АЗНИПИНБФТЬ

ПО ПРИМЕНЕНИЮ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ ИКНС-АЗНИПИНЕФТЬ РД-39-3-382-80

БАКУ - 1980г.

ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОРДЕНА ЛЕНИНА ОБЪЕДИНЕНИЕ "АЭНЕФГЬ"

ордШ ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АЗЕРБАЙДШСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (АЗНИПМ НЕФТЬ)

УТВЕРАДАВ ЗАМЕСТИТЕЛЬ МИНИСТРА НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ'

_Э.М.ШИЫОЗ

ДТ* _В_1980г.

РУКОВОДСТВО по применение икгийитора коррозии ШСНС-АзНЙПИнвфть РД 39-5-582-80

1980г.

фонтанные (нефтяные я газовые), газлифтные и глубиннонасосныв окважины:

-    систематически;

-    периодически.

4.2, Систематическая подача предусматривает постоянное введение ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемным лифтом скважины, исходя из нормы расхода на 1 м⁵добываемой продукции по п.2.3.

4.3. Систематическая подача осуществляется с помощью дозаторных насосов или блочных автоматизированных установок.

4.4* Периодическая подача ингибитора предусматривает единовременное создание защитной пленки на всей поверхности подэемного'оборудовании от забоя до устья, в устьевой арматуре и в выкидной линии.

4.5. Способ периодической подачи основан на свойстве ингибитора ИКНС-АэНИЛИиефТь создавать длительно сохраняющуюся защитную пленку, не смываемуй потоком добиваемой нефтегазовод-ной продукции в течение длительного времени (1^-5 месяца).

4,6> Способ периодической подачи ингибитора имеет большие преимущества перед систематической дозировкой, так как устраняет необходимость в организация дозато^ых пунктов и их обслуживание. Он является основным способом при осуществлении ингибиторной защиты подземного оборудования скважин и других объектов,разбросанных на больших территориях.

4,7. Технология обработки подземного оборудования зависит от способа эксплуатации скважины и конструкции подъемного лифта.

4.8. Периодическая подача ингибитора в .оквахияы про-

изводится с помощью передвижных агрегатов ЦР-500 ш завивочного агрегата и автоциотаряы.

4.9- Подача яягибмторе осуществляется по специальным графикам в течение 1-3 месяцев при нормальной эксплуатации скважины без ее сотановкя.

Периодичность подача аавиоит от скорости потока добываемой идк транспортируемой хродукцяи (дебита), ее характера (преобладание не^ти, воды ахи гааа). При добыче и транолорте продукции, в которой преобладает водная фаза ( более 70% ), при скорости потеха до 0,2 м/о периодх*»вооть между обработками составляет в среднем 3 месяца; при -скорости потока до 0,5 м/с - 2 месяца; при скорости потока до I м/о - I меояц. В системах, где преобладает газовая фаза (более 80/*)_; период между обработками составляет 4-6 месяцев.

4.10, .• Расчет потребного количества ингибитора для обработки всей поверхности зажимаемого оборудовании, включая внутреннее поверхность эксплуатационной хоюшш, наружную и внутреиною поверхность подъемных труб, поверххозть штанг, внутреннюю поверхность выкидной дней*, определяется по формуле:

Р • у х5 ,    (4.1.)

где S - суммарная поверхность элементов защищаемого оборудования, м²;

f - норма расхода ингибитора на I м² поверхности, кг.

4.IL Для определения поверхности защищаемого оборудования в таблице 4.1. приведены данные о расчетной поверхности I погонного мэтра некоторых размеров обоадиых и наооско-

компрессорных груб, а тахже гяубиииоиасоскых манг.

4.12* Для подачи ингибитора в скважину на задвижка затрубного пространства устанавливается специальный сосок с обратный кланами, к которому присоединяете* выкид насоса заливочного агрегата иготкии соединением или резиновым шлангом (при отсутствии давления).

Обработка фонтанирующих нефтяных скважин.

4.13.    В зависимости от конструкция лифта ингибитор может подаваться либо в эатрубное пространство через обратней клапан на задвижке (при оДнорядиом лифте), либо в эатрубное и

кольцевое пространство между первым и вторым рядом труб (ори 0

двухрядном лифте), а обоих случаях должно быть обеспечено предупреждение выброса ингибитора после отключения агрегата, а а также предусмотрено жесткое соединение между агрегатом я 80двиккой 8атрубдого нространств&(рис. I).

I

4.14.    Поданный, исходя иэ расчета, ингибитор должен быть продавлен нефтью до баимака перього и второго рядов лифте о тем, чтобы ои мог быть увлечен потоком фонтанирующей жидкости внутрь подъемного лифта и была бы обеспечена обработка ингибитором внутренней поверхности труб подъемного лифта, фонтанной арматуры и выкидной линии.

4Л5о В некоторых случаях, когда в эатрыбном пространстве мет накоплений воды, операция по продавив ингибитора нефтью может быть исключена.

Обработке оборудования фонтевир'/ювдх газовых и газоконденсатных сгважив

4Л6. Подача ингибитора, 1вятого иэ расчета обработки

Рио. I. Схема подачи ингибитора в фонтанирующие нефлише скважина*

а - при однорядном лифте; б - яри двухрядкой яифте.

I-обратаи! клапан; 2-срецияя аашхка;3-ааквкхха кольцевого пространства;4-залвикха ютруского пространстве

ьоеА поверхности поддонного оборудования газовое скважины, осуществляется через обратный клапан на задвижке затрубного пространства порциями по 200-500 кг с интервалом 10-15 минут (рис. 2).

4,17, ангиЛгтср, стекая а кольцевом пространстве между ждавшими трубаня к обсадной ко&оквой, скачивает стенки колонны и наружную поверхность подъемных труб, образуй эадит-нус пленку. Поступая порциями к баскаку подъемного лифта, ингибитор увлажается потоком фоитамжрущего газа ждя газонов дояоата внутрь подъемного лифта ж далее в арматуру и зкхидяую лиаио, обеспечивая образование защитной пленки аз всей пути следования.

Обработан оборудования газлифтных схвэхлн

4.1Д» Подача иш-нОггора в огюжзду может быть осуществлена жабо в затру Снос пространство (при однорядном сцгге), либо л кольцевое црлстражстю между перака я вторым рядом труб в в аасрубшм ороотражстао (про двухрядном лифте) (рис. 3).

4.19.    В затрубдое птострвяство ( при одао-

рлдлш лхфте) в в кольцевое пространство (сра дзчхрядаом ДОДО) гэтгёвтор псдаетса малааа оордяши по 5J-60 жг в целях предупрезддзгя каруведмд лафтяровЕВязга кз-яв возможно! эн-

• €

дедам якху&жадея рабочего агента. Зятернахы между подачей подав жапсбатора долхяы быть не целее 25-50 кжкут.

4»2CL Up* эксплуатации газлифтной (эолмфтной) скважины двухрярим инк камбии*роввяньш лифтом, особенно, в зимний пери©/’» но избежание забивания хольцегого пространства между первьш и вторым рядом и пусковых клапанов используется ингибитор ШсаС-АзШЫнеуТЬ только марки Б, разбавленный керосином нлп дизельным топливом в соотношении 1:1.

i.f

м а >

• * ■

ij:

4.21.    при эксплуатации газлифтной (арлифтной) qjc^zkkw двухрядным лифтом обработке подземного оборудования раабчьае? на два этапа. Вначале ингибитор подаетон а кольцевое простри, ство между вервии к вторым рядами труб, а затем (после увлач» ния ингибитора в трубы второго ряде в вооотановпшия режима) в 8атрубное пространство. Расчет расхода ингибитора ведется раздельно на каждую опередив.

4.22.    после подачи ингибитора в еетрубпоо цреотренссво

необходимо учитывать до лосенке дтаичаотюго уровня жидкостп в нем н прока вест» продавцу мютОдора в ОН смаку Первого ряда труб расчетным количестве* нефти. Операция средники дош проке водиться подачей неббдюк ведай дофти    т)    о    потере

валом 15-20 мкяут.

4.23.    Перводгать обработки ваги битором вокьцевого пространства между мерным в вторым радом лифта дотша быть в 2 раза меоде, чей периодичность обработки Затрубкоро прос* транства.

Обработка оборудования глубин окаеооша оввнжян

4.24.    Подача расчетного количества ингибиторе осуцеот-вляется агрегатом ЦР-500 в аатрубное проотреиство оявежмны черев сосок на 8§двикке. Соединение агрегата должно быть жестким (если имеется давление), либо гибким - о помощью резинового шланга (при . отсутствии довдепнл в эатрубном пространстве) (рас. 4.)*

4.25.    Поданный в скважину ингибитор, стекая в кольцевом пространстве, смачивает поверхность обсадной коввили и нврук-

РД 39-3-582-80 стр. ±9

Рис, 4. Схема подачи яя1*кби?ора<>з глубиннэ-кососные схза^иын.

а - при низком динамическом урезав; б - яри высоком динамическом уровне. X - обратны»! клапан; 4 - гадви^са эатрубного пространства.

АННШЦИЯ

В руководстве паяожоио технология применения нцгнбиторя коррозии ШС-ЛэНШШизфть, предназначенного для защити оборудования нефтяных а газовых оквпкия, системы оборе нефти « ге-аа.

Приведена кроткая техническая ^аракториоткке аатбиторв коррозии ИКНС-АаНИШшефть, изложены способа подвига ингибитора п скважины, технология обработан я методы, определявшие эффективность применения ингибитора^

Организация-разработчик; Орден» Трудового Красного Зна-tioutf Азербайджанский государственный каучыо-иоследоветел*оквй и проектный инотитут нефтяной проыавденнооти (АвНИПИнафть).

Руководство раеработаио сотрудниками лабораторий иефго-проиыодовой хинин и коррозии АзНйй.ЯиефТВ ж „т.н.*. Субботиным М,А« к.х.к, йанаховой Т.Х. и м.н.с. Долларовым А.Г..

© ,АэНИГШиофгь,1980

ную поверхность подъемных труб. Достигая приема глубинного насоса, он увлекается в подъемные трубы, образуя защитную пленку на внутренней поверхности труб, на поверхности нтангГ в иаоосе и выкидной линии.

4;26. При обработке гдубиннонасосной скважины необходимо учитывать положение динамического уровня в затрубном пространстве. Если динамический уровень находится вблизи приема глубинного насоса, дополнительных операций но лродавке ингибитора не производится.

При динамическом уровне выше приема глубинного насооа на

I

I0Q-I5Q м пооле подачи ингибитора в затрубное пространство производится подкачка нефти или воды в расчетном объеме с целью оттеснения его к приему наооса.

4.27. Примеры расчета потребного количества ингибитора для защиты подземного оборудования и части наземного и последовательность операций при обработке приводятся в приложениях 1-4 для различных категорий скважин.

4.26. В течение года эксплуатации каждая коррозионная

а

скважина в среднем обрабатывается ингибитором 4-12 раз. Если за это время полностью прекратилась ремонтное», связанная с заменой элементов подземного оборудования из-эа коррозионных поражении, обработку следует прекратить на 3-6 месяцев до очередного ремонта, после чего при необходимости возобновить подачу ингибитора-для вооотановления защитной пленки.

Способы подачи ингибитора и технология обработка внутрипромыслевых трубопроводов

4.29, Ингибитор ШСНС-А8НйПИиефть вводится в транспор-

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

по применений ингибитора коррозии ИКНС-АзНИЛИнефть РД 55-3-582-SO

Приказом Министерства не^ыяноЛ промышленности с ^15 от * 23" апреля_1530г.

Срок вьодения установлен с " 01" 06_1980г.

ОБщКЕ ПОЛОНИЯ-

На многих нефтяных месторождениях СССР коррозия стального оборудования вызывается, главным образом^ нефтегазоводнк-ыл системами, содержащими вксокоыинерализованиые пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, /мтенсивмость коррозии в этих системах во многих случаях повышается присутствием в них в растворенном состоянии агрессизнях газов: сероводорода, углекислого газа и кислорода.

6 настоящее Время одним из основных видо* защиты металлов от коррозии является ингибиторная эзщита, т.е. использование различных типов ингибиторов (замедлителе*:) коррозии. 3 зависимости от характера и типа коррозионного процесса (сероводородная, кислородная, углекислотная и др.) применяются со-ответстзуодие виды ингибиторов коррозии.

На ие^тяных месторождениях Азербайджане, находящихся в поздней стадии разработки и на аналогичных месторождениях дру-

гях нефтяных районов, вследствие высокой обводненности нефтяных залежей коррозии подвергается все подземное оборудование эксплуатационных скважин и оборудование внутрипрогысловой оистемы нефтегазосбора.

В этих условиях ингибиторная ведите является наиболее простым, технологичным и высокоэкономичньш опособом борьбы 39 повышение работоспособности нефтяного оборудования.

Настоящее руководство предназначено ддг организации и проведения антикоррозионных работ ь нефтяных и газовых скважинах и на объектах системы внутр*промыслового сбора и транспорта нефти с использованием ингибитора коррозии ИКНС-АзНИПИ-иефть.

I. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИНГИБИТОРА

X.I. Ингибитор представляет собой лепсоподдмжную жидкооть не растворимую в воде и слабо растворимую в нефти, обладающую высокими адсорбционными свойствами к поворхмооти металла.

1.2.    Получается из жирных кислот, тяжелых масел и этиловой фракции.

о

1.3.    Ингибитор коррозии ЛКНС-АзНИПИнефть выпускается по ТУ 6-03-438-78, утвержденным ЗПО "Соозазот" (Per. 1834332 БИФС от 23.10.78г.).

^х ^отходы производственного Невинно.чыссвого объединения -Азот".

РД 39*3-382-30 стр. 5

1.4.    Ингибитор выпускается двух марок: А и Б. Марка А предназначена для использования в теплой и жаркой климатической зоне, а марка Б - для использования в умеренной климатм-чесхой зоне (ГОСТ 16350-70),

Запись при заказа: ШСНС-АэНИПИнефть (А)

ИКНС-АэНИПИяефть (Б)

1.5.    Ингибитор упаковывается и транспортируется в железнодорожных цистернах и автоцистернах из углеродистых сталей.'Мврклровка производится в соответствии с ГОСТ 14X92-71.

.1,6, Ингибитор изготовляется в заводских условиях я в дальнейшем не требуетоя дополнительных операций по его подготовке к применению (разбавление, перемешивание, подогрев и т.д)

1.7.    Производители ингибитора:

-    Невинномысское объединение "Азот";

-    Нижнетагильское объединение "Уралхимпласт".

1.8.    Стоимость ингибитора ИК-ЧР-АзНИПИнефть - 80 рублей за тонну.

1.9.    Основные физико-химические показател-. ингибитора.

Таблица I.I.

Продолжение таблицы 1.1

2    3

по ТУ 6-03~45ь-78

10

1.10. Контроль качества ингибитора, поступающего иа эа-вода-иэготовитедя, производится по методике, изложенной в ТУ 6-03-458-78.

2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРА

2.1.    Ингибитор коррозии ИКНС-АаНИПИнефть предназначен для защиты от коррозии подземного оборудования нефтяных и газовых сквехин и объектов иИутрипромыслового транспорта нефти и и газа, контактирующего с агрессивной продукцией.

2.2.    Ингибитор применяется для лодавиемня ним тормоие-аия коррозионных процессов 1 нефтегазоводных системах, содор-

Ра 39-з-заа-80 стр. ? «авцгх высокоыинерализозанные пластовые (жесткие и щелочные^ иди промысловые сточные воды с общей минерализацией до 18Й г/л в присутствии углекиолого газа и кислорода в любых концентрациях и сероводорода до 100 мг/л. ^х) Содержание сероводорода в газовой продукции допускается до 0,005# объемных.

2.3.    Оптимальная дозировка₍ингибитора, обеспечивающая защитный эффект на уровне 95-98#,устанавливается в зависимости ох интенсивности коррозионного процесса и составляет:

а)    при систематической подаче:

-    при £< 0,5 г/м^ч (до 0,55 ич/год) -50-70 г на Г м* продукции;

-    при £ • О,5-Х,U г/м².ч (0,55-Х,1 мм/год) -80-100 г на I м⁵ продукции;

-    при £>1,0 r/ir*4 (свыие 1,1 мм/год)’-I20-I5Q г на I м⁵ продукции;

б)    при периодической обработке всей поверхности оборудования расход ингибитора составляет 200 г на I м² поверхности.

2.4.    В каждом конкретном случае перед использованием ингибитора производится последование его эффекта-нос?и в лабораторных или промысловых условиях да нефтегазоводнгг сиотемах денного нефтяного месторождения и уточняется оптимальная дозировка.

2.5.    Йнгибитор обаопечнвает защиту следулита видов нефтепромыслового оборудования:.

- подземного, включен: обсадные колонны, яаоосно-коы-

ярессорлые трубы, -глубинном со си ые штанги, йГИ_ъ ЗЦН, защитные приспособления к насосом и зр;

При содержании Н*$ белее 100 ит/п ингибитор ИКЙС-АзЯйПй-дофть ыохат быть применен в- комллокое с 10*    ин

гибиторов Й-Х-З или АНПО

-    наземного, включая: устьевую арматуру скважин, выкидные линии, групповые замерные установки, сборные нефтепромысловые коллектора, газосепараторы, водоотделители и др.

2.6.    При использовании ингибитора для 8ациты подземного оборудования температура в скважине должна быть в пределах:

-    для марки А от +35 до +130°С;

-    для марки Б от +20 до +130°С.

2.7.    При защите внутренней поверхности наземного оборудования температура транспортируемой яводукцив должна быть:

-    для марки А не ниже +15°С;

-для марки Б не нвже +10°С.    •    •

В умеренно холодной климатической зоне в зимнее время использование ингибитора для защиты неутепленных трубопроводов и других объектов не рекомендуется.

*

3. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ И ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ К ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЕ

3.1. Прк выборе оквакин и объектов системы внутрилро-мысдового транспорта нефти необходимо внимательно изучить их эксплуатационные данные, техническое состояние оборудования, состав нефтегазрводной системы, химический состав агрессивной ыредм, наличие сопутствующих физико-химических процессов (со— ле-r парафиноотложеыие, гидратообра8ование), возможность образования "сальников* в межтрубном пространстве, плотных отложений продуктов корровим и глубоких коррозионных поражений и др.,

РД 39-3-382-80 стр. 9

на основе чего репить вопрос о целесообразности проведения ин-гшбиторной ЗЭЩИТЫ.

3.2.    Ингибиторная зенита оборудования может быть ooj* шеотвлена беа предавригельной подготовки его поверхности, води техническое состояние оборудования удовлетворительное (от-оу.ствие глубоких питтингов, язв, отложений- продуктов коррозии, оолей, парафина и др.) и при этом нет опасности в нарушении режима эксплуатации объектов.

3.3.    В случае неудовлетворительного технического состояния и наличия причин, вызывающих дополнительные осложнения, ингибиторная -защита может быть начата при осуществлении подготовительных работ:

-    юаблонирование обсадных колонн;

-    устранение дефектов в обсадной колонне;

-    полная или частичная замена изношенного оборудования, в том числе: колонн подъемных труб, штанг, выкидных линий, участков трубопроводов и др;

-    устраяемие осадков из продуктов коррозии, минеральных солей, парафина и т.ц. механическими иди химкче кими средствами.

А. СПОСОБЫ ПОДАЧИ ИНГИБИТОРА И. ТЕХНОЛОГИЯ ЗА1ШП.' ОБОРУДОВАНИЯ

Спооооы подачи ингибитора в сквсжины и технология обработки подземного оборудования

АЛ. Ингибитор ИКНС-АзНИПМнефть может подаваться в

1

Схема подачи ингибитора в газлифтную скважину.

2

а - при однорядном лифте; при двухрядном тафте.

3

I-обратный к хапан; 2-средняя задвижка; 's-за движка кольцевого пространстве; 4-цадвижка затрубного простренства; 5-пусковые клепана