Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах - Иванов Е.С.
Скачать (прямая ссылка):
Некоторые преимущества перед ПБ-5 имеет применяемый в настоящее время ингибитор В-2 [191]. Он более устойчив к солям железа, его можно исполь- ; зовать при температурах до 100°С и более высоких концентрациях НС1 (до ; 30-35 %). ['
Высокими защитными свойствами (г = 92-н97 %) при 80—95°С обладает! ингибитор, представляющий собой кубовый остаток производства аднпонитрила • [192]. Этот ингибитор при полной нейтрализации кислоты карбонатом кальция не выпадал в осадок, что является важным преимуществом перед ПБ-5. ;
В связи с освоением больших глубин, где преобладают высокие температуры ! и давления, разрабатываются композиции ингибиторов, эффективные при темпе- [ ратурах выше 100 °С и давлениях до 30 МПа. s
При температурах до 110°С и давлениях до 20 МПа удовлетворительную; защиту дают смеси ингибиторов ПБ-5, И-l-A и катапинов с добавками уротропи- • на [190, 193, 194]. Защитные свойства таких смесей приведены в табл. 60 (по. Э. М, Тосунову). I
При температурах до 110 °С эффективно защищают от коррозии смеси ин-1 гибитора ХОСП-10 с уротропином и катапином А [195].
Ф. К- Курбановым описаны смеси ингибиторов для защиты от коррозииа оборудования при солянокислотных обработках скважин с забойными температурами до 130°С. Для температур до 140°С высокими защитными свойствами в 15—28 %-ной технической НС1 обладает смесь ингибитора БА-6 с гексинолом и иодидом калия. Скорость коррозии стали 36Г2С в 15 %-ной НС1 при 140°С с этой смесью составила 26,3 г/(м--ч) против 3052 г/(м2-ч) в кислоте без ингибитора (2 = 99,2 %).
Весьма эффективным при солянокислотных обработках оказалось использование нефтекислотных эмульсий. При 150°С и давлении 50 МПа нефтекислотная эмульсия (15 % НС1), стабилизированная диаминдиолеатом, позволяет снизить
I
120
ТАБЛИЦА 60. СКОРОСТЬ КОРРОЗИИ р И ИНГИБИТОРНЫЙ ЭФФЕКТ V СТАЛИ Д. В 15 %-НОЙ НС1 ПРИ 100 "С И ДАВЛЕНИИ 30 МПа В ПРИСУТСТВИИ СМЕСЕЙ ИНГИБИТОРОВ
Ингибитор
Р, 1/(м*.ч)
1% ПБ-5
3,87
1,0
1% ПБ-5+1% уротропина
59,7
6,5
1% ПБ-5+0,8% уротропина+1% И-1-А
56,4
6,9
1% ПБ-5+0,5% уротропина+0,5% катапина
48,7
7,9
0,5% уротропина+0,5% катапина
41,9
9,2
0,8% уротропина+1% И-1-А
24,9
15,5
коррозию в 4—22 раза. Кроме того, такие эмульсии ценны и с технологической, точки зрения, так как позволяют увеличить радиус охвата пласта кислотой.
При высоких температурах высокими защитными свойствами обладают смеси ацетиленовых соединений и уксусного альдегида с азотсодержащим ннгиби-топами БА-6 и ПКУ.
В [196] сообщается об испытаниях новых модификаций ингибитора ХОСП-1Ф при температурах 100—160°С и давлении 30 МПа (табл. 61). При температуре 160°С и концентрации 3% наибольшие защитные свойства проявляет ингибитор ХОСП-Н (г = 87,7). Отмечается также, что этот ингибитор обладает высокими пенообразующими свойствами, что позволяет рекомендовать его как перспективный для солянокислотных обработок скважин с высокими температурами и давлениями.
В настоящее время в стране проводится более 4000 кислотных обработок: скважин. Кроме солянокислотных нашли применением и другие растворы на основе кислот: нефте-, глино-, спиртокислотные, смеси органических и минеральных кислот. Для этих растворов также разработаны ингибиторы и инги-бирующне смеси.
Применение ингибиторов для кислотных обработок скважин дает значительный экономический эффект за счет увеличения службы оборудования скважин,, сокращения сроков простоев и ремонта, увеличения притоков нефти и газа_
4.2. ПЕНОКИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ
Одним из недостатков кислотных обработок является то, что со временем эффективность их резко падает в результате нейтрализации кислоты вблизи приза-бойной зоны пласта; в удаленные зоны кислота не проникает. Обычно высокие
ТАБЛИЦА 61. ЗАЩИТНЫЕ СВОЙСТВА ИНГИБИТОРОВ ХОСП ПО ОТНОШЕНИЮ-К СТАЛИ Д В 12 %-НОЙ НС1 ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ И ДАВЛЕНИИ. 30 МПа [196]
Ингибитор
Концентрация, %
р, г/(м2 -ч), при I, °С
г, %, при г, "С
100
140
160
100
НО _
160
ХОСП-Н
1,0
90,3
986,2
1474,4
96,8
74,0
65,1
2,0
67,4
459.4
804,5
97,6
82,2
80,9
3,0
46,6
373.4
519,0
98,3
87,9
87,7
ХОСП-А
1,0
142,3
1020,4
1944,0
94,9
73,1
54,0
2,0
91,0
437,3
1312,7
86,7
88,5
68,9
3,0
65,7
310,0
989,6
97,6
91,8
76,6
ХОСП-10
1,0
228,7
1661,2
2241,5
91,8
56,2
47.0
2,0
189,1
907.4
1547,3
93,2
76,1
63,4
3,0
127,9
704,9
1193,1
95,4
81,4
71,8
121
140
результаты дают первые обработки, при последующих эффект снижается. Кроме того, кислотные растворы воздействуют обычно на высокопроницаемые зоны лласта, что может приводить к прорыву в продуктивную часть пласта напорных -вод нижележащих пластов.
Этих недостатков лишен метод обработки пластов с использованием кислотных пен. Этот метод, в отличие от обычных кислотных обработок, вследствие особых физико-химических свойств- пен, обеспечивает проникновение активной кислоты вглубь пласта на значительные расстояния и увеличивает воздействие
