Ингибитор коррозии для нефтяной промышленности – Ингибиторы в нефтегазовой промышленности — защита от коррозии, ингибиторная защита, ингибиторы, ингибиторы коррозии, коррозионная опасность

alexxlab | 14.06.2020 | 0 | Разное

Ингибитор коррозии «Нефтехим» | Завод ТехноХимСинтез

Ингибитор коррозии «Нефтехим» является усовершенствованным реагентом класса амидоаминных пленкообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ).

ТУ 2415-009-22657427-2001
Сертифицирован.
Сертифицирован на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти.
Внесен в отраслевой Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли»

Описание

Ингибитор коррозии «Нефтехим» представляет собой по составу смесь продуктов реакции аминов с жирными кислотами талового масла, либо с высококипящими фракциями синтетических жирных кислот (соль алифатических аминов с жирными кислотами) с растворителями и добавками, в качестве которых используются ароматические углеводороды, моторные топлива, сольвенты (нефрасы), эфиро- и спиртосодержащие смеси, продукты оксиэтилирования и алкилирования технических спиртов, парафинов и другие растворители и добавки, обеспечивающие ингибитору технологичность применения, усиливающие его диспергируемость, частичную водорастворимость и адгезию к поверхности защищаемого оборудования и коммуникаций, находящихся в средах с высокой солевой минерализацией, содержащих углекислый газ, кислород, сероводород и другие агрессивные примеси.

Ингибитор коррозии «Нефтехим» образует устойчивую защитную пленку на поверхности углеродистой стали. Эффективен для защиты от общей и локальной коррозии в высокоминерализованных средах, содержащих сероводород, растворенные двуокись углерода и кислорода.

Рецептуры ингибитора коррозии «Нефтехим» разработаны Опытным заводом Академии наук Республике Башкортостан и прошли экспериментальную проверку в лабораториях и производственных подразделениях ОАО «Татнефть» и ОАО «Белкамнефть» при участии ООО «Синтез-ТНП».

Совместим практически со всеми отечественными и импортными диэмульгаторами и ингибиторами коррозии.

Применение

Ингибитор коррозии «Нефтехим» применяется в качестве:

  • защитного реагента для нефтедобывающего оборудования и водоводов от коррозии, вызываемой действием пластовых и сточных вод в системах поддержания пластового давления и нефтесбора;
  • эмульгатора обратных эмульсий для бурения и глушения скважин.

Ингибитор коррозии «Нефтехим» применяется в виде добавки в буровой раствор в количестве от 0,25% до 1,5%.

Максимально возможная массовая доля химпродукта в товарной нефти 0,015 %.

Ингибитор коррозии «Нефтехим» выпускается в виде нескольких марок, отличающихся по физико-химическим показателям.


Физико-химические показатели

Наименование показателяНорма для марки
НЕФТЕХИМ 1МНЕФТЕХИМ 2МНЕФТЕХИМ 3МНЕФТЕХИМ НСНЕФТЕХИМ 40НЕФТЕХИМ 60НЕФТЕХИМ 80
Внешний видОднородная подвижная жидкость темно-коричневого цветаОднородная малоподвижная жидкость темно-коричневого цвета
Плотность г/см3, не менее
при 20°С
при 50°С
0,810
 
0,830
 
0,810
 
0,830
 
0,810
 
0,8950,933
Кислотное число, мг КОН/г, в пределах8-3010-258-3015-408-3030-3530-40
Температура застываания, °С не выше-40-15-40-40-40-30-20
Защитная способность при концентрации ингибитора, %, не менее
50 мг/л
25 мг/л
90
80
92
80
92
85
92
85
92
80
90
80
90
80

Требования безопасности и охрана окружающей среды

Ингибитор коррозии «Нефтехим» малоопасное вещество, IV класс опасности по ГОСТ 12.1.007.

При работе с ингибитором следует использовать средства индивидуальной защиты, предохраняющие от попадания на кожу и слизистые оболочки глаз. Лицам, работающим с эмульгатором, рекомендуется соблюдать меры личной гигиены перед приёмом пищи, курением и после окончания работ.

При попадании на кожу или слизистые — тщательно промыть водой.

При применении ингибитора должны выполняться требования безопасности, установленные в «Правилах безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

При применении ингибитора необходимо выполнять правила охраны вод от загрязнения при бурении и добычи нефти и газа в соответствии с требованиями ГОСТ 17.1.3.12-86.


Транспортировка и хранение

Транспортирование и хранение ингибитора коррозии «Нефтехим» осуществляется в соответствии с ГОСТ 5010-84 и Правилами перевозок грузов на железнодорожном и автомобильном транспорте.

Ингибитор коррозии «Нефтехим» хранится в соответствии с ГОСТ 5010-84 на открытых площадках под навесом или в прохладном хорошо проветриваемом помещении вдали от нагревательных приборов.

Ингибитор коррозии «Нефтехим» поставляется в пластиковых и металлических евро-бочках по 200-225 кг, цистернах Ж/Д и автотранспортом.

Гарантийный срок хранения ингибитора коррозии «Нефтехим» в опломбированной таре завода-изготовителя – 12 месяцев со дня изготовления.

ufahimprom.ru

Состав ингибитора коррозии

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к составам ингибиторов коррозии, применяемым для предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования, эксплуатируемых в кислых и сероводородсодержащих средах. В состав ингибитора в качестве активного составляющего входят продукты взаимодействия карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов, поверхностно-активное вещество и растворитель. В качестве карбоновых кислот используют предельные и непредельные карбоновые кислоты С10-C20 и дополнительно в состав вводят керосин при следующем соотношении компонентов, мас.%: продукт взаимодействия карбоновой кислоты С10-C20 и ПЭПА 10-30, неионогенное поверхностно-активное вещество 1-10, керосин 5-15, растворитель - остальное. В зависимости от назначения ингибитора состав может содержать дополнительно до 20% высших аминов С

10-C18 как с прямой, так и с разветвленной углеродной цепью. Такая добавка, кроме перечисленных выше свойств ингибитора, придает ему высокую термическую устойчивость при высоких (до 350°С) и низких (до -65°С) температурах. Благодаря этому состав по изобретению может использоваться как при переработке и транспортировке нефтяного и природного газа при температуре до 250-300°С, так и при добыче и транспортировке нефти в условиях Западной Сибири и Крайнего Севера. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к ингибиторам коррозии, которые используются в нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам, используемым в качестве ингибиторов коррозии в минерализованных средах, содержащих кислые примеси - сероводород, хлористый водород, углекислый газ, меркаптаны. Коррозию в этих средах замедляют, вводят в них ингибиторы, содержащие в качестве активного составляющего специальные вещества. Так, известно использование состава, содержащего соли моно- и дифосфорнокислых эфиров C

10-C20 и воду [Авт. свид. СССР N 797266, кл. C 23 F 11/08, 1982], натриевые соли метилэндиковой или эндиковой кислот [Авт. свид. СССР N 1665029, кл. E 21 B 43/22, 1991].

Большой класс ингибиторов для борьбы с коррозией в нефте- и газодобывающей промышленности составляют ингибиторы на основе аминов. Так, используется ингибитор, включающий производное алкиламмония - хлоргидрат аминопарафинов, известный под маркой АНП-2 [Авт. свид. СССР 625315, кл. E 21 B 43/00, оп. 1979]. Известен состав ингибитора коррозии в сероводородсодержащих средах [Патент РФ 2061091, кл. C 23 F 11/00, оп. 27.05.96, Бюл. N 15], содержащий производное аминопарафинов, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель, а в качестве производного аминопарафинов - продукт взаимодействия 1 моль жирной кислоты с числом углеродных атомов C10-20 и 0,1 - 1,0 моль аминопарафина с числом углеродных атомов C8-20 при следующем соотношении компонентов, мас.%: продукт взаимодействия 1 моль жирной кислоты с числом углеродных атомов C10-20 и 0,1 - 1,0 моль аминопарафина с числом: углеродных атомов C8-20 - 10 - 50 неиногенное поверхностно-активное вещество - 10 - 30 растворитель - остальное В качестве жирной кислоты используют жирные талловые кислоты с числом углродных атомов C
18
или синтетические жирные кислоты фракций C10-13, C10-16, C17-20 или олеиновую кислоту. Аминопарафины с числом углеродных атомов C8-20 представляют собой фракции первичных аминов C8-18, C10-12, C10-13, C12-15, C10-16, C12-18, C17-20 нормального или изостроения. В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества могут быть использованы моноалкилфенол на основе -олефинов оксиэтилированный - неонол -12 или -14 и моноалкилфенол на основе тримеров пропилена - неонол АФ9-12, АФ9-10 или ОП-10, или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе высших жирных спиртов, например, синтанол АЛМ-10. Защитный эффект при дозировке 50 мг/л составляет 87 - 94%. Наиболее близким аналогом является состав ингибитора коррозии, разработанный для газопроводов [Патент РФ 2023754, кл. C 23 F 11/00, заяв. 15.07.91, оп. 30.11.94, Бюл. N 22]. Этот состав содержит продукт взаимодействия карбоновых кислот C
1
-C4 и полиэтиленполиаминов, поверхностно-активные вещества, растворитель и воду. Продукт взаимодействия карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов (ПЭПА) обрабатывают алкилбензолсульфокислотами и дополнительно вводят такие поверхностно-активные вещества, как сульфоэтоксилаты и алкилсульфаты натрия. Кроме того, этот состав содержит высшие жирные спирты, карбамид, бутанол и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: продукт взаимодействия карбоновых кислот C1-C4 и полиэтиленполиаминов - 1 - 8 сульфоэтоксилаты натрия - 10 - 40 алкилсульфаты натрия - 10 - 40 высшие жирные спирты - 1 - 8
карбамид - 5 - 35
бутанол - 2 - 10
вода - остальное
При применении этого ингибитора достигается защитный эффект до 90%. Содержание в этом составе термически неустойчивых соединений, таких, как карбамид (до 35%), сульфоэтоксилаты и алкилсульфаты натрия (в сумме до 80%), ограничивает применение такого состава и не позволяет применять его при переработке сопутствующих газов, где необходимо использование термически стабильных веществ, не разлагающихся при высокой (до 350oC) температуре. Кроме того, из-за содержания в нем воды этот состав не будет сохранять своих свойств при низких температурах, например, при применении в условиях Крайнего Севера. Установлено также, что для использования в минерализованных средах наиболее эффективны ингибиторы, на основе кислот, содержащих более высокомолекулярные алкильные радикалы, например C
10
-C20. Высокий защитный эффект ингибиторов обусловлен способностью состава образовывать устойчивые эмульсии в водно-минерализованных средах. Кроме того, к ингибиторам, используемым в нефтедобыче и газопереработке, предъявляются требования по морозо- и термостойкости, т.к. необходимо, чтобы они не теряли гомогенности при низких температурах и не осмолялись при высоких температурах. Задачей, стоящей перед разработчиками предлагаемого изобретения, была разработка состава ингибитора коррозии, способного образовывать устойчивые эмульсии в водно-минерализованных средах, характеризующегося низкой температурой замерзания, обеспечивающего высокий защитный эффект в сероводородсодержащих средах. Кроме того, такие ингибиторы должны не терять эффективности и оставаться гомогенными при низкой температуре окружающей среды (до -65oC), и быть стойкими (не разлагающимися) при высоких температурах (до + 350
o
C и выше). Сущность предлагаемого технического решения состоит в следующем:
- в отличие от известных составов, в качестве основного (действующего) компонента предлагаемого ингибитора коррозии по изобретению используют продукт взаимодействия (конденсации) жирных кислот C10-C20 и ПЭПА. Этот компонент может быть дополнен введением определенного количества высших насыщенных алкиламинов C10-C16 и вторалкилпервичных аминов C10-C20 (высших насыщенных аминов с аминогруппой у вторичного атома углерода). Для придания ингибитору способности образовывать устойчивые эмульсии в водно-минерализованных средах наряду с ПАВ в его состав вводят до 15% керосина, например, марки ТС-1, Т-1 и т.п. В качестве ПАВ применяются поверхностно-активные вещества неионогенного характера, например, оксиэтилированные алкилфенолы, моноалкилированные эфиры полиэтиленгликоля ОП-10 и т.п. - в количестве до 10%. В состав ингибитора вводятся также углеводородные растворители - толуол, сольвенты, нефрасы, спирты или спиртово-углеводородные смеси. В качестве исходных кислот для конденсации с ПЭПА используют высшие насыщенные (лауриновая, стеариновая и т.п.) или ненасыщенные кислоты (олеиновая, пальмитиновая), либо их смеси, либо кислоты, полученные из природного сырья (продукты переработки лесохимической, маслобойной, мясной промышленности), или из синтетического сырья (синтетические жирные кислоты фракций C10-C16, C16-C20 и т.п.). В качестве полиэтиленполиаминов используют как индивидуальные продукты - диэтилентетрамин (ДЭТА), триэтилентетрамин (ТЭТА), так и смеси полиэтиленполиаминов (ПЭПА). В зависимости от назначения ингибитора состав может содержать до 20% высших аминов C10-C20 как с прямой, так и с разветвленной углеродной цепью. Такая добавка, кроме перечисленных выше свойств ингибитора, придает ему высокую термическую устойчивость при высоких (до 350oC) температурах и гомогенность состава при низких (до -65oC) температурах. Благодаря этому состав по изобретению может использоваться как при переработке, так и при транспортировке нефтяного и природного сжиженных газов, связанной с компримированием и нагревом до температуры 250 - 350oC, так и при добыче и транспортировке нефти в условиях Западной Сибири и Крайнего Севера. Таким образом, состав ингибитора содержит, мас.%:
продукт взаимодействия карбоновой кислоты C10-C20 и ПЭПА - 10 - 30
неионогенное поверхностно-активное вещество - 1 - 10
керосин - 5 - 15
растворитель - остальное
Состав готовят следующим образом:
в реактор, снабженный мешалкой, загружают кислоту и ПЭПА в соотношении 1:1 - 2:1 (мольн.), нагревают до 150 - 250oC и перемешивают в течение 6 - 12 часов, отгоняя реакционную воду. Полученную смесь охлаждают при перемешивании до температуры окружающей среды, добавляют от 5 до 15 мас.% керосина и до 10 мас.% неонола. Затем растворяют эту смесь в органических растворителях (до 100 мас.%), например, в метаноле и/или углеводородных растворителях - толуоле, солвенте, нефрасе и т.п., или спиртово-углеводородных смесях. Примеры:
Составы ингибиторов коррозии по данному изобретению и их свойства приведены в таблице. Продукт А, используемый в примерах 1 - 3, получен при взаимодействии синтетических жирных кислот C10-C16 со смесью ТЭТА и ДЭТА. Примеры 4 - 6 - продукт Б. В качестве жирной кислоты используют жирные талловые кислоты C12-C20, второй исходный продукт - смесь ПЭПА, ТЭТА и ДЭТА. Примеры 7 и 8 - продукт А с добавлением высших алифатических аминов фракции C10-C16. Примеры 9 и 10 - продукт А и Б с добавлением высших аминов разветвленного строения (вторалкилпервичных аминов или АМП). Примеры 11 - 16 - продукт В и Г. В качестве жирной кислоты используют жирные таловые кислоты или синтетические жирные кислоты с числом углеродных атомов C10-C16 и C12-C20 с ПЭПА, ТЭТА и ДЭТА.


Формула изобретения

1. Состав ингибитора коррозии для защиты в кислых и сероводородсодержащих средах, содержащий продукт взаимодействия карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов, поверхностно-активное вещество и растворитель, отличающийся тем, что в качестве карбоновых кислот используют предельные и непредельные карбоновые кислоты С10 - С20 и дополнительно в состав вводят керосин при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Продукт взаимодействия карбоновой кислоты С10 - С20 и ПЭПА - 10 - 30
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1 - 10
Керосин - 5 - 15
Растворитель - Остальное
2. Состав ингибитора по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит до 20 мас.% первичных алкиламинов С10 - С20.

РИСУНКИ

Рисунок 1

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 27.04.2005        БИ: 12/2005

QB4A Регистрация лицензионного договора на использование изобретения

Лицензиар(ы): Закрытое Акционерное Общество "АМДОР"

Вид лицензии*: НИЛ

Лицензиат(ы): Общество с ограниченной ответственностью "УРАЛХИМПЛАСТ-АМДОР"

Договор № РД0035038 зарегистрирован 14.04.2008

Извещение опубликовано: 27.05.2008        БИ: 15/2008

* ИЛ - исключительная лицензия        НИЛ - неисключительная лицензия


findpatent.ru

Ингибиторы, как средство защиты оборудования и трубопроводов от коррозии в нефтегазовой промышленности

Борьба с коррозией в нефтедобывающей отрасли относится к числу важнейших задач, целью которой является не только обеспечение сохранности и долговечности металлических конструкций, но и предупреждение возможных негативных влияний на окружающую среду.

Сероводород, углекислота, кислород, вода – все это предопределяет агрессивную среду в процессе добычи и транспортировки углеводородов. Результатом негативного воздействия этих сред может стать частичное или полное повреждение коррозией оборудования и трубопроводов. К числу наиболее практичных и экономически выгодных способов защиты от коррозии относится применение ингибиторов.

Процесс добычи и транспортировки нефти и газа связан с перепадами температуры, при понижении которой происходит образование конденсата, состоящего из двух фаз. В плане коррозионной агрессивности водная фаза представляет собой особую опасность для оборудования и трубопроводов. При этом площадь соприкосновения с паровой фазой значительно больше.

Основными требованиями, предъявляемыми к ингибиторам, являются высокие защитные свойства и отсутствие негативного воздействия на технологические процессы.

Эксперименты показали, что в двухфазной среде «углеводород – электролит», содержащей менее 400 мг/л сероводорода, скорость протекания коррозии в паровой фазе равна или же больше, чем в водяной. Большую активность можно было наблюдать при кратковременном смачивании поверхности образца. Это объясняется образованием покрытия из коррозийных элементов, которые обладают слабой адгезией. Такой эффект можно наблюдать при транспортировке неосушенного газа, что определяет высокую степень угрозы для сохранности газопроводов. Еще один момент связан с ростом коррозионной агрессивности при увеличении степени кислотности среды. В таких средах присутствие сероводорода определяет усиление коррозионного воздействия. Кроме этого, проникающий в сталь водород имеет свойство снижать пластичность и разрушать металл. Именно поэтому немаловажное значение приобретает не только анализ коррозионной агрессивности, но и отслеживание присутствия водорода в металлических элементах.

Сегодня все чаще можно наблюдать значительные осложнения, с которыми сталкиваются при разработке новых месторождений: повышенные температуры, высокая концентрация сероводорода и другое.

Иногда нефтяные флюиды отличаются незначительным содержанием сероводорода или же полным его отсутствием. В этом случае целесообразность применения традиционных ингибиторов, которые применяются для сероводородных сред, снижается. В частности, это касается таких веществ, как Sepacorr-3375 и Катамин АБ. Последний чаще всего служит основой для производства ингибирующих составов.

Исследования двух десятков ингибиторов от различных производителей также подтверждают тот факт, что универсального средства, обладающего положительным воздействием вне зависимости от конкретных условий, не существует. Например, тот же Sepacorr-3375, несмотря на общую эффективность своего применения, не имеет высокой степени подавления коррозионного влияния при высокой минерализации.

Если продолжать вопрос минерализации флюида, то при значении этого показателя в 66 г/л, не нашлось ингибитора, способного оказать должный эффект. Результаты исследований говорят о том, что наибольшей эффективности в этом случае можно достичь с помощью смеси фосфононовой кислоты и растительного реагента. Ингибиторы с содержанием азота также приобрели определенную популярность за счет своей эффективности. Несмотря на то, что имеется определенный перечень ингибирующих средств, вопрос создания эффективного, качественного и недорого средства остается открытым.

В настоящее время все больший интерес в области применения ингибиторов вызывают так называемые летучие ингибиторы коррозии. Такое внимание вызвано тем, что эти вещества способны самостоятельно достигать требующих защиты металлических поверхностей. Обычные же ингибиторы требуют своевременного нанесения их на защищаемую поверхность.

Основная сложность связана с производством такого вещества, которое одинаково успешно справлялось бы с поставленной задачей, как в водной, так и в паровой фазах.

Следует отметить, что ингибирующие составы аминного типа имеют способность негативно влиять на технологию при подготовке и переработке углеводородов. Поэтому их применение частично ограниченно. В этом плане большей универсальностью обладают вещества на основе азота, которые синтезируются по реакции Шиффа. Их отличительными способностями являются хорошая адсорбция и эффективность при высокой минерализации. Ярким примером такого вещества является ИФХАН-62, который помимо хорошей адсорбционной способности обладает также и неплохой летучестью. Кроме того, этот ингибитор обладает способностью снижать содержание водорода в стали, поддерживая ее крепость и пластичность. Подобными характеристиками обладают также ИФХАН-63 и ИФХАН-64.

ИФХАН-62 к тому же отличается сохранением положительного действия после прекращения его ввода.

Еще одной сферой применения летучих ингибиторов коррозии является защита порожних участков трубопроводов и резервуаров. Такая необходимость возникает, например, в период их строительства. Главным источником опасности в таких конструкциях является конденсат воздушной массы, который имеет способность оседать на внутренних поверхностях во время перепадов температур. Хорошие способности при защите металлических сооружений в таких условиях показал летучий ингибитор коррозии ИФХАН-8. В лабораторных условиях при определенной концентрации этого ингибитора коррозия на испытуемом образце отсутствовала полностью. Эффективность этого средства доказана также в условиях раздельного введения ингибитора и растворителя – воды.

Обобщая вышесказанное, можно сделать следующие заключения:

  • Скорость коррозионного разрушения в двухфазной системе, несущей в себе сероводород отличается более высокими темпами в паровой фазе. А вот насыщение стали водородом происходит одинаково, как в той, так и другой фазах.
  • При высокой степени минерализации пластовых вод наибольшей эффективностью отличаются смеси ингибирующих составов, а не отдельные их компоненты.
  • Азометины, которые синтезированы по реакции Шиффа, способны не только снижать скорость коррозии в паровой фазе и наводороживание стали, но и сохранять свое действие после прекращения ввода ингибитора.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

1cert.ru

Ингибиторы в нефтяной и газовой промышленности

    Для предупреждения гидратообразования широко применяются ингибирование — подача в газовый поток различных веществ (ингибиторов), понижающих температуру гидратообразования (метанол, гликоли и др.) и осушка (дегидратация) газа, основанная на извлечении паров воды из газа жидкими и (или) твердыми поглотителями. В нефтяной и газовой промышленности используют различные методы и схемы ингибирования и осушки газа. [c.116]
    Из указанных типов ингибиторов коррозии широкое промышленное применение в нефтяной и газовой промышленности нашли марки ингибиторов, указанные в табл. 11.11. [c.99]

    Кроме того, для сравнения эффективности полученных соединений были исследованы также отечественные и импортные ингибиторы, применяемые в нефтяной и газовой промышленности ИФХАНГАЗ, НЕФТЕХИМ-3, ТРАВИС-В, КОРРЕКСИТ-7802, СК-378. [c.359]

    Наличие двух жидких фаз в коррозионных средах нефтяной и газовой промышленности обусловило возможность применения углеводородорастворимых и водорастворимых ингибиторов коррозии. [c.92]

    Широкое применение ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности объясняется тем, что на всех стадиях в процессе добычи, подготовки и транспортирования нефти, газа и воды — оборудование и соору- [c.88]

    Киченко Б. В. О негативных моментах в применении ингибиторов коррозии и других химических веществ на объектах нефтяной и газовой промышленности // ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды .— 1992.— № 6.— С. 1-9. [c.364]

    В нефтяной и газовой промышленности в настоящее время преимущественно применяют высокомолекулярные органические ингибиторы на основе алифатических и ароматических соединений (табл. 28), имеющих в своем составе атомы азота, серы и кислорода с кратными связями. [c.43]

    Предполагается, что в ближайшие годы будут прекращены производство ингибитора ИКАР-1 и поставка для нефтяной промышленности ингибиторов И-1-А и И-1-В [15]. А удовлетворение растущих потребностей нефтяной и газовой промышленности в соответствующих типах ингибиторов будет осуществляться за счет промышленного выпуска ингибиторов ИФХАНгаз-1, Тайга , И-К, И-Д, а также вновь разрабатываемых ингибиторов, наиболее полно отвечающих предъявляемым требованиям. [c.99]

    Некоторые проблемы, возникающие на объектах нефтяной и газовой промышленности вследствие использования методов и средств ингибиторной защиты, описаны в [181]. Обсуждаются, например, вопросы использования за рубежом ингибиторов в глубоких газоконденсатных скважинах с агрессивной НзЗ-и СОз Содержащей продукцией и указывается, что обеспечение эффективной ингибиторной защиты в этих условиях является сложной и отнюдь не всегда осуществимой научно-технической задачей. Предполагается, что последнее в значительной степени связано с растворимостью (диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах. Отмечается также, что иногда ингибитор, обеспечивая высокую защиту металла от коррозии в продукции одного пласта, является совершенно неэффективным в продукции другого. Такое поведение ингибиторов обусловлено степенью их совместимости с пластовыми водами ингибитор может хорошо растворяться (диспергироваться) [c.339]


    Высокомолекулярные органические ингибиторы, которые преимущественно применяют в настоящее время в нефтяной и газовой промышленности, относятся к соединениям, содержащим азот, серу или кислород, т. е. элементы, имеющие на внешней орбите неподеленные пары электронов и способные поэтому к активному донорно-акцепторному взаимодействию. Использование органических соединений, содержащих кратные (двойные и тройные) связи, обусловлено наличием я-связей, для которых характерна высокая поляризуемость и способность, к взаимодействию с металлом. [c.90]

    Учитывая эти и некоторые другие недостатки, к ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности наряду с общими требованиями высокой эффективности защиты (не менее 80%), экономической целесообразности их применения, нетоксичности, взрыво- и пожаробезопасности, стабильности сырьевой базы предъявляются специальные требования, связанные со спецификой этих отраслей промышленности. Ингибитор должен обладать высокими адсорбционными и десорб-ционными свойствами и не должен отрицательно влиять на продуктивность скважин при закачке его в пласт. Ингибитор не должен ухудшать антигидратных свойств метанола и осушающих свойств гликолей или тормозить процесс разделения эмульсий. [c.96]

    Учитывая эти недостатки и некоторые другие особенности, к ингибиторам коррозии для нефтяной и газовой промышленности наряду с общими требованиями высокой эффективностью защитного действия, экономической целесообразностью применения, нетоксичностью, взрыво- и пожаробезопасностью, стабильностью сырьевой базы — предъявляются специальные требования, связанные с особенностями технологических процессов добычи, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа. [c.184]

    Широкое применение ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности объясняется тем, что в процессе добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды оборудование и сооружения, изготовленные в основном из конструкционных углеродистых сталей, эксплуатируются в условиях агрессивных коррозионных сред. [c.42]

    Учитывая широкое использование ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности, необходимо выбирать такие ингибиторы, чтобы введение их в коррозионную среду не приводило к ухудшению технологических условий основного процесса, охраны труда и окружающей среды. [c.49]

    В последнее время в качестве ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленностях применяют органические вещества сложной структуры, преимущественно амины и гетероциклические азотсодержащие основания, производные тиомочевины, сульфиды и альдегиды. Как известно, многие из этих веществ относятся к ряду типичных поверхностно активных веществ (ПАВ) с асимметричной молекулярной структурой из полярных и неполярных групп интенсивно адсорбирующихся на поверхности твердых тел. [c.115]

    Учитывая эти и некоторые другие недостатки, к ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности наряду с общими требованиями высокой эффективности защиты (не менее 80 %), экономической целесообразности их применения, нетоксичности, взрыво- и пожаробезопасности, стабильности сырьевой базы, предъявляются специальные требования, связанные со спецификой этих отраслей промышленности. [c.50]

    Ингибиторы коррозии различного типа находят все более широкое применение в нефтяной и газовой промышленности [1-5,136-149]. Их используют для борьбы с сероводородной коррозией оборудования и коммуникаций при добыче и транспортировке нефти и газа, п

www.chem21.info

Реагенты для нефтяной промышленности UPSTREAM

Термин «Upstream» обозначает непосредственно разведку и добычу газа и нефти, внутрипромысловую транспортировку, первичную подготовку нефти и все остальные сопутствующие данному процессу виды деятельности (переработка (подготовка) углеводородов и т.д.).

Добыча нефти одна из самых обширных и быстроразвивающихся отраслей промышленности в России. Это та область, на которой держится вся химическая промышленность. Поэтому так важно внедрять инновации именно в этом направлении, реагенты для нефтедобывающей промышленности, позволяющие повысить эксплуатационные характеристики

Компания «Альфахимпром» предлагает с помощью наших специалистов подобрать Вам необходимые реагенты в соответствии с вашими запросами и с условиями проведения процесса


Буровые добавки

Смазывающие и противоприхватные добавки к буровым растворам DIREX L801-812 используются для улучшения смазочных свойств бурового раствора в целях снижения расхода нефти на его обработку и увеличение срока службы бурового оборудования, а также для предотвращения искажений газового каротажа. Применяются при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также в технологиях интенсификации добычи нефти. Применение данных присадок позволяет увеличить механическую скорость бурения, ликвидировать прихваты бурового инструмента и отказаться от использования нефти в качестве смазывающей.


Эмульгаторы и деэмульгаторы

Композиции поверхностно-активных веществ в органических растворителях, подобранные для достижения высокоэффективного разделения вода-нефть при добыче обводненной углеводородной продукции. Предназначены для подготовки (обезвоживания и обессоливания) высоковязкой, смолистой нефти и применяются в системах сбора и на установках подготовки нефти. Обеспечивает глубокое обезвоживание в широком интервале температур.

Эмульгатор НЕФТЕДАР Е801 (DIREX E801) применяется для приготовления инвертных эмульсионных растворов для бурения, глушения скважин, а также для работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Деэмульгаторы НЕФТЕДАР Д801 (DIREX DEMI801) — проявляют исключительно высокую эффективность в условиях широкого разнообразия условий добычи, свойств обводненной продукции и аппаратного оформления процесса добычи. Обеспечивают низкое содержание нефтепродуктов в отделяемой воде


Гидрофобизаторы

Используются для понижения смачивания водой поверхности породы (водоотталкивания) при обработке призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, также находят применение для обработки растворов глушения и буровых растворов при первичном вскрытии продуктивных пластов. Такие продукты нашей компании, как Нефтедар ГФ801 (DIREX HP801) способствуют повышению интенсификации нефтедобычи из скважин в неоднородных пластах, эффективному удалению связанной воды из пластов и гидрофобизации поровой поверхности.


Моющие реагенты

Для дополнительной отмывки нефти в пласте и разрушения стойких водонефтяных эмульсий в ПЗП широко используются НЕФТЕДАР ПАВ Н801 (DIREX NI801), представляющий собой композиционную смесь неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), растворителя и воды, НЕФТЕДАР ПАВ А801 (DIREX AI801) на основе анионных ПАВ и НЕФТЕДАР ПАВ К801 (DIREX KI801). Предназначены для использования в процессах интенсификации нефтедобычи для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, а также как улучшающая добавка в сшитые полимерные составы, применяемые для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности на участках воздействия. Обладают высокими моющими свойствами и используются индивидуально и в составе кислотных композиций.


Ингибиторы коррозии

Ингибиторы коррозии позволяют затормозить процесс разрушения металла, протекающий в результате электрохимического процесса, протекающего на границе с окружающей средой. Ингибиторы коррозии НЕФТЕДАР И801 (DIREX I801) эффективно защищают скважины, трубопроводы систем нефтесбора и водоводов от кислородной коррозии. Высокоэффективные нефтерастворимые/вододиспергируемые ингибиторы коррозии для защиты скважин, трубопроводов систем нефтесбора и водоводов. Эффективны при использовании как в углекислой, так и в сероводородной коррозионной средах, обеспечивают хорошую защиту от кислородной коррозии в водоводах. Наиболее эффективны при обработке высокообводненных систем, особенно с преобладанием ламинарного режима течения


Ингибиторы солеотложений

Практически для всех промышленных предприятий (нефтедобывающих, энергетических, металлургических и пр.) весьма актуальны проблемы образования солеотложений в металлических трубопроводах и на поверхностях иных технологических конструкций, соприкасающихся с водой, а также их естественная коррозия. Высокоэффективный экономичный ингибитор солеотложений НЕФТЕДАР ИС801 (DIREX S801) рекомендуется использовать для стабилизации минерализованных водных и водно-нефтяных сред и для эффективной защиты глубинного и наземного нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция. Реагент обладает высокой эффективностью предотвращения солевых отложений в средах с различной степенью минерализации при дозировках (15-30 г) на тонну пластовой воды. Продукт имеет низкую скорость коррозии по отношению к нефтепромысловому оборудованию, технологичен при использовании по любому из известных способов применения в широком интервале температур от минус 500°С до плюс 450°С.


Ингибиторы АСПО

Добыча нефти (как, впрочем, и ее сбор, подготовка и транспортировка) бывает осложнена образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), которые накапливаются на внутренней поверхности трубопровода, вызывая постепенное снижение отборов нефти и нередко становясь причиной поломок на скважинах и насосных установках. Ингибиторы АСПО серии НЕФТЕДАР К801 (марки А1-А5) позволяют эффективно бороться с АСПО, откладывающимися в НКТ. Реагенты представляют собой композицию поверхностно-активных веществ в растворителе, обеспечивающую ингибирование и диспергирование парафино-отложений в нефтепромысловом оборудовании. Не содержит соединений тяжелых металлов или других веществ, негативно влияющих на катализаторы, используемые в нефтепереработке


Бактерициды

Высокоэффективное бактерицидное (биоцидное) средство НЕФТЕДАР Б801-803 (DIREX B801-803) представляет собой жидкую, полностью растворимую в воде композицию на основе альдегидов и других высокоэффективных агентов. Быстро и эффективно действует против широкого спектра бактерий, включая анаэробные, такие как сульфатвосстанавливающие бактерии, и аэробные, такие как псевдомонады. Рекомендуется для обработки пластовой воды в процессе добычи нефти, применяется для уничтожения микроорганизмов, вызывающих микробиологическую коррозию в нефтедобывающей промышленности.


Пеногасители

Пеногаситель на основе полиметилсилоксана НЕФТЕДАР Ф802 (DIREX F802) имеет широкий спектр применения, представляет собой химически инертную и коррозионностойкую жидкость, обладающую гидрофобными свойствами. Малые количества жидкости эффективно подавляют пену во многих процессах (2-10 г/т).


Водоочистители

НЕФТЕДАР ВО801 применяется для очистки попутно-добываемой воды от нефтепродуктов в системах добычи и подготовки нефти и системах ППД. Дозировка водоочистителей в количествах 2-10 г/т позволяет получить воду с низким содержанием нефтепродуктов (40 мг/л и ниже).


Нейтрализаторы сероводорода

Бактерициды-нейтрализаторы сероводорода предназначены для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих микробиологическую коррозию нефтепромыслового оборудования, могут применяться в системах сбора и подготовки нефти, системах поддержания пластового давления.

Нейтрализаторы сероводорода и меркаптанов НЕФТЕДАР ПС801-802 (DIREX N801-802) применяются с целью удаления (нейтрализации) сероводорода и других серосодержащих соединений в нефти, газовом конденсате, мазуте и светлых дистиллятах. Реагенты не оказывают отрицательного воздействия на процесс подготовки нефти, качество товарной нефти; не содержат хлорорганических соединений Защитный эффект при дозировке 30 г/м3 жидкости составляет 60-70%.


Ингибиторы гидратообразования

Ингибитор гидратообразования НЕФТЕДАР ИГ801 (DIREX H801) (удалитель гидратов) представляет собой морозостойкую композицию на основе низкомолекулярных спиртов. При постоянной дозировке препятствует образованию (или удаляет образовавшиеся) гидратные пробки в системах добычи, сбора, подготовки и транспортировке газа и нефтепромысловых жидкостей с высоким газовым фактором


Депрессоры

Депрессоры НЕФТЕДАР ДП801-804 (DIREX G801-804) – это комплексные смеси модифицированных сополимеров, разработанные для понижения температуры текучести нефтепродуктов, для снижения температуры застывания мазутов, высокопарафинистых, высокозастывающих нефтей, а также для снижения вязкости нефтей при добыче и транспортировании по трубопроводам.


Поглотители кислорода

Поглотители кислорода применяются непосредственно на технологических участках, связанных с высоким риском попадания кислорода в пластовую воду. Поглотитель кислорода НЕФТЕДАР О801 (DIREX OX801) используется для связывания растворенного кислорода в котловой и питательной воде (химическая деаэрация) с целью обеспечения антикоррозионных свойств металлических поверхностей энергетического оборудования. Применение реагента позволяет предотвратить кислородную коррозию стали, резко уменьшить образование отложений в трубопроводах систем нефтедобычи и подготовки нефти, системах ППД.


Кислотные композиции

DIREX AC – это кислотная смесь на основе соляной кислоты и добавок, которая позволяет контролируемо растворять карбонатные включения, что приводит к увеличению как проницаемости коллектора, так и радиуса обработки. Хорошо разрушает стойкие водонефтяные эмульсии в призабойной зоне. Применение кислотной композиции для обработки призабойной области пласта скважины повышает её фильтрационные характеристики, и, следовательно, производительность.


alphachem.ru

БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Коррозия – это разрушение металлов и некоторых других твердых тел, вызываемое химическими и электрохимическими процессами; результат этих процессов. При этом происходит потеря эксплуатационных свойств оборудования и агрегатов. Обычно под коррозией понимается разрушение металлов, хотя это не совсем правильно, так как понятие коррозия применимо и неметаллам, но тем не менее механизмы образования коррозии будут различны. Как и любая химическая реакция, скорость коррозии будет сильно зависеть от температуры.

В настоящий момент ущерб от коррозии наносит значительный экономический ущерб предприятиям. В нефтяной промышленности  это особенно важно, поскольку применяется дорогостоящее оборудование, а также включаются экономические затраты в результате простоя оборудования при замене деталей, нарушении технологических процессов, утечек нефти.

Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации. В связи с этим повышается число отказов добывающих скважин.

Становятся необходимыми исследования коррозии, а также методы борьбы с ней. Существуют факторы, усиливающие ее влияние, одними из таких факторов являются: коррозионная усталость (при циклических нагрузках), «фреттинг-коррозия» (осложнение трением деталей, в результате чего скорость коррозии увеличивается), биокоррозия (воздействие жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий), кавитация (схлопывание пузырьков газа при перепадах давлений) [1].

Один из наиболее опасных  факторов – это содержание сероводорода. В добываемой продукции зачастую содержится сероводород, выделение которого опасно, как для обслуживающего персонала, так и для оборудования, поскольку усиливается влияние коррозионной среды. В присутствии такой среды, образуются оксиды железа, которые скапливаются около соединительных муфт на внешней стенке НКТ, вследствие чего образуются сквозные отверстия [2]. Среди различных методов борьбы с содержанием сероводорода выделяют применение химических реагентов–нейтрализаторов сероводорода (ФЛЭК-ПС-629, СНПХ-1517А). Механизм применения состоит во взаимодействии реагента с сероводородом, что приводит к образованию стабильных и малоактивных химических соединений. По результатам исследований на Ярактинском месторождении выявлено, что применение ФЛЭК-ПС-629 наиболее эффективно. К тому же, как выяснилось, реагент не только нейтрализует сероводород, но и снижает активность бактерий и микроорганизмов (удалось предотвратить рост и развитие СВБ) [3].

Биокоррозия - это неотъемлимый спутник нефтегазопромышленности. Около 80 % коррозионных повреждений НГПО обусловлено жизнедеятельностью микробиоты [4]. Бактерии цикла серы (тионовые и сульфатредуцирующие) ускоряют подземную коррозию оборудования и нефтепроводов. Биокоррозийную агрессивность грунта устанавливают по наличию сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), повышающих агрессивность грунта, из-за продуцирования сероводорода (Н2S), тионовых бактерий, понижающих водородный показатель (рН) грунта за счет вырабатывания серной кислоты [4]. Образование серной кислоты и возникновение липидов являются фактором, который усиливает коррозинную активность. Решая данную проблемы, был разработан реагент ФЛЭК-ИК-200Б. Опыт применение ФЛЭК-ИК-200Б на Ярактинском месторождении позволило не только подавить жизнедеятельность микроорганизмов, но и предотвратить коррозию НГПО [5].

Известны способы обнаружения коррозии. Компания Cormon производит датчики марки Cormon Band для обнаружения питтингов, Cormon Duo для исследования эрозии и коррозии.

Такие приборы позволяют своевременно применить необходимые операции, сделать выводы об эффективности применения методов защиты от коррозии, прежде чем проявятся проблемы.

Технология мониторинга состоит в том, что при коррозии из металла выделяются ионы, а на поверхности образуется избыток электронов, что приводит к возникновению тока коррозии. Датчик использует полученные токи и интерпретирует в виде сигналов.

На сегодняшний день существует множество методов борьбы с коррозией. Среди них пользуются популярностью: создание рациональных покрытий, покрытие изделий защитными коррозионно-стойкими металлами (хромирование, цинкование), покраска металлических изделий красками и лаками, легирование металла, использование специальных материалов для создания оборудования, не испытывающее влияние коррозии или испытывающее в меньшей мере, электрохимическая защита(защита путем присоединения к оборудования металла-анода, который будет впоследствии коррозировать), изменение свойств коррозионной среды.

«Покачевнефтегаз» закупает ПЭД в коррозионно-стойком исполнении. Средняя стоимость таких электродвигателей, как правило, выше на 15-17 %, но число отказов сокращается [6].

Защитное покрытие корпуса с различными адгезионными и когезионными характеристиками. Средняя стоимость такого покрытия составляет около 30% от покупки нового ПЭД стандартного исполнения.

Установка погружных протекторов. Механизм действия протекторов (сплав Ац5Мг5) состоит в создании гальванической пары «ПЭД-протектор», в которой ПЭД является катодом. Ток проходит от протектора через скважинную жидкость до ПЭД, в результате чего коррозионные процессы на электродвигателе снижаются.

Применение ингибиторов коррозии. При проведении работ по обработке призабойных зон зачастую применяют химические и термохимические методы. Такие обработки связаны с взаимодействием оборудования с агрессивной средой, поэтому становится необходимым добавлять ингибиторы коррозии с целью снижения повреждений. Это является самым распространенным методом защиты, хотя является достаточно дорогостоящей операцией. Наиболее популярными реагентами являются: уротропин, катапин-А, марвелан-К, И-1-А, В-2, ВИКОР-1А.

Внедрение стеклопластиковых НКТ. Применение ингибиторов хоть и продлевает срок службы оборудования, однако проблема защиты от коррозии остается открытой. В последнее время пользуются популярностью стеклопластиковые трубы (СПТ). В связи с ростом  цен в металлургии, стоимость СПТ приближается к стоимости НКТ в антикоррозионном исполнении. Интерес нефтяных компаний к стеклопластиковым НКТ исходит от их эксплуатационных преимуществ: независимость от коррозии, меньшая масса изделий, гладкая поверхность стенок, что препятствует образованию АСПО, низкая электро- и теплопровоность, длительный срок службы. В настоящее время более 120 скважин оборудовано СПНКТ, однако такие трубы не полностью адаптированы к работе со стандартным инструментом (проблемы с резьбой при спуско-подъемных операциях) [7].

Применение СПНКТ позволило бы повысить МРП добывающих скважин, снизить отказы НКТ по коррозии, что привело к уменьшению потерь нефти.

Нефтегазовое дело – одно из ведущих направлений любой страны, обладающей геологическими запасами, да и всего мира в целом. Вся промышленность держится на добыче углеводородов. На сегодняшний день коррозия - одна из самых острых проблем нефтедобывающей промышленности. Она способствует разрушению труб и приведению их в непригодное состояние. Следствиями этого процесса являются экономические убытки нефтяных компаний, поскольку все нефтегазопромысловое оборудование является дорогостоящим, а как известно, «необходимо добыть много и как можно дешевле», поэтому встает вопрос, как защитить оборудование от негативных последствий.

 

Список литературы:

  1. Федосова Н.Л. Антикоррозионная защита металлов. – Иваново, 2009. – 187 с.
  2. Тюсенков А.С., Черепашкин С.Е. Причины коррозии насосно-компрессорных труб нефтепромыслов и технологическое повышение их долговечности // Наукоемкие технологии в машиностроении – 2016. - №6. – с.11-16.
  3. Комплексный подход к решению проблем коррозии промысловых трубопроводов в ООО «РОСНЕФТЬ-Юганскнефтегаз» с использованием ингибитора коррозии – бактерицида СНПХ-1004/С.Е. Здольник, О.М. Рожко, В.В. Филиппов (и др.)//Территория Нефтегаз.-2007.-№6 – С.62-65.
  4. Саматов Р.Р. Осторожно, биокоррозия! Риски, мифы и решения // Нефть.Газ.Новации. – 2013. - №10. – с.51-57.
  5. Биозараженность нефтяных месторождений / / В.Н. Глущенко, С.А.Зеленая, М.Ц. Зеленый, О.А. Пташко. – Уфа: Белая река, 2012. -680 с.
  6. Клыков В.Ю. Методы борьбы с коррозией ГНО в НГДУ «Воткинск» ОАО «Удмуртнефть» // Инженерная практика – 2010. - №6. – с. 88-93
  7. Малыхина Л.В., Мутин И.И., Сахабутдинов К.Г. Опыт применения стеклопластиковых труб в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство, №4, 2009 г., С.99

sibac.info

летучие ингибиторы коррозии и пав ингибитора

Согласно стандарту ISO 8044-1986 ингибиторами коррозии (ИК) называют химические соединения, которые, присутствуя в коррозионной системе в достаточной концентрации, уменьшают скорость коррозии без значительного изменения концентрации любого коррозионного реагента. Ингибиторами коррозии могут быть и композиции химических соединений. Содержание ингибиторов в коррозионной среде должно быть небольшим.

Эффективность ингибиторов коррозии металлов оценивается степенью защиты Z (в %) и коэффициентом торможения Υ (ингибиторный эффект) и определяется по формулам:

где К1 и K2 [г/(м2•ч)] — скорость растворения металла в среде без ингибитора и с ингибитором соответственно; i1 и i2 [А/см2] — плотность тока коррозии металла в среде без ингибитора и с ингибитором коррозии соответственно. При полной защите коэффициент Z равен 100 %.
Коэффициент торможения показывает во сколько раз уменьшается скорость коррозии в результате действия ингибитора:

Z и Υ связаны между собой:

Ингибиторы коррозии металлов подразделяются:
• по механизму своего действия — на катодные, анодные и смешанные;
• по химической природе — на неорганические, органические и летучие;
• по сфере своего влияния — в кислой, щелочной и нейтральной среде.

Действие ингибиторов коррозии обусловлено изменением состояния поверхности металла вследствие адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений. Защитные слои, создаваемые ингибиторами коррозии, всегда тоньше наносимых покрытий. Ингибиторы коррозии металла могут действовать двумя путями: уменьшать площадь активной поверхности или изменять энергию активации коррозионного процесса.

Катодные и анодные ингибиторы замедляют соответствующие электродные реакции, смешанные ингибиторы изменяют скорость обеих реакций. Адсорбция и формирование на металле защитных слоев обусловлены зарядом частиц ингибитора и способностью образовывать с поверхностью химические связи.
Катодные ингибиторы коррозии замедляют катодные реакции или активное растворение металла. Для предотвращения локальной коррозии более эффективны анионные ингибиторы. Часто для лучшей защиты металлов от коррозии используют композиции ингибиторов с различными добавками.
При этом может наблюдаться:
• аддитивное действие, когда ингибирующий эффект отдельных составляющих смеси суммируется;
• антагонизм, когда присутствие одного из компонентов ослабляет ингибирующее действие другого компонента;
• синергизм, когда компоненты композиции усиливают ингибирующее действие друг друга.

Неорганические ингибиторы коррозии металлов. Способностью замедлять коррозию металла в агрессивных средах обладают многие неорганические вещества. Ингибирующее действие этих соединений обуславливается присутствием в них катионов (Са2+, Zn2+, Ni2+ , As3+, Bi3+, Sb3+) или анионов (CrO2-4, Cr202-7, NO-2, SiO2-3, PO3-4).

Экранирующие катодные ингибиторы коррозии — это соединения, которые образуют на микрокатодах нерастворимые соединения, отлагающиеся в виде изолирующего защитного слоя. Для железа в водной среде такими соединениями могут быть ZnSO4, ZnCl2, а чаще Са(НС03)2.
Бикарбонат кальция Са(НС03)2 — самый дешевый катодный экранирующий ингибитор, применяемый для стали в системах водоснабжения. Бикарбонат кальция в подщелоченной среде образует нерастворимые соединения СаСОз, осаждающиеся на поверхности, изолируя ее от электролита.

Анодные неорганические ингибиторы коррозии образуют на поверхности металла тонкие (~ 0,01 мкм) пленки, которые тормозят переход металла в раствор. К группе анодных замедлителей коррозии относятся химические соединения — пленкообразователи и окислители, часто называемые пассиваторами.
Катодно-анодные неорганические ингибиторы, например KJ, КВr в растворах кислот, тормозят в равной степени анодный и катодный процессы за счет образования на поверхности металла хемосорбционного слоя.
Пленкообразующие ингибиторы защищают металл, создавая на его поверхности фазовые или адсорбционные пленки. В их число входят NaOH, Na2C03 и фосфаты. Наибольшее распространение получили фосфаты, которые широко используют для защиты железа и стали в системе хозяйственных и коммунальных стоков.
В присутствии фосфатов на поверхности железа образуется защитная пленка. Она состоит из гидроксида железа, уплотненного фосфатом железа. Для большего защитного эффекта фосфаты часто используются в смеси с полифосфатами.
Пассиваторы тормозят анодную реакцию растворения металла благодаря образованию на его поверхности оксидов. Эта реакция может протекать только на металлах, склонных к пассивации.
Пассиваторы являются хорошими, но опасными ингибиторами коррозии металлов. При неверно выбранной концентрации, в присутствие ионов Сl- или при несоответствующей кислотности среды, они могут ускорить коррозию металла, и в частности вызвать очень опасные точечные коррозионные процессы.

Хроматы и бихроматы натрия и калия используются как ингибиторы коррозии железа, оцинкованной стали, меди, латуни и алюминия в промышленных водных системах.
Нитриты применяются в качестве ингибиторов коррозии многих металлов (кроме цинка и меди) при рН более 5. Они дешевы и эффективны в случае присутствия ржавчины.
Защитное действие нитритов состоит в образовании поверхностной оксидной пленки. Оксидная пленка состоит из 25 % Cr203 и 75 % Fe203 .

Силикаты относятся к ингибиторам коррозии смешанного действия, уменьшая скорости как катодной, так и анодной реакций. Действие силикатов состоит в нейтрализации растворенного в воде углекислого газа и в образовании защитной пленки на поверхности металла.

Пленка не имеет постоянного состава. По структуре она напоминает гель кремневой кислоты, в которой адсорбируются соединения железа и соли жесткости. Ее толщина обычно равна около 0,002 мм.

Полифосфаты — растворимые в воде соединения метафосфатов общей формулы (МеР03)n. Защитное действие полифосфатов состоит в образовании непроницаемой защитной пленки на поверхности металла. В водных растворах происходит медленный гидролиз полифосфатов, в результате образуются ортофосфаты. В присутствии Са2+ и Fe3+ на поверхности образуется непроницаемая защитная пленка.

Наибольшее распространение в промышленности получил гексаметафосфат натрия. Фосфаты и полифосфаты находят применение в качестве замедлителей коррозии стали в воде и холодильных рассолах. Большой эффект достигается при совместном использовании фосфатов и хроматов.

Органические ингибиторы коррозии. Многие органические соединения способны замедлить коррозию металла. Органические соединения — это ингибиторы смешанного действия, т.е. они воздействуют на скорость как катодной, так и анодной реакций.

Органические ингибиторы коррозии металлов адсорбируются только на поверхности металла. Продукты коррозии их не адсорбируют. Поэтому эти ингибиторы применяют при кислотном травлении металлов для очистки последних от ржавчины, окалины, накипи. Органическими ингибиторами чаще всего бывают алифатические и ароматические соединения, имеющие в своем составе атомы азота, серы и кислорода.
Амины применяют как ингибиторы коррозии железа в кислотах и водных средах.

Тиолы (меркаптаны), а также органические сульфиды и дисульфиды проявляют более сильное ингибирующее действие по сравнению с аминами. Основные представители этого класса — тиомочевина, бензотриазол, алифатические меркаптаны, дибензилсульфоксид.
Органические кислоты и их соли применяют как ингибиторы коррозии железа в кислотах, маслах и электролитах, а также как ингибиторы процесса наводороживания. Наличие в органических кислотах амино- и гидроксильных групп улучшает из защитные свойства.

В спиртовых растворах, особенно многоосновных (этиленгликоль, пропиленгликоль), применяемых в системах охлаждения эффективным ингибитором коррозии является КПГ-ПК.

Необычайно широко применение ингибиторов в промышленности.
В щелочных средах ингибиторы используются при обработке амфотерных металлов, защите выпарного оборудования, в моющих составах, для уменьшения саморазряда щелочных источников тока.
В последние годы появились новые смесевые ингибиторы коррозии для защиты стальной арматуры в железобетоне. Эти соединения — лигносульфонаты, таннины, аминоспирты — способны образовывать с катионами железа труднорастворимые комплексы. Среди них особое внимание заслуживают таннины, благодаря их положительному влиянию на бетон и способности взаимодействовать с прокорродировавшей сталью. Новый класс ингибиторов — это мигрирующие ингибиторы коррозии металла. Они обладают способностью диффундировать через слой бетона и адсорбироваться на поверхности стальной арматуры, замедляя ее коррозию.

Из ингибиторов для нейтральных сред следует выделить группу ингибиторов коррозии для систем охлаждения и водоснабжения. Видное место здесь занимают полифосфаты, поликарбоксильные аминокислоты, так называемые комплексоны — ЭДТА, НТА и др.; и их фосфорсодержащие аналоги—ОЭДФ, НТФ, ФБТК. Комплексоны защищают металлы только в жестких водах, где они образуют соединения с катионами Са2+ и Mg2+.

В водооборотных системах хорошие результаты получены с ингибиторами СП-В. Они надежно защищают системы, состоящие из различных конструкционных материалов (Fe, Сu, Аl, и их сплавы).

Летучие ингибиторы являются современным средством защиты от атмосферной коррозии металлических полуфабрикатов и готовых изделий на время их хранения и транспортировки. Принцип действия летучих ингибиторов коррозии  заключается в образовании паров, которые диффундируют через слой воздуха к поверхности металла, и защищают ее. Летучие ингибиторы коррозии раньше использовались преимущественно для защиты от коррозии военной техники и энергетического оборудования. В последние годы к известным летучим ингибиторам НДА, КЦА, Г-2, ИФХАН-100, ВНХЛ-49 добавился ряд новых —  СП-В, КПГ-ПК. Установлена способность лучших летучих ингибиторов защищать металл от коррозии длительное время (более 3-х месяцев) даже после удаления их из упаковочного пространства — эффект последействия.

За более подробной информацией по ингибиторам коррозии обращайтесь по тел. (495) 966-08-09, ООО "Спектропласт", www.splast.ru

ingibitory.ru

Отправить ответ

avatar
  Подписаться  
Уведомление о