "Нефтехим-7" или "Нефтехим-2", или смесь маслорастворимого ингибитора коррозии Корексит-7798 и эмульгатора обратного ЭС-2, а в качестве дисперсной фазы применяют водный раствор хлористого кальция плотностью 1285 кг/м3, и как следствие этому непродолжительность защитного действия на дне резервуара слоя обратной эмульсии, содержащей углеводородный раствор ингибитора коррозии. Если до расслоения расположенная на дне резервуара под слоем воды обратная эмульсия, содержащая в углеводородной среде ингибитор коррозии, выполняет защитную (антикоррозионную) функцию, то при разрушении этой эмульсии выделившийся концентрированный водный раствор хлористого кальция, не содержащий ингибитора коррозии, смешиваясь с буферным слоем воды, не оказывает какого-либо защитного действия на днище резервуара. В то же время углеводородный раствор ингибитора коррозии при разрушении обратной эмульсии, имея плотность 850 кг/м3, всплывает через водной слой и, растворяясь в избытке нефтяной фазы, выводится вместе с нефтью из резервуара, не выполнив защитную для днища резервуара антикоррозионную функцию. Кроме того, в данном способе не решается проблема защиты внутренней стенки и днища резервуара от язвенной (питтинговой) коррозии, скорость которой в воде увеличивается в сотни раз в результате роста и жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий и образования на поверхности металла осадка сульфида железа (Агеев Н. М. и др. Современное состояние проблемы предотвращения бактериальной коррозии в нефтяной промышленности. М., ВНИИОЭНГ, 1986 г., вып.7., сер "Борьба с коррозией и защита окружающей среды".The disadvantage of this technical solution is the low aggregate stability of the resulting reverse emulsion, where the oil-soluble inhibitor-emulsifier Neftekhim-7 or Neftekhim-2, or a mixture of the oil-soluble corrosion inhibitor Korexit-7798 and the reverse emulsifier ES-2, is used as a stabilizer of the reverse emulsion. and as the dispersed phase, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1285 kg / m 3 is used , and as a result, the short duration of the protective action at the bottom of the tank of the inverse emulsion layer, soda rusting hydrocarbon solution of a corrosion inhibitor. If, prior to delamination, the reverse emulsion located at the bottom of the tank under the water layer containing a corrosion inhibitor in the hydrocarbon medium performs a protective (anticorrosion) function, then upon the destruction of this emulsion, a concentrated aqueous solution of calcium chloride containing no corrosion inhibitor is released, mixed with a buffer layer of water, does not have any protective effect on the bottom of the tank. At the same time, the hydrocarbon solution of the corrosion inhibitor during the destruction of the inverse emulsion, having a density of 850 kg / m 3 , floats through the water layer and, dissolving in the excess of the oil phase, is removed together with the oil from the reservoir, without fulfilling the anticorrosion function protecting the bottom of the reservoir. In addition, this method does not solve the problem of protecting the inner wall and bottom of the tank from ulcerative (pitting) corrosion, the rate of which in water increases hundreds of times as a result of the growth and activity of sulfate-reducing bacteria and the formation of an iron sulfide precipitate on the metal surface (Ageev N. M . and others. The current state of the problem of preventing bacterial corrosion in the oil industry. M., VNIIOENG, 1986, issue 7., ser. "Corrosion control and environmental protection".
Техническим результатом, достигнутым в предлагаемом изобретении, является повышение эффективности и длительности антикоррозионной защиты днища резервуаров от воздействия на поверхность металла осаждаемых агрессивных компонентов, присутствующих в водной фазе, в том числе и подавление жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. The technical result achieved in the present invention is to increase the efficiency and duration of the anticorrosive protection of the bottom of the tanks from exposure to the deposited aggressive components present in the aqueous phase, including the suppression of the activity of sulfate-reducing bacteria.
Необходимый технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе защиты внутренней поверхности днища резервуара от коррозии, включающем закачку в резервуар эмульсии обратного типа плотностью не ниже 1200 кг/м3, содержащей эмульгатор и ингибитор коррозии, в качестве эмульгатора применяют реагент РДН (ТУ 2458-001-21166-006-97), представляющий собой концентрат порфиритовых, асфальто-смолистых и парафиновых соединений - природных пленкообразующих компонентов нефти, обладающих антикоррозионными свойствами на поверхности металла и являющимися эффективными стабилизаторами эмульсий обратного типа.The required technical result is achieved by the fact that in the proposed method for protecting the inner surface of the bottom of the tank from corrosion, including pumping into the tank an inverse emulsion with a density of at least 1200 kg / m 3 containing an emulsifier and a corrosion inhibitor, RDN reagent is used as an emulsifier (TU 2458- 001-21166-006-97), which is a concentrate of porphyritic, asphalt-resinous and paraffin compounds - natural film-forming oil components that have anticorrosive properties on the metal surface and are schimisya effective stabilizers inverse emulsions.
При этом в качестве дисперсионной среды используют маловязкий углеводородный растворитель парафинового ряда, например дизельное топливо или керосин, а в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3 с водорастворимыми ингибирующими и бактерицидными добавками при следующем соотношении компонентов, об.%:
Реагент РДН по ТУ 2458-001-2116006-97 - 1,0-10,0
Дизельное топливо или керосин - 20,0-29,0
Водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3 с водорастворимыми ингибирующими и бактерицидными добавками - Остальное
При этом в качестве добавок используют или комплексно-действующий водорастворимый ингибитор коррозии - бактерицид, например реагент типа СНПХ-1004, в количестве 1,0-2,5 мас.%, или применяют композицию, состоящую из водорастворимого ингибитора коррозии, например реагента типа СНПХ-1003, в количестве 1,0-2,5 мас.% и водорастворимого бактерицида, например реагента типа ЛПЭ-11 по ТУ 6-01-03-56-83, в количестве 5,0-10,0 мас.%.In this case, a low-viscosity hydrocarbon solvent of a paraffin series, for example diesel fuel or kerosene, is used as a dispersion medium, and an aqueous solution of calcium chloride with a density of at least 1400 kg / m 3 with water-soluble inhibitory and bactericidal additives is used as the dispersed phase in the following ratio of components, vol. %:
RDN reagent according to TU 2458-001-2116006-97 - 1.0-10.0
Diesel fuel or kerosene - 20.0-29.0
An aqueous solution of calcium chloride with a density of at least 1400 kg / m 3 with water-soluble inhibitory and bactericidal additives - Rest
In this case, either a complex-acting water-soluble corrosion inhibitor is used as additives - a bactericide, for example, a reagent of the type SNPCH-1004, in an amount of 1.0-2.5 wt.%, Or a composition consisting of a water-soluble corrosion inhibitor, for example a reagent of the type SNPCH -1003, in an amount of 1.0-2.5 wt.% And a water-soluble bactericide, for example a reagent of the LPE-11 type according to TU 6-01-03-56-83, in an amount of 5.0-10.0 wt.%.
Для приготовления обратной эмульсии указанного состава в маловязком углеводородном растворителе (дизельном топливе или керосине) при механическом перемешивании вначале растворяют заданное количество маслорастворимого ингибитора - стабилизатора обратных эмульсий - реагента РДН, затем в полученном углеводородном растворе (дисперсионной среде), при интенсивном перемешивании постепенно, небольшими порциями эмульгируют водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3 с водорастворимыми ингибирующими и бактерицидными добавками до тех пор, пока содержание дисперсной фазы в образующейся обратной эмульсии не достигнет величины порядка 65-70,0 об.%. При такой концентрации дисперсной фазы вязкость получаемой обратной эмульсии при 20oС не превышает 100-150 сст, плотность не ниже 1200 кг/м3, а агрегативная устойчивость может сохраняться годами, если на данную эмульсию исключается воздействие реагента-деэмульгатора.To prepare an inverse emulsion of the specified composition in a low-viscosity hydrocarbon solvent (diesel fuel or kerosene), with mechanical stirring, first, a predetermined amount of an oil-soluble inhibitor — a stabilizer of inverse emulsions — an RDN reagent is dissolved, then in the resulting hydrocarbon solution (dispersion medium), with vigorous stirring gradually, in small portions. emulsify an aqueous solution of calcium chloride with a density of at least 1400 kg / m 3 with a water-soluble inhibitory and bactericidal additive until the content of the dispersed phase in the resulting reverse emulsion reaches a value of the order of 65-70.0 vol.%. With such a concentration of the dispersed phase, the viscosity of the inverse emulsion obtained at 20 ° C. does not exceed 100-150 cst, the density is not lower than 1200 kg / m 3 , and the aggregative stability can be maintained for years if the effect of the demulsifier is excluded on this emulsion.
В то же время данная эмульсия обладает сравнительно невысокой кинетической устойчивостью, т.е. при длительном отстаивании такой эмульсионной системы происходит частичное ее расслоение на верхний, сравнительно небольшой по толщине слой углеводородного растворителя, и высоковязкий слой уплотненной агрегативно-устойчивой обратной эмульсии с концентрацией дисперсной фазы более 70 об.%. At the same time, this emulsion has a relatively low kinetic stability, i.e. during prolonged settling of such an emulsion system, its partial separation occurs into an upper, relatively small thickness layer of a hydrocarbon solvent, and a highly viscous layer of compacted aggregate-stable inverse emulsion with a dispersed phase concentration of more than 70 vol.%.
Эффективность предлагаемого способа защиты внутренней поверхности днища резервуара от коррозии обусловлена следующим. The effectiveness of the proposed method for protecting the inner surface of the tank bottom from corrosion is due to the following.
При закачке расчетного объема предлагаемой 65-70% обратной эмульсии в резервуар, заполненный сырой или товарной нефтью, данная эмульсия, как сравнительно маловязкая система, равномерно распределяется по всей площади днища резервуара и, как более тяжелая система, вытесняет (поднимает) со дна резервуара как водную фазу, так и прочие коррозионно-агрессивные осадки, плотность которых ниже плотности обратной эмульсии, и уже тем самым снижает их коррозионное воздействие на днище резервуара. Далее в процессе пребывания в РВС слоя 65-70% обратной эмульсии тяжелые агрегативно-устойчивые капли дисперсной фазы (водного раствора хлорида кальция с ингибирующими и бактерицидными добавками) из маловязкого эмульсионного слоя оседают и образуют на дне резервуара более концентрированный (структурированный) слой обратной эмульсии меньшей толщины, т. к. часть отстоявшейся дисперсионной среды (углеводородного раствора РДН в дизельном топливе или керосине) перейдет в нефтяную фазу. Уплотненный (структурированный) слой обратной эмульсии с концентрацией дисперсной фазы более 70 об.% практически не подвергается размыву в процессе заполнения или откачки резервуара. При этом дисперсионная среда такой эмульсии, обладающая повышенной адгезией к металлу, образует на его поверхности защитную гидрофобную пленку из маслорастворимого ингибитора РДН, а агрегативно-устойчивая дисперсная фаза длительное время является источником поступления к металлической поверхности из уплотненного слоя обратной эмульсии веществ, обладающих ингибирующими и бактерицидными свойствами. При этом даже в том случае, когда по ряду причин, например при осаждении из товарной нефти на эмульсионный слой некоторого количества воды с остаточным содержанием реагента-деэмульгатора, и произойдет частичное разрушение обратной эмульсии, то выделяющийся под слоем концентрированной эмульсии тяжелый водный раствор хлорида кальция, содержащий ингибирующие и бактерицидные добавки, из-за отсутствия его контакта с осаждаемой водой будет еще длительное время сохранять антикоррозионные и бактерицидные свойства. When the estimated volume of the proposed 65-70% inverse emulsion is pumped into a tank filled with crude or commercial oil, this emulsion, as a relatively low-viscosity system, is evenly distributed over the entire area of the tank bottom and, as a heavier system, displaces (lifts) from the bottom of the tank as water phase, as well as other corrosive precipitation, the density of which is lower than the density of the reverse emulsion, and thereby reduces their corrosive effect on the bottom of the tank. Further, during the stay in the PBC of a layer of 65-70% inverse emulsion, heavy aggregatively stable droplets of the dispersed phase (an aqueous solution of calcium chloride with inhibitory and bactericidal additives) from the low-viscosity emulsion layer settle and form a more concentrated (structured) inverse emulsion layer at the bottom of the tank thickness, because part of the settled dispersion medium (hydrocarbon solution of RDN in diesel fuel or kerosene) will go into the oil phase. A densified (structured) reverse emulsion layer with a dispersed phase concentration of more than 70 vol.% Practically does not undergo erosion during filling or pumping out of the tank. Moreover, the dispersion medium of such an emulsion, which has increased adhesion to the metal, forms a protective hydrophobic film on its surface from an oil-soluble RDN inhibitor, and the aggregate-stable dispersed phase has long been a source of substances having inhibitory and bactericidal sources of an inverse emulsion on the metal surface from a compacted layer properties. Moreover, even for a number of reasons, for example, when a certain amount of water with a residual content of demulsifier is precipitated from the commercial oil onto the emulsion layer and the reverse emulsion is partially destroyed, a heavy aqueous solution of calcium chloride is released under the concentrated emulsion layer, containing inhibitory and bactericidal additives, due to the lack of contact with precipitated water, it will retain anticorrosive and bactericidal properties for a long time.
Примеры конкретного осуществления предлагаемого способа
Пример 1. Стеклянные ячейки (химические стаканы) объемом 1 л заполняют пластовой водой плотностью 1090 кг/м3 (толщина слоя 100 мм),сверху которой заливают слой товарной нефти толщиной 20 мм. На дно химического стакана помещают стальные диски толщиной 1 мм, диаметр которых равен внутреннему диаметру стакана.Examples of specific implementation of the proposed method
Example 1. Glass cells (beakers) with a volume of 1 liter are filled with formation water with a density of 1090 kg / m 3 (layer thickness 100 mm), on top of which a layer of marketable oil with a thickness of 20 mm is poured. At the bottom of the beaker are placed steel disks with a thickness of 1 mm, the diameter of which is equal to the inner diameter of the beaker.
Опыты проводили в 5 стаканах: 1 - без ингибитора и бактерицида (холостой опыт); 2 - в пластовую воду вводили водорастворимый ингибитор коррозии СНПХ-1003 в количестве 2,0 мас.% (известный способ); 3 - в пластовую воду вводили обратную эмульсию состава, мас.%: водный раствор хлорида кальция плотностью 1285 кг/м3 80,0, нефть 18, маслорастворимый эмульгатор-ингибитор "Нефтехим" 2,0 (способ по прототипу ), 4 - в пластовую воду вводили обратную эмульсию плотностью 1200 кг/м3 состава, об.%: реагент РДН 5,0, дизельное топливо 30,0, водный раствор хлорида кальция плотностью 1400 кг/м3 с добавкой 2,0 мас. % растворимого в воде реагента СНПХ-1004, обладающего ингибирующими и бактерицидными свойствами 65,0 ( 1 - вариант предлагаемого способа), 5 - в пластовую воду вводили обратную эмульсию плотностью 1200 кг/м3 состава, об.%: реагент РДН 5,0, керосин 30,0, водный раствор хлорида кальция плотностью 1400 кг/м3 65,0 с добавкой 2,0 мас.% водорастворимого ингибитора коррозии СНПХ-1003 и 5,0 мас.% водорастворимого бактерицида ЛПЭ-11 (2 - вариант предлагаемого способа).The experiments were carried out in 5 glasses: 1 - without inhibitor and bactericide (blank experiment); 2 - water-soluble corrosion inhibitor SNPCH-1003 in the amount of 2.0 wt.% Was introduced into the produced water (known method); 3 - inverse emulsion of the composition was introduced into the formation water, wt.%: Aqueous solution of calcium chloride with a density of 1285 kg / m 3 80.0, oil 18, oil-soluble emulsifier-inhibitor "Neftekhim" 2.0 (prototype method), 4 - formation water was injected reverse emulsion with a density of 1200 kg / m 3 composition, vol.%: reagent RDN 5.0, diesel fuel 30.0, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1400 kg / m 3 with the addition of 2.0 wt. % water-soluble reagent SNPCH-1004 with inhibitory and bactericidal properties of 65.0 (1 is a variant of the proposed method), 5 - reverse emulsion with a density of 1200 kg / m 3 composition, vol.%: RDN reagent 5.0 , kerosene 30.0, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1400 kg / m 3 65.0 with the addition of 2.0 wt.% water-soluble corrosion inhibitor SNPCH-1003 and 5.0 wt.% water-soluble bactericide LPE-11 (2 - variant of the proposed way).
По величине потери массы стальных дисков за контролируемые ( 1 мес. и 6 мес. ) промежутки времени определяли эффективность того или иного способа защиты поверхности металла от коррозии. The value of the weight loss of steel disks for controlled (1 month and 6 months) time intervals determined the effectiveness of a particular method of protecting the metal surface from corrosion.
В обобщенном виде результаты данных опытов представлены в табл. 1 (табл. 1-3 см. в конце описания). In a generalized form, the results of these experiments are presented in table. 1 (tab. 1-3 see at the end of the description).
Пример 2. В резервуар емкостью 1000 м3 для хранения сырой нефти со слоем отделившейся подтоварной воды плотностью 1090 кг/м3 и толщиной в 1 м закачали предлагаемую обратную эмульсию плотностью 1200 кг/м3 в объеме 15 м3. При данном объеме закаченная сравнительно маловязкая обратная эмульсия равномерно распределилась по всей поверхности дна резервуара, образуя под слоем агрессивной воды более тяжелый слой обратной эмульсии толщиной 20 см. Обратную эмульсию готовят следующим образом: в 4,5 м3 дизельного топлива при слабом перемешивании растворяют 0,75 м3 реагента РДН. Затем в полученном углеводородном растворе эмульгатора-ингибитора при интенсивном перемешивании, порциями по 1,5-2,0 м3 эмульгируют водный раствор хлорида кальция плотностью 1400 кг/м3 с добавлением 2,0 мас.% водорастворимого ингибитора-бактерицида СНПХ-1004.Example 2. In the tank with a capacity of 1000 m 3 for storing crude oil with a layer of separated commercial water with a density of 1090 kg / m 3 and a thickness of 1 m, the proposed reverse emulsion with a density of 1200 kg / m 3 in a volume of 15 m 3 was pumped. With this volume, the injected relatively low-viscosity inverse emulsion was evenly distributed over the entire surface of the tank bottom, forming a heavier layer of inverse emulsion under a layer of aggressive water with a thickness of 20 cm. The inverse emulsion is prepared as follows: dissolve in 4.5 m 3 of diesel fuel with gentle stirring. 75 m 3 RDN reagent. Then, in the obtained hydrocarbon solution of the emulsifier-inhibitor with vigorous stirring, in portions of 1.5-2.0 m 3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1400 kg / m 3 is emulsified with the addition of 2.0 wt.% Water-soluble inhibitor-bactericide SNPCH-1004.
Эффективность коррозионной защиты днища резервуара предлагаемым способом оценивают так же, как и в примере 1, по убыли массы нумерованных образцов стальных дисков после их пребывания в течение 1 мес. и 6 мес. на поверхности днища резервуара под слоем уплотненной обратной эмульсии и в толще агрессивной пластовой воды, т.е. над слоем обратной эмульсии. The effectiveness of the corrosion protection of the bottom of the tank by the proposed method is evaluated in the same way as in example 1, by the decrease in the mass of numbered samples of steel disks after their stay for 1 month. and 6 months on the surface of the bottom of the tank under a layer of sealed reverse emulsion and in the thickness of aggressive formation water, i.e. above the inverse emulsion layer.
Образцы стальных дисков помещают в резервуар на заданную глубину и вынимают из резервуара через люк, расположенный на крыше резервуара, с помощью 0,5 мм капроновой лески определенной длины. Samples of steel disks are placed in the tank to a predetermined depth and removed from the tank through the hatch located on the roof of the tank using 0.5 mm nylon fishing line of a certain length.
Доказательством тому, что при длительном пребывании в резервуаре под слоем пластовой воды закаченная 65% обратная эмульсия не разрушается, а ,наоборот, уплотняется и превращается в структурированный, трудносмываемый с поверхности металла слой более концентрированной обратной эмульсии, является то, что через 6 мес. образцы дисков, находившихся на дне РВС, после их извлечения из РВС, т. е. прохождения через 2 м слой воды и 8 м слой сырой нефти, сохранили на одной стороне защитный слой плотной концентрированной обратной эмульсии. The proof that with a long stay in the reservoir under the layer of produced water, the injected 65% reverse emulsion does not collapse, but, on the contrary, compacts and turns into a structured layer of a more concentrated reverse emulsion that is difficult to wash out from the metal surface, that after 6 months. samples of disks located at the bottom of the PBC, after they were removed from the PBC, that is, passing through a 2 m layer of water and an 8 m layer of crude oil, retained on one side a protective layer of dense concentrated inverse emulsion.
В обобщенном виде результаты данных опытов приведены в табл.2. In a generalized form, the results of these experiments are given in table 2.
Пример 3. В резервуар емкостью 5000 м3 для хранения товарной нефти закачивают обратную эмульсию плотностью 1200 кг/м3 в объеме 35 м3. Обратную эмульсию готовят следующим образом: в 10,5 м3 керосина растворяют 1,8 м3 реагента РДН и в полученном углеводородном растворе ингибитора-стабилизатора постепенно эмульгируют 23 м3 водного раствора хлорида кальция плотностью 1400 м3 с добавкой 2 мас.% водорастворимого ингибитора коррозии СНПХ-3 и 5,0 мас. % водорастворимого бактерицида ЛПЭ-11. При закачке 35 м3 такой сравнительно маловязкой обратной эмульсии в РВС-5000, несмотря на ее первоначальное смешение с товарной нефтью, через определенный промежуток времени (за 1-2 дня) произойдет оседание из нефтяной фазы тяжелых, агрегативно-устойчивых глобул дисперсной фазы (капель водного раствора хлорида кальция плотностью 1400 кг/м3, с ингибирующими и бактерицидными добавками), которая, равномерно распределяясь по всей поверхности дна резервуара, образуется под слоем товарной нефти антикоррозионный барьер из тяжелой обратной эмульсии, препятствующий оседанию на днище РВС из нефтяной фазы не только капель пресной воды, но и других коррозионно-активных осадков.Example 3. In a tank with a capacity of 5000 m 3 for storage of commercial oil is pumped reverse emulsion with a density of 1200 kg / m 3 in a volume of 35 m 3 . The reverse emulsion is prepared as follows: 1.8 m 3 of RDN reagent is dissolved in 10.5 m 3 of kerosene and 23 m 3 of an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1400 m 3 with the addition of 2 wt.% Water-soluble inhibitor is gradually emulsified in the obtained hydrocarbon solution corrosion SNPCH-3 and 5.0 wt. % water-soluble bactericide LPE-11. When 35 m 3 of such a relatively low-viscosity reverse emulsion is injected into RVS-5000, despite its initial mixing with commercial oil, heavy, aggregatively stable dispersed phase globules (droplets) will settle from the oil phase after a certain period of time (1-2 days) an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1400 kg / m 3 , with inhibitory and bactericidal additives), which, evenly distributed over the entire surface of the bottom of the tank, forms an anti-corrosion barrier from a heavy reverse emulsion under a layer of salable oil, preventing not only fresh water droplets, but also other corrosive sediments from settling on the bottom of the RVS from the oil phase.
Эффективность коррозионной защиты таким антикоррозионным барьером из обратной эмульсии днища РВС-5000, заполненного товарной нефтью, оценивают так же, как и в примере 2, т.е. по убыли массы образцов стальных дисков после их пребывания 1 мес. и 6 мес. в объеме товарной нефти над слоем тяжелой обратной эмульсии, и на днище резервуара под слоем обратной эмульсии. The effectiveness of corrosion protection by such an anti-corrosion barrier from the reverse emulsion of the RVS-5000 bottom filled with salable oil is evaluated in the same way as in Example 2, i.e. by the decrease in the mass of samples of steel disks after their stay of 1 month. and 6 months in the volume of salable oil above the heavy inverse emulsion layer, and on the bottom of the tank under the inverse emulsion layer.
Результаты данных опытов в обобщенном виде приведены в табл.3
Из результатов лабораторных опытов (табл.1) защитный эффект от коррозии металла в пластовой воде у предлагаемого способа составляет величину порядка 93-95%, в то время как у известного способа, взятого за прототип, этот показатель колеблется в пределах 72-89%, т.е. существенно ниже, что указывает на преимущество предлагаемого способа.The results of these experiments are summarized in table 3
From the results of laboratory experiments (table 1), the protective effect of metal corrosion in produced water in the proposed method is about 93-95%, while in the known method, taken as a prototype, this indicator ranges from 72-89%, those. significantly lower, which indicates the advantage of the proposed method.
Предлагаемый способ показал достаточно длительную и высокую эффективность защиты днищ как сырьевых резервуаров, т.е. резервуаров, содержащих отделившуюся пластовую воду и обводненную нефть (табл.2), так и резервуаров, содержащих товарную нефть (табл.3). The proposed method showed a sufficiently long and high efficiency of protection of the bottoms as raw material tanks, i.e. reservoirs containing separated formation water and flooded oil (Table 2), and reservoirs containing marketable oil (Table 3).
Причем в отличие от известного способа, взятого за прототип, для защиты днища товарного резервуара от коррозии предлагаемым способом исключается необходимость введения в резервуар с обратной эмульсией свободного слоя воды плотностью ниже плотности закачиваемой обратной эмульсии. Moreover, in contrast to the known method, taken as a prototype, to protect the bottom of the commodity tank from corrosion, the proposed method eliminates the need for introducing into the tank with reverse emulsion a free layer of water with a density lower than the density of the injected reverse emulsion.
Последнее не только упрощает технологический процесс закачки в РВС защитного слоя обратной эмульсии, но и исключает возможность ухудшения качества (повышения остаточного содержания воды) товарной нефти при ее откачки из резервуара. The latter not only simplifies the technological process of pumping a protective layer of the reverse emulsion into the RVS, but also eliminates the possibility of deterioration in the quality (increase in the residual water content) of commercial oil during its pumping from the tank.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001118486/02A RU2221083C2 (en) | 2001-07-04 | 2001-07-04 | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001118486/02A RU2221083C2 (en) | 2001-07-04 | 2001-07-04 | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001118486A RU2001118486A (en) | 2003-05-10 |
| RU2221083C2 true RU2221083C2 (en) | 2004-01-10 |
Family
ID=32090270
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001118486/02A RU2221083C2 (en) | 2001-07-04 | 2001-07-04 | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2221083C2 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4915872A (en) * | 1987-10-01 | 1990-04-10 | Drew Chemical Corporation | Cast solid block corrosion inhibitor composition |
| SU1433079A1 (en) * | 1985-12-24 | 1994-12-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of protection of internal surface of the reservoir bottom against corrosion |
| RU2158786C1 (en) * | 1999-08-24 | 2000-11-10 | ОАО Акционерная нефтяная компания Башнефть | Pipeline corrosion protection method |
| RU2167957C2 (en) * | 1999-03-11 | 2001-05-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of protecting inside surface of tank bottom |
-
2001
- 2001-07-04 RU RU2001118486/02A patent/RU2221083C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1433079A1 (en) * | 1985-12-24 | 1994-12-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of protection of internal surface of the reservoir bottom against corrosion |
| US4915872A (en) * | 1987-10-01 | 1990-04-10 | Drew Chemical Corporation | Cast solid block corrosion inhibitor composition |
| RU2167957C2 (en) * | 1999-03-11 | 2001-05-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of protecting inside surface of tank bottom |
| RU2158786C1 (en) * | 1999-08-24 | 2000-11-10 | ОАО Акционерная нефтяная компания Башнефть | Pipeline corrosion protection method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3445441A (en) | Amino-amido polymers | |
| US3909200A (en) | Use of guanidine derived compounds as corrosion inhibitors | |
| US4864075A (en) | Dithiocarbamates for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| RU2379330C1 (en) | Calcium removal from crude oil method | |
| US5013451A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US3816184A (en) | Corrosion inhibiting process using silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
| AU2014376202B2 (en) | Composition and method for oilfield water clarification processes | |
| US4956099A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US3716569A (en) | Silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
| US3514250A (en) | Process of inhibiting corrosion | |
| US5089619A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US5026483A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US5089227A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| EP1668098A1 (en) | Drag reducing agents for multiphase flow | |
| US3779912A (en) | Water clarification process using silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
| US5019274A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US4341657A (en) | Use of quaternized derivatives of polymerized pyridines and quinolines as corrosion inhibitors | |
| US3509047A (en) | Process of water clarification | |
| US3751371A (en) | Scale formation inhibiting process using silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
| Wachter et al. | Preventing internal corrosion of pipe lines | |
| RU2221083C2 (en) | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion | |
| US4297484A (en) | Quaternized derivatives of polymerized pyridines and quinolines | |
| US4339347A (en) | Use of quaternized derivatives of polymerized pyridines and quinolines as demulsifiers | |
| US3617570A (en) | Guanidine derived compounds as water clarifiers | |
| US3524908A (en) | Phosphoramides |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 1-2004 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090705 |