Глава 6 Ингибиторы коррозии

Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и проч.

Ингибирование кислотных (рабочих) растворов является совершенно обязательной операцией для каждой кислотной обработки, а игнорирование этого требования должно рассматриваться как грубое нарушение технологии.

В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты.

Ингибитор катапин-А (алкилбензилпири-динийхлорид). Этот реагент считается одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. При дозировке его в количестве 0, 1% от общего количества рабочего кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 55—65 раз. Даже при такой незначительной добавке, как 0, 025% от количества раствора или 0, 25 кг катапина на 1 м³ 10%-ной кислоты, коррозионная активность последней снижается в 45 раз.

Катапин-А хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты в поровом пространстве пласта за счет реагирования ее с карбонатной породой каких-либо осадков не образуется. Реагенты катапин-К и катамин-А также можно применять при обработке пластов с обычными температурами (20—40° С), так как их защитные свойства превышают таковые реагентов ПБ-5, уротропина и формалина.Однако они как ингибиторы уступают катапину-А, поэтому средние дозировки рекомендуются следующие (в %): катапин-А— 0, 05; катапин-К — 0, 10; катамин-А — 0, 20.

Реагенты катапин-А и катамин-А являются хорошими катионоактивными ПАВ.

Ингибитор марвелан-К(О) представляет собой четвертичную аммонийную соль 1-ок-сиэтил-1-метил-2-гептадецинил-имидазолина. Поставляется из ГДР. Как ингибитор значительно уступает катапину-А. Активность его как ингибитора отличается тем, что при изменении дозировки от 0, 05 до 0, 5% коррозионная активность снижается, соответственно, в 13, 5 и 16, 7 раза, т. е. относительно мало зависит от изменения дозировки в 10 раз. При дозировке в 0, 05% марвелан-К(О) близок по активности к реагенту ПБ-5, но при более высоких дозировках уступает ему. Рекомендуется средняя дозировка марвелана-К(О) —0, 1%. Этот ингибитор является высокоактивным катионоактивным ПАВ.

Ингибитор И-1-А. Реагент предложен группой авторов под общим руководством проф. С. А. Балезина (Государственный педагогический институт им. В. И. Ленина). Наибольшей активностью этот реагент обладает в композиции с уротропином. Так, при дозировке в 0, 1% И-1-А+ 0, 2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора (+ 20° С) снижается в 30 раз, а при дозировке 0, 4% И-1-А + 0, 8% уротропина — в 55 раз.

Для более высоких температур надежного реагента-ингибитора коррозии на сегодня пока нет.

Ингибитор В-2 — реагент, выпускаемый Волгоградским химкомбинатом. Защитные свойства его определяются следующими показателями технических условий завода-изготовителя.

Скорость растворения стали (Ст. 3, Ст. 20) при 20° С за 24 ч при дозировке В-2 0, 25—1, 0%, составляет:

а) в технической соляной кислоте по ГОСТ 857—57 —не выше 0, 15;

б) в смеси 20—27%-ной соляной кислоты по ГОСТ 857—57 с 3, 0% фтористоводородной (плавиковой) кислоты — не выше 0, 25;

в) в концентрированных абгазовых кислотах с концентрацией НС1 не выше 33% коэффициент коррозии равен 0, 2 г/м²*ч.

Столь высокие показатели позволяют рекомендовать реагент В-2 для широкого применения при обработках скважин с обычными температурами пласта при дозировке 0, 2—0, 3%.

Ингибитор уникод ПБ-5. Реагент представляет собой продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600.

В основном он применяется для ингибирования соляной кислоты непосредственно на химических предприятиях. Однако выше отмечались недостатки такой ингибированной соляной кислоты. Вследствие большой концентрации ингибитора — 0, 8—1, 0% и способности большей части его выпадать в осадок после нейтрализации кислоты породой пласта использование этого реагента может отрицательно влиять на результаты обработок скважин.

Ингибитор уротропин технический. Уротропин, или, иначе, гексаметилентетрамин, является таким же слабым ингибитором, как и формалин, если их дозировать в эквивалентном соотношении.Так, при дозировке 0, 6% товарного 40%-ного формалина или 0, 2% уротропина достигается примерно одинаковое 16-кратное снижение коррозионной активности 10%-ной соляной кислоты. Но применять сухой препарат — уротропин удобнее и безопаснее для персонала кислотной бригады, чем формалина.[3]

Глава 7 Поверхностно-активные вещества (ПАВ)

При описании ингибиторов коррозии были рассмотрены некоторые ПАВ (катапин-А, марвелан-К(О), но только как реагенты, используемые для борьбы с износом оборудования. Добавка этих ПАВ в определенной концентрации к кислотным растворам обеспечивает повышение эффективности обработок скважины. При этом желательно, чтобы одно и то же ПАВ служило и целям увеличения производительности скважин и для защиты металла.

ПАВ являются высокоэффективными добавками при всех кислотных обработках нефтяных и нагнетательных скважин с любыми видами коллекторов. Рекомендуются в качестве добавок к кислотным растворам следующие ПАВ.

При обработках нефтяных скважин целесообразнее всего применять катионоактивные ПАВ. Снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — отработанная кислота» за счет ПАВ и гидрофобизации поверхности пород обеспечивают дополнительный прирост добычи нефти сверх того количества, которое получается за счет действия кислоты. Учитывая потерю части ПАВ при движении кислоты в пласте вследствие адсорбции их на поверхности пород, следует в головную часть раствора (¹/₂ общего объема) кислоты добавлять увеличенное количество ПАВ, а остальное — во вторую половину. При этом упомянутые ПАВ выполняют также роль ингибиторов.[1]

Глава 8 Органические растворители

Отложения органических масс (парафи новые, парафино-смолистые, асфальтено смолистые и др.) в трубах, на забое v в поровом пространстве призабойной зонц затрудняют производство кислотных обработок. Такие отложения необходимо растворять соответствующим растворителем. Преобладающим компонентом в отложениях чаще всего бывают твердые парафины или асфальтены. Для отложений парафинистого типа можно использовать керосин, растворяющий в 1 м³ до 200 кг парафина и столько же и более смол. Для асфальтеновых отложений экономично применять в качестве растворителя «бензольную головку нефтяную» (ТУ 342—53) или «бензол сырой, фракционный выработки второй» (ТУК 12—53). Эта материалы хорошо растворяют не только асфальтены, но и парафины, и смолы. Кроме того, на предприятиях нефтехимии, которые размещены во всех районах большой нефтедобычи, всегда можно подобрать универсальные растворители парафина, асфальтенов и смол из полупродуктов и отходных материалов, например таких, как адсорбент и пентан.

Магний металлический. Металлический магний используется при производстве термохимических обработок скважин.

При растворении магния в соляной кислоте происходит выделение тепла (18, 8 МДж на 1 кг растворенного магния), за счет которого и нагревается основная часть кислотного раствора до необходимой температуры 80-г- 100° С).

Товарный магний первичный в чушках (ГОСТ 804—49) марки МГ-1 содержит не менее 99, 9% магния, что вполне удовлетворяет требования технологии процесса. Масса чушки около 7, 5 кг при наибольшем размере в сечении 150 мм и около 2, 5 кг при наибольшем размере в сечении 85 мм. При отсутствии металлического магния можно использовать один из литейных сплавов его (электроны) с наименьшим содержанием алюминия, например электрон МЛ-2, МЛ-3 или МА-1.[4]