Cтраница 1
Нефтерастворимый ингибитор И-1-А синтезирован НИИМСК. [1]
Добавление нефтерастворимых ингибиторов к грузу при заполнении им танкеров - обычный и весьма эффективный метод борьбы с коррозией на этой стадии цикла. В этом случае эффективны те же ингибиторы, что и при защите от коррозии в бензине и керосине. Их эффективность сохраняется, хотя бы частично, также и при перевозке балласта или в пустых танкерах. Однако в процессе промывки танкеров остатки ингибирующей пленки удаляются со стенок. [2]
С этой точки зрения нефтерастворимые ингибиторы коррозии представляются значительно более рациональ-нь ми, чем водорастворимые. Поскольку дозирование нефтерастворимых ингибиторов производится, исходя из Дебита нефти, потребное количество их будет в десятки раз меньше по сравнению с водорастворимыми ингибиторами, дозируемыми исходя из дебита воды. [3]
Аналогичная картина наблюдается для нефтерастворимых ингибиторов - Нефтехим-1, Урал-2, Коррексит-7755, представляющих собой преимущественно катионоактивные ПАВ с добавлением неионогенных или анионоактивных ПАВ и характеризующихся высокими защитными свойствами в присутствии деэмульгаторов. Для ингибиторов коррозии, представляющих собой равную смесь катионоактивных, анионоактивных или неионогенных ПАВ, подобных закономерностей не наблюдается. [4]
Следует, однако, учесть, что применение нефтерастворимых ингибиторов может встретить затруднения, связанные с подачей реагента к приему глубинного насоса. Известно, что при установившемся режиме работы глу-биннонасосной скважины, независимо от степени обводненности ее продукции, затрубное пространство между динамическим уровнем и приемом глубинного насоса заполнено газированной нефтью. При закачке в затрубное пространство скважины нефтерастворимого ингибитора коррозии с удельным весом меньше удельного веса воды ингибитор может насыщать столб нефти у динамического уровня и не доходить до приема глубинного насоса. Поэтому очевидно, что в глубиннонасосных скважинах смогут быть успешно применены лишь те нефтерастворимые ингибиторы коррозии, удельный вес которых превышает удельный вес нефти. [5]
Расчет необходимого количества ингибитора при постоянном введении его в насосную или газлифтную скважину с помощью дозаторных установок проводят исходя из дебита основной составляющей добываемой продукции - нефти ( для нефтерастворимых ингибиторов) или воды ( для водорастворимых), а также установленной для каждого ингибитора нормы-дозировки. [6]
Если в продукции скважин преобладает пластовая вода, например на длительно разрабатываемых месторождениях, причем доля нефти не превышает 10 - 15 % общего дебита, то могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ингибиторы. При этом более целесообразно использовать нефтерастворимые ингибиторы коррозии, ввиду того что расход водорастворимых ингибиторов ( при одинаковых дозировках) будет больше, чем нефтерастворимых. Лучше всего использовать ингибиторы ограниченно растворимые в нефти и совершенно не растворимые в пластовой воде. [7]
С этой точки зрения нефтерастворимые ингибиторы коррозии представляются значительно более рациональ-нь ми, чем водорастворимые. Поскольку дозирование нефтерастворимых ингибиторов производится, исходя из Дебита нефти, потребное количество их будет в десятки раз меньше по сравнению с водорастворимыми ингибиторами, дозируемыми исходя из дебита воды. [8]
В частности, применяемые совместно нефтерастворимый ингибитор ИК. Из зарубежных хорошо зарекомендовали себя ингибиторы типа ВИСК. [9]
Если в продукции скважин преобладает пластовая вода, например на длительно разрабатываемых месторождениях, причем доля нефти не превышает 10 - 15 % общего дебита, то могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ингибиторы. При этом более целесообразно использовать нефтерастворимые ингибиторы коррозии, ввиду того что расход водорастворимых ингибиторов ( при одинаковых дозировках) будет больше, чем нефтерастворимых. Лучше всего использовать ингибиторы ограниченно растворимые в нефти и совершенно не растворимые в пластовой воде. [10]
Для формирования защитной пленки с высокими экранирующими свойствами используют технологию однократных обработок с помощью повышенных концентраций ингибитора в углеводородных растворах. Применяют 25 % - ные растворы нефтерастворимых ингибиторов коррозии в дизельном топливе, которые закачивают в газопровод между двумя разделителями. [11]
Обычно, ингибиторы коррозии выбираются на основе растворимости или дисперсивности в жидкости, которая должна быть обработана. Так, для нефтепроводов и нефтяных скважин, как правило, выбирается нефтерастворимый ингибитор, а для водных систем - водорастворимый. [12]
Следует, однако, учесть, что применение нефтерастворимых ингибиторов может встретить затруднения, связанные с подачей реагента к приему глубинного насоса. Известно, что при установившемся режиме работы глу-биннонасосной скважины, независимо от степени обводненности ее продукции, затрубное пространство между динамическим уровнем и приемом глубинного насоса заполнено газированной нефтью. При закачке в затрубное пространство скважины нефтерастворимого ингибитора коррозии с удельным весом меньше удельного веса воды ингибитор может насыщать столб нефти у динамического уровня и не доходить до приема глубинного насоса. Поэтому очевидно, что в глубиннонасосных скважинах смогут быть успешно применены лишь те нефтерастворимые ингибиторы коррозии, удельный вес которых превышает удельный вес нефти. [13]
Следует, однако, учесть, что применение нефтерастворимых ингибиторов может встретить затруднения, связанные с подачей реагента к приему глубинного насоса. Известно, что при установившемся режиме работы глу-биннонасосной скважины, независимо от степени обводненности ее продукции, затрубное пространство между динамическим уровнем и приемом глубинного насоса заполнено газированной нефтью. При закачке в затрубное пространство скважины нефтерастворимого ингибитора коррозии с удельным весом меньше удельного веса воды ингибитор может насыщать столб нефти у динамического уровня и не доходить до приема глубинного насоса. Поэтому очевидно, что в глубиннонасосных скважинах смогут быть успешно применены лишь те нефтерастворимые ингибиторы коррозии, удельный вес которых превышает удельный вес нефти. [14]
Необходимо, однако, отметить, что если среда находится в движении, то при водорастворимых ингибиторах коррозии ( например, катапина А), способных достаточно прочно закрепляться на защищаемом металле, второй обращенный слой может быть легко удален, а поверхность металла с оставшимся первым слоем молекул становится гидрофобной. В этих условиях введение углеводородной жидкости, избирательно растекающейся поверх ори-ентировааного слоя катапина А, может значительно усилить его защитное действие. Это интересное явление было обнаружено [177] при исследовании ингибирующих свойств катапина А в условиях защиты от коррозии оборудования газоконденсатных скважин. Следует все же подчеркнуть, что хотя некоторые водорастворимые ингибиторы коррозии могут оказывать довольно сильный тормозящий эффект в перемешиваемых средах, нефтерастворимые ингибиторы, обладая большим сродством в отношении избирательного смачивания с углеводородной жидкостью, имеют значительные преимущества перед водорастворимыми. [15]