Защита окружающей среды при до­быче, транспорте и хранении нефти и газа, страница 54

Совместными испытаниями МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, НГДУ Узеньнефть и КазНИПИнефть ингибитора И-1-В в сточных водах Узеньского нефтяного месторождения установлено, что кон­центрация ингибитора 25 мг/л обеспечивает высокую степень за­щиты поверхности стали (не менее 90%) в течение длительного периода времени.

Аналогичные результаты получены для ингибитора И-1-А на Красноярском месторождении Куйбышевской области, где за счет использования ингибиторов в сероводородсодержащих средах число порывов водоводов сократилось в 2,5 раза. В настоящее время практически все водоводы сточных вод на нефтяных место­рождениях Куйбышевской области защищаются от коррозии ме­тодом ингибирования.

За последнее время ВНИИТнефтыо совместно с НГДУ Глав-тюменнефтегаза проведены опытно-промышленные испытания ин­гибитора коррозии «Север-1» в сеноманских и сточных водах на некоторых месторождениях Западной. Сибири (НГДУ Сургут-нефть).

Сточные воды Сургутского нефтяного месторождения по свое­му химическому составу аналогичны сеноманским водам (рН-7,4, минерализация 17 г/л, содержание кислорода 0,32 мг/л, темпера­тура перекачиваемой воды доходит до 42°С). Для сточных вод доза ингибитора в течение первых 3 ч не превышала 300 мг/л» в доследующие 69 ч—200 мг/л. Результаты испытаний показали, что во всех случаях применения ингибитора «Север-1» достигает­ся высокая степень ингибирования (98% и более) и замедление скорости коррозии.

Указанный ингибитор обладает повышенными технологически­ми свойствами: имеет низкую температуру застывания (—64°С), не требует подогрева и служит наиболее эффективным средством борьбы с коррозией в условиях Западной Сибири.

5. Катодная защита и гидроизоляция для предохранения от почвенной коррозии магистральных нефтепроводов. Как показала практика внедрения этих методов, за последние годы защищен­ность магистральных нефтепроводов увеличилась с 74 до 92%, при этом число аварий снизилось в четыре раза.

Предстоит также внедрить в широких масштабах для защиты наружной поверхности подземных магистральных нефтепроводов изоляционное покрытие' «Пластобит-2М», разработанное ВНИИСПТнефтью совместно с Институтом химических наук АН Казахской ССР. Покрытие «Пластобит-2М», состоящее из поливи-нилхлоридной пленки, наносимой по слою пластифицированной би­тумной мастики, как показали, промышленные испытания,— весьма надежное и эффективное средство защиты нефтепроводов от корро­зии. Одновременно с этим для большей надежности рекомендуется

94


использовать цинкосиликатные покрытия, получившие большое распространение в зарубежной практике.

Составы для таких покрытий поставляются Польшей, Финлян­дией и другими странами и используются в отечественной практи­ке для окраски корпусов морских и речных судов. Следует отме­тить, что эти покрытия можно использовать и для нанесения на трубы, штанги, газоперерабатывающее оборудование и другие ме­таллические поверхности, подверженные действию коррозии.

За последние годы сильная коррозия резервуаров товарной нефти, отстойников ТХУ проявляется на месторождениях северо-запада Башкирии (НГДУ Южарланнефть, Чекмагушнефть, Крас-нохолмскнефть и Арланнефть).

Действие коррозии проявляется и в других нефтедобывающих районах, например, на мангышлакских нефтяных месторождениях, в Куйбышевской области и др.

Эффективность работ по снижению коррозии нефтепромысло­вого оборудования можно" проследить на примере Серафимовского и Константиновского нефтяных месторождений в Башкирии, где нефти девонских отложений сильно обводнены высокоминерализо­ванной пластовой водой, а нефти угленосного и фашенского гори­зонтов содержат до 2—4% общей серы и большое количество ра-створеиного сероводорода и азотистых соединений.

Для- борьбы с коррозией на внутреннюю поверхность действую­щих резервуаров по рекомендации ЦНИПРа НГДУ Октябрьск-нефть была нанесена смесь из краски ХС717 (79%), диметилгли-кольуретана (13,2%), алюминиевой пудры (7,8%) и растворителя, состоящего из 26%  ацетона, 12% бутилацетона и 62% толуола.