Коррозионная среда ОАО «Белкамнефть» содержит большое количество растворенных солей, которые также влияют на скорость коррозии.

Интенсификация коррозионных процессов произошла вследствие совместного действия микробиологического и механохимического факторов.

2.7 Анализ скорости коррозии трубопроводов системы ППД по ОАО «Белкамнефть»

Резкое уменьшение скорости коррозии трубопроводов связано с повышением эффективности ингибиторной защиты, в т.ч. значительно повлияло внедрение метода прерывистой закачки.

Для защиты от коррозии трубопроводов, выполненных из не защищённых футеровкой труб, в ОАО «Белкамнефть» применяется ингибиторная защита.

Трубопроводы, по которым транспортируется сточная вода, сброшенная из ТВО, защищаются ингибитором коррозии, который закачивается в систему сбора нефти нефтепромыслов. Дозаторные установки располагаются на АГЗУ и непосредственно на устье некоторых нефтедобывающих скважин. Водоводы, транспортирующие сточные воды от очистных сооружений нефтесборных парков и СУН, ингибируются дозаторами, расположенными на очистных сооружениях.

Рисунок 2.5 - Средневзвешенные скорости коррозии по ОАО «Белкамнефть»

До 2005 года дозирование ингибитора коррозии осуществлялось методом непрерывной закачки его в трубопровод. А уже с ноября 2005 года практически повсеместно ингибиторы коррозии стали дозировать методом прерывистой закачки.

Прерывистая закачка, прежде всего, дала возможность уменьшить вдвое расход ингибиторов коррозии и не только не привела к росту числа порывов трубопроводов, но даже и к уменьшению его по сравнению с прошлыми годами. И, если мы разговор ведём о водоводах, то скорости коррозии (таблица 2.3, рис.2.5) в них, определяемые гравитационным методом по образцам-свидетелям, не возросли, а часто значительно ниже, чем при непрерывной дозировке ингибиторов коррозии.

Таблица 2.3 Средневзвешенные скорости коррозии в водоводах

Год/ ППД	Высоко-напор-ные	Низкона-Порные	Всего	Средневзвешенные скорости коррозии, мм/год
2003	93	33	126	0,4592
2004	80	44	124	0,5671
2005	88	12	100	0,5761
2006	56	9	65	0,5001
2007	46	23	69	0,5420
2008	42	2	44	0,1397

Глава 3. Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии

3.1 Ингибиторная защита трубопроводов от коррозии

Ингибиторы коррозии с каждым годом приобретают все большее значение в противокоррозионной защите металлических сплавов в разнообразных областях техники и хозяйства [3].

Защита металлов от коррозии ингибиторами основана на свойстве некоторых индивидуальных химических соединений или их смесей при введении их в незначительных концентрациях в коррозионную среду уменьшать скорость коррозионного процесса или полностью его подавлять.

Ингибиторы применяют для защиты металлов в добыче и переработке нефти и газа, в теплообменной аппаратуре, в водоснабжении, энергетических установках, машиностроении и прочее [3].

Коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования заметно сокращает срок его службы, приводит к частым аварийным изливам нефти и отделяемой от нее минерализованной воды, что, в конечном счете, ведет к загрязнению окружающей среды. Особенность коррозионного разрушения различного нефтепромыслового оборудования связана с гетерогенностью добываемой из скважин жидкости (коррозия металла протекает в системе типа -(нефть -вода-газ).Закономерности протекания коррозионного процесса в такой сложной системе определяется многими факторами, среди которых основную роль играет физико-химические свойства среды, характер распределения отдельных фаз друг в друге, явления смачивания на различных границах раздела, влияние основных деполяризаторов: сероводорода и кислорода.

Из применяющихся в нефтяной промышленности различных методов защиты от коррозии (ингибиторов, защитных покрытий, коррозионностойких материалов и электрохимической защиты) уделяется большое внимание главным образом на рассмотрение мероприятий предупредительного характера [6]. К ним относятся различные технологические мероприятия, направленные на сохранение первоначально низкой коррозионной активности добываемой жидкости, и ингибиторы коррозии.

При добыче нефти из продуктивного пласта на поверхность извлекается газожидкостная смесь большей или меньшей вязкости, состоящая из нефти, газа, воды. Конечная стадия процесса добычи нефти - разделение этой смеси на три потока: нефть, попутный газ, пластовая вода.

В процессе разработки нефтяного месторождения, особенно в условиях применения методов поддержания пластового давления и интенсификации добычи нефти (закачка в пласт воды, использование тепловых методов, ПАВ, СО₂ и других химических реагентов), могут существенно измениться первоначальные свойства добываемой из нефтяных скважин жидкости. Изменяется вязкость и состав нефти и газа, постепенно опресняется добываемая с нефтью вода вследствие закачки в пласт слабоминерализованных пресных вод. В водной фазе извлекаемой жидкости может возрасти содержание ПАВ или двуокиси углерода (СО₂), закачиваемых в пласт для увеличения нефтеотдачи, а также концентрация других химических реагентов. В добываемой нефти, первоначально не содержащей сероводорода, этот особо агрессивный в отношении коррозии агент может появиться на поздней стадии разработки нефтяных месторождений в результате заражения пласта сульфатвосстанавливающими бактериями [10]. Наконец, при использовании на нефтепромыслах негерметичных систем сбора, транспорта и подготовки нефти и воды в них может попасть также кислород-второй по агрессивности коррозионный агент.

Таким образом, хотя коррозионные свойства добываемой из скважин нефти, газа и воды определяются физико-химическим свойствами этих трех составляющих (и в первую очередь, очевидно, свойствами водной фазы),однако результирующая агрессивность этой сложной смеси во многом зависит от ряда внешних и внутренних факторов связанных с конкретными условиями разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Когда из скважин добывают сероводородсодержащую нефть, возможно проявление различных видов коррозионного разрушения [5]. Так глубиннонасосные штанги подвергаются общей коррозии, коррозионно-механическому износу в условиях знакопеременных нагрузок, коррозии при трении колонны штанг о поверхность насосно-компрессорных труб (фретинг-кррозия), наводораживанию под влиянием сероводорода. Штанговые насосы подвергаются фретинг-коррозии при трении плунжера в цилиндре насоса, наводораживанию в условиях циклических ударных нагрузок (работа клапана насоса). Насосно-компрессорные трубы подвергаются коррозии с внутренней и внешней сторон, иногда колонны наводораживаются и обрываются.

Практика эксплуатации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин свидетельствует о сложной зависимости между коррозионной активностью добываемой из скважин жидкости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования [12].

Часто потенциально агрессивная система нефть - вода - газ из-за действия одного или нескольких неучтенных факторов может оказаться неагрессивная, и наоборот, слабоагрессивная среда при изменении условий добычи нефти преимущественном проявлении других факторов может быть весьма коррозионно - активной.

В процессе разработки продукция скважин нефтяных месторождений постепенно обводняется [6]. Две взаимно нерастворимые фазы (нефть и вода) эмульгированы друг в друге и образуют эмульсию гидрофобного типа. При подъеме на дневную поверхность с ростом водонефтяного отношения стойкость эмульсии в наземных трубопроводах снижается и она расслаивается. Излишки воды движутся по трубам в свободном состоянии. В зависимости от режима потока и содержания воды в нефти течение может быть разделенным или эмульсионным. При движении этой смеси по промысловым коллекторам вновь образуются нестойкие эмульсии, быстро расслаивающиеся при переходе в трубопровод большего диаметра или остановке перекачки. Если количество воды в нефти превышает некоторый предел (70-80%), происходит инверсия смачивания, и эмульсия из гидрофобной переходит в гидрофильную, т.е. водная фаза начинает преимущественно смачивать поверхность металла. Отделение воды от нефти, скопление ее в нижней части трубопровода и емкостей, создает реальные возможности для коррозионного процесса, интенсивность которого зависит от наличия в среде агрессивных агентов-сероводорода, кислорода,СО₂ и других коррозионных стимуляторов.

При эксплуатации нефтепромысловых резервуаров наибольшей внутренней коррозии подвергается не сырьевые или технологические резервуары, которые сильно заполняют сильно обводненной и поэтому довольно агрессивной средой, а товарные резервуары, куда поступает обезвоженная и обессоленная нефть, т.е. практически неагрессивная жидкость.

По характеру разрушения и степени воздействия поступающей в резервуар нефти его внутреннее пространство можно разделить на три зоны: верхнюю газовоздушную, состоящую из газообразных углеводородов, паров воды и содержащую агрессивные агенты (Н₂S,О₂,СО₂); среднюю, где стенки резервуара контактируют с нефтью и эмульсией воды в нефти; нижнюю, где днище и стенки нижнего пояса резервуара соприкасаются с пластовой (сточной) водой, выделившейся из нефти в процессе заполнения и опорожнения резервуара. Коррозия различных зон резервуара при контакте с нефтью, пластовой водой и газовоздушной средой протекает по - разному [4]. Менее всего страдает от коррозии зона резервуара, постоянно или длительно смачиваемая нефтью. Довольно сильной коррозии подвергается днище и нижний пояс резервуаров, соприкасающиеся с отделяемой от нефти пластовой водой. Значительно усиливает коррозию днища отваливающиеся от крыши резервуара продукты коррозии, главным образом сульфиды железа, которые в месте контакта с днищем образуют гальваническую пару; это приводит к локальному разрушению металла.

3.2 Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов по Вятской площади Арланского месторождения

В период 2008 года ЦНИПРом НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть» были проведены мероприятия, направленные на повышение эффективности защиты от коррозии в системе ППД и возможности снижения дозировок ингибиторов коррозии при необходимой степени защиты. На основании проведенных лабораторных и стендовых испытаний были предложены для ОПИ в системе ППД такие ингибиторы коррозии как [21], Сонкор 9510, Гекор 3090 и Рекод 608. В январе 2006 года были разработаны мероприятия по улучшению степени защиты трубопроводов от коррозии и начаты ОПИ ИК Сонкор 9510. По результатам ОПИ ингибитор коррозии Сонкор 9510А при удельном расходе 30г/м³ показал удовлетворительную степень защиты 77,42 %, тогда как базовый ИК Нефтехим-1 показывает 47,78 %. Рекомендации по дальнейшему применению ИК Сонкор-9510А должны были быть выданы по результатам ОПИ ИК Гекор-3090.

Таблица 3.1. Приведенные затраты при защите ингибиторами коррозии

Ингибитор коррозии	Цена, тыс. руб	% защиты по стендовым испытаниям	Затраты тыс. руб/мес	% защиты по стендовым испытаниям	Затраты тыс. руб/мес
при дозировании 30 г/м3	при дозировании 25 г/м3
Нефтехим 1	24,6	76,9	1476	73,4	1180
Сонкор 9601	24,6	90,6	1476	90,5	1180
Сонкор 9510	45,9	93,4	2745	92,9	2203
Рекод 608	25,0	79,5	1500	78,9	1200
Гекор 3090	41,0	80,3	2460	73,2	1968

В июне 2008 года, согласно утвержденной Программе от 29.05.2008 года были начаты ОПИ Гекор-3090. Испытания не завершились в связи с не поставкой реагента.

При снижении дозировок с 30 до 25 г/м³ приведенные затраты при защите вышеназванными ингибиторами коррозии рассмотрены в таблице 3.1

Вывод.

В связи с вышеизложенным предлагается продолжить ОПИ Гекор-3090, провести ОПИ Рекод 608 и по полученным результатам выдать предложения по эффективной защите от коррозии трубопроводов системы ППД. На период принятия решения защиту трубопроводов ППД от коррозии проводить базовым реагентом Сонкор 9601 с дозировкой 25г/м³.

Рисунок 3.1. Результаты ОПИ водорастворимого ингибитора коррозии Сонкор-9510 на УПН «Вятка».

Также в период 2008 года ЦНИПРом НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть» были проведены мероприятия, направленные на повышение эффективности защиты от коррозии в системе нефтесбора.

Рисунок 3.2. Результаты ОПИ ингибитора коррозии Рекод-608 на ТВО-6.

Рисунок 3.3. Результаты ОПИ ингибитора коррозии Нефтехим-40 на ТВО-6.

Сводные результаты по проведенным опытно-промысловым испытаниям представлены в таблице 3.2.



Рисунок 3.4 Результаты ОПИ ингибитора коррозии Викор1а на ТВО-6.

Таблица 3.2. Сводные результаты по проведенным опытно-промысловым испытаниям

Название реагента	Дата	Место испытаний	Степень защиты,% в скобках средний	Влияние на деэмульсацию
				Нефтепродукты, мг\л	ост. вода, %
Рекод-608	апрель-май	ТВО-6	87	115	0,73
базовый Сонкор-9601		ТВО-6	78	108	0,98
Нефтехим-40	январь-апрель	ТВО-53	77,4-67,7 (72,7)	66	0,7
базовый Сонкор-9601		ТВО-53	75,3-76,7 (76)	63	0,84
Викор-1А	ноябрь-декабрь	ТВО-6	79,32 - 82,26 (80,79)	219,5	0,57
базовый Сонкор-9601		ТВО-6	79,12	188	0,5

На основании проведенных лабораторных и стендовых испытаний были предложены для ОПИ в на ТВО такие ингибиторы коррозии как, Рекод 608, Нефтехим 40, Викор 1а. Данные по ОПИ приведены ниже.

В апреле-мае были проведены ОПИ ингибитора коррозии Рекод-608 на ТВО-6. Результаты представлены на рисунке 3.1.

В январе-апреле были проведены ОПИ ингибитора коррозии Нефтехим-40 на ТВО-53. Результаты представлены на рисунке 3.2.

В ноябре-декабре были проведены ОПИ ингибитора коррозии Викор-1А на ТВО-6. Результаты представлены на рисунке 3.3.

По проведенным ОПИ видно, что степень защиты и показатели влияющие на процесс подготовки нефти существенно не отличаются от показателей базового Сонкор 9601, поэтому без новых весомых причин нет необходимости перехода на другой ингибитор коррозии.

3.3 Повышение эффективности ингибиторов коррозии

Высокая загрязненность окружающей среды и ужесточение режимов эксплуатации технологического оборудования нефтегазовой отрасли приводят, в частности, к значительному ущербу от коррозии, который в масштабах промышленно развитых стран достигает 10 % от совокупного национального дохода [11].

Одним из наиболее эффективных и легко осуществимых способов уменьшения потерь от коррозии является применение ингибиторов, позволяющих существенно повысить надежность и долговечность оборудования без изменения технологических характеристик основного процесса.

Анализ ассортимента и компонентного состава ингибиторов коррозии, выпускаемых для нефтегазового комплекса в странах СНГ и за рубежом, показывает, что большинство из них имеют высокие защитные эффекты при лабораторных испытаниях в стандартных средах, но не достигают требуемого эффекта в натурных условиях.

Были проведены лабораторные, стендовые и натурные испытания защитных свойств ингибиторов коррозии Нефтехим-1, Рекод-608, которые в последние годы используют в ОАО «Белкамнефть» для защиты трубопроводов от коррозии, а также ряд промышленных реагентов (Азимут-14Б, ХПК-002 В*, ХПК-002 (М) Ф, Сонкор-9801, ИКБ-2-2), хорошо зарекомендовавших себя в условиях некоторых крупных предприятий нефтегазовой отрасли.

Подбор наиболее эффективных ингибиторов коррозии путем проведения стендовых и промысловых испытаний, что дало возможность повысить эффективность защиты, сократить объемы применения реагентов.

Их защитное действие обусловлено воздействием на кинетику электрохимических реакций, лежащих в основе коррозионного процесса. Механизм защитного действия связан, в первую очередь, с адсорбцией ингибиторов коррозии на границе металл-среда, т. е. с образованием на поверхности металлов защитных пленок.

К ингибиторам предъявляют следующие требования: растворимость в углеводородах и способность образовать устойчивую эмульсию или суспензию в водной среде. При этом ингибитор должен обеспечивать защиту внутренних стенок трубопроводов от агрессивного воздействия сероводорода и хлористого водорода при относительно высоких температурах.

Ассортимент ингибиторов коррозии как отечественных, так и зарубежных постоянно растет и меняется. Однако наиболее широкое применение находят, как показала практика, азот и аминосодержащие соединения. К таким реагентам относятся: СНПХ-6301 «А», «3», «КЗ», СНПХ-6302 «Б», «Амфикор», «Нефтехим», реагенты комплексного действия СНПХ-1004, Тинкор-1, Альпан и др.

При высоких температурах большинство высокоэффективных ингибиторов коррозии (ИКСА-1, КО, АНПО, ИКБ-2 ИКБ-4, доди-ген-214, СЖК, ВЖК, алкиламины фосфорнокислые и в смеси с у-бутироацетоном, у-бутиролактоном, алкилполиамины, дибутиламмоний и др.) сохраняют, а в некоторых случаях повышают защитный эффект. Ингибиторы в основном обеспечивают защитный эффект за счет прочной связи своих полярных молекул с поверхностью металла, осуществляемой хемосорбционными силами. Основная доля ингибиторов, используемых в настоящее время для защиты оборудования в нефтяной и газовой промышленности, представлена органическими азотсодержашими соединениями с длинными углеродными цепями. К ним относятся производные алифатических жирных кислот, имидазоамины и их производные, четвертичные соединения, производные смоляных аминов.

Большинство ингибиторов является продуктами нефтехимической промышленности. Это высокомолекулярные органические соединения, обладающие сложными строениями и структурами и способные образовать на поверхности металла структурно-механический барьер, экранирующий металл от воздействия коррозионноагрессивной среды [13].

Ингибиторы можно применять на более поздней стадии эксплуатации трубопровода, когда возрастает обводненность добываемой нефти. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом месте функциональной системы без существенного изменения технологического процесса транспорта нефти.

Рекомендуется начинать обработки ингибиторами сразу после ввода трубопровода для увеличения срока его эксплуатации.

Выбор ингибиторов для нефтепроводов зависит от степени обводненности продукции скважин. При обводненности до 30 % предпочтение отдается ингибиторам, растворимым в водной фазе. С увеличением содержания воды в нефти более эффективны пленкообразующие ингибиторы [11].

Эффективность ингибиторов коррозии зависит от многих факторов, однако очень важным условием является необходимость того, чтобы ингибитор достиг поверхности защищаемого металла и адсорбировался на ней. Низкая концентрация ингибитора может скорее привести к ускорению коррозии, чем к ее замедлению.

В условиях многофазного течения усложняется выбор ингибитора коррозии. Ингибирование может быть затруднено также, если циркуляция жидкости слабая. Целесообразно начинать ингибирование еще до образования слоя из продуктов коррозии на стенках трубопровода. На восходящих участках, где канавочная коррозия проявляется наиболее часто, вследствие абразивного удаления пленки ингибитора по нижней образующей трубы желаемый эффект защиты не может быть достигнут.

Существует несколько технологий применения ингибиторов коррозии, это: непрерывное дозирование, непрерывное дозирование с предварительной ударной дозировкой, пробковые технологии, периодическая подача, закачка в пласт и т. д.

Непрерывное дозирование ингибитора в затрубное пространство производят с помощью дозировочного насоса, устанавливаемого на объектах системы сбора скважинной продукции.

3.4 Внедрение комплексно действующих реагентов

Внедрение комплексно действующих реагентов (ингибитор коррозии - деэмульсатор - бактерицид). Например, внедрение реагента "Реапон-ИФ", обладающего ингибирующими и деэмульгирующими свойствами, позволило значительно сократить число порывов на нефтепроводах за счет увеличения охвата ингибированием и повышения стабильности подачи.

Применение реагента "Реапон-ИФ" позволяет экономить до 15% реагентов по сравнению с отдельным применением деэмульгатора и ингибитора коррозии за счет проявления сенергетичсского эффекта. Он хорошо совмещается с ингибитором коррозии СНПХ-1004, используемым в системе ППД. Длительное их применение на одном месторождении повышает остаточное количество реагента в пластовой воде, что дает возможность постепенного снижения удельных расходов реагентов "Реапон-ИФ" и СНПХ-1004.

Применение одного реагента в качестве деэмульгатора и ингибитора коррозии упрощает работы по приемке, хранению, вывозу и дозировке реагента. Увеличивается охват ингибиторной защитой системы трубопроводов и объема жидкости в результате объединения точек подачи ингибиторов и деэмульгаторов. Применение всего ассортимента видов идентичных реагентов в системе ППД и нефтесбора исключает вопросы, связанные с совместимостью нескольких реагентов.

В период применения комплексно действующего реагента снижается аварийность на нефтепроводах, содержание нефтепродуктов в сточной воде, остаточной воды в нефти на УПС. Удельный расход реагента Реаппон-ИФ за 2000 г. составил:

- по точкам подачи деэмульгаторов - 60,6 г/т нефти (средний по ОАО «Белкамнефть» - 71,6 г/т);

- по точкам подачи ингибиторов - 23.6 г/мі добываемой жидкости (средний по ОАО «Белкамнефть» - 25,3 г/мі).

Реагент подается в основном непрерывной дозировкой в выкидные коллекторы высокообводненных скважин или на АГЗУ дозаторными установками типа БР или УДЭ (не менее трех точек подачи на каждое потоке).

3.5 Повышение эффективности ингибиторной защиты трубопроводов

В настоящее время на многих месторождениях, разрабатываемых ОАО «Белкамнефть» вместе с нефтью добывается более 70 % минерализованной воды, которая вызывает сильную коррозию стальных трубопроводов. Основным решением проблемы борьбы с коррозией является применение ингибиторов коррозии. Задача разработки более эффективных ингибиторов коррозии всегда была актуальной, однако синтез новых реагентов не всегда экономически оправдан. Поэтому весьма актуальна разработка новых способов повышения эффективности уже существующих ингибиторов коррозии [21].

Проведенный нами анализ методов исследования ингибиторов коррозии, которые используют различные отечественные и зарубежные фирмы, выявил отсутствие четкого представления о том, какими же физико-химическими свойствами должны обладать ингибиторы коррозии, начиная с простейшего - растворимости этих реагентов в воде. На наш взгляд, исследование даже этого простого свойства ингибиторов может дать важную дополнительную информацию об их защитных свойствах.

С целью выяснения, какая растворимость обеспечивает максимальную эффективность ингибиторов коррозии, предлагается ввести систематизацию выпускаемых реагентов и разделить их на три группы.

Группа I - хорошо растворимые в воде реагенты, образующие в ней истинные молекулярные растворы, поэтому оптическая плотность их водных растворов близка к нулю вплоть до концентраций порядка 1 г/л. Примерами таких реагентов являются Rocor C410, Kemelix -1117Х.

Группа II - ограниченно растворимые в воде реагенты и способные к мицеллообразованию в ней при критической концентрации мицеллообразования (ККМ) менее 1 г/л, например СНПХ 6301, «Ивкор-5», «Ивкор-8», Kemelix -ШбХ, Kemelix C856 и др.

Группа III - не растворимые в воде реагенты и образующие в ней микроэмульсии. Типичными реагентами данной группы являются ингибиторы «Нефтехим», «Щит» и др.

На то, что растворимость ингибитора коррозии в воде влияет на его эффективность, мы обратили внимание при разработке способов повышения эффективности ПАВ путем воздействия переменных магнитных полей. Как оказалось, эффективность магнитной обработки для реагентов группы I мала, а для групп II-III защитный эффект повышается лишь и том случае, если увеличивается оптическая плотность D их водных растворов концентрацией более 100 мг/л (таблица 3.3).

При концентрации 100-200 мг/л повышение) обусловлено повышением мицел-лообразующей способности молекул ингибитора в водной среде, причем у реагентов группы. И это эквивалентно снижению растворимости в воде, а у реагентов группы III, наоборот, - повышению.

Таблица 3.3. Защитный эффект химических реагентов

Реагент, группа по растворимости	D при концентрации 200 мг/л	Защитный эффект, % при дозировке, мг/л
		25	50	100	150
СНПХ-6301 - исходный, II	0,26	-20			79
СНПХ-6301 - обработанный, II	0,48	-6,3	4	72	91
“Щит” - исходный, III	0,08	4,1	15	20	-
“Щит” - обработанный, II	0,40	-2,7	31	50	-

Для получения положительного эффекта у реагентов 3 разных групп приходилось принципиально менять параметры воздействующего поля, что и указало на необходимость введения их систематизации.

При одних и тех же параметрах поля наблюдался положительный эффект на реагентах одной группы и отрицательный - на реагентах другой группы. Однако главная суть экспериментов в том, что этим способом фактически исправляюьтся просчеты технологов, разрабатывающих данные реагенты. В результате выявляются и возможности повышения их эффективности.

В настоящее время значению растворителя при изготовлении товарных форм реагентов уделяется недостаточное внимание. Между тем, насколько существенно можно повысить эффективность ингибитора только заменой его растворителя, показывают данные в таблице 3.4 на примере реагента «Инкредол». Исходная товарная форма этого реагента была выдержана под вакуумом, а испарившийся при этом растворитель заменен таким же объемом другого растворителя, усиливающего мицеллообразование реагента «Ивкор -8» в воде.

Таблица 3.4 Модификация реагента «Инкредол»

Реагент «Инкредол»	D (оптическая плотность) при С=200 мг/л	Z, % на пластовой воде
		Содержащей 5 мг/л кислорода при дозе 50 мг/л	В отсутствии кислорода при дозе 25 мг/л
Исходный	0,28	53,5	78,8
Модифицированный	0,8	73	90
Исходный после магнитной обработки	0,77	71,5	89
Модифицированный после магнитной обработки	1,12	79	95

Как следует из таблицы 3.4, после проведенного модифицирования возросла оптическая плотность водных растворов ингибитора, а его защитный эффект повысился до уровня лучших импортных реагентов, особенно после дополнительной обработки магнитным полем.

Опыт проведения противокоррозионных мероприятий на промышленных объектах и результаты многочисленных научных исследований показали, что одним из наиболее эффективных и технологически несложных способов снижения коррозионной активности жидкостей является ингибиторная защита, позволяющая повысить надежность и долговечность оборудования без существенного вмешательства в производственный процесс.

Основное назначение ингибиторов коррозии -- снижение активности газовых и электролитических сред, а также предотвращение активного контакта металлической поверхности с окружающей средой. Ингибитор должен обладать хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью на поверхности металла. Ингибитор также не должен оказывать отрицательного воздействия на продукт, его токсичность не должна превышать установленных санитарных норм и, главное, он должен быть совместим с другими реагентами, применяемыми в технологическом процессе.

Среди применяемых в настоящее время ингибиторов коррозии превалируют органические соединения. Разработка ингибиторов связана, как правило, с исследованием строения и свойств большого количества соединений и композиций, поэтому вполне понятны попытки многих авторов изучить механизм защитного действия ингибитора с целью выявления взаимосвязи между его химической структурой и защитными свойствами. Такой подход позволяет с определенным приближением прогнозировать способы получения новых ингибиторов и их защитную эффективность.

Механизм защитного действия ингибиторов обусловлен влиянием ряда факторов, среди которых до настоящего времени основное внимание уделялось: строению и свойствам молекул ингибитора, характеру их взаимодействия с металлической поверхностью, составу и специфике контакта коррозионной среды с защищаемым объектом.

В ОАО «Белкамнефть» для снижения коррозионной активности высокоминерализованных вод широкое распространение получили такие ингибиторы, как:

СНПХ-6002 азотсодержащее соединение (50 % мае. раствор активного вещества в смеси спиртов), применяется для защиты нефтепромыслового оборудования в морской воде, водо-и нефтерастворим, эффективная концентрация - 200 мг/л, степень защиты - более 70 %.

СНПХ-6301 - смесь аминоолеиновой кислоты и изопропило-вого спирта, применяется для защиты систем ППД и нефтесбора, эффективная концентрация - 50 мг/л, защитный эффект - 65-90 %.

ДОН-52 - соль высших алифатических аминов (50 % мае. раствор активного вещества), применяется для защиты водоводов сточных вод, зараженных СВБ и содержащих среды кислорода и до 100 мг/л сероводорода, вододиспергируем, эффективная концентрация - 30 мг/л, степень защиты - 84-89%.

АНП-2М (ГИПХ-3) - соль хлоргидратаминопарафина, применяется для защиты нефтепроводов обводненных нефтей, содержащих сероводород и СВБ, вододиспергируем, эффективная концентрация - 40 мг/л, защитный эффект -85-89%.

Нефтехим-1 - смесь полиэтиленполиамина, карбоновых кислот и легкого таллового масла (раствор 40 % мае. активного вещества в керосине), применяется для защиты коммуникаций и наземного оборудования системы ППД при содержании сероводорода до 300 мг/л, нефтерастворим, эффективная концентрация - 30 мг/л, защитный эффект - 85-90 %.

Викор-1 - соль имидазолина, ОП-10 и растворитель, применяется для защиты водо- и нефтепроводов для транспортировки сред с 15 мг/л сероводорода, вододиспергируем, эффективная концентрация - 30 мг/л, защитный эффект -85-90%.

Амфикор - аммонийная соль алкилфосфористой кислоты в растворителе, применяется для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии в высокоминерализованных средах, содержащих сероводород, углекислоту и, одновременно, кислород, водорастворим, эффективная концентрация -- 15-50 мг/л.

Среди зарубежных ингибиторов, применяемых для снижения коррозионной активности высокоминерализованных вод, наиболее известными являются: Корексит 7802, Корексит 7798 и др. (фирма "Essochem Impex", Бельгия); Норуст PA23D (фирма "Seka", Франция); Сепакор ES 3109, Сепакор HS и др. (фирма BASF, Германия); Додикор V 3242-2, Додиген 481 и др. (фирма "Hoechst", Германия); Кемеликс 1115Х, Кемеликс 1116Х и др. (фирма "ICI Kemelix", Великобритания); Налко 4421, Налко 4224 и др. (фирма "Nalko", США), КР-184К (фирма "Petrolite", США), Травис-1102, Травис-1103 и др. (фирма "Travis", Канада).

В последние годы большое значение приобретает экологический аспект применения ингибиторов коррозии. С началом массового применения ингибиторов коррозии для обработки водных сред возникла проблема их токсикологической безопасности. Исторически в качестве основы для ингибиторов использовались соли тяжелых металлов, такие как хроматы, фосфаты, полифосфаты, ортофосфаты. Но поскольку в ряде стран использование органических и неорганических фосфорсодержащих веществ запрещено, разработаны были "зеленые", т. е. низкотоксичные ингибиторы коррозии [16].

В настоящее время в условиях месторождений ОАО «Белкамнефть» для снижения коррозионной активности промысловых жидкостей, перекачиваемых по трубопроводам системы ППД и неф-тесбора, используют ингибиторы Олазол-1, СНПХ-6301, СНПХ-6014, И21Д, И21ДМ, ХПК, Нефтехим, Т-2П, Додикор, Корексит-7798, Сепакор, Кемеликс-1116, -1117. Решающими при выборе ингибитора коррозии в большей мере являются стоимостные показатели.

На практике показано, что заявляемый производителем защитный эффект реагент обеспечивает не всегда. Даже в условиях одного месторождения для разных участков этот показатель может значительно отличаться.

Для повышения эффективности ингибиторной защиты на предприятиях, как правило, увеличивают дозировку уже применяемого реагента, либо подбирают новый. Подобные мероприятия, в свою очередь, также не всегда дают необходимый эффект.

В практике отмечены случаи, когда некорректный выбор или слишком высокая дозировка ингибитора коррозии не только не снижали интенсивность коррозии, а напротив, реагент стимулировал коррозионное разрушение оборудования, преобразуясь в коррозионно-активное вещество (например, ингибиторы с производными сульфоновой и фосфорной кислот, образующие в рассоле кислотные соединения). Ингибитор может также разлагаться или полимеризоваться с образованием примесей, вязких и липких веществ, засоряющих оборудование.

Рассммотрим композицию реагентов Инкредол-1 и Сонцид-8101.

Сонцид-8101.Назначение:

- эффективный поглотитель сероводорода;

- обладает бактерицидным действием;

- растворим в пресной и минерализированной воде;

-и для непрерывного дозирования.

Объекты применения:

-система поддержания пластового давления;

-система сбора и подготовки воды;

-добывающие скважины (обработка затрубного пространства).

Ингибитор солеотложений ИНКРЕДОЛ представляет собой смесь нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, фосфористой кислот, карбамида, аммиака, ингибитора кислотной коррозии.

Применяется: в нефтедобывающей промышленности в качестве ингибитора отложения неорганических солей на глубинном и поверхностном нефтепромысловом оборудовании в условиях высокой минерализации пластовых и попутно добываемых вод, содержащих сероводород, углекислоту и кислород.

ИНКРЕДОЛ можно использовать в неразбавленном виде или в виде (0,1 - 10,0) %-ого водного раствора. Композиция препарата позволяет применять его без затрат пресной воды.

3.6 Расчет обработки выкидных линий скважин ингибитором коррозии

Исходные данные:

H_ф - расстояние от устья до верхних отверстий фильтра, м; H_ф=1920 м;

Р_пл - пластовое давление, МПа; Р_пл =14,6 МПа;

Р_заб- давление на забое скважины, МПа; Р_заб=9 МПа;

Р_нас- давление насыщения нефти газом, МПа; Р_нас=8,5 МПа;

Р_у- давление на устье (буферное),МПа; Р_у=1,2 МПа;

Р_зат- давление на устье в затрубном пространстве, МПа; Р_зат=1 МПа;

Г_о- газовый фактор, м³/т; Г_о=56 м³/т;

?_в-плотность воды , кг/м³; ?_в =1120 кг/м³;

?_н-плотность нефти, кг/м³; ?_н=800 кг/м³ ;

?_г-плотность газа при стандарных условиях, кг/м³; ?_г=1,2 кг/м³;

b-объемный коэффициент нефти; b=1,12 ;

?_в-содержание воды (обводненность) пордукции скважины , % ; ?_в=90 %

Fe⁺²⁺³-содержание железа в воде , мг/л; Fe⁺²⁺³= 10 мг/л;

Q_ж-дебит скважины , м³/сут; Q_ж=70 м³/сут;

Р_о-оптимальная дозировка ингибитора , г/м³; Р_о=100 г/м³;

Y-объем рабочего раствора (композиции) , м³; Y=10 м³;

N-номер композиции; N=2;

A-коэффициент увеличения расхода ингибитора ; A=1,4;

T-время защиты оборудования, сут; T=180 сут .

Расчет ведется по формуле (1) РД 39-23-1212-84. Руководство по технологии применения ингибитора солеотложений Инкредол-1.

Расход Инкредол-1 на 1 обработку.

Р=1*305*(70*180)/1000=3843 кг (3.1)

Применение 3843 кг Инкредол-1 на 1 обработку экономически не целесообразно, поэтому обработку необходимо проводить композицией реагентов [11].

Расчет расхода ингибитора солеотложений для композиции:

Сонцид-8101 - 1%

Инкредол-1 - 100 мг/л

Для композиции расход Инкредол-1 на 1 обработку.

Р=1*100*(70*180)/1000=1260 кг(3.2)

Расчет расхода бактерицида Сонцид-8101.

Готовится 1% раствор Сонцид-8101 в объеме 10 м³ (1 бардовоз):

100 кг - 1 кг

10000 кг - 100 кг

Объём продавочной жидкости для задавки ингибитора в пласт:

V_прод=m*П*r²*Н+V=0,2*3,14*4,1²*6+34=97 м³(3.3)

3.7 Выводы и предложения

Раздел общего проектирования посвящен анализу причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов ОАО «Белкамнефть». В качестве объектов анализа были выбраны нефтепромысловые трубопроводные сети системы поддержания пластового давления.

Основной чертой эксплуатации большинства нефтяных месторождений, входящих в состав ОАО «Белкамнефть»», является снижение объемов добычи нефти и, как следствие, расслоенный режим течения добываемой продукции по промысловым нефтепроводам. Это, а также старение трубопроводного парка, повышение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механических примесей и развитие коррозионноактивного биоценоза привели к повышению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии. При этом просматривается тенденция к повышению доли аварий трубопроводов по причине внутренней коррозии - с 50 % в конце 80-х годов до 95-98 % в данный период. Ежегодно в результате аварийных разливов нефти загрязняется порядка 350 тыс.м² территории.

Как показал приведенный анализ, скорость локальной коррозии трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД) и промысловых нефтепроводов достигает в некоторых случаях значений 1,3-1,4 мм/год, с наиболее вероятными значениями соответственно 0,6 - 0,8 и 0,3 - 0,5 мм/год.

На интенсивность развития коррозионных дефектов внутренней поверхности промысловых трубопроводов оказывают влияние содержание в перекачиваемой продукции механических примесей, ионный состав попутно-добываемой пластовой воды, режим течения и наличие коррозионно-активной микрофлоры. Проведенный анализ показал значительную биозараженность нефтепромысловых сред ОАО «Белкамнефть»: в попутно-добываемых пластовых водах содержание сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) достигает в некоторых случаях 10² клеток/см³ , углеводородокисляющих (УОБ) - 10⁷ клеток/см³. В водах системы ППД может содержаться до 10⁶ клеток/см³ СВБ.

Ускорение коррозионных процессов в присутствии данных микроорганизмов происходит как вследствие непосредственного участия микроорганизмов в коррозионном процессе, так и за счет появления значительного количества продуктов их метаболизма.

Был проведен анализ причин аварий нефтесборных трубопроводов на территории Вятской площади Арланского месторождения, разрабатываемого ОАО «Белкамнефть». Выход из строя трубопроводов с толщиной стенки 9 мм произошел менее чем через год после ввода их в эксплуатацию вследствие развития дефектов в виде отдельных язв и канавки на нижней образующей внутренней поверхности трубы. Наиболее интенсивно биокоррозия проявляется при наличии в трубопроводах отложений, под которыми создаются благоприятные условия для развития СВБ и других типов бактерий.

Для выбора эффективной защиты трубопроводов от коррозии необходимо проводить исследования и подбирать наиболее технологически и экономически эффективные ингибиторы коррозии, учитывая новые их виды и технологии применения. Рекомендуется проводить обработку ингибиторами коррозии трубопроводы сразу после ввода с целью повышения сроков эксплуатации.

3.8 Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов по Арланскому УДНГ

3.8.1 Анализ показателенй по Арланскому ЦДНГ №3 за 2008 год

При плановой добыче нефти 328 тыс.тонн АЦДНГ №3 добыл 328.04 тыс.тонн при этом удельный расход деэмульгатора в системе сбора составил 73.881 г/тонну нефти, при плане 74 г/тонну. Среднее содержание нефтепродуктов в воде составило 24.3 мг/литр. Добыча жидкости составила 4698.649 тыс. м³ при плане 5325 тыс. м³ при этом ингибировано ингибитором коррозии 4398.6 тыс. м³ при плане 5058.75 тыс. м³. Удельный расход ингибитора коррозии составил 24.93 г/м³ жидкости, охват ингибированием составил 92.55% по жидкости, (план 95%), и 97 % по длинне трубопроводов, (97% по плану). За 2006 год в системе сбора Арланского ЦДНГ №3 произошло 16 отказов на высоконапорных трубопроводах, (выкидных линиях скважин), и два отказа на низконапорных трубопроводах, (нефтесборных коллекторах второго порядка), удельная аварийность составила 0.0536 порывов/километр. Снижение аварийности в системе сбора скважинной продукции на сегодняшний день является одной из важнейших задач, так как аварии в системе сбора влекут за собой загрязнение окружающей среды (воздуха, земли и водоемов) соленой водой и нефтепродуктами, а так же к потере ценного углеводородного сырья.

3.8.2 Технология подавления сульфатвосстанавливающих бактерий введением комплексно-действующего реагента на начальных участках системы нефтесбора

Многие месторождения АНК "Башнефть" многопластовые, разрабатываются единой сеткой скважин. В системе нефтесбора происходит смешение нефтей разных горизонтов и совместное их поступление на сепарационную установку нефти (СУН) [20].

Попутно-добываемые пластовые воды залежей среднего карбона, угленосного и девонского горизонтов резко отличаются по физико-химическим свойствам, ионному составу, содержанию сероводорода, ионов железа. Их совместная добыча, смешение на СУН создает множество проблем, связанных с образованием комплексных осадков с сульфидом железа. Образовавшаяся водонефтяная эмульсия стабилизируется сульфидом железа и становится трудноразрушимой.

Подготовка нефти высокого качества требует повышенного расхода тепла, эффективных химреагентов, большого количества технологических емкостей.

Основная доля добываемой нефти в АНК "Башнефть" реализуется по первой группе качества (содержание солей в нефти до 100 мг/дм³, воды до 0,5%). Высокие требования предъявляются и к качеству подготовки пластовой воды по содержанию в ней нефтепродуктов (не более 40 мг/л) и взвешенных частиц (не более 10 мг/дм³).

Высокая агрессивность попутно-добываемых пластовых вод и сравнительно небольшие сроки эксплуатации нефте- и водопроводов ввиду их коррозионого разрушения привели к необходимости строительства сепарационных установок с предварительным сбросом и утилизацией сточной воды на месторождениях (УПС).Практика показала, что достижение высокого качества подготовки нефти и утилизируемой в системе поддержания пластового давления (ППД) сточной воды невыполнимо без организации введения на начальных участках системы нефтесбора высокоэффективных комплексообразующих химических реагентов, обладающих деэмульгирующими, ингибирующими осадкообразование и коррозию свойствами.

Организация эффективной системы введения химреагентов предусматривает решение следующих задач [19]:

- подбор и обустройство точек ввода химреагентов на месторождении и установление их оптимального количества;

- организация регулярной доставки химреагентов до дозаторных установок;

- составление и выдача промыслам технологических регламентов с указанием марки и количества дозируемого реагента по каждой дозаторной точке;

- контроль эффективности работы химреагентов по деэмульсации и ингибиторной защите;

- подбор эффективных марок химреагентов для применения в системе нефтесбора, работающих при низких температурах (5 - 7°С). Эффективность работы установок предварительного сброса пластовой воды, качество утилизируемой воды по содержанию нефтепродуктов и взвешенных частиц, интенсивность образования твердых ССО и коррозии трубопроводов в значительной степени зависит от применяемых химических реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов осадкообразования и коррозии. На промыслах Арланского УДНГ в качестве такого реагента применяется Реапон-ИФ - деэмульгатор - ингибитор - бактерицид.

Реапон-ИФ, реагент комплексного действия, разработан АО "Напор" (г.Казань).

Несмотря на высокую эффективность данного реагента, необходимо его вводить на определенных точках участков системы нефтесбора. От правильного выбора точек ввода его в систему нефтесбора зависит оптимальный удельный расход для эффективной деэмульсации, подавления СВБ в трубопроводах системы нефтесбора, защиты от коррозионного разрушения и осадкообразования.

Нефти разрабатываемого месторождения характеризуются высокой вязкостью, пласты заражены СВБ. Более 40% добывающих скважин в своей продукции содержат сероводород.

3104 скважины эксплуатируются штанговыми глубинными насосами, 569 скважин погружными электронасосами (УЭЦН, УЭДН). Штанговыми глубинными насосами добывается 20% жидкости и 50% нефти, УЭЦН добывается 80% жидкости и 50% нефти.

Основными разрабатываемыми объектами месторождений являются продуктивные толщи девона, нижнего и среднего карбона.

Ежесуточно добывается совместно с нефтью около 24000 м³ высокоагрессивной пластовой воды. Средняя обводненость добываемой нефти в целом по Арланскому УДНГ составляет 90 % .

Добываемая пластовая вода этих месторождений нефти имеет достаточно высокую минерализацию (плотность от 1,1 до 1,18 г/см³) и низкие значения рН 5,8-6,5.

Образование высоковязкой эмульсии приводит к резкому росту давления в нефтепроводе. При больших объемах перекачиваемой жидкости и протяженности нефтепровода транспортирование высоковязкой эмульсии зачастую становится невозможным без дополнительного введения деэмульгаторов.

В Арланском УДНГ применяется лучевая система нефтесбора. При этой системе нефть с добывающих скважин собирается на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ). Продукция нескольких АГЗУ через сборный нефтепровод поступает на установку сепарации и предварительного сброса воды (УПС). К УПС подходит несколько сборных нефтепроводов (потоки) из разных районов нефтяного месторождения. По сборным нефтепроводам на УПС должна поступать разрушенная водонефтяная эмульсия. Остаточная обводненность должна быть не более 5%.

На основе анализа работы системы ввода деэмульгаторов в добываемую жидкость, созданной в Арланском УДНГ установлены основные принципы подбора точек ввода реагента в систему нефтесбора.

Основными критериями выбора точек ввода деэмульгатора является объем нефти, поступающий на АГЗУ, ее обводненность и давление на АГЗУ, ввод новых скважин, АГЗУ и изменения в схеме нефтесбора, переключения нефтяных коллекторов.

При поступлении на АГЗУ более 50 м³ нефти с обводненностью от 20 до 70% и повышении давления на АГЗУ в 1,5-2 раза от начального значения (т.е. в период добычи безводной нефти) целесообразно установить дозирующий насос с емкостью (например, дозирующее устройство типа УДЭ). Для обеспечения надежной работы системы внутритрубной деэмульсации на каждый район нефтедобычи (8-9 АГЗУ) должны быть установлены не менее трех дозирующих устройств.

Создание высокоэффективной системы введения химреагентов на месторождении позволяет оптимизировать удельный расход деэмульгатора на сбор, подготовку нефти и пластовой воды.

Бактерицидные свойства РИФ оценены по сравнению с известными бактерицидами СНПХ-1004 и ЛПЭ-11 на средах промыслов №2 и 4. Анализ результатов показывает, что РИФ как бактерицид эффективнее ЛПЭ-11, но слабее СНПХ-1004. Подавляющая СВБ концентрация РИФ составляет 300 -500 г/ м³.

С 1996 по 2006 год Реапон-ИФ используется на всех месторождениях. Общий объем применения составил 800 т. В таблице 4 приведены степень охвата ингибированием добываемой жидкости нефтепромыслов №2-6 реагентом РИФ, достигаемая при этом степень защиты и удельная частота порывов.

Внедрение комплексных реагентов СНПХ-1004, Реапон-ИФ позволило, несмотря на возрастающую из года в год агрессивность транспортируемой жидкости, сократить число порывов, снизить содержание нефтепродуктов и взвешанных частиц в сточной воде и остаточной воды в нефти на СУН и УПС нефтепроводов по НГДУ «Краснохолмскнефть».

Переход на комплексный реагент Реапон-ИФ вместо применявшихся до него СНПХ-1004 с Реапоном-4В или СНПХ-1004 с Сепаролем WF-41 позволил получить экономию в 2006 г. только по прямым затратам в 1,35 млн.руб.

Снижение удельных расходов деэмульгаторов достигается за счет организации раннего введения комплексно-действующего реагента «Реапон-ИФ», обладающего деэмульгирующими, ингибирующими и бактерицидными свойствами, а также оптимизации количества дозаторных установок с учетом предложенных принципов подбора точек дозировки.

Таблица 3.5 Охват и защита от осадкообразования и коррозии трубороводов реагентом Реапон-ИФ в Арланском УДНГ за 2008 год

Номер цеха	Протяженность нефтепроводов, км	Охват ингибитором Реапон-ИФ,%	Фактический удельный расход, г/см3	Число порывов нефтепроводов	Степень зашиты Реапон-ИФ,%	Удельная частота порывов на 1 км
				низконапорных	Высоконапорных
НП-2	168,53	70	16,6	-	1	93	0,003
НП-3	280,7	66	30,2	-	2	90	0,007
НП-4	355,62	56	22,6	-	-	93	0
НП-5	319,43	52	33,4	2	-	95	0,006
НП-6	293,3	73	27,6	-	-	89	0

Уменьшение порывов нефтепроводов также дает значительный экономический эффект, поскольку в настоящее время затраты на ликвидацию одного порыва и связанная с ним рекультивация почвы составляют в среднем 23000 руб. Кроме прямых затрат применение одного реагента в качестве деэмульгатора и ингибитора коррозии упрощает работы по приемке, хранению, вывозу на место назначения, подаче в систему нефтесбора, увеличивает охват реагентом системы трубопроводов и объема жидкости за счет объединения точек подачи ингибиторов и деэмульгаторов.

Таким образом, применение перспективной технологии трубной деэмульсации с помощью деэмульгатора Реапон-ИФ, обладающего хорошими защитными и бактерицидными свойствами, обеспечивает рациональное использование материальных ресурсов, снижает себестоимость добываемой нефти и, в конечном счете, стабилизирует экономическое положение предприятия.

3.8.3 Технология обработки бактерицидом пластовой воды на установках ее предварительного сброса и ее оптимизация

Биогенный сероводород, образуемый СВБ, влияет на коррозию и электрохимическое поведение стали в пластовой воде.

Помимо разрушений металла сероводород ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону нагнетательных скважин, снижая на 30-40% проницаемость и существенно ухудшают показатели разработки месторождений нефти.

Наиболее благоприятные условия для биохимических процессов складываются в призабойной зоне нагнетательных скважин при заводнении нефтяных пластов. Эта зона после определенного времени превращается в своеобразный генератор сероводорода, а закачиваемая в пласт вода, проходя через эту зону, теряет значительную часть сульфатов и обогащается сероводородом. Сероводород, продвигаясь по продуктивному пласту, достигает добывающие скважины, соединяясь с ионами двух- и трехвалентного железа, присутствующих в пластовой воде, образует осадки сульфидов железа. Сульфиды железа ускоряют коррозионное разрушение скважинного оборудования, выкидных и сборных трубопроводов, объектов системы подготовки нефти и поддержания пластового давления (ППД).

Наиболее эффектным способом борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, вызываемого СВБ, является обработка зараженных микроорганизмами сред химическими веществами - бактерицидами [13]. К ним предъявляются достаточно жесткие требования; они должны обладать высоким бактерицидным эффектом, в особенности по отношению к СВБ; эффективно защищать сталь от коррозии в агрессивных коррозионных средах; удовлетворительно диспергироваться в субстрате. Бактерициды или композиции на их основе не должны снижать процесс вытеснения нефти в условиях заводнения; не должны содержать в своей структуре элементы, способные "отравлять" катализаторы, используемые при переработке нефти; желательно, чтобы бактерицид не был высокотоксичным. Очень важно, чтобы бактерицид имел мощную сырьевую базу и экономически выгодную стоимость.

...