Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах - Иванов Е.С.
Скачать (прямая ссылка):
на пласт по мощности. Существенным преимуществом пенокислоты является ее способность многократно увеличивать охват обрабатываемого пласта. .
Пенокислотная обработка нефтяиых и газовых скважин позволяет за счет улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта увеличить текущий дебит скважин в 2—3 раза.
Исследования показывают, что коррозия металла в кислотных пенах значительно выше, чем в кислотных растворах, что обусловлено высокой аэрацией и увеличением доли кислородной деполяризации при коррозии.
Эффективным методом защиты при пе-иокислотных обработках является применение ингибитора. Следует отметить, что если для соляпокислотных растворов найдены эффективные ингибиторы, то ингиби-роваиие пеиокислот еще; практически мало 100. -200 300 400 500 600 изучено.
Глубина сн8ажины, м
Рис. 45. Скорость коррозии стали Д; J — в потоке, 2 — э потоке + 0,4 % ди-¦сольвана, 3 — в пене + 0,5 % БА-6, 4 — з пене + 0,4 °/о дисольвана, 5 — в аэрированном потоке кислоты '
уксусной кислоты. Степень аэрации
Для создания соляпокислотных пен в настоящее время используют 25—33 °/о-ную соляную кислоту, а в качестве пенообразователей дисолван или ОП-10, Концентрация пенообразователя 0,2—0,5 %• Для предотвращения выпадения в порах и каналах карбонатных коллекторов гидроксидов железа в исходный раствор добавляют 1,5% — отношение объема газа к объему кислоты :— обычно составляет от 1,5 до 5 и. зависит от мощности пласта. Чем больше мощность пласта, тем выше должна быть степень аэрации. Расход кислоты, необходимый для обработки 1 м мощности пласта, обычно составляет от 0,3 .до 1,5 м3. Объем кислотного раствора, закачиваемого в скважину составляет 80—100 м3.
Схема оборудования устья нефтяной скважины для проведения пенокислот-ной обработки приведена на рис. 44. Кислота с растворенным поверхностно-активным веществом, добавками ингибитора и уксусной кислоты, из емкости 3 кислотным агрегатом 2 перекачивается в аэратор 4. В аэратор компрессором / "подается воздух и происходит образование пенокислоты, которую закачивают в насоснокомпрессорные трубы. При достижении потоком пенокислоты перфорированной зоны эксплуатационной колонны, задвижка затрубного пространства закрывается и продолжается закачка в пласт заданного объема пенокислоты. Затем продавливают пенокислоту увлажненным воздухом в пласт и скважину закрывают па 6—8 ч.
,В качестве ингибиторов в настоящее время рекомендованы И-l-A в концентрации 0,4 °/о и катапин А или КИ-1 в концентрации 0,1 % [197].-
Подбор ингибиторов для пенокислот осложняется тем, что применение ПАВ для создания пены снижает эффективность действия ингибитора вследствие вытеснения молекулами ПАВ молекул ингибитора с поверхности металла и вслед; •ствие высокой аэрации, при которой коррозия протекает со значительной долей .кислородной деполяризации, трудно поддающейся ингибированшо.
I
122
7 А Б Л И Ц А 62. ЗАЩИТНОЕ ДЕЙСТВИЕ ПАВ И ИНГИБИТОРОВ ПО ОТНОШЕНИЮ К СТАЛИ 20 В 30%-НОЙ НС1 ПРИ CKOPOGTH ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ 0,1 М/С [201]- • - ¦
Концентрация добавки, %
р, г/(мг-ч)
НС1
ОП-10, 0,3
Дисолван, 0,3 Уротропин, 0,3 ПКУ-М, 1,0 БА-6, 0,8
ОП-10, 0,3 + уротропин, 0,3
ОП-10, 0,3+ ПКУ-М, 1,0
ОП-10, 0,3 + БА-6, 0,8
Дисолван, 0,3 + уротропин, 0,3
Дисолван, 0,3 +ПКУ-М, 1,0
Дисолван, 0,3 + БА-6, 0,8
Уротропин, 0,3 + БА-6, 0,8
ОП-10, 0,3+ БА-6, 0,8 + уротропин, 0,3
ОП-10, 0,3+ БА-6, 0,8 + уротропин, 0,3+ КВт, 0,1
ОП-10, 0,3 + ПКУ-М, 1,0 + уротропин, 1,0 + КВт, 0,1
Дисолван, 0,3 + БА-6, 0,8 + уротропин, 0,3 + КВт,
0,1
Дисолван, 0,3 + БА-6, 0;2-+ уротропин, 1,0 + КВг, 0,1
Дисолван, 0,3 + ПКУ-М, 0,2 + уротропин, 1,0 + + КВг, 0,1
184,5
—
32,5
5,7
18,0
10,4
2,8
65,8
1,2
152
0,57
324
2,3
80
2,05
90
1,05
172
1,8
104
1,5
121
0,73
252
0,28
660
0,51
362
0,42
438
0,80
230
0,32
577
0,52
355
0,6
307
Как ' показывают исследования, эффективность ингибирования солянокислот-ных пен зависит от ряда факторов: природы пенообразователя н ингибитора^ степени аэрации, наличия ионов железа, скорости движения пены, глубины скважины, времени обработки, температуры, скорости закачки пены и т.п.
В работах [198—202] изучены защитные свойства некоторых ингибиторов а движущихся растворах соляной кислоты и солянокислотных пен (табл. 62).
Как видно из табл. 62, добавки пенообразователей в 30 %-ную НС1 незначительно тормозят растворение стали. Из ингибиторов наиболее эффективно Тормозят растворение стали БА-6 н ПКУ. Ингибиторы БА-6 и ПКУ, введенные в 30 %-ные растворы НС1, содержащие ОП-10 и дисолван, обладают в их присутствии более слабыми защитными свойствами; ингибиторный' эффект их снижается в 1,3—1,9 раза, причем наиболее сильно в растворах, содержащих ОП-10. Это связано с вытеснением молекулами ПАВ части молекул ингибитора из. адсорбционного слоя. Защитное действие уротропина, напротив, несколько повышается в растворах, содержащих пенообразователи. Причина такого различия заключается по-видимому, в том, что продукты разложения уротропина в 30 %~ ной НС1 обладают синергизмом совместно с поверхностноактивными веществами ОП-10 и дисолваном.
