Защита от гидратообразования

На Оренбургском месторождении для предотвращения коррозии, гидратообразования и солеотложений также исследовались комплексные ингибиторы [106, 107]. Для защиты от сероводородной коррозии газопромыслового оборудования использовался ингибитор коррозии И-25-Д (на основе алкилпиридинов), в качестве растворителя ингибитора — метанол (для одновременной борьбы с коррозией и гидратообразованием). При концентрации 100-150 мг/л в дисперсной системе электролит-углеводород, насыщенной сероводородом и двуокисью углерода (pH = 4,2-4,5), обеспечивает защиту металла от потери массы на 94,0-98,9 %, при этом скорость углеродистой стали составляет 0,06-0,13 г/м ч. В условиях водопроявления ингибитор И-25-Д при концентрации 100- [c.35]

В середине 70-х годов был предложен комплексный ингибитор, который обеспечивал бы надежную защиту оборудования от коррозии и исключал бы возможность образования и отложения гидратов в стволах скважин и промысловых коммуникациях Оренбургского месторождения — 20 %-ный раствор ингибитора коррозии И-1-А в метаноле [8]. Промысловые испытания на скважине № 204 показали, что комплексный ингибитор обеспечивает 87-92 %-ную защиту стали от коррозии и предотвращает гидратообразование. Ингибитор был принят к внедрению на Оренбургском газоконденсатном месторождении. [c.37]

Комплексные ингибиторы применяют для одновременного предупреждения гидратообразования и защиты промыслового оборудования от коррозии. Один из наиболее эффективных ингибиторов в настоящее время И-1-А представляет собой густую жидкость темно-коричневого цвета вязкостью 900—1000 мПа-с со специфическим запахом, это отход производства. Хорошо растворим в минеральных кислотах и метаноле. [c.110]

Ингибиторной защитой на ОНГКМ охвачены все объекты добычи, подготовки и транспорта газа, а также системы очистки сточных вод и подземные емкости хранения конденсата. Ингибирование подземного оборудования скважин производят периодически через насосно-компрессорные трубы и постоянной или периодической (в зависимости от концентрации скважин) подачей ингибитора через затрубное пространство. Во все скважины постоянно подают комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (0,15-6,3%-й раствор в метаноле) в количестве 40-60 л/ч по метанолопроводу из насосной УКПГ, Периодическое ингибирование скважин производят один раз в год высококонцентрированным ингибиторным раствором, а ингибирование аппаратов УКПГ — согласно графику (один раз в три месяца). Защиту шлейфов скважин и блоков входных ниток осуществляют ингибитором, который находится в выносимом из скважин газоконденсатном потоке [147]. Отсутствие изменений коррозионно-механических свойств металла катушек, периодически вырезаемых из этих трубопроводов, свидетельствует об их эффективной ингибиторной защите. [c.230]

Ингибитор И-25-Д совместим и с водным или водометанольным раствором ингибитора солеотложения НТФ. Из расходной емкости смесь ингибиторов (И-25-Д + метанол + НТФ) по ингибиторе проводам непрерывно подают в затрубное пространство скважин. Далее из скважин вместе с газом и минерализованным водометанольным раствором эта смесь поступает на УКПГ. Наряду с эффективной защитой от коррозии и гидратообразования скорость отложения солей при температу- [c.158]

Ингибитор СТ - углеводородорастворимый ингибитор, частично растворим в воде, применяют при дозировке 3—4 г на 100 м газа для защиты оборудования обводненных скважин. Для предотвращения гидратообразования подают в скважины одновременно с водным раствором хлористого кальция, с которым он образует относительно устойчивую эмульсию. Результаты промышленного применения ингибиторов коррозии СТ и гидратообразования СаС12 приведены в табл. 44. [c.163]

Гладкие поверхности НКТ корродируют в основном равномерно. Защиту от коррозии осуществляют путем ввода ингибиторов коррозии на забой скважины. На Оренбургском месторождении, как известно, вводят непрерывно комплексный ингибитор коррозии и гидратообразований (КИГИК), который по затрубному пространству через ингибиторный или циркуляционный клапаны подается в НКТ на уровне пакера. При двил<ении вверх ингибитор вместе с потоком газа образует защитную пленку, предотвращающую коррозию. При этом ингибитора расходуется в пределах 1 —1,2 л на 1000 м газа. [c.13]

В 80-е годы в соответствии с классификацией, предложенной в [52], специалистами НИИМСК совместно с другими организациями на основе синтетических пиридиновых оснований были разработаны все указанные типы ингибиторов коррозии для газовой промышленности для первого типа — И-З-Д, И-З-Д(М), И-ЗО-Д, И-4-Д, И-5-ДТМ для второго — И-1-А, И-1-Д, И-2-Д, И-21-Д для третьего — И-25-Д [52]. Результаты лабораторных исследований показали высокую эффективность этих ингибиторов. Так, при концентрации 100 мг/л в сероводородсодержащих средах защитная эффективность составляет 84-96 %, а в присутствии углекислоты — 76-96 %. Для безгидратного режима добычи газа ингибиторы коррозии И-1-А, И-1-Д, И-2-Д, И-21-Д в средах, содержащих сероводород и углекислый газ, показали защитную эффективность 86-96 % при концентрации 200 мг/л. Ингибитор И-25-Д был разработан с целью замены импортного ингибитора Виско-904М1 для защиты газопромыслового оборудования Оренбургского газоконденсатного месторождения, работающего по гидратному режиму добычи газа. В нем были учтены все технологические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии в газовой промьппленности ингибитор не вызывает вспенивания растворов аминоспиртов, не стабилизирует эмульсии углеводородный конденсат-ингибитор гидратообразования, имеет низкие вязкость и температуру застьгеания [52, 67]. [c.19]

Но в процессе эксплуатации промысла по мере увеличения выноса минерализованной пластовой жидкости появляется дополнительное препятствие нормальной работе оборудования и трубопроводов — выпадение солей (преимущественно карбонатов и сульфатов кальция) и образование плотного осадка по всему тракту движения газо-жидкостного потока от НКТ скважин, соединительных трубопроводов до технологического оборудования. Под слоем образовавшегося осадка на поверхности трубопроводов и оборудования усиливаются процессы коррозии, так как формирование пленки на поверхности металла применяемых ингибиторов коррозии затруднено плотной структурой осадка и хорошей адгезией его к металлу [107]. Таким образом, применяемые ингибиторы гидратообразования и коррозии становятся малоэффективными. В связи с этим возникла необходимость разработать способ комплексной защиты, то есть наряду с защитой от гидратообразования и коррозией обеспечить эффективную защиту газопромыслового оборудования от солеотложений. Сущность данного способа заключалась в том, что в состав применяемого комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии вводился ингибитор солеотложения (комплексон НТФ). Предварительные исследования по определению технологических свойств комплексона НТФ показали его совместимость с ингибиторами коррозии (не снижает ингибирующих свойств), а также с ингибиторами гидратообразования (не вызывает вспенивания водных растворов). В течение длительных опытнопромышленных испытаний (1,5 года) на УКПГ-2 Оренбургского месторождения комплексной защиты гаЛ ц50мыслового оборудования не было ни одной аварийной остановки из-за осложнения солей. Технологический режим работы не нарушался. Скорость коррозии не превышала 0,1 мм/год, что в 2,5 раза меньше допустимой. Этот способ комплексной защиты был принят ведомственной комиссией Мингазпрома и рекомендован для широкого промышленного внедрения не только на ОГКМ, но и на других предприятиях министерства [107]. [c.36]

Линейная часть магистральных газопроводов представляет собой сеть трубопроводов, соединенных технологическими перемычками и закольцованных в единые системы. В зависимости от объема перекачиваемого газа от газового промысла в одном направлении прокладывается газопровод, состоящий из одного, двух или больше трубопроводов (ниток). Линейная часть газопровода оборудована запорной арматурой, конден-сатосборниками, расположенными в пониженных местах трассы, устройствами для ввода метанола (против гидратообразования), для периодической очистки внутренней полости трубы и электрохимической защиты газопровода от коррозии. [c.108]

Незначительная растворимость ДЭГ в легких углеводородах позволяет использовать его также для предотвращения гидратооб-разования в системах сбора природного газа на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа. В этом случае ДЭГ впрыскивается в газовый поток. Для уменьшения потерь ДЭГ за счет растворения в углеводородах в условиях защиты от гидратообразо-вания применяют сравнительно разбавленные (90%) водные растворы ДЭГ вместо концентрированных (99%) растворов ДЭГ, которые используются на обычных осушительных установках. Впрыскиваемый в газовый поток 90% раствор ДЭГ обеспечивает лишь частичное обезвоживание газа. Ооновное его назначение — предотвращение образования гидратов. Поэтому ДЭГ называют ингибитором гидратообразования. Необходимая высокая степень осушки газа на установках НТС достигается в большей степени охлаждением газа, чем действием гликоля. [c.256]

Ингибиторной защитой на ОГКМ охвачены все объекты добычи, подготовки и транспорта газа, а также системы очистки сточных вод и подземные емкости хранения конденсата. Во все скважины постоянно подается комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (0,15. .. 6,3 %-ный раствор ингибитора в метаноле) в количестве 40. .. 60 л/ч по метанолопроводу из насосной УКПГ. Периодическое ингибирование скважин производят один раз в год высококонцентрированным ингибиторным раствором, а ингибирование аппаратов УКПГ согласно графику — один раз в 3 мес. [c.83]