книги / Осложнения в нефтедобыче
..pdfТаблица 7.3
Параметры поляризационных кривых для стальных образцов
_____________________в модельной среде__________________________
Номер опыта |
А/ |
АЕ |
к |
к |
1 |
0,029 |
10 |
16 |
240 |
2 |
0,026 |
10 |
20 |
246 |
3 |
0,024 |
10 |
16 |
246 |
4 |
0,028 |
10 |
18 |
244 |
5 |
0,026 |
10 |
22 |
248 |
6 |
0,025 |
10 |
18 |
246 |
7 |
0,028 |
10 |
18 |
240 |
8 |
0,028 |
10 |
16 |
240 |
9 |
0,029 |
10 |
20 |
244 |
10 |
0,026 |
10 |
20 |
246 |
Среднее |
0,0269 |
10,0 |
18,4 |
244,0 |
Таблица 7.4
Плотность тока коррозии стальных образцов в модельной среде
Номер |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
опыта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Среднее |
/*, мА/см2 |
0,018 0,021 |
0,019 |
0,018 0,019 |
0,021 0,019 |
0,019 0,022 |
0,019 |
0,0195 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 7.5 |
|
Скорость коррозии, определенная при помощи коррозиметра |
|||||||||||||
Номер |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
опыта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
9 |
1 |
0 |
Среднее |
Скорость |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коррозии, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мм/год |
0,17 |
0,16 |
0,16 |
0,14 |
0,16 |
|
0,17 |
0,17 |
0,15 |
0,15 |
0,16 |
0,16 |
|
dF |
ЬА |
|
dF |
|
|
AibAiauk |
|
|
|
|
аик |
|
|
|
|
|
||
|
dAi |
2,3АЕ(Ьа +ЬкУ |
дАЕ |
2,ЗАЕ2(Ьа +Ьк) ’ |
|
||||
|
dF _ |
А/ • bk |
|
dF _ |
|
|
А/ Л 2 |
|
|
|
эьп |
2,3АЕ(Ъа +Ьк)2 ' |
ЪЪк |
2,3АЕ(Ьа +bkf |
|
||||
|
SM |
\2 |
( |
s b„h |
|
\2 |
г |
s bkba |
\2 |
S = |
>АЕ |
|
|
|
+ |
|
|||
Д/ |
[А Е ) |
{(ba +bk)ba |
|
К +ьк)Ьк |
|
||||
|
7 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5Д, = 0,000547 мА/см2, 5Д£ = 0 мВ, Sb(t = 0,6532 мВ, Shk = 0,9428 мВ.
5 = 3,88 %.
С учетом погрешности потенциостата 0П(паспортная погреш ность — 2,0 %); погрешности миллиамперметра 0М(паспортная погрешность — 1,5 %); погрешности самопишущего устройства 0су (паспортная погрешность — 4,0 %) получим:
0 = 'А * |
|
\ |
2 |
л |
А |
Л2 |
‘Д£ |
) I |
\ |
' Ъа |
+ 02 + 02 + 02. |
||
Ai ) |
{ А Е |
+Ьк)Ьа } |
у(Ьа + bk )bk J |
|||
|
Ад,-=0,001 |
мА/см2, Аа е =Аь =АЬ =0,5 мВ. |
||||
|
|
0 = 8,21 %. |
|
|
|
|
|
Д = 8,77 + 1,1-8,21 |
67,40 + 3,882 =12,65 %. |
Погрешность определения скорости коррозии методом экстра поляции тафелевых участков поляризационных кривых. В процес се метрологической экспертизы по результатам 10 наблюдений (табл. 7.4) найдено значение t • S:
t- S = 2,26-2,19 = 4,95%.
0 = 02п+02м+0 2су-
Aik = 0,0006 мА/см2, 0 = 5,63 %.
Д = 4,95 + 1,1-5,63 31,70 + 2,192 =8,03 %.
Погрешность определения скорости коррозии посредством коррозиметра. Анализ погрешностей методики позволил выде лить систематические погрешности:
—приведенную погрешность индикатора скорости коррозии типа "Корратер" (по паспортным данным 5 %);
—погрешность определения коэффициента Штерна-Гири —
9,44 %.
t- S = 2,26- 1,79 = 4,05%.
Для доверительной вероятности Р = 0,95 получаем:
Д = 4,05 + 1,1 10,68 114,06 + 1,792 =12,74 %. 1,79+. 114,06
Погрешность определения устойчивости нефтяных эмульсий.
Анализ погрешностей методики позволил выделить следующие систематические погрешности:
—погрешность линейки;
—паспортную погрешность секундомера;
—погрешность мерного цилиндра.
В процессе метрологической экспертизы по результатам 10 наблюдений (табл. 7.6), полученных на нефтяной эмульсии Вятской площади Арланского месторождения (температура испытания t = 25 °С), найдено значение t S:
t S = 2,26-2,23 = 5,04%.
Систематическая погрешность методики определяется как:
e=Ve?+e;+e;„„, |
p.i») |
где 0С— погрешность секундомера (по паспортным данным 0,2 %); 0Л— погрешность измерения высоты столба выделившейся
воды; 0МЦ— погрешность измерения объема пробы мерным цилинд
ром.
Высоту столба выделившейся воды измеряли линейкой с погрешностью 0,1 см. Тогда
0= — 100 = 4,2%.
л2,38
|
Высота столба выделившейся из эмульсии воды |
|
|
||||||||
Номер |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
опыта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Среднее |
Высота |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
столба |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
воды, мм |
25 |
24 |
21 |
22 |
24 |
23 |
25 |
27 |
24 |
23 |
23,8 |
Объем анализируемой пробы отмеряли мерным цилиндром с погрешностью 1 мл. Тогда
0м ц = — •100 = 1 %.
100
С учетом всех входящих в выражение величин 9 = 4,32 %. Для доверительной вероятности Р = 0,95 получаем:
А= 5,04 + 1,1-4,32 18,68 + 2,232 =6,94 %.
Таким образом, погрешность определения скорости и степе ни расслаивания нефтяных эмульсий не превышает 7,00 %.
Погрешность метода определения остаточного содержания воды в нефти. Определение остаточного содержания воды в нефти проводят согласно ГОСТ 2477-82, в котором оценены допустимые расхождения между двумя экспериментами при доверительной вероятности Р —0,95:
— 0,2 см3— при объеме воды, меньшем или равном 1,0 см3;
— 0,2 см3 или 10 % от среднего значения (в зависимости от того, какая из этих двух величин больше) — при объеме воды больше 1 см3, но меньше 10 см3;
— 5 % от величины среднего результата — при объеме воды больше 10 см3.
7.3. СНИЖЕНИЕ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ
7.3.1. Влияние магнитной обработки на свойства водных систем
Известно, что на эффективность магнитной обработки влия ют такие различные факторы, как время обработки, режим тече ния в межполюсном пространстве, характеристики магнитного поля и др., которые освещены в литературе достаточно противо речиво. Поэтому в лаборатории ’’Исследование технологических процессов в бурении и нефтегазодобыче” Уфимского государ ственного нефтяного технического университета под руковод ством В. В. Шайдакова проведен комплекс лабораторных иссле дований.
Лабораторные испытания коррозионной активности модель ной жидкости (pH = 7,5, СГ — 0,5 мг/л, Са2+ + Mg2+ — 6,0 мг/л, К + + Na+ — 0,1 мг/л, НСОз — 10,0 мг/л, 0 2 — 20,0 мг/л; Fe3+ — 50,0 мг/л) проводили при изменении напряженности магнитного поля и режимов течения на стенде (рис. 7.1). Параметры магнит ной обработки подбирали по оценке скорости коррозии стали в зависимости от положения магнитов, напряженности магнитно го поля и режима течения воды — числа Рейнольдса (рис. 7.7).
Наилучший результат получили при обработке, когда маг нитные линии напряженности поля направлены перпендикулярно потоку воды; и в дальнейшем для исследований использовали именно этот тип магнитной обработки [178]. В ходе исследования скорости коррозии стали 20 установили, что максимальное сни жение скорости коррозии наблюдается при напряженности маг нитного поля 32 кА/м. При увеличении напряженности магнитно го поля до 40-56 кА/м происходит снижение степени защиты от коррозии, а при значениях 64 и 72 кА/м защитный эффект вновь повышается. Дальнейшее увеличение напряженности в ра боте не рассматривали. Магнитная обработка для данных усло вий позволяет снижать скорость коррозии в среднем на 55 % при ламинарном течении (Re < 2300) воды в трубопроводе. Макси мальный эффект защиты на стенде наблюдали при Re = 775. Оп тимальное время обработки не менее 0,2 с.
Напряженность магнитного поля, кА/м
Рис. 7.7. Зависимость скорости коррозии стали 20:
а — от напряженности магнитного поля; б — от изменения режима течения воды (числа Рейнольдса)
Для оценки возможности снижения коррозионной активно сти путем магнитной обработки проводили испытания по опреде лению скорости коррозии стали 20 в водных растворах различно го ионного состава.
Влияние магнитного воздействия (напряженность магнитно го поля 32 кА/м) на поведение стали 20 в минерализованной воде, содержащей ионы HS~ (0,5 г/л H2S), С1~ (3 %-ный водный раствор
Рис. 7.9. Поляризационные кривые для стали 20 в минерализованной воде, содержащей HS”-
1-Г —- без магнитной обработки; 2-2' — после магнитной обработки
коррозии на 50 мВ в область отрицательных значений) и одновре менно повышается поляризуемость системы с соответствующим понижением скорости коррозии стали в обработанной жидкости.
7.3.2. Магнитное воздействие на коррозионную активность промысловых жидкостей
Мортымья-Тетеревского и Южно-Ягунекого месторождений
Промысловые жидкости месторождений Западно-Сибирско го региона относят к хлоркальциевым или хлормагниевым, по со держанию гидрокарбонатов — к средне- и высокоминерализован ным (Мортымья-Тетеревское месторождение). В них содержится незначительное количество (5-10 мг/л) растворенного кислорода и сероводорода (менее 4 мг/л). Растворенные в воде газы (H2S, С02) оказывают значительное влияние на величину pH, которая может понижаться в присутствии кислых газов с 7,6 до 6,9. На коррозионную активность пластовой воды в значительной степе-
ни влияют природа и количество растворенных твердых веществ, значение pH, жесткость воды, содержание С 0 2 и 0 2, наличие органических веществ (табл. 7.7).
Гравиметрическими испытаниями стальных образцов в про мысловых жидкостях Южно-Ягунского и Мортымья-Тетеревско- го месторождений (табл. 7.8) показано, что после обработки жид костей магнитным полем напряженностью 32 кА/м достигается наибольшее снижение скорости коррозии. Степень защиты толь ко в результате магнитной обработки для промысловых жидко стей Южно-Ягунского и Мортымья-Тетеревского месторождений составляет 53 и 57 % соответственно [179, 180].
Исследования по определению параметров магнитного поля, существенно снижающих в лабораторных условиях коррозион ную активность промысловых жидкостей Южно-Ягунского месторождения, проводили электрохимическим методом. Про мысловые жидкости представляли собой пластовую воду водо носного горизонта "Сеноман" БКНС-5 и подтоварную воду с цен трального пункта сбора (ЦПС) БКНС-3.
Результаты исследований, представленные на рис. 7.10 и 7.11, показали, что использование постоянного магнитного поля для
Таблица 7.7
|
Состав промысловых жидкостей |
|
|
||||
Месторождение, |
|
|
Химический состав, мг/л |
|
|
||
|
|
Mg2+ |
СГ К+ + Na+ |
со 2 |
|
||
водовод |
НСОз |
Са2+ |
Прочие |
||||
Южно-Ягунское: |
844,2 |
716,4 |
100,3 |
12922,0 |
7686,1 |
|
16,5 |
Низконапорный |
|
|
|
|
Na+ |
|
SO^ |
водовод ЦППН- |
|
|
|
|
|
|
|
КНС-3 |
195,2 |
1052,1 |
94,8 |
12733,1 |
6607,0 |
37,0 |
|
Ватьеганское: |
|
||||||
Низконапорный |
|
|
|
|
|
|
|
водовод К.228-КНС-6 |
1098,0 |
|
|
443,8 |
320,4 |
|
|
Мортымья- |
20,6 |
6,1 |
55,0 |
4,3 |
|||
Тетеревское: |
|
|
|
|
|
|
H2S |
Низконапорный |
|
|
|
|
|
|
|
водовод ДНС-1- КНС-3