Ингибиторы коррозии в нефтедобыче: Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

alexxlab | 04.05.1972 | 0 | Разное

Содержание

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Для чего нужны ингибиторы коррозии в нефтедобыче?

Исполнительный директор Российского союза химиков Игорь Кукушкин в своем докладе сообщил, что в отечественной промышленности, связанной с добычей и переработкой нефтяного сырья, коррозионный износ вдвое больше, чем в западных странах.

Добыча и транспортировка нефти, используемой в нефтепереработке, в которой присутствуют примеси воды, сернистых соединений и углекислого газа, приводит к возникновению коррозии труб и применяемого оборудования. Для защиты от такого вредного воздействия применяют разного рода защитные покрытия (металлические и неметаллические), средства электрохимической защиты, а также ингибиторы коррозии.

Загрузка …

Общие понятия

Способность металлических изделий к сопротивлению воздействия агрессивных сред – это коррозионная стойкость металла или его химическое сопротивление.

Подвергающийся такому воздействию металл называется корродирующим, в вызывающая эти воздействия среда называется коррозионной.

Такое воздействие изменяет свойства металла, что, как правило, приводит к ухудшению его качественных и рабочих характеристик. Химические соединения, которые образуются как результат таких реакций, называются продукты коррозии.

Они могут проявляться на поверхностях в виде ржавчины, окалины или оксидной пленки. Вид разрушения зависит от уровня адгезии таких продуктов с поверхностью. К примеру, ржавчина на железных сплавах приводит к образованию рыхлого слоя, а разрушение проникает вглубь металла, вызывая образование сквозных свищей. При окислении алюминиевых сплавов, наоборот, на их поверхности образуется сплошная плотная оксидная пленка, предохраняющая от дальнейшего разрушения.

Коррозия – это физико-химический процесс, и его закономерности согласуются с общими термодинамическими законами и законами кинетики гетерогенных систем. Факторы таких реакций бывают внешними и внутренними.

Внутренние факторы определяют вид и скорость коррозионных процессов в зависимости от природы самого разрушаемого сплава (его структуры, состава и так далее).

Внешние характеризуют влияние состава агрессивной среды и условий, в которых эти процессы протекают (давление, температура и так далее).

Такие разрушительные реакции классифицируются следующим критериям:

механизм взаимодействия внешней среды и разрушаемой поверхности;
вид агрессивной среды;
условия протекания;
характер вызываемых разрушений;
виды дополнительных внешних воздействий, которые влияют на металл помимо самой агрессивной среды.

Виды коррозии

Различают химический и электрохимический вид коррозии.

Химическая коррозия представляет собой взаимодействие агрессивной среды и поверхности, в течение которого окисление и восстановление окислительного продукта среды проходят одновременно (в одном акте реакции). Пространственно продукты такого взаимодействия – не разделены.

Электрохимическая \является взаимодействием агрессивной среды (электролитного раствора) и металлической поверхности, в ходе которого ионизация атомов этой поверхности и восстановление окислительной части агрессивной среды происходят не в одном акте, а скорости этих процессов находятся в зависимости от потенциала электродов.

По такому критерию, как вид агрессивной среды, а также условия, при которых протекает разрушение, коррозию разделяют на:

газовую – это химический тип разрушения, происходящей в газовой среде с минимальным содержанием влаги (не больше 0,1 процента) или при больших значениях температуры;
атмосферную – происходит в воздушной атмосфере или в условиях любых влажных газов;
подземную – разрушение в грунтах и почвах;
биологическую – протекает под воздействием живых микроорганизмов;
контактную – вызывается контактом металлов, которые имеют разные потенциалы в условиях данного электролита;
радиационную – вызывается радиоактивным излученияем;
коррозию внешнего и блуждающего токов : первая возникает вследствие воздействия тока, полученного металлом от внешнего источника; вторая – вызывается блуждающим током;
коррозию, возникающую под напряжением – для этого вида характерно одновременное воздействие на металл агрессивной среды и механического напряжения.
кавитацию – разрушение происходит я вследствие одновременного коррозионного и ударного воздействия со стороны внешней среды;
фреттинговую – возникает при одновременном воздействии агрессивной среды и вибрации.

Сплошная коррозия охватывает всю металлическую поверхность. Она бывает равномерной и неравномерной. В первом случае скорость процесса для всей поверхности одинакова, во втором – нет.

Избирательная разрушает либо один компонент металлического сплава, либо одну составляющую его структуры (например, графитизация чугуна или обесцинкование латуни).

Локальная или местная, как видно из названия, поражает отдельные участки поверхности. Проявляется либо как отдельные пятна, либо как разрушения в виде раковины, либо как точки (по-другому – питтинги). Первое проявление локального разрушения в поверхность углублено не сильно, второе и третье – достаточно глубоко.

Двойное действие ингибитора коррозии

Типы ингибиторов коррозии

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче являются самым технологичным и эффективным способом борьбы с этим негативным воздействием на трубопроводы и оборудование.

Ингибитор коррозии (сокращенно – ИК) – это химическое соединение, которое добавляется в коррозионную систему и уменьшает скорость разрушающего процесса, вне зависимости от концентрации агрессивного реагента. Кроме того, в качестве ИК могут выступать сочетания химических соединений. Главное требование к эффективным ИК – их небольшое содержание в агрессивной среде.

ИК классифицируют по следующим критериям:

№	Полезная информация
1	механизм их действия

катодные ИК;
анодные;
смешанные.

химическая природа:

органические;
неорганические;
летучие.

сфера влияния:

кислая среда;
щелочная среда;
нейтральная среда.

ИК обеспечивают защиту от коррозии либо вследствие изменения состояния металлической поверхности в результате адсорбции ингибитора, либо в результате образования труднорастворимых соединений с катионами защищаемого сплава. Основное преимущество ингибиторных пленок – гораздо меньшая их толщина по сравнению с искусственно наносимыми защитными покрытиями.

Влияние добавления ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность труб

Ингибиторы катодного и анодного типа вызывают замедление либо тех, либо других электродных реакций, а смешанные – замедляют скорость и катодных, и анодных процессов. Адсорбция таких ИК или формирование защитных пленок происходит вследствие заряженности частиц ингибитора, а также его способности вступать с поверхностью в химическую связь.

Катодные ИК замедляют активное разрушение металла. Против локальной коррозии лучше продходят анионные ингибиторы. Нередко для обеспечения максимальной защиты применяются сочетания ИК с разными добавками.

Неорганические ИК действуют вследствие присутствия в их составе катионов (например, Са²+, Ni²+ и так далее) или анионов (к примеру, CrO₂^-4, NO^-2, PO₃^-4 и других).

Анодные ИК неорганического типа образуют на поверхностях очень тонкие (около 0,01 микрометра) защитные пленки, тормозящие растворение сплава. Анодные замедлители разрушения часто называют пассиваторами или пленкообразователями.

Органические ИК являются ингибиторами смешанного действия, поскольку изменяют скорость и катодных, и анодных реакций. Такие ИК адсорбируются лишь на поверхности самого сплава, поскольку продукты коррозии их адсорбировать не способны. Из-за этого органические ингибиторы часто используют при травлении поверхностей с целью их очистки от накипи, окалины и ржавчины. В качестве таких ИК, как правило, используются ароматические и алифатические химические соединения, в состав которых входят азот, кислород и сера.

Ингибиторы коррозии

ИК для коррозионной защиты нефтепроводов и добывающего оборудования применяются с 40-х годов прошлого века. Их единица измерения, как правило – часть на миллион (или от 15-ти до 50-ти грамм на тонну обрабатываемого сырья). Поскольку любая трубопроводная система начинается в одной точке, а затем расходится по разным направлениям, добавление ингибитора в начале нефтепровода защищает трубы по всей его длине.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href="/youtube/v3/getting-started#quota">quota</a>.

Список используемой литературы:

Ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности

Любой нефтепровод подвержен такой проблеме, как коррозия. В агрессивной среде присутствует ряд компонентов, на которые реагируют металлы – кислород, сероводород, вода и другие. Современные ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности не допускают разрушений в трубопроводе, начинающихся на фоне подобных реакций.

Предназначение

Сегодня ингибиторы коррозии в нефтедобыче выпускаются в различных вариациях.

Их отличает состав растворителей, активная составляющая и иные признаки. Благодаря столь широкому выбору можно подобрать подходящее средство для имеющихся условий в конкретном случае, с учетом его специфики и особенностей.

Иногда допускается индивидуальная оптимизация указанных средств в соответствии с условиями добычи нефти на участке.

В любом случае это химические элементы или их смеси, которые, попадая в систему, тормозят процесс ржавления в ней, не меняя при этом концентрации основных веществ, провоцирующих его.

Благодаря их применению на практике обеспечивается:

Защита стенок нефтепровода от коррозии редких типов, в том числе охрупчивания, сульфидного растрескивания.
Защита оборудования от популярных вариаций – кислотной и сероводородной.
Гибель вредоносных бактерий.

Для достижения оптимального уровня защиты требуется правильный расчет концентрации используемого средства исходя из степени агрессивности среды и дополнительных условий.

Все ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности проходят обязательную сертификацию в соответствующем центре, специализирующемся на средствах для нефтяной промышленности.

Классификация

На настоящий момент ингибиторы остаются самым эффективным и современным вариантом для защиты нефтедобывающего оборудования, в частности, от коррозии. Их можно классифицировать по следующим признакам:

Химическая природа.
Механизм действия.
Характер действия.
Область влияния.

Активность ингибиторов определяется изменениями металлической поверхности на фоне его адсорбции либо образования новых соединений, характеризующихся трудной растворимостью. Они создают на металлической поверхности дополнительный очень тонкий защитный слой.

В зависимости от особенностей такие соединения могут работать с энергией активации или сокращать площадь коррозии.

Анодные, катодные и смешанные

В зависимости от механизма действия такие соединения могут быть анодными, катодными и смешанного типа.

Если первые две разновидности тормозят только определенные реакции электродов, то последняя способна влиять на обе разновидности. На оборудовании по добыче нефти при их применении формируется защитный слой, происходит адсорбция за счет способности к образованию химических связей и определенного заряда частиц.

Чтобы не допустить локальных повреждений обращаются к анодным средствам. Если нужно затормозить процесс растворения металла, подойдет катодный вариант. Нередко в их составе могут присутствовать дополнительные компоненты с синергичными, или аддитивными свойствами.

Яркий пример смешанного средства – силикаты. Они затормаживают оба типа реакций. Эти вещества образуют на металлической поверхности защитный слой, нейтрализуя при этом присутствующий углекислый газ или воду. Особенность указанного слоя в том, что состав его на протяжении времени непостоянный.

Летучие, органические, неорганические

По своей химической природе ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности бывают:

летучие;
органические;
неорганические.

Неорганические ингибиторы

Ряд веществ неорганического происхождения могут эффективно тормозить коррозионный процесс в условиях агрессивной среды.

Органические вещества тоже обладают способностью к замедлению указанного процесса. Ингибиторы на их основе представляют собой смешанные средства, которые с одинаковой эффективностью влияют на анодную и катодную реакции.

Адсорбция их отмечается исключительно на металлической поверхности. В силу этой особенности на практике к ним обращаются при кислотном травлении металла, чтобы избавить его от окалины или ржавчины.

В большинстве случаев это ароматические либо алифатические химические соединения, среди составляющих компонентов которых присутствуют атомы кислорода и азота.

Адсорбционные и пассивирующие

На основании характера действия на коррозию в нефтяной промышленности, они могут быть адсорбционными либо пассивирующими.

Первые хорошо затормаживают течение химических реакций за счет создания дополнительной пленки на поверхности. Зачастую представители этой группы – ПАВы либо соединения органической природы.

Они способны дополнить защиту, которую обеспечивает оксидная пленка.

То есть, эффективность веществ этой группы возрастает с повышением доли кислорода в агрессивной среде и понижается с ее сокращением.

В случае применения ингибиторов пассивирующего типа на металлической поверхности будет создана дополнительная пленка. Она будет ее пассивировать. Представители таких ингибиторов – соединения неорганической природы с явными окислительными способностями (хроматы, нитриты).

На фоне их действия происходит сдвиг коррозионного потенциала в положительном направлении.

Практическое применение

Главное предназначение ингибиторов, применительно к нефтяной промышленности, состоит в сокращении агрессивного влияния среды на оборудование. Для этих веществ важна способность к адсорбции наряду с растворимостью в среде.

При добыче нефти эти вещества нашли широкое практическое применение. Чтобы обеспечить наиболее высокую эффективность, их выбирают всегда индивидуально, принимая во внимание существующие условия и особенности. Не менее важно грамотно подобрать дозировку основного реагента в зависимости от типа агрессивной среды.

Чтобы определить подходящее количество, нефтяная промышленность регулярно проводит оценку степени коррозии на оборудовании. После оценки полученных данных в специальной диспетчерской, объем ингибитора в системе может быть увеличен или уменьшен исходя из производственной необходимости.

Средство подвозится к определенному блоку для ввода в систему. Туда его перекачивает специальный насос (зачастую это оборудование шестеренчатого типа).

Изначально оно поступает в специальную емкость, откуда при помощи дозировочных насосов перекачивается в трубопроводы и иное оборудование.

Помимо постоянного использования, существует вариант профилактической обработки теми же ингибиторами. К нему обращаются исходя из особенностей среды с периодичностью в один или два месяца. В этом случае дозировка значительно превышает. Эта манипуляция позволяет создать некий защитный слой на металлической поверхности трубопровода.

Особенности препаратов для нефтедобычи

Сама по себе нефть – это коррозионная среда с повышенной агрессивностью. Это обуславливается присутствием в ее составе сероводорода в растворенном состоянии.

Применение специальных ингибиторов требуется абсолютно для всех стадий добычи, транспортировки, хранения и переработки.

Наиболее востребованы препараты, создающие специальную пленку с гидрофобными свойствами на поверхности оборудования. На практике часто применяются средства на аминной основе.

На фоне регулярного применения указанных средств, коррозия в нефтяной промышленности сокращается. Вместе с ней минимизируются и затраты средств на восстановление поврежденных участков и досрочную замену оборудования. Чаще всего для защиты насосного и транспортирующего оборудования, самих нефтепроводов, обращаются к средствам типа СП-В с небольшой токсичностью, Олазол-Т2П.

Видео по теме: Защита НПО от коррозии

ZIRAX

Коррозия оборудования в процессе нефтедобычи является одной из наиболее актуальных проблем. При контакте поверхности оборудования с водой или солевыми растворами начинается электрохимическая реакция коррозии. Особенно интенсивен этот процесс при наличии растворенных газов (углекислого газа или сероводорода), которые в несколько раз увеличивают коррозионную активность жидкости. В результате контакта с такой водой страдают не только трубопроводы, но и насосное оборудование.

Чтобы избежать проблем, связанных с коррозией, используют специальные реагенты – ингибиторы, защищающие поверхности труб и оборудования от коррозии. Эти химические составы добавляются в циркуляционные системы и препятствуют быстрому растворению металлов. Регулярное применение ингибиторов существенно увеличивает срок эксплуатации узлов и систем, страдающих от взаимодействия с жидкостью.

Ингибиторы марки REACOR*

Какой именно требуется ингибитор коррозии? Нефтедобыча

использует различные реагенты в индивидуальной для каждого случая дозировке. В нашем ассортименте вы можете найти:

REACOR*-1004 – водорастворимый реагент, позволяющий эффективно защитить трубопроводы и оборудование нефтяной промышленности от кислотной коррозии. Применяется продукт в режиме непрерывного дозирования для защиты трубопроводов и оборудования в скважинах.

REACOR*-1006 – вододиспергируемый химический реагент от коррозии, возникающей при воздействии на металл агрессивных сред (жидкостей, насыщенных сероводородом и углекислым газом). Применяется для защиты нефтегазового оборудования от жидкостей, содержащих агрессивные компоненты. Чаще всего используется ударная дозировка данного ингибитора с последующим постоянным использованием более умеренных доз реагента.

REACOR*-1007 – диспергируемый ингибитор, защищающий от коррозии системы нефтесбора, трубопроводные магистрали и системы поддержания давления в пласте. Применяется для предотвращения коррозии в выкидных и напорных трубопроводах нефтегазовых систем. Для оптимального эффекта рекомендуется сочетать ударную дозировку ингибитора с последующим непрерывным умеренным дозированием.

Применение бактерицидов и ингибиторов коррозии в процессах нефтедобычи Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

Несмотря на многочисленные исследования, убедительно показывающие отрицательное воздействие бактерий на процессы нефтедобычи, многими добывающими компаниями явно недооценивается этот фактор. На промыслах обычно нет возможности анализа сточных вод на зараженность, и этим занимаются научные подразделения и исследовательские институты. На месте же технологи наблюдают, например, снижение эффективности противокоррозионной защиты, но причин для этого может быть несколько: неправильный выбор ингибитора или его дозировки, попадание в систему кислорода воздуха, абразивное воздействие частиц или же, чаще всего, интенсивная биокоррозия. Только после начала полномасштабного промышленного применения бактерицидов удается оценить вклад биокоррозии в общий процесс коррозионного разрушения оборудования. Бактерициды нашли также широкое применение для стабилизации и увеличения срока службы буровых растворов и при проведении комплекса мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.

ПРИМЕНЕНИЕ БАКТЕРИЦИДОВ И ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ

В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ

Ю.Д.МОРОЗОВ генеральный директор ОАО «НПО «Технолог» С.В. МОЛОДКИН зам. генерального директора ОАО «НПО «Технолог» по науке г. Стерлитамак

ВРЕД, НАНОСИМЫЙ БАКТЕРИЯМИ

На сегодняшний день общеизвестным и доказанным является отрицательное воздействие микроорганизмов на процессы нефтедобычи, начиная от бурения скважин и заканчивая транспортировкой товарной нефти.

При бурении жизнедеятельность цел-люлозоразлагающих и других видов бактерий приводит к быстрому ухудшению технологических свойств бурового раствора, которое выражается, в частности, в повышении показателя фильтрации. При добыче нефти методом заводнения пласта вместе с закачиваемой водой бактерии поступают в систему поддержания пластового давления, в пласт и в систему сбора и подготовки нефти при использовании поверхностных вод. Повышенная зараженность нефтепромысловой воды разнообразными группами бактерий приводит к снижению проницаемости пород, закупориванию призабойных зон и, как следствие, к снижению нефтеотдачи. Жизнедеятельность микроорганизмов в системе нефтесбора и ППД1 приводит к резкому увеличению скорости наиболее опасной локальной коррозии оборудования. Доказано, что основную опасность представляют так называемые сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ).

Известно, например, что в стерильной среде, содержащей до 500 мг/л сероводорода, скорость коррозии низка из-за пассивации поверхности (образуется пленка сульфида железа), а при заражении СВБ защитная пленка разрыхляется и

скорость коррозии резко возрастает (1). Это обусловлено образованием на поверхности металла колоний микроорганизмов, которые выделяют концентрированный сероводород, усиливают электрохимическую коррозию за счет повышения проводимости между катодными образованиями сульфида железа и анодной поверхностью металла (т.е. за счет деполяризации на локальных участках поверхности), а также изолируют поверхность металла от воздействия обычных ингибиторов коррозии. Исследования, проведенные на месторождениях, входящих в ООО «Лукойл-Коми», показали, что при концентрации сероводорода в объеме среды около 100 мг/дм3 под отложениями продуктов коррозии и адгезионных форм бактерий концентрация биогенного сероводорода достигает 1400 мг/дм3. Это приводит к увеличению скорости коррозии локальных участков: в системе ППД – до 3,5 мм/год, а в скважине – до 25-30 мм/год. Разрушения на водоводах носят язвенный характер, располагаются по нижней образующей труб под слоем продуктов коррозии, характеризуются наличием слизи, липкостью и хорошей сцепляемостью с поверхностью (2).

Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-400С, присутствие углеводород-окисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. С увеличением

обводненности, содержания углекислого газа и СВБ создаются условия для роста аварийности трубопроводов систем не-фтесбора и ППД1 (3). Процессы активной жизнедеятельности СВБ катализируются ионами железа, поэтому наиболее благоприятные условия для образования адгезионных форм бактерий формируются в системе подготовки нефти и утилизации сточных вод промыслов. Кроме резкого увеличения скорости локальной коррозии, под биоценозом неизбежно происходит активный процесс сульфидного наводороживания металла, что приводит к его хрупкости и еще быстрее выводит из строя стенку трубы или днище емкости (6).

ПОДАВЛЕНИЕ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ СВБ ПРИ ПОМОЩИ БАКТЕРИЦИДОВ

Наиболее распространенным методом подавления жизнедеятельности микроорганизмов в условиях нефтедобычи является применение химических реагентов органической природы — бактерицидов.(4). Для подавления жизнедеятельности СВБ ОАО НПО «Технолог» выпускает 6 марок бактерицидных препаратов серии ЛПЭ; последовательное применение различных бактерицидов этой серии исключает адаптацию бактерий. Начало производству и применению бактерицидов ЛПЭ было положено в 1986 году освоением промышленного производства первого препарата этой серии – «Бактерицида ЛПЭ-11». Более 20 лет научных исследований позволили многократно повысить ►

ППД1 – система поддержания пластового давления; КССУ2 – концевая совмещенная сепарационная установка; ППН3 – пункт подготовки нефти

2/Н (02) апрель 2009 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ

эффективность бактерицидов ЛПЭ и отработать методику их применения. На бактерициды ЛПЭ имеются все необходимые сертификаты и разрешения на применение в процессах добычи и подготовки нефти. Полное подавление СВБ достигается, в зависимости от марки препарата, при дозировке от 50 до 300 мг/л.

ПРИМЕНЕНИЕ БАКТЕРИЦИДОВ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Все шире применяются бактерициды серии ЛПЭ для стабилизации биоразлагае-мых компонентов буровых растворов. Здесь введение бактерицида обеспечивает не только подавление сульфатвосстанавлива-ющих и целлюлозоразлагающих бактерий, но и снижает концентрацию сероводорода, улучшает смазочные и противоизносные свойства промывочной жидкости, что, в конечном счете, увеличивает пробег долота, снижает загрязнение окружающей среды сероводородом. Важнейшим фактором, определяющим возможность использования бактерицида в составе бурового раствора, является его влияние на реологические свойства. Исследования, проведенные в БашНИПИнефть, показали, что введение бактерицида ЛПЭ-32 в буровой раствор приводит к повышению структурно-механических и реологических показателей глинистого раствора; кроме того, этот препарат был рекомендован как нейтрализатор сероводорода (10).

Сравнительные испытания, проведенные в ОАО «АЗГП» (Альметьевский завод глинопорошка) показали, что введение в глинистый раствор бактерицида ЛПЭ-32 в количестве 0,05% позволяет стабилизировать параметры бурового раствора во времени. Так показатель фильтрации исходного свежего раствора составил 5,6 см3,

без введения бактерицида через 5 дней он увеличился до 18,8 см3,а при введении 0,05% ЛПЭ-32 сохраняется на уровне 5-6 см3 в течение 15 суток (через 15 суток опыт прекратили). Аналогично были испытаны несколько других бактерицидов: «Катамин», «СНПХ-1004», «СНПХ-1003», однако ни один из них не оказывал столь эффективного стабилизирующего действия на параметры раствора (табл. 1)

Далее в ходе испытаний было показано, что бактерицид ЛПЭ-32 хорошо совместим не только с глинистыми, но и с биополимерными буровыми растворами, и с 2007 г. он успешно применяется и для стабилизации биополимерных растворов. Благодаря применению бактерицида ЛПЭ-32, удалось увеличить время работы буровых растворов с 14 до 30 суток (9).

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Применение бактерицидов ЛПЭ позволяет также повысить нефтеотдачу пласта. Этот эффект связан с удалением биообразований в призабойных зонах скважин и продуктивном пласте. При промысловых испытаниях на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири применение бактерицида ЛПЭ-11 позволило увеличить приемистость нагнетательных скважин на 30-50%, обводненность продукции снизить на 1,5-5,0 %, добычу нефти повысить на 0,3-0,5% (7).

Для повышения нефтеотдачи особенно эффективно совместное применение не-ионогенных ПАВ и бактерицида ЛПЭ. Эти компоненты могут быть введены как по отдельности, так и в виде готовой композиции ЛПЭ-НОЛ. Здесь эффект связан с защитой неионогенного ПАВ от биодеструкции, а также с уменьшением адсорбции ПАВ на породе. Так по данным лабораторных и

промысловых испытаний при совместной закачке раствора неионогенного ПАВ и бактерицида ЛПЭ-11 адсорбция ПАВ уменьшается на 30-40%, а биодеструкция – на 90-100%.

Известный метод повышения нефтеотдачи путем закачки раствора полиакри-ламида также очень хорошо сочетается с применением бактерицидной обработки – бактерицид защищает полиакриламид от разложения.

ПРИМЕНЕНИЕ ДЛЯ УСИЛЕНИЯ ДЕЙСТВИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ

При применении бактерицида ЛПЭ- 32 совместно с неионогенными деэмуль-гаторами наблюдается синергетический эффект резкого увеличения скорости деэмульсации водонефтяной эмульсии. Проведенные исследования показали, что скорость отделения воды увеличивается от 2 до 6 раз. Этот эффект может быть успешно использован при обработке скважин, страдающих от вязких эмульсий и АСПО, а также там, где время де-эмульсации ограничено и не достигается необходимая степень отделения воды.

ПРИМЕНЕНИЕ БАКТЕРИЦИДОВ ЛПЭ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ БИОКОРРОЗИИ

Наиболее подвержены биокоррозии системы поддержания пластового давления и системы сбора и подготовки нефти. Необходимость обработки определяется анализом нефтепромысловой воды на зараженность СВБ по стандартной методике (5).

Так, анализом на зараженность проб воды на Кушкульском месторождении было установлено, что в продукции добывающих скважин (в пластовой воде) содержится до 102 Кл/см3 СВБ. В закачиваемых же в пласт сточных водах содержатся уже активные формы СВБ в количестве ►

1. Н2О+16%ПБМГ-Спец(2:6) +0,4 % 9Н КМЦ+1,5% Ф-РК 1,09 32 5,6 7,9 3 1

2. (1) через 5 дней 1,075 21 18,8 6,7 2,3 1

3. (1) через 10 дней 1,01 20 36 6,9 2,1

4. Н2О+ 0,05%бактерицид ЛПЭ-32+16%ПБМГ-Спец(2:6) +0,4 % 9Н КМЦ+ 1,5% ФИТО-РК 1,09 30 4,8 7,3 3 1

5. (4) через 5 дней 1,09 33 4,8 7,5 3 1

6. (4) через 10 дней 1,09 30 6 6,9 2,5 1

7. Н2О+0,05% СНПХ 1003+16%ПБМГ-Спец(2:6) +0,4 % 9Н КМЦ+ 1,5% ФИТО-РК 1,08 30 4,4 8,2 3 1

8. (7) через 5 дней 1,08 23 10 6,5 2,4 1

9. (7) через 10 дней 0,97 20 44 6,3 2,4 1

10. Н2О+ 0,05% СНПХ 1004+16%ПБМГ-Спец(2:6) +0,4 % 9Н КМЦ+ 1,5% ФИТО-РК 1,1 33 8 8,1 3 1

11. (10) через 5 дней 1,08 23 8 6,7 2,6 1

12. (10) через 10 дней 0,93 23 40 6,0 2,4 1

13. Н2О+ 0,05% Катамин 16%ПБМГ-Спец(2:6) +0,4 % 9Н КМЦ+ 1,5% ФИТО-РК 1,095 30 5,6 8,1 3 1

14. (13) через 5 дней 1,09 23 8,4 6,6 2,5 1

15. (13) через 10 дней 1,03 20 44 6,2 2,4 2

Табл. 1. Лабораторные исследования по определению эффективности бактерицидов различной модификации

106-1010 Кл/см3. Учитывая, что наиболее активные формы СВБ появляются в резервуарах очистных сооружений и в водоводах, в данном случае следует уничтожать СВБ в первую очередь в системе утилизации сточных вод (6).

После определения зараженности подбирают наиболее эффективную для данных конкретных условий марку бактерицида, – естественно, учитывая его стоимость, и проводят обработку либо локальных объектов, либо всей системы, что, конечно, приносит больший эффект. Возможны два варианта проведения бактерицидной обработки – это либо периодическая 1-2 раза в год обработка всего объема нефтепромысловой жидкости ударными дозами бактерицида, при этом его подают в количестве от 0,5 кг/м3 до 2 кг/м3 нефтепромысловой воды в течение 1-2 суток, либо непрерывная дозировка при концентрациях от 30 до 150 мг/дм3.

После обработки ударной дозой вновь отбирают пробы на зараженность СВБ, что позволяет судить об эффективности действия реагента. Технологический же эффект проявляется прежде всего в уменьшении скорости локальной биокоррозии и, как следствие, в сокращении числа аварийных порывов трубопроводов и увеличении срока службы оборудования.

Например, в 1988 г. была проведена первая обработка сточных вод системы ППД НГДУ «Аксаковнефть» ОАО «АНК «Баш-нефть» бактерицидом ЛПЭ-11. Было установлено, что динамика аварийности заметно изменила свой ход: ее уровень начал неуклонно снижаться. Вторая обработка в 1991 г. производилась в течение 2-х суток с ударной дозировкой до 2500 г/м3. Реагент закачивался на выход отстойников по воде КССУ2 цеха ППН3. Обработанная биоцидом вода поступала в систему ППД. Биоцидная обработка производилась в августе 1991г., эффект от закачки начал проявляться в ноябре того же года. Он длился в течение 12 месяцев. В результате ситуация с аварийностью нормализовалась, сформировалась устойчивая тенденция снижения годовой аварийности (6). Дополнительным эффектом биоцидной обработки является снижение концентрации сероводорода в нефти и сточной воде. Это происходит, во-первых, благодаря снижению доли биогенного сероводорода, а во-вторых, благодаря способности бактерицида поглощать, нейтрализовать уже имеющийся сероводород. Так в НГДУ «Южарланнефть» АНК «Башнефть» за 5 лет регулярного применения ЛПЭ-11, а затем ЛПЭ-32 удалось снизить содержание сероводорода в нефти с 50 до 15 мг/м3, а на месторождениях, где не использовалась биоцидная обработка, концентрация сероводорода повысилась с 10 до 100 мг/л за тот же период.

ПРЕИМУЩЕСТВА БАКТЕРИЦИДОВ ЛПЭ

В заключение остановимся на некоторых преимуществах бактерицидов ЛПЭ по сравнению с аналогами,

присутствующими на рынке.

Во-первых, это высокая биоцидная активность, под которой понимается минимальная дозировка бактерицида, необходимая для полного подавления жизнедеятельности СВБ. ОАО «НПО «Технолог» сегодня имеет возможность и производит композиции, действующие при концентрации менее 50 мг/л.

Во-вторых, при высокой активности эти композиции малотоксичны для человека и животных – относятся к 4 классу опасности.

В третьих, все бактерициды серии ЛПЭ полностью растворяются в воде с получением гомогенного раствора и нерастворимы в нефти. Это является большим преимуществом, так как полная растворимость в воде обеспечивает эффективную обработку всевозможных застойных зон, где интенсивно развиваются микроорганизмы, а также гарантирует отсутствие загрязнения нефти посторонними примесями.

Таким образом, бактерициды серии ЛПЭ обеспечивают:

• снижение биокоррозии и общей коррозии за счет подавления СВБ и улучшения действия обычных ингибиторов;

• повышение нефтеотдачи, причем отлично сочетаются с использованием неионогенных ПАВ и ПАА;

• усиливают действие деэмульгаторов;

• поглощают сероводород;

• обеспечивают стабилизацию характеристик буровых растворов;

• при этом они безопасны для людей и доступны по цене.

РАЗРАБОТКА НОВОГО ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ «ПОИСК»

Понятно, что биоцидная обработка не должна подменять применение обычных ингибиторов коррозии, биоцид применяется совместно с ингибитором и усиливает его действие, благодаря очищению поверхности от колоний микроорганизмов.

Представляют интерес реагенты комплексного действия, сочетающие функции ингибитора и бактерицида. Их применение сокращает номенклатуру используемых реактивов, но действующая концентрация продукта как ингибитора коррозии и как биоцида обычно не совпадает, и для подавления бактерий все равно предполагаются периодические обработки ударными дозами; во-вторых, такие реагенты значительно дороже. Поэтому при выборе того или иного продукта безусловно необходимы лабораторные и промышленные испытания с определением не только технологической, но и экономической эффективности. Бесспорно одно: бактерицид и ингибитор должны хорошо сочетаться, быть совместимыми и взаимно дополнять друг друга. Поэтому в дополнение к биоцидам в ОАО «НПО «Технолог» был разработан новый ингибитор коррозии «ПОИСК». В ходе лабораторных исследований было отработано множество вариантов и композиций. Т.к. биоциды ЛПЭ водорастворимы,

первоначально исследовалась возможность синтеза водорастворимого ингибитора и включения его в состав композиции бактерицида ЛПЭ. Однако, все проверенные водорастворимые ингибиторы уступают маслорастворимым если не по эффективности, то по продолжительности последействия. Поэтому ингибитор «ПОИСК» разработан маслора-створимым (вододиспергируемым). По эффективности новый продукт не уступает имеющимся на рынке аналогам, он обеспечивает защитный эффект порядка 95-98 % при дозировке 25-35 мг/л, отлично сочетается с биоцидом ЛПЭ, а от аналогов отличается более низкой ценой. Разработана также модификация ингибитора, обладающая свойствами бактерицида – полное подавление жизнедеятельности СВБ наблюдается при концентрации 75-100 мг/л. В 2008 году на ингибитор «ПОИСК» были получены сертификат соответствия и сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти, получено санитарно-эпидемиологическое заключение, проведены лабораторные и стендовые испытания в независимых лабораториях. ■

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Д.Л. Рахманкулов , В.Н. Зенцов и др. Ингибиторы коррозии. Т.3, М.: Интер 2005.

2. В.В. Шкандратов, С.К. Ким. Актуальные проблемы коррозии: методы и технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ООО «Лукойл-Коми». Территория Нефтегаз №3 2007.

3. Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков Осложнения в нефтедобыче, 2003.

4. И.Б. Резяпова. Сульфатвосстанав-ливающие бактерии при разработке нефтяных месторождений. – Уфа: Гилем, 1997.

5. РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов». Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

6. Д.Л. Рахманкулов, Д.Е. Бугай и др. Ингибиторы коррозии Т.4, – М.: Химия, 2007.

7. Р.Х. Хазипов, И.Б. Резяпова. Химическое и нефтегазовое машиностроение – №4 2001.

8. Заключение по бактерицидам для буровых растворов ОАО «Альме-тьевский завод глинопорошка» («АЗГП») г. Альметьевск: 2008.

9. Информационное письмо о применении бактерицида ЛПЭ-32 для стабилизации буровых растворов. ООО «Центр внедрения технологий» г. Бугульма, 2008.

10. Заключение о лабораторных испытаниях реагента ЛПЭ-32, поставляемого НПО «Технолог» г. Стерли-тамак. БашНИПИнефть. – 2002.

Ингибиторы коррозии для нефтяной промышленности

Описание проекта

КУПИТЬ КОМПЛЕКТ ПАТЕНТОВ  Объекты исследования:
составы для защиты от коррозии оборудования, предназначенного для добычи, транспортировки и хранения нефти.
По результатам патентного поиска на глубину 10 лет было выявлено 136 патентов, принадлежащих 85 компаниям разных стран.
Динамика патентной активности. Увеличение ежегодного числа опубликованных патентов свидетельствует об очевидной перспективности разработок в сфере производства и использования составов ингибиторов коррозии.
Наиболее активными странами, где ведутся разработки в данной области являются: США, Россия, Германия и Франция.
Ведущие разработчики, чьи патенты включены в обзор: BAKER HUGHES (США), HALLIBURTON ENERGY SERVICES (США), CLARIANT (Швейцария).
Примеры патентов
Анализ выявленных патентов позволяет, прежде всего, определить тенденции развития технологий и пути совершенствования продукции.

Ключевые задачи, решения которых представлены в отобранных патентах – получение антикоррозионного состава, обладающего рядом свойств, а именно:
эффективность антикоррозионного действия;
пролонгированность;
длительный срок службы оборудования;
стабильность при хранении;
экономичность;
экологичность.
Для оценки патентной документации как источника информации для решения указанных задач, предлагаем вашему вниманию несколько патентов:
WO2014178738, INSTITUTE NAFTY I GAZU PANSTWOWY INSTITUTE BADAWCZY
ВОДОРАСТВОРИМЫЙ ИНГИБИТОР КОРРОЗИИ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ГАЗЛИФТНЫХ КОЛОНН И ГАЗОПРОВОДА, А ТАКЖЕ СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ

Реферат: Водорастворимый ингибитор коррозии для защиты газлифтных колонн и газопровода содержит:
– компонент а) полученный посредством нейтрализации от 0,1 до 50% по массе новой смеси модифицированных производных имидазолина, которые составляют смесь веществ общих формул (1) и (2), где R1: C12-C22, R2: C2-C12 с возможным включением продукта общей формулы (1′), где R3: C12-C24 с алифатической и/или ароматической кислотами, содержащими от 1 до 7 атомов углерода на молекулу;
– компонент b), представляющий собой оксиэтиленированные жирные амины, содержащие от 2 до 20 этоксильных групп на молекулу;
– компонент с), представляющий собой щелочной агент;
– дополнительный компонент d), представляющий собой алифатический полиол;
– компонент е), представляющий собой алифатический спирт, содержащий от 1 до 6 атомов углерода на молекулу, дополнительно с добавлением воды;
– компонент f), представляющий собой пеногаситель.

Техническая задача: Разработать водорастворимый игибитор коррозии для защиты газлифтных колонн и газопровода, который способен обеспечить значительно лучшие антикоррозионные свойства по сравнению с существующими ингибиторами коррозии.

Техническое решение: Водорастворимый ингибитор коррозии для защиты газлифтных колонн и газопровода, содержащий производные имидазолина, оксиэтиленированные жирные амины, низкокипящие амины и спиртовые растворители, и характеризующийся тем, что содержит:
– компонент а) в количестве от 0,15 до 75% по массе, предпочтительно от 1,5 до 35% по массе, полученный посредством нейтрализации от 0,1 до 50%, предпочтительно от 1 до 30% по массе новой смеси модифицированных производных имидазолина, которые являются продуктом конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами, содержащих от 12 до 22 атомов углерода на молекулу и алифатических дикарбоновых кислот, содержащих от 2 до 12 атомов углерода на молекулу, и которые составляют смесь веществ с возможным включением от 0,05 до 20% по массе известного продукта конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами, содержащими от 12 до 24 атомов углерода на молекулу, полученного известным способом при температуре 180-280°С, предпочтительно при 220-260°С, с алифатической и/или ароматической кислотами, содержащими от 1 до 7 атомов углерода на молекулу, используемого в количестве от 0,05 до 25% по массе, где массовое соотношение смеси соединений общих формул (1), (2) и, опционально, (1’) к монокарбоновой кислоте составляет 1 : 0.15 – 0.70, с получением конечного пролукта, представляющего собой смесь соединений общих формул (5), (6) и, опционально, (5’),
– компонент b), представляющий собой оксиэтиленированные жирные амины, содержащие от 14 до 22 атомов углерода на молекулу и от 2 до 20, предпочтительно от 3 до 15 этоксильных групп на молекулу, в количестве от 0,01 до 10% по массе;
– компонент с), представляющий собой щелочной агент, в количестве от 0,06 до 25% по массе, предпочтительно от 1 до 20% по массе;
– дополнительный компонент d), представляющий собой алифатический полиол, в количестве от 0,04 до 50% по массе;
– компонент е), представляющий собой алифатический спирт, содержащий от 1 до 6 атомов углерода на молекулу, дополнительно с добавлением воды, в количестве от 15 до 99,7% по массе;
– компонент f), представляющий собой пеногаситель, в количестве от 0,01 до 2% по массе

Полный текст патента на английском языке
WO2015044576, ARKEMA
СТАБИЛЬНЫЕ ПРИ ХРАНЕНИИ АНТИКОРРОЗИЙНЫЕ СОСТАВЫ

Реферат: Настоящее изобретение связано с использованием, по меньшей мере, одного компонента А, включающего, по меньшей мере, одну -SH или -S^–, M⁺ группу, по меньшей мере, одну -C-G-C- цепь, в которой G представляет собой атом 16 колонки периодической таблицы, не включающее карбоксильную группу -C(=O)-OH или -C(=O)-O”, и с молярной массой 90-1000 г/моль, в качестве добавки в состав, ингибирующий коррозию в металлах, в нефтяной промышленности, и в более общем плане в любой промышленности, включающей бурение руд или ископаемых соединений, таких как газ или нефть, для улучшения, как антикоррозионной эффективности, так и стабильности при хранении. Изобретение также связано с указанными составами, ингибирующими коррозию, включающими, по меньшей мере, одно соединение А.

Техническая задача: Обеспечение антикоррозионного состава, включающего, по меньшей мере, производное серы, и стабильного при хранении, т.е. не образующее со временем неприятный запах или образующее в небольшом количестве. Кроме того, обеспечение стабильного антикоррозийного состава, в частности, адаптированного и эффективного для предотвращения и обработки коррозии в области добычи нефти и газа, и руд в целом. Также целью изобретения является обеспечение антикоррозионного состава, который не является ядом или не очень токсичным и при хранении не разлагается с образованием токсичных, вредных и/или вредных для окружающей среды соединений.
Техническое решение: Использование в качестве добавки в ингибирующем коррозию составе для улучшения одновременно его антикоррозийной эффективности и стабильности при хранении, по меньшей мере, соединения А, проявляющего, по меньшей мере, следующие характеристики:
– соединение А несет, меньшей мере, группировку –HS или –S^–, M^p+, где M^p+ представляет собой катион щелочного металла (колонка 1), или щелочноземельного металла (колонка 2), или металлов колонок 7, 8, 9, 10, 11 или 12 периодической таблицы элементов, p представляет собой валентность указанного металла, которая может принимать значения 1, 2 или 3;
– соединение А включает, по меньшей мере, цепочку -C-G-C-, где G представляет собой атом 16 колонки периодической таблицы элементов, и предпочтительно G представляет собой атом кислорода или серы;
– соединение А не содержит карбоксильную группировку –C(=O)-OH или –C(=O)-O, и
– молярная масса соединения A лежит между 90 и 1000 г/моль, предпочтительно между 200 и 1000 г/моль), включая концевые группы.

Полный текст патента на английском языке
КУПИТЬ КОМПЛЕКТ ПАТЕНТОВ
Возможные задачи исследования
Полученные результаты патентного поиска могут быть использованы для полноценных патентных исследований в целях решения задач вашего предприятия, а именно:
Анализ тенденций развития технологий
Определение мирового уровня техники, выявление перспективных продуктов, технологий и тенденций их развития, анализ требований потребителей. И это далеко не все.
Конкурентная разведка
Результаты исследования позволяют определить направления разработок ведущих российских и мировых компаний, потенциальных конкурентов, а также определить пути совершенствования собственной продукции и технологий.
Оценка патентоспособности технических решений
По результатам патентного поиска предоставляется заключение о соответствии продукта условиям патентоспособности согласно требованиям закона, предъявляемым к регистрации изобретений, полезных моделей, промышленных образцов.
Экспертиза патентной чистоты
Исследования проводятся с целью обеспечения реализации технической продукции на отечественном или зарубежных рынках без нарушения патентных прав третьих лиц. Отчет оформляется согласно ГОСТ 15.012-84 «Система разработки и постановки продукции на производство. Патентный формуляр».
Исследования выполняются в строгом соответствии с ГОСТ Р 15.011-96 «Система разработки и постановки продукции на производство. Патентные исследования. Содержание и порядок проведения».
Ингибитор коррозии
Любой нефтепровод подвержен такой проблеме, как коррозия. В агрессивной среде присутствует ряд компонентов, на которые реагируют металлы – кислород, сероводород, вода и другие. Современные ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности не допускают разрушений в трубопроводе, начинающихся на фоне подобных реакций.
Блок: 1/5 | Кол-во символов: 314
Источник: https://promzn.ru/neftepromyshlennost/ingibitory-korrozii.html
Предназначение
Сегодня ингибиторы коррозии в нефтедобыче выпускаются в различных вариациях.
Их отличает состав растворителей, активная составляющая и иные признаки. Благодаря столь широкому выбору можно подобрать подходящее средство для имеющихся условий в конкретном случае, с учетом его специфики и особенностей.
Иногда допускается индивидуальная оптимизация указанных средств в соответствии с условиями добычи нефти на участке.
В любом случае это химические элементы или их смеси, которые, попадая в систему, тормозят процесс ржавления в ней, не меняя при этом концентрации основных веществ, провоцирующих его.
Благодаря их применению на практике обеспечивается:
Защита стенок нефтепровода от коррозии редких типов, в том числе охрупчивания, сульфидного растрескивания.
Защита оборудования от популярных вариаций – кислотной и сероводородной.
Гибель вредоносных бактерий.
Для достижения оптимального уровня защиты требуется правильный расчет концентрации используемого средства исходя из степени агрессивности среды и дополнительных условий.
Все ингибиторы коррозии в нефтяной промышленности проходят обязательную сертификацию в соответствующем центре, специализирующемся на средствах для нефтяной промышленности.
Блок: 2/5 | Кол-во символов: 1206
Источник: https://promzn.ru/neftepromyshlennost/ingibitory-korrozii.html
Ингибиторы коррозии металла
Ингибитор не является каким-то конкретным веществом. Так называют целуют группу веществ, которые направлены на остановку или задержку протеканий каких-либо физических или физико-химических процессов. В большинстве своем он направлен на задержку ферментативных процессов.
Ингибиторы в основном действуют в тех случаях, где имеется цепная реакция или процессы с активными центрами и частицами. Ингибитор действует на активные вещества. Он либо их блокирует, либо задерживает. В некоторых случаях он вступает в реакцию с активными частицами и из-за этого образуются свободные радикалы.
Важно: Ингибитор следует вводить в систему реагирования двух веществ в небольшом количестве. Оно не должно превышать объем элементов, между которыми должна быть реакция.
Блок: 2/6 | Кол-во символов: 791
Источник: http://lkmprom.ru/clauses/issledovaniya/ingibitor-vliyanie-ingibitora-na-korroziyu-/
Состав ингибиторов коррозии
Ингибиторы представлены следующими веществами:
Гидрохинон. Данный ингибитор относится к разряду ингибитора окисления.
Соединения технеция. Данный ингибитор служит для задержки образования коррозии на стальных материалах.
Трихлорид азота. Он применяется в реакции хлора с водородом.
Внимание: При реакции хлора с водородом следует вводить данный ингибитор в минимальном количестве. Одной тысячной доли от общего объема реагентов будет достаточно для прекращения процесса взаимодействия.
Ингибиторы могут действовать двумя разными принципами на взаимодействие двух веществ:
Обратимый. При этом молекулы ингибиторов не изменяю молекулы реагирующих другу с другом веществ.
Необратимый. В результате данного действия ингибитора оказывается влияние на молекулярный состав одного из реагирующих веществ.
Блок: 3/6 | Кол-во символов: 838
Источник: http://lkmprom.ru/clauses/issledovaniya/ingibitor-vliyanie-ingibitora-na-korroziyu-/
Ингибиторы и их основные виды
Что такое ингибиторы коррозии? Это сера, азот или кислород, применение в виде различных групп или соединений, но развитие полимерной химии ежегодно расширяет список ингибиторов веществ.
На сегодняшний день выделяют следующие виды ингибиторов коррозии металлов:
работающие в растворах кислот;
действующие в щелочных растворах;
применяемые в нейтральных средах и воде;
эффективные при предотвращении атмосферной коррозии;
разработанные для разведки нефтяных залежей, их добычи, хранения и транспортировки;
антикоррозийные средства для вторичной переработки нефтепродуктов, а также действующие в отношении органических сред.
Это достаточно большие и условные группы веществ и соединений. Ингибиторы каждой группы можно подразделить по свойствам физики, механизму воздействия, способу применения. Но в целом все ингибиторы можно разделить на смешанные, анодные и катодные.
Такое деление позволяет не только определить их возможность взаимодействовать с различными реакциями, но и успешно определять функциональную предназначенность замедлителей реакции для определенного типа ржавчины. При этом химики руководствуются степенью их воздействия на парциальные электрохимические реакции.
На видео: пример работы Ингибитора Krown T 40.
Дальнейшее градуирование делит ингибиторы внутри групп по наиболее характерным признакам: летучий ингибитор коррозии в атмосфере (он же контактный). В кислотных растворах существует деление на ингибиторы перевозки, травления, перевозки и хранения, ингибиторы коррозии в нефтедобыче. Применяемые для снижения агрессивности нефти подразделяются на замедлители на аминной основе или образующие на поверхности водоотталкивающую пленочку.
Блок: 2/6 | Кол-во символов: 1694
Источник: https://GidPoKraske.ru/spetsialnye-materialy/rzhavlenie/ingibitor-korrozii.html
Свойства ингибиторов коррозии
Таблица 1. Физико-химических свойств ингибиторов коррозии
№ п/п Марка ингибитора Общая характеристика Плотность при 20 °С, г/см3 Содержание, % Вязкость при 50 °С, сСт Температура, °С
основного азота, в пределах смол, не более механи-ческих примесей засты-вания вспышки самовоспла-менения
1 И-1-А* (ТУ 38-103246-87) Вязкая темно-коричневая жидкость с характерным запахом пиридинов, почти не растворяется в воде, хорошо растворяется в органических растворителях, а также в соляной, серной и других сильных кислотах 1,0…1,1 7,0…9, 5 5 0,2 — — — —
2 И-1-В* (ТУ 38-103-238-74) Темно-коричневая жидкость с характерным слабым запахом, легко растворимая в кислотах и в воде 1,25…1,35 — 3,0 — — — — —
3 «Север-1» (И-2-А)* (ТУ 38-103-201-76) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, хорошо растворяется в бензоле, спирте, ацетоне, соляной и серной кислотах 0,93…1,05 4,90…6,65 3,5 0,2 7…12 -65 +23 +385
4 И-З-А* (ТУ 38-403-29-73) Темно-коричневая жидкость с характерным запахом, хорошо растворимая в полярных органических растворителях и минеральных кислотах 0,99…1,07 8,3…11,0 3,5 0,2 15 -33…-45 +76 +413
5 И-4-А* (ТУ 38-403-44-73) Темно-коричневая жидкость с характерным запахом, хорошо растворимая в бензоле, спирте, ацетоне, соляной, серной кислотах и ряде других продуктов 0,94…1,00 4,9…6,65 3,5 0,2 3…7 -50…-75 +15 +413
6 И-4-Д (ТУ 38-403-46-73) Темно-коричневая вязкая жидкость с характерным запахом, эмульгируется в водных растворах, растворяется в толуоле, хлороформе, четыреххлористом углероде и некоторых других средах 0,85…0,95 — — — 65…95 -12…-15 +81 +239
7 «Тайга-1» (И-5-ДНК) (ТУ 38-403-47-73) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость с характерным запахом, эмульгируется в водных растворах, растворяется в углеводородах 0,92…0,96 — — — — -50 +20 +340
8 И-2-Е Легкоподвижная темно-коричневая жидкость со слабым характерным запахом, растворимая в воде, спирте, кислотах 1,0…1,1 — — 8…10 — -50 — —
9 «Тайга-2» (И-5-ДТМ) ТУ 38-403-78-78) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, растворимая в спирте, бензоле, дихлорэтане и других органических растворителях 0,87…0,89 — — 3,9… 4,0 — -45 — —
10 И-21-Д (ТУ 38-403-101-78) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, растворимая в спирте, бензоле, дихлорэтане и других органических растворителях 0,8…0,9 — — 5,0 — -16 — —
11 И-30-Д (ТУ 38-403-79-76) Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, эмульгируется в воде, растворяется в спирте, бензоле, дихлорэтане 0,85… 0,87 — — 5,0 — -40 — —
12 И-К-10 (ТУ 38-403-68-75) Легкоподвижная коричневая жидкость, растворяется в воде, спирте, кислотах 1,06…1,1 — — 8…11 — -50 — —
13 И-К-40 (ТУ 38-403-75-75) Легкоподвижная коричневая жидкость, растворяется в воде, спирте, кислотах 0,95…1,15 — — 10…15 — -50 — —
14 Нефтехим (ТУ 38. УССР 201463-66) Представляет собой смесь полиэтиленполиамидов карбоновых кислот легкого талового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга — — — — 7 -18 +37 340…435
15 Газохим (ТУ 113-03-20-73) Однородная жидкость темно-коричневого цвета, растворяется в углеводородах 0,97 — — — — -10 +61 262
Блок: 4/6 | Кол-во символов: 3272
Источник: http://lkmprom.ru/clauses/issledovaniya/ingibitor-vliyanie-ingibitora-na-korroziyu-/
Смешанные
Наиболее качественными и действенными являются смешанные ингибиторы. Они останавливают как катодную, так и анодную реакции в тех или иных условиях. Так, к смешанным химики относят:
БА-6;
катапин;
ХОСП-10;
пиперидин;
нитриты;
хроматы аминов;
уротропин.
Блок: 4/6 | Кол-во символов: 262
Источник: https://GidPoKraske.ru/spetsialnye-materialy/rzhavlenie/ingibitor-korrozii.html
Особенности препаратов для нефтедобычи
Сама по себе нефть – это коррозионная среда с повышенной агрессивностью. Это обуславливается присутствием в ее составе сероводорода в растворенном состоянии.
Применение специальных ингибиторов требуется абсолютно для всех стадий добычи, транспортировки, хранения и переработки.
Наиболее востребованы препараты, создающие специальную пленку с гидрофобными свойствами на поверхности оборудования. На практике часто применяются средства на аминной основе.
На фоне регулярного применения указанных средств, коррозия в нефтяной промышленности сокращается. Вместе с ней минимизируются и затраты средств на восстановление поврежденных участков и досрочную замену оборудования. Чаще всего для защиты насосного и транспортирующего оборудования, самих нефтепроводов, обращаются к средствам типа СП-В с небольшой токсичностью, Олазол-Т2П.
Видео по теме: Защита НПО от коррозии
Блок: 5/5 | Кол-во символов: 900
Источник: https://promzn.ru/neftepromyshlennost/ingibitory-korrozii.html
Распространенные типы кислотных ингибиторов
Химики отмечают, что для снижения расхода кислоты, желательно применять ингибиторы кислотной коррозии в процессе травления металла. Это отлично сказывается на себестоимости, сокращая расходы. Они при этом снижаются до 40%. Одновременно меньше расходуется растворение металла и выделяется h3.
Ингибитор, добавленный в ходе процесса, еще и улучшает качество очистки металлической поверхности от оксидов и окалины.
Еще одним ценным качеством кислотного ингибитора является отсутствие лик трансформаций при повышении температуры процесса. Существуют ингибиторы кислотной коррозии, имеющие в своем составе мясокостную, кровяную, костную муку. Их действующим началом являются аминогруппы органических белков. Активность в травлении доходит до 70%. Они считаются весьма эффективными и востребованными.
Из наиболее распространенных кислотных ингибиторов производители используют следующие вещества:
ЧМ (Р + П) – применяется в сернокислотных растворах к малолегированной и углеродистой стали, но ныне считающийся устаревшим.
КИ-1 – (водный раствор 25% уротропина и в таком же соотношении катапина). Он отлично действует в растворах плавиковой, соляной, фосфорной, серной кислот и применяется в автомобильной промышленности, а также при травлении электротехнических, низко- и высоколегированных сталей. Его используют и для придания антикоррозийных свойств арматуре железобетонных изделий. Имеет аналоги: БА-6, Синол-ИКК, ПБ-5, ПКУ.
С-5 – ингибитор комбинированный. Он обладает действием синергетика, растворим в воде, водных растворах щелочей и кислот, эффективен при травлении высокоуглеродистых и легированных сталей, применяется на метизных, сталепрокатных, трубопрокатных комбинатах.
ПАВ-446 (пеназолин) – ингибитор, обладающий двойным действием, нетоксичный, усиливает показатели травления, максимально удаляет окалину.
ХОСП-10 – применим для органических кислот, а также серной, соляной. Используется в работе с черметом и цветметом, улучшая качественные показатели поверхностей, пластические свойства металлов.
БА-6 – невозможно растворить в воде, зато он хорошо расходится в органических растворителях, соляной, серной, фосфорной кислотах. Применим в процессе солянокислой обработки оборудования скважин по добыче нефти и газа. При этом хорош для перевозки и хранения кислот, в процессах травления.
Использование любых средств предохранения металлических изделий и конструкций от разрушительного воздействия коррозий требует ежедневной необходимости в получении новых способов борьбы с ржавлением и разрушением, разработки новых и эффективных ингибиторов для кислотной среды.
Банк патентов постоянно регистрирует новые изобретения, практическая ценность которых неоспорима, и отечественные разработки не уступают по качеству и эффективности зарубежным веществам этого типа.
Блок: 5/6 | Кол-во символов: 2819
Источник: https://GidPoKraske.ru/spetsialnye-materialy/rzhavlenie/ingibitor-korrozii.html
Применение ингибиторов коррозии
Ингибиторы получили широкое распространение в современном мире. Их деятельность направлена на предотвращение неприятных последствий, которые могут возникнуть после взаимодействия двух разных веществ. Применение ингибиторов особенно полезно при изготовлении металлических изделий. Группы этих веществ являются наиболее эффективным методом борьбы с образованием ржавчины на поверхности металлов.
В современной промышленности разрабатываются ингибиторы, созданные на основе сочетания различных веществ. Они нашли широкое применение в нефтяной промышленности. Специальные ингибиторные смеси применяют для защиты нефтеперерабатывающего оборудования от появления налета ржавчины. Нанесение ингибиторов провоцирует образование на поверхности оборудования отрицательно заряженных частиц, которые не дают возможности агрессивным средам повлиять на структуру металла, из которого оно сделано.
Также ингибиторы используются для изготовления эмульсии для бурения нефтяных скважин.
Практически все группы ингибиторов предназначены для борьбы с разными видами коррозии. Они справляются и с местной коррозией и с локальной.
В закрытых охлаждающих системах ингибиторы применяются уже давно. Их применение для данной цели является оправданным методом. Ведь при их взаимодействии с реагентами охлаждающая вода не меняет свой химический состав. В процессе использования охлаждающих систем отмечается незначительное уменьшение потока жидкости в них. Однако этот показатель не является критичным и не влияет на качество эксплуатации системы.
Таблица 2. Применение ингибиторов коррозии
Область применения Ингибиторы коррозии
Для защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии и коррозии, вызываемой смесью сероводорода и углекислого газа, могут применяться также при солянокислотных обработках скважин. Замедляют коррозию сталей в растворах серной и соляной кислот И-1-А, И-1-В, «Север-1» И-3-А, И-4-А, И-21-Д
Для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования, вызываемой пластовыми и сточными водами, как содержащими, так и не содержащими сероводород И-4-Д
Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород, смесь сероводорода с углекислотой, кислород «Тайга-1» (И-5-ДНК), «Тайга-2» (И-5-ДТМ), И-30-Д, Газохим, Нефтехим
Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода и углекислого газа И-2-Е, И-К-10
Для подавления жизнедеятельности СВБ, для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода с углекислотой И-К-40
Блок: 6/6 | Кол-во символов: 2741
Источник: http://lkmprom.ru/clauses/issledovaniya/ingibitor-vliyanie-ingibitora-na-korroziyu-/
Кол-во блоков: 11 | Общее кол-во символов: 14837
Количество использованных доноров: 3
Информация по каждому донору:
https://promzn.ru/neftepromyshlennost/ingibitory-korrozii.html: использовано 3 блоков из 5, кол-во символов 2420 (16%)
https://GidPoKraske.ru/spetsialnye-materialy/rzhavlenie/ingibitor-korrozii.html: использовано 3 блоков из 6, кол-во символов 4775 (32%)
http://lkmprom.ru/clauses/issledovaniya/ingibitor-vliyanie-ingibitora-na-korroziyu-/: использовано 4 блоков из 6, кол-во символов 7642 (52%)

Ингибитор коррозии. Ингибиторная защита трубопроводов – Что такое Ингибитор коррозии. Ингибиторная защита трубопроводов?
Ингибиторная защита  – наиболее эффективная и технологически несложная технология защита трубопроводов.
Ингибиторная защита – наиболее эффективная и технологически несложная технология обеспечения целостности трубопроводов, которая дополняет мероприятия по реконструкции и замене трубопроводов.
Ингибиторы легко применять при существующей технологии закачки воды.
В настоящее время большая часть нефтегазовых месторождений находится в поздней стадии разработки, когда снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти.
Такие месторождения характеризуются значительными осложнениями в процессах добычи, сбора и подготовки нефти, связанными с образованием стойких нефтяных эмульсий, неорганических солей, наличием механических примесей, коррозионным разрушением оборудования и нефтепроводов.
Увеличение коррозионной активности добываемой совместно с нефтью воды на данном этапе является серьезной проблемой.
Тут и нужна технология ингибиторной защиты.
Реализация программ ингибирования требует в несколько раз меньше средств, чем замена трубопроводов.
Ингибиторы для защиты от коррозии используются в нефтегазовой отрасли промышленности с 1940^х гг.
Ингибиторы коррозии – это молекулы органического вещества, которые прикрепляются к поверхности стальной трубы.
Ингибиторы коррозии предназначены для снижения агрессивности газовых и электролитических сред, а также предотвращения активного контакта металлической поверхности с окружающей средой.
Это достигается путем введения ингибитора в коррозионную среду, в результате чего резко уменьшается сольватационная активность ее ионов, атомов и молекул.
Кроме того, падает и их способность к ассимиляции электронов, покидающих поверхность металла в ходе его поляризации.
На металле образуется моно- или полиатомная адсорбционная пленка, которая существенно ограничивает площадь контакта поверхности с коррозионной средой и служит весьма надежным барьером, препятствующим протеканию процессов саморастворения.
При этом важно, чтобы ингибитор обладал хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью как на ювенильной поверхности металла, так и на образующихся на нем пленках различной природы.
Добавление ингибитора на входе в трубопровод позволяет защитить его по всей длине на расстоянии до нескольких 100 км.

По механизму действия ингибиторы делятся на адсорбционные и пассивационные.
Ингибиторы-пассиваторы вызывают формирование на поверхности металла защитной пленки и способствуют переходу металла в пассивное состояние.
Наиболее широко пассиваторы применяются для борьбы с коррозией в нейтральных или близких к ним средах, где коррозия протекает преимущественно с кислородной деполяризацией. Механизм действия таких ингибиторов различен и в значительной степени определяется их химическим составом и строением.
Различают несколько видов пассивирующих ингибиторов, например, неорганические вещества с окислительными свойствами (нитриты, молибдаты, хроматы).
Последние способны создавать защитные оксидные пленки на поверхности корродирующего металла.
В этом случае, как правило, наблюдается смещение потенциала в сторону положительных значений до величины, отвечающей выделению кислорода из молекул воды или ионов гидроксила. При этом на металле хемосорбируются образующиеся атомы кислорода, которые блокируют наиболее активные центры поверхности металла и создают добавочный скачок потенциала, замедляющий растворение металла.
Возникающий хемосорбционный слой близок по составу к поверхностному оксиду.
Большую группу составляют пассиваторы, образующие с ионами корродирующего металла труднорастворимые соединения. Формирующийся в этом случае осадок соли, если он достаточно плотный и хорошо сцеплен с поверхностью металла, защищает ее от контакта с агрессивной средой. К таким ингибиторам относятся полифосфаты, силикаты, карбонаты щелочных металлов.
Отдельную группу составляют органические соединения, которые не являются окислителями, но способствует адсорбции растворенного кислорода, что приводит к пассивации. К числу их для нейтральных сред относятся бензонат натрия, натриевая соль коричной кислоты. В деаэрированной воде ингибирующее действие бензоата на коррозию железа не наблюдается.
Частицы адсорбционных ингибиторов (в зависимости от строения ингибитора и состава среды они могут быть в виде катионов, анионов и нейтральных молекул), электростатически или химически взаимодействуя с поверхностью металла (физическая адсорбция или хемосорбция соответственно) закрепляются на ней, что приводит к торможению коррозионного процесса.
Следовательно, эффективность ингибирующего действия большинства органических соединений определяется их адсорбционной способностью при контакте с поверхностью металла. Как правило, эта способность достаточно велика из-за наличия в молекулах атомов или функциональных групп, обеспечивающих активное адсорбционное взаимодействие ингибитора с металлом. Такими активными группами могут быть азот-, серо-, кислород- и фосфорсодержащие группы, которые адсорбируются на металле благодаря донорно-акцепторным и водородным связям.
Наиболее широко распространенными являются ингибиторы на основе азотсодержащих соединений. Защитный эффект проявляют алифатические амины и их соли, аминоспирты, аминокислоты, азометины, анилины, гидразиды, имиды, акрилонитрилы, имины, азотсодержащие пятичленные (бензимидозолы, имидазолины, бензотриазолы и т.д.) и шестичленные (пиридины, хинолины, пиперидины и т.д.) гетероциклы.
Большой интерес представляют соединения, содержащие в молекуле атомы серы.
К ним относятся тиолы, полисульфиды, тиосемикарбазиды, сульфиды, сульфоксиды, сульфонаты, тиобензамиды, тиокарбаматы, тиомочевины, тиосульфокислоты, тиофены, серосодержащие триазолы и тетразолы, тиоционаты, меркаптаны, серосодержащие альдегиды, кетосульфиды, тиоэфиры, дитиацикланы и т.д.

Из фосфорсодержащих соединений в качестве ингибиторов коррозии используются тиофосфаты, пирофосфаты, фосфорамиды, фосфоновые кислоты, фосфонаты, диалкил- и диарилфосфаты.
Кислород обладает наименьшими защитными свойствами в ряду гетероатомов: кислород, азот, сера, селен, но на основе кислородсодержащих соединений возможно создание высокоэффективных ингибиторных композиций.
Нашли применение пираны, пирины, диоксаны, фенолы, циклические и линейные эфиры, эфиры аллиловых спиртов, бензальдегиды и бензойные кислоты, димочевины, спирты, фураны, диоксоланы, ацетали, диоксоцикланы и др.

В последние годы при разработке ингибиторов коррозии наметилась тенденция к применению сырья, содержащего переходные металлы, комплексы на их основе и комплексообразующие соединения, которые взаимодействуют с переходными металлами, присутствующими в электролите или на защищаемой поверхности.
Доказано, что на основе таких соединений и комплексов , используя в качестве сырья отходы катализаторных производств и отработанные катализаторы, можно создать высокоэффективные экологически чистые ингибиторы коррозии углеродистых сталей в водных средах.
К наиболее изученным относятся соединения и комплексы на основе органополимолибдатов, ароматических и алифатических аминов, гидразидов некоторых органических кислот, триазолов, включающих Zn,Ni, Al,Co и их соли.
Хемосорбция комплексов на поверхности стали происходит в результате взаимодействия комплексного аниона, который образуется при диссоциации комплекса в водных средах, с электронами незавершенных d-орбиталей железа.
К сожалению, используемые реагенты не всегда обеспечивают достаточно высокий защитный эффект.
Даже в условиях одного НГДУ или месторождения на разных участках этот показатель может существенно различаться.
Это может быть связано с растворимостью (диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах, низкой степенью его совместимости с пластовыми водами, неправильным подбором реагента для конкретных условий.
Обычно на практике эту проблему решают, увеличивая дозировку реагента, что тоже не всегда дает нужный эффект.
Следовательно, необходимо создание новых ингибиторных композиций, которые могли бы обеспечивать высокий защитный эффект в широком диапазоне условий применения либо улучшение качества уже существующих составов.
Таким образом, для решения сложных задач, связанных с коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов, необходимо создание новых ингибиторных композиций или применение физических методов воздействия на коррозионные среды, или же совместное использование химических и физических методов.
Подавление коррозии морских объектов добычи нефти и газа с использованием ингибиторов органических соединений – обзор
Основные моменты
•
Органические соединения с функциональными группами N, S, O препятствуют добыче нефти и газа на морских объектах.
•
Ингибирующие свойства органических ингибиторов зависят от концентрации и температуры.
•
Органические ингибиторы проявляют ингибирующие свойства за счет адсорбции на поверхности металла.
•
Органические ингибиторы предотвращают анодное, катодное или их сочетание в коррозионных средах.
Реферат
Коррозия – это разрушительное химическое воздействие, абразивное действие приливных волн и микробное нападение на металлическую структуру окружающей средой, и это наиболее распространенное электрохимическое явление, которое наблюдается в повседневной деятельности на море. добыча нефти и газа. Контроль коррозии металлических конструкций – важная деятельность с технической, экономической, экологической и безопасности.Негативное воздействие коррозии настолько велико, что для нефтегазовой отрасли, особенно для морской отрасли, крайне важно иметь осведомленность о коррозии в своей повседневной деятельности с целью обеспечения защиты от коррозии морских конструкций и обеспечения безопасных и продуктивных буровых работ. В этом обзоре подробно обсуждаются многокомпонентные синтетические органические соединения и фитохимические вещества зеленых ингибиторов с S, N и O функциональными группами в их структуре для использования в качестве ингибиторов коррозии против коррозии морских объектов добычи нефти и газа, таких как трубопроводы и контейнеры для хранения в агрессивных средах. особое внимание уделяя их синтезу (где применимо), свойствам и эффективности ингибиторов.В этом обзоре также рассматриваются будущие проблемы обеспечения потока из-за образования газовых гидратов в выкидном трубопроводе, особенно при морской добыче нефти и газа. Подробно обсуждаются испытания на коррозионную стойкость.
Ключевые слова
Коррозия
Морские металлические конструкции
Органические ингибиторы коррозии
Испытания на коррозию
Рекомендуемые статьиСсылки статей (0)
Полный текст
© 2017 Elsevier B.V. Все права защищены.
Рекомендуемые статьи
Цитирующие статьи
Ингибиторы коррозии в нефтегазовой промышленности
Предисловие xv
Благодарности xix
Часть I Основы и подходы 1
1 Обзор коррозии в нефтегазовой отрасли: добыча, переработка и переработка 3
Yahya T. Al -Janabi
1.1 Введение 3
1.2 Коррозия при добыче 4
1.2.1 Причины коррозии при добыче 7
1.2.1.1 Кислород 8
1.2.1.2 Сероводород, полисульфиды и сера 9
1.2.1.3 Двуокись углерода 10
1,2 .1.4 Сильные кислоты 11
1.2.1.5 Концентрированные рассолы 11
1.2.2 Типы коррозии при добыче нефти 11
1.2.3 Ингибиторы коррозии при добыче нефти и газа 12
1.2.3.1 Нефтяные и газовые скважины 12
1.2.3.2 Выбор ингибитора 13
1.2.3.3 Практические проблемы с ингибированием 14
1.2.3.4 Методы применения ингибитора 14
1.2.3.5 Удаление кислорода 16
1.2.4 Обнаруженные проблемы и защитные меры 17
1.2.4.1 Коррозия бурового раствора 17
1.2.4.2 Первичная добыча 18
1.2.4.3 Коррозия при вторичных операциях восстановления 20
1.2.5 CO ₂ Закачка 23
1.2.6 Коррозия морских платформ для добычи нефти и газа 23
1.2.7 Коррозия систем сбора и резервуаров 23
1.2.7.1 Коррозия очищенного газа 24
1.2.7.2 Коррозия кислого газа 24
1.2.7.3 Коррозия нефтяных скважин 24
1.3 Коррозия в секторе переработки и сбыта 25
1.3.1 Контроль внутренней коррозии в системах трубопроводов из углеродистой стали 27
1.3.2 Контроль внутренней коррозии в системах газопроводов из углеродистой стали 28
1.3.3 Контроль внутренней коррозии в водопроводных системах из углеродистой стали 28
1.3.4 Химическое подавление внутренней коррозии в трубопроводных системах из углеродистой стали 29
1.4 Коррозия в нижнем секторе 30
1.4.1 Материалы конструкции 31
1.4.2 Коррозия на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах 32
1.4.3 Ингибиторы коррозии на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях 33
1.4.4 Контроль коррозии систем рециркуляции воды 33
1.4.4.1 Типичные реакции коррозии в системах рециркуляции воды 34
1.4.4.2 Коррозионная активность воды 35
1.4.4.3 Контроль коррозии 36
1.5 Выводы и перспективы 37
Ссылки 38
2 Основы контроля коррозии и коррозии в Нефтегазовый сектор 41
Анил Бхардвадж
2.1 Введение 41
2.2 Деградация материалов и коррозия 41
2.3 Серия электродвижущей силы (ЭДС) и серия гальваника 49
2.4 Формы коррозии 51
2.4.1 Равномерная коррозия 51
2.4.2 Гальваническая или двухметаллическая коррозия 52
2.4.2.1 Факторы, влияющие на гальваническую коррозию 53
2.4.2.2 Как уменьшить гальваническую коррозию 54
2.4. 2.3 Преимущества гальванического эффекта 54
2.4.3 Щелевая коррозия 54
2.4.4 Точечная коррозия 55
2.4.5 Межкристаллитная коррозия 57
2.4.6 Эрозия-коррозия 58
2.4.7 Растрескивание под напряжением (SCC) 60
2.4.8 Коррозия под отложениями (UDC) 61
2.4.9 Кислотная коррозия 63
2.4.10 Микробиологическая коррозия 63
2.5 Факторы, влияющие на нефтяную коррозию 66
2.5.1 Свободная вода и водный состав 66
2.5.2 Тип масла 68
2.5.3 Состав газа 69
2.5.4 Влияние давления 70
2.5.5 Влияние температуры 71
2.5.6 Влияние скорости 71
2.6 Контроль коррозии 72
2.6.1 Выбор материала 72
2.6.2 Контроль окружающей среды 73
2.6.3 Правильный дизайн 73
2.6.4 Химическая обработка 73
2.7 Выводы и перспективы 74
Ссылки 74
3 Факторы окружающей среды, влияющие на ингибирование коррозии в масле и газовая промышленность 77
Мохамед А. Мигахед
3.1 Введение 77
3.2 Факторы окружающей среды, влияющие на ингибирование коррозии 78
3.2.1 Влияние температуры и давления 78
3.2.2 Влияние параметров потока 81
3.2.3 Влияние природных газов 83
3.2.3.1 Влияние диоксида серы 83
3.2.3.2 Влияние сероводорода 86
3,2 .3.3 Влияние диоксида углерода 88
3.2.4 Влияние катионных видов 91
3.2.5 Влияние анионных видов 91
3.2.6 Влияние микроорганизмов 96
3.2.7 Влияние pH 98
3.2.8 Влияние предварительной коррозии 100
3.3 Выводы и перспективы 101
Ссылки 102
4 Ключевые материалы при добыче нефти и газа и выбор ингибиторов 111
Тьяго Дж. Мескита и Эрве Маршбуа
4.1 Введение 111
4.2 Материалы в нефтегазовой промышленности 112
4.2.1 Углеродистая сталь или CRA? 112
4.2.2 Неметаллические материалы 116
4.3 Выбор ингибитора коррозии для добычи нефти и газа 116
4.3.1 Факторы, влияющие на эффективность ингибитора коррозии 117
4.3.2 Лабораторный выбор ингибитора коррозии 119
4.4 Принципы квалификационных испытаний CI 120
4.4.1 Пузырьковый тест 121
4.4.2 Испытание на разделение 122
4.4.2.1 Коррозионная активность водной фазы после разделения 122
4.4.2.2 Титруемость и коэффициент разделения 123
4.4.3 Влияние на технологический тест 124
4.4.3.1 Тенденция к эмульсии 124
4.4.3.2 Склонность к пенообразованию 125
4.4.4 Испытание колеса 125
4.4.5 Цикл испытания на коррозию высокого давления 127
4.4.6 Испытание на удар струей высокого давления 128
4.5 Выводы и перспективы 129
Ссылки 130
5 Коррозия Подавление в нефтегазовой промышленности: экономические соображения 135
Анупама Р. Прасад, Анупама Кунянканди и Абрахам Джозеф
5.1 Введение 135
5.2 Коррозия: глобальные экономические потери 136
5.2.1 Исторический обзор исследований затрат на коррозию 137
5.2.2 NACE – IMPACT: глобальные затраты на коррозию 138
5.2.3 Глобальное управление коррозией – оценка IMPACT 139
5.3 Амортизация в нефтегазовой отрасли 140
5.3.1 Коррозионные атаки 140
5.3.2 Отказы и факторы риска 141
5.4 Финансовые воздействия 142
5.4.1 Коррозионные издержки в большом количестве 143
5.5 Торможение: денежные меры 144
5.5.1 Достойный мониторинг 145
5.5.2 Надлежащая защита 146
5.6 Выводы и перспективы 147
Ссылки 148
Часть II Выбор ингибиторов 151
6 Ингибиторов коррозии для процесса подкисления в нефтегазовом секторе 153
Кашиф Р. Ансари, Дирадж Сингх Чаухан, Амбриш Сингх, Вишванатан С. Саджи и Мумтаз А. Кураиши
6.1 Введение 153
6.2 Процесс подкисления 154
6.2.1 Типы резервуаров для нефтяных скважин 154
6.2.2 Типы используемых кислот 155
6.2.3 Методы, используемые для управления процессом подкисления 157
6.2.3.1 Замедленные кислотные системы 157
6.2.3.2 Гелеобразные кислоты 157
6.2. 3.3 Химически замедленные кислоты 157
6.2.3.4 Эмульгированные кислоты 157
6.2.4 Выбор кислоты 157
6.2.4.1 Способность кислоты растворять горные породы 158
6.2.4.2 Время расходования кислоты 158
6.2.4.3 Растворимость продуктов реакции 158
6.2.4.4 Плотность и вязкость 158
6.2.4.5 Схема травления после подкисления 158
6.2.5 Типы процесса подкисления 159
6.3 Применение ингибиторов коррозии в процессах подкисления 160
6.4 Выбрано Ингибиторы подкисления 169
6.5 Выводы и перспективы 170
Список литературы 171
7 Ингибиторы коррозии для окружающей среды сладких месторождений (CO ₂ Коррозия) 177
Убонг Эдуок и Ежи Шпунар
7.1 Введение 177
7.2 Механизм CO ₂ Коррозия 178
7.3 Факторы, влияющие на сладкую коррозию 179
7.3.1 Влияние концентрации водорода (pH) и температуры 179
7.3.2 Влияние скорости потока и парциального давления 180
7.3.3 Влияние молекулярного кислорода и ионов железа (Fe ²⁺) Концентрация 181
7.4 На пути к ингибированию и контролю сладкой коррозии 181
7.5 Изменение кинетики коррозии с помощью ингибиторов коррозии 182
7.6 Ингибиторы коррозии для месторождений сладких месторождений 183
7.6.1 Ингибиторы коррозии на основе более мелких молекул 183
7.6.1.1 Производные имидазолина 183
7.6.1.2 Циклические неимидазолиновые соединения 195
7.6.1.3 Нециклические нециклические соединения
7.6.2 Ингибиторы коррозии на основе макромолекул 210
7.6.2.1 Полимеры 210
7.6.2.2 Экстракты растительной биомассы 211
7.6.2.3 Прочие 218
7.7 Биокоррозия в насыщенных CO ₂ Средах 218
7.8 Выводы и перспективы 219
Ссылки 220
8 Ингибиторы коррозии для кислой среды нефтяных месторождений (H ₂ S коррозия) 229
Savior A. Umoren, Моисей М. Соломон и Вишванатан С. Саджи
8.1 Введение 229
8.1.1 Влияние коррозии на экономику и жизнь 229
8.1.2 Справочная информация о кислой коррозии 230
8.1.3 Факторы, влияющие на кислую коррозию 232
8.1.3.1 Влияние H ₂ Концентрация S 232
8.1.3.2 Влияние температуры и продолжительности воздействия 233
8.1.3.3 Влияние скорости потока 233
8.1.3.4 Влияние H ₂ S Парциальное давление 233
8.1.3.5 Влияние химического состава жидкости 233
8.2 Ингибиторы коррозии для кислой среды нефтяных месторождений 233
8.2.1 Ингибиторы на основе аминов 234
8.2.2 Ингибиторы на основе имидазолина 237
8 .2.3 Ингибиторы на основе поверхностно-активных веществ Gemini 238
8.2.4 Ингибиторы на основе полимеров 244
8.3 Выводы и перспективы 247
Ссылки 247
9 Ингибиторы коррозии для нефтеперерабатывающих заводов 255
Yahya T. Al-Janabi
9.1 Введение 255
9.2 Области / установки, где ингибиторы востребованы на нефтеперерабатывающих заводах 257
9.2.1 Установки атмосферной и вакуумной перегонки сырой нефти 257
9.2.2 Каталитический крекинг в псевдоожиженном слое: установка для коксования 259
9.2.3 Гидравлическая обработка 260
9.2.4 Каталитический риформинг 260
9.2.5 Установки для аминовой обработки (очистки кислого газа) 262
9.2.6 Вспомогательные установки 262
9.3 Типы агрессивных веществ Встречается на нефтеперерабатывающих заводах 262
9.3.1 Воздух 263
9.3.2 Вода 263
9.3.3 Сероводород 263
9.3.4 Хлористый водород 263
9.3.5 Соединения азота 264
9.3.6 Кислая вода 264
9.4 Общие типы ингибиторов, используемых / зарегистрированных на нефтеперерабатывающих заводах 264
9.4.1 Нейтрализаторы 264
9.4.2 Ингибиторы съемок 265
9.5 Выводы и перспективы 268
Список литературы 268
Высокотемпературная коррозия на нефтяных и газовых месторождениях 271
Виталис И. Чуквуике и Ракеш К. Барик
10.1 Введение 271
10.2 Высокотемпературная коррозия на нефтяных и газовых месторождениях 272
10.3 Механизм высокотемпературной коррозии в нефтегазовом месторождении 273
10.3.1 Высокотемпературное окисление 274
10.3.2 Высокотемпературное сульфидирование 276
10.3.3 Высокотемпературное науглероживание 276
10.3.4 Высокотемпературное науглероживание Температурное хлорирование 277
10.3.5 Высокотемпературное азотирование 277
10.3.6 Сульфидирование – окисление 278
10.3.7 Коррозия из-за образования золы, отложений и расплавленных солей 278
10.4 Категории и выбор ингибиторов для масла и газовая высокотемпературная коррозия 278
10.4.1 Ингибиторы отложений карбоната кальция и золы 278
10.4.2 Ингибиторы высокотемпературной окислительной коррозии 279
10.4.3 Ингибиторы высокотемпературной нафтеновой кислоты 283
10.4.4 Другие ингибиторы высокотемпературной коррозии 285
10,5 Выводы и перспективы 286
Источники 287
11 Опыт использования химикатов для снижения коррозии в сложных коррозионных средах в нефтегазовой промышленности 289
Сандер Рамачандран
11.1 Введение 289
11.2 Подавление коррозии для систем с высоким содержанием H ₂ S 290
11.3 Подавление коррозии для CO ₂ Третичные системы затопления и CO ₂ Секвестрация 292
11.4 Подавление коррозии в глубоководных системах 295
11.5 Подавление коррозии при высоких температурах 296
11.6 Выводы и перспективы 297
Ссылки 298
12 Полимерные ингибиторы коррозии для нефтегазовой промышленности 303
Savior A.Umoren and Moses M. Solomon
12.1 Введение 303
12.2 Полимерные ингибиторы коррозии 304
12.2.1 Полимерные ингибиторы для химической очистки 304
12.2.2 Ингибиторы процесса подкисления 308
12.2.3 Ингибиторы для кисло-сладких продуктов Окружающая среда 311
12.2.4 Ингибиторы для высокотемпературных применений 315
12.3 Выводы и перспективы 315
Ссылки 317
13 Подавление коррозии под действием микробиологов в нефтегазовой промышленности 321
Бхавна Тхагур, Санджева Чуг, Санджева и Ашиш Кумар Сингх
13.1 Введение 321
13.2 Формирование биопленок 322
13.3 Микробные сообщества, связанные с коррозией 323
13.3.1 Сульфатредуцирующие бактерии 323
13.3.2 Железоокисляющие бактерии 324
13.3.3 Кислотопродуцирующие 9000 бактерий
13.3.4 Бактерии, окисляющие серу 325
13.3.5 Слизнеобразующие бактерии 325
13.4 Возможные стратегии предотвращения 325
13.4.1 Периодическая очистка скребком 325
13.4.2 Чистота 326
13.4.3 Катодная защита и покрытия 326
13.4.4 Биоциды / ингибиторы 327
13.4.5 Биологическая обработка 328
13.5 Последние разработки химических ингибиторов для снижения MIC 329
13.6 Биологическое ингибирование MIC 329
13.6.1 Ингибирование коррозии нитрат-восстанавливающими бактериями 329
13.6.2 Ингибирование коррозии регенеративными биопленками 331
13.6.2.1 Ингибирование коррозии путем вытеснения коррозионных агентов 331
13.6.2.2 Ингибирование коррозии за счет образования защитного барьерного слоя 332
13.6.2.3 Ингибирование коррозии за счет продуцирования антимикробной биопленки 332
13.6.2.4 Коррозия, обладающая секретируемой биопленкой Ингибитор коррозии 333
13.6.2.5 Ингибирование коррозии 9000, секретируемая биопленкой 33
13.7 Выводы и перспективы 333
Ссылки 334
14 Ингибиторы парофазной коррозии для нефтяных и газовых месторождений 339
Бенджамин Вальдес-Салас, Михаэль Шорр-Винер и Нельсон Ченг
14.1 Введение 339
14.2 Magna International VPCIs 340
14.3 Коррозия и борьба с ней в OGI 341
14.3.1 Основы коррозии 341
14.3.2 Нефтегазовая промышленность 342
14.3.3 OGI Sectors 343
14.3 .4 Коррозионная активность нефтегазовых продуктов 345
14.3.5 Металлы и сплавы в OGI 346
14.4 Ингибиторы парофазной коррозии 346
14.4.1 Основы 346
14.4.2 Применение VPCI в OGI 348
14.4.3 Тестирование и мониторинг VPCI 349
14.4.4 Исследования и разработки 350
14.5 Выводы и перспективы 353
Благодарности 353
Ссылки 353
15 Механизмы действия ингибитора: пассивация и самовосстановление 359
Ивана Евремови ć, Ин-Сюань Чен, Абдулрахман Алтин и Андреас Эрбе
15.1 Введение 359
15.2 Систематика и феноменология 360
15.3 Поверхностно-активные ингибиторы 364
15.4 Практический пример (1): Поверхностно-активное вещество на основе имидазолина для смягчения коррозии мягкой стали в присутствии CO ₂ 367
15.5 Практический пример (2): Взаимодействие 2-меркаптобензотиазола (MBT ) с медью 369
15,6 Практический пример (3): β-Циклодекстрин способствует высвобождению ингибиторов 372
15,7 Выводы и перспективы 375
Ссылки 376
Часть III Взаимодействие с дополнительными добавками 383
16 Антискаланты и их совместимость с ингибиторами коррозии 385
Цивэй Ван и Тао Чен
16.1 Введение 385
16.2 Образование накипи 385
16.3 Стратегия уменьшения масштабов 388
16.3.1 Контроль потока 388
16.3.2 Изменение жидкости 388
16.3.3 Удаление отложений 388
16.3.4 Химическое ингибирование 388
16.4 Антискалантная химия 389
16.5 Механизмы антискалантной функции 393
16.5.1 Ингибирование нуклеации 393
16.5.2 Замедление роста кристаллов 394
16.5.3 Модификация формы кристаллов 395
16.5.4 Дисперсия 395
16.6 Антискалантная обработка 396
16.7 Совместимость с ингибиторами коррозии 397
16.7.1 Влияние ингибитора коррозии на эффективность антискаланта 398
16.7.2 Влияние антискаланта на антискалант Производительность 399
16,8 Выводы и перспективы 399
Ссылки 400
17 Ингибиторы гидратов и их влияние на ингибирование коррозии 407
Ютаек Сео
17.1 Введение 407
17.2 Процесс образования газовых гидратов 407
17.3 Стратегии ингибирования гидратов с помощью спиртов или гликолей 409
17.4 Кинетические ингибиторы гидратов 412
17.5 Взаимодействие между гидратами и ингибиторами коррозии Справочные материалы 41469
17.6 416
18 Сульфидные поглотители и их влияние на ингибирование коррозии 421
Viswanathan S.Saji
18.1 Введение 421
18.2 Сульфидные поглотители: типы и свойства 422
18.3 Свойства поглотителей, ингибирующих / индуцирующих коррозию и загрязнение, и их совместимость с дополнительными добавками 424
18.4 Выводы и перспективы 427
Ссылки 427 Индекс 433
Ингибиторы коррозии | Нефтегазовые продукты
ИНГИБИТОРЫ НЕФТЯНОЙ КОРРОЗИИ
Shrieve предлагает ряд ингибиторов коррозии для обеспечения защиты от коррозии для обработки соляной кислотой (HCl), добывающих скважин, трубопроводов, скважин для захоронения, нагнетательных скважин и нефтеперерабатывающих заводов.Наш ассортимент ингибиторов коррозии – это химические вещества, используемые для защиты металлических компонентов.
BIO-COR 1002
Концентрат ингибитора коррозии на основе имидазолина, который используется для приготовления ингибиторов коррозии для нефтепромысловых и нефтеперерабатывающих заводов. Он растворим в тяжелой ароматической нафте, изопропиловом спирте, керосине, ксилоле и метаноле. Он нерастворим в воде, но его можно сделать диспергируемым в воде, добавив поверхностно-активные вещества или сделав соль уксусной кислоты. Доступен в версии для напряженности поля, BIO-ADD 1002F.
БИО-КОР 1011
Универсальный соляно-кислотный ингибитор коррозии. Он эффективен при всех концентрациях HCl кислоты до 28% и при температурах до 350 ° F (177 ° C). BIO-COR 1011 не содержит алкилфенолов, ароматических растворителей, тяжелых металлов или четвертичных аминов.
БИО-КОР 1016
Смесь аминов и растворителей, используемая в качестве маслорастворимого ингибитора коррозии, образующего пленку. Он обеспечивает эффективный контроль коррозии в добывающих скважинах, трубопроводах, скважинах для захоронения, нагнетательных скважинах и на нефтеперерабатывающих заводах.
BIO-COR 1031
Эффективный ингибитор коррозии соляной (HCl) кислотой широкого спектра действия. Его можно использовать при любых концентрациях HCl кислоты для кислотной обработки скважин, кислотного гидроразрыва пласта и промышленной очистки при температуре до 200 ° F (93 ° C) для образования защитной пленки на металлических поверхностях.
БИО-КОР 2890
Кислотно-щелочной концентрат димера имидазолина, используемый для составления маслорастворимых ингибиторов пленочной коррозии. Он также обладает свойствами поверхностно-активного вещества, обеспечивающими смачиваемость маслом и смазывающую способность.BIO-COR 2890 может быть смешан с углеводородами, такими как ароматическая нафта, для создания ингибиторов коррозии напряженности поля для трубопроводов, скважин для захоронения и нагнетательных скважин.
SCP CI 2063
SCP CI 2063 представляет собой пленкообразующий ингибитор коррозии на основе имидазолина, в первую очередь предназначенный для применения в трубопроводах, под водой и на поверхности. Водорастворимый продукт, он эффективен против двуокиси углерода (CO₂) и сероводорода (H₂S) в нефтегазовых системах. SCP CI 2063 произведен в соответствии с высочайшими техническими характеристиками и превзошел многие ингибиторы коррозии с аналогичным химическим составом при независимых лабораторных испытаниях.SCP CI 2063 эффективен в нефти / газе / воде, а также обеспечивает отличную защиту в высокотемпературных системах до 130 ° C (266 ° F). Хотя он растворим в воде, он не накапливается в водной фазе непропорционально.
(PDF) Обзор ингибиторов коррозии для нефтегазовых проблем коррозии
Прил. Sci. 2020,10, 3389 13 из 16
29.
Carter, D.R .; Адамс, штат Нью-Джерси. Сероводород в буровой промышленности. В материалах 4-го симпозиума по глубокому бурению
и производственного симпозиума, Амарилло, Техас, США, 1–3 апреля 1979 г .; Общество инженеров-нефтяников AIME:
Даллас, Техас, США, 1979; стр.123–135.
30.
Каррелл М.А. Восстановление добытой воды для производства пара на месторождении реки Керн. В материалах
54-й Ann. Конф. Soc. Pet Eng. A.I.M.E., SPE 8411, Лас-Вегас, Невада, США, 23–26 сентября 1979 г.
31. Fang, H .; Nesic, S .; Браун, В .; Ван, С. Общая коррозия CO2 в рассолах с высокой соленостью. Коррозия 2006.
32.
Ramachandran, S .; Bartrip, K .; Menendez, C .; Косио, С. Предотвращение эрозии и эрозионной коррозии с помощью специальных химикатов
.На Международном симпозиуме по химии нефтяных месторождений; Общество инженеров-нефтяников:
Хьюстон, Техас, США, 2003.
33.
Yesudass, S .; Olasunkanmi, L.O .; Бахадур, I .; Kabanda, M.M .; Obot, I.B .; Эбенсо, Э.Э. Экспериментальные и теоретические исследования
некоторых выбранных ионных жидкостей с различными катионами / анионами в качестве ингибиторов коррозии для мягкой стали
в кислой среде. J. Taiwan Inst. Chem. Англ. 2016,64, 252–268. [CrossRef]
34. Фаркуар, Г. Обзор тенденций в области коррозии, вызванной микробиологически.Матер. Выполнять. 1993, 32, 53.
35.
Umoren, S .; Соломон, М. Последние разработки по использованию полимеров в качестве ингибиторов коррозии – обзор.
Open Mater. Sci. J. 2014,8, 39–54. [CrossRef]
36.
Abreu, C .; Искьердо, М .; Merino, P .; N
–
voa, X .; P
é
rez, C. Новый подход к определению периода катодной защиты
в красках с высоким содержанием цинка. Коррозия 1999,55, 1173–1181. [CrossRef]
37.
Mansfeld, F .; Цай, С. Определение разрушения покрытия с помощью EIS: I. Основные соотношения. Коррозия
1991
,
47, 958–963. [CrossRef]
38.
Umoren, S .; Obot, I .; Мадханкумар, А .; Gasem, Z. Оценка эффективности пектина как экологически чистого ингибитора коррозии
для трубопроводной стали X60 в кислой среде. Углеводы. Polym. 2015, 124, 280–291. [CrossRef]
39.
Tiu, B.D.B .; Адвинкула, Р. Полимерные ингибиторы коррозии для нефтегазовой отрасли: Графический дизайн и механизм
.Реагировать. Функц. Polym. 2015,95, 25–45. [CrossRef]
40.
Goyal, M .; Kumar, S .; Бахадур, I .; Verma, C .; Эбенсо, Э. Органические ингибиторы коррозии для промышленной очистки
черных и цветных металлов в кислых растворах: обзор. J. Mol. Liq. 2018, 256, 565–573. [CrossRef]
41.
Verma, C .; Quraishi, M .; Singh, A. 5-Замещенные 1H-тетразолы в качестве эффективных ингибиторов коррозии для мягкой стали
в 1M соляной кислоте. J. Taibah Univ.Sci. 2016,10, 718–733. [CrossRef]
42.
Azhar, M .; Mernari, M .; Traisnel, M .; Bentiss, F .; Лагрене, М. Ингибирование коррозии мягкой стали с помощью нового класса ингибиторов
[2,5-бис (н-пиридил) -1,3,4-тиадиазолов] в кислой среде. Коррос. Sci.
2011
, 43, 2229–2243.
[CrossRef]
43.
Mobin, M .; Zehra, S .; Parveen, M. l-цистеин в качестве ингибитора коррозии для мягкой стали в 1M HCl и синергетический эффект
анионных, катионных и неионных поверхностно-активных веществ.J. Mol. Liq. 2016, 216, 598–607. [CrossRef]
44.
Da Silva, A .; D’Elia, E .; Гомес, Дж. Ингибирование коррозии углеродистой стали в растворе соляной кислоты с использованием восстановленного основания Ши этилендиамина
. Коррос. Sci. 2010,52, 788–793. [CrossRef]
45.
Gong, Y .; Wang, Z .; Gao, F .; Zhang, S .; Ли, Х. Синтез новых производных бензотриазола, содержащих углеродные цепи
, в качестве ингибиторов коррозии меди в растворе хлорида натрия. Ind.Англ. Chem. Res.
2015
, 54,
12245–12253. [CrossRef]
46.
Ghazoui, A .; Saddik, R .; Benchat, N .; Guenbour, M .; Hammouti, B .; Al-Deyab, S.S .; Заррук, А. Сравнительное исследование
производных пиридина и пиримидина в качестве ингибиторов коррозии стали C38 в молярной HCl. Int. J.
Electrochem. Sci. 2012,7, 7080–7097.
47.
Raja, P .; Сетураман, М. Натуральные продукты как ингибитор коррозии металлов в агрессивных средах – обзор.
Матер. Lett. 2008, 62, 113–116. [CrossRef]
48.
Verma, C .; Ebenso, E .; Бахадур, I .; Кураиши, М. Обзор растительных экстрактов как экологически безопасных
и ингибиторов зеленой коррозии для металлов и сплавов в агрессивных коррозионных средах. J. Mol. Liq.
2018
, 266,
577–590. [CrossRef]
49.
Pillard, D .; Cornell, J .; Dufresne, D .; Эрнандес, М. Токсичность бензотриазола и производных бензотриазола
для трех водных видов.Water Res. 2001, 35, 557–560. [CrossRef]
50.
Abdallah, M .; Megahed, H .; Radwan, M .; Abdfattah, E. Соединения полиэтиленгликоля как ингибиторы коррозии
для алюминия в 0,5 М растворе соляной кислоты. Варенье. Sci. 2012,8, 49–55.
51.
Awad, M .; Metwally, M .; Soliman, S .; Эль-Зомрави, А .; Бедэр, М. Экспериментальные и квантово-химические
исследования действия полиэтиленгликоля как ингибиторов коррозии поверхности алюминия. J. Ind.Англ. Chem.
2013,20, 796–808. [CrossRef]
Предстоящий ингибитор, полезный для нефтегазодобывающей промышленности: потеря веса, электрохимический, поверхностный и квантово-химический расчет
Потеря веса
Последствия концентрации
Показан процент эффективности ингибирования с увеличением концентрации ингибитора на рис. 2а, который показывает, что эффективность ингибирования увеличивается по мере увеличения концентрации ингибитора, предполагая, что большее количество молекул ингибитора адсорбируется на активных центрах металла и, таким образом, предотвращает прямой контакт между металлом и агрессивным раствором.Наивысшая эффективность ингибирования, полученная при 400 мг / л, составляет 93% (сталь J55) и 90% (сталь N80). Однако дальнейшее увеличение концентрации ингибитора не приводит к значительному изменению значения эффективности ингибирования. Поэтому оптимальной концентрацией была выбрана 400 мг / л.
Рисунок 2
( a ) Изменение эффективности ингибирования ( η %) с концентрацией ингибитора при 313 К. ( b ) Изменение эффективности ингибирования ( η %) в зависимости от температуры.( c , d ) Графики Аррениуса скорости коррозии ( C _R) из ( c ) стали J55 ( d ) стали N80 при отсутствии и наличии оптимальной концентрации ингибитора.
Следствие температуры
Изменение эффективности ингибирования с увеличением температуры от 313 до 373 K при оптимальной концентрации ингибитора показано на рис.2b. На рис. 2b показано, что эффективность ингибирования снижалась с повышением температуры для сталей J55 и N80 из-за десорбции молекул ингибитора с металлических поверхностей ³⁰.
Энергия активации процесса коррозии была рассчитана с использованием уравнения Аррениуса:
$$ \ mathrm {log} \, {C} _ {R} = \ frac {- {E} _ {a}} {2.303RT } + \, \ mathrm {log} \, \ lambda $$
(12)
где E _a представляет энергию активации, R представляет собой универсальную газовую постоянную, а λ означает предэкспоненциальный множитель.Значение энергии активации в отсутствие и в присутствии ингибитора рассчитывали, используя линейную регрессию между log ° C _R и 1 / T (рис. 2в, г). Энергия активации для обеих ингибированных систем выше, чем энергия активации для неингибированной системы, то есть 14,46 кДж / моль (неингибированная сталь J55), 14,07 кДж / моль (неингибированная сталь N80). Однако в присутствии ингибитора E _a увеличилось до 36.59 кДж / моль и 22,57 кДж / моль для стали J55 и N80 соответственно.
Высокие значения E _a предполагают, что в присутствии ингибитора коррозионных реакций образовался высокий энергетический барьер. Таким образом, можно избежать зарядки или массопереноса с поверхности металла за счет адсорбированных молекул ингибитора.
Электрохимические измерения
Электрохимическая спектроскопия импеданса (EIS)
Спектры импеданса для сталей J55 и N80 в 3.5% раствор NaCl, насыщенный CO ₂ в отсутствие и в присутствии различных концентраций PM, показаны на рис. 3a – d в виде графиков Найквиста и графиков фазового угла Боде ³¹. Графики Найквиста состоят из вдавленных полукругов с одной емкостной петлей в зоне высоких частот (HF) и одной индуктивной петлей в зоне низких частот (LF). Возникновение индукционной петли связано с процессом релаксации H _{объявлений} или FeOH _{объявлений} ³².Диаметр полукруга увеличивается с увеличением концентрации ингибитора из-за адсорбции ингибиторов, образующих защитную пленку ингибитора на поверхности металла (рис. 3а, б). Расчетные параметры EIS из графиков Найквиста приведены в таблице 1.
Рисунок 3
( a , b ) Графики Найквиста для ( a ) стали J55 ( b ) стали N80 в 3,5% NaCl насыщенный CO ₂ в отсутствие и в присутствии различных концентраций ингибиторов при 313 К.( c , d ) Графики фазового угла (log f против α °) спектров импеданса для стали ( c ) J55 ( d ) стали N80 в 3,5% NaCl, насыщенном CO ₂ в отсутствие и в присутствии различных концентраций ингибиторов при 313 К. ( e , f) Модель эквивалентной схемы, используемой для соответствия данным EIS.
Таблица 1 Параметры электрохимического импеданса для сталей J55 и N80 в 3.5% NaCl, насыщенный CO ₂ в отсутствие и в присутствии различных концентраций ингибитора при 313 К.
Результаты импеданса спектров EIS были рассчитаны путем подбора двух эквивалентных схем (рис. 3e, f), которые состоят из R _с (стойкость к раствору), R _п. (сопротивление поляризации), CPE (элемент постоянной фазы) и R _L (индуктивное сопротивление) и L (индуктивность) ³³.{-n} $$
(13)
где Y _o – величина CPE, j – квадратный корень из -1, и n – фазовый сдвиг, который может использоваться как индикатор неоднородности или шероховатости поверхности, а ω – угловой частота ³⁵.
В EIS степень сложности реакции коррозии отражается в R _p значений, выше значение R _p ниже скорость коррозии.Изучение данных EIS в таблице 1 показывает, что R _{p, значение} увеличивается с увеличением концентрации ингибитора. Это свидетельствует о том, что ингибитор эффективно предотвращает коррозию и образуется защитный слой на поверхности электрода. Этот слой действует как барьер для переноса массы и заряда. Точность подобранных данных оценивалась по критерию хи-квадрат ( х ²). Значения χ ² очень малы (таблица 1), что свидетельствует о том, что эквивалентная схема идеальна для установки.
Значение эффективности ингибирования можно рассчитать по следующему уравнению:
$$: \ eta \% = (1- \ frac {{R} _ {p}} {{R} _ {p (i)} }) \ times 100 $$
(14)
где R _p [сумма R _ct (сопротивление переносу заряда) и R _пленка (сопротивление пленки)] и R _{p (i),} соответственно представляют сопротивление поляризации в отсутствие и в присутствии различных концентраций ингибиторов.Из таблицы видно, что значение поляризационного сопротивления при добавлении ингибиторов увеличивается из-за образования защитной пленки на границе раздела металлического раствора ³⁶. Уменьшение величины ЦПЭ в присутствии ингибиторов (табл. 1) свидетельствует об увеличении толщины двойного слоя. Кроме того, значения « n » в присутствии ингибиторов увеличились с 0,787 до 0,834 по сравнению с заготовкой 0,783 (сталь J55) и 0,749 (сталь N80), показывая, что поверхность металла становится более однородной в присутствии молекул ингибитора ³⁷.
На графиках фазового угла Боде (рис. 3c, d) на промежуточной частоте полученные значения фазового угла находятся в диапазоне от 38,9 ° до -59,8 ° для стали J55 и от 39,1 ° до -61,2 ° для стали N80. Однако идеальный фазовый угол конденсатора на промежуточной частоте составляет -90 ° ³⁸. Таким образом, приближение фазового угла к -90 ° с добавлением ингибиторов предполагает, что электрохимическое поведение коррозии становится более емкостным ³⁹.
Потенциодинамическая поляризация
Потенциодинамические поляризационные кривые для сталей J55 и N80 в отсутствие и в присутствии ингибитора в 3.5% -ный раствор NaCl, насыщенный CO ₂ при температуре 3131 К, показаны на рис. 4а, б. Линейный участок катодной и анодной тафелевых линий позволяет рассчитать некоторые ценные потенциодинамические параметры, такие как плотность тока коррозии (– _corr), потенциал коррозии ( E _корр), катодные и анодные тафелевы откосы ( b _с, б _a) и эффективности ингибирования ( η %).Эти параметры приведены в таблице 2. ⁴⁰. Эффективность ингибирования рассчитывалась по следующему уравнению:
$$ \ eta \% = (1- \ frac {{i} _ {\ mathrm {corr} ({\ rm {i}})}} {{i} _ {{\ rm {corr}}}}) \ times 100 $$
(15)
где i _corr и i _{corr (i)} – плотность тока коррозии в отсутствие и в присутствии ингибитора соответственно.Таблица 2 показывает, что по мере увеличения концентрации ингибитора происходит значительное снижение плотности тока коррозии с 94,4 мкА см ⁻² до 9,1 мкА см ⁻² для стали J55 и с 106,3 мкА см ⁻² до 10,2 мкА см ⁻² для стали J55, что отражает подавление реакций коррозии. Изменения в E Значения _corr показывают почти постоянную тенденцию с максимальным изменением 53 мВ.Такие типы E Изменение значения _corr было отнесено к смешанному типу ингибиторного действия ^41,42. Значения наклона анодного и катодного тафеля в присутствии ингибитора для обеих сталей (J55 и N80) демонстрируют некоторые отклонения (таблица 2) по сравнению со значениями в отсутствие ингибитора, что свидетельствует о том, что в присутствии ингибитора как анодный, так и катодный затронуты коррозионные реакции. Кроме того, с увеличением концентрации ингибитора значения эффективности ингибирования увеличиваются из-за образования адсорбированной пленки молекул ингибитора на поверхности металла.
Рисунок 4
Потенциодинамические поляризационные кривые для стали ( a ) J55 и ( b ) N80 в 3,5% NaCl, насыщенном CO ₂ в отсутствие и в присутствии ингибиторов различной концентрации при 313 К.
Таблица 2 Потенциодинамические параметры поляризации для сталей J55 и N80 в 3,5% NaCl, насыщенном CO ₂ в отсутствие и в присутствии ингибитора с различной концентрацией при 313 К.
Изотерма адсорбции
В текущем исследовании были опробованы различные изотермы, такие как Темкин, Фрумкин и Ленгмюр. Однако лучше всего подошла изотерма Ленгмюра. Изотерма Ленгмюра выражается следующим уравнением ⁴³:
$$ \ frac {{C} _ {inh}} {\ theta} = \ frac {1} {{K} _ {ads}} + {C } _ {inh} $$
(16)
где K _адс – константа равновесной адсорбции, C _inh – концентрация ингибитора, а θ – доля поверхности, покрытая молекулами ингибитора.После построения графика между C _дюймов/ θ по сравнению с C _дюймов, была получена прямая линия (рис. 5a, b) с коэффициентом корреляции (R ²) для стали J55 в диапазоне от 0,9969 для EIS и 0,9983 для поляризации Tafel и стали N80 от 0,99968 для EIS и 0,99986 для Тафелевская поляризация. Значения K _адс представляют собой прочность между адсорбатом и адсорбентом, т.е.\ circ} _ {ads} = – RT \, \ mathrm {ln} (55,5 {K} _ {ads}) $$
(17)
где R – газовая постоянная, а T – абсолютная температура. Значение 55,5 – это концентрация воды в растворе в моль л ^-1. Значения К _адс и Δ G ° _адс приведены в таблице 3. Отрицательные значения Δ G ° _адс обеспечивают спонтанность процесса адсорбции и стабильность адсорбированной пленки на поверхности стали ⁴⁷.Как правило, значения Δ G ° _адс ≤ -20 кДж моль ^-1 означают физисорбцию, а значения более отрицательные, чем -40 кДж моль ^-1, означают хемосорбцию. Расчетное значение Δ G ° _адс для стали J55 с ингибитором находится в диапазоне от –37,29 кДж / моль до –33,64 кДж / моль, а для стали N80 с ингибитором находится в диапазоне от –35,32 кДж / моль до -32,60 кДж / моль (Таблица 3), что, вероятно, указывает на то, что будет происходить как физическая, так и химическая адсорбция.
Рисунок 5
Графики изотермы адсорбции Ленгмюра для ингибиторов ( a ) стали J55 и ( b ) N80.
Таблица 3 Термодинамические параметры адсорбции ингибитора на стали J55 и N80 в 3,5% NaCl, насыщенном CO ₂ в отсутствие и в присутствии оптимальной концентрации ингибитора.
Дифракция рентгеновских лучей (XRD)
Продукт коррозии на поверхности образцов углеродистой стали был определен методом дифракции рентгеновских лучей, результаты показаны на рис.6а, б. Пики при 2θ = 33 °, 40 °, 44 °, 48 °, 51 °, 52 ° и 66 ° можно отнести к оксидам железа. На рентгенограммах ингибированной поверхности (рис. 6б) видно только присутствие пиков железа. Обнаружено, что пики, связанные с оксидами железа, отсутствуют ⁴⁸, что связано с образованием защитной пленки ингибитора на поверхности металла.
Рисунок 6
Спектры XRD стали ( a ) J55 sttel + N80 в ингибированном растворе и ( b ) стали J55 + стали N80 в 3.5% раствор NaCl.
Контактный угол
Измерение контактного угла проводилось в отсутствие и в присутствии ингибитора как для стали J55, так и для N80, и показано на рис. 7. Угол контакта в отсутствие ингибитора для стали J55 был измерен как 21,2 ° и для стали Н80 – 14,7 °. В отсутствие ингибитора значение краевого угла ниже, что свидетельствует о том, что поверхность металла проявляет гидрофильные свойства и способствует адсорбции молекул воды и усилению коррозии ¹³.Однако по мере добавления ингибитора значения краевого угла смачивания увеличиваются до 124,7 ° для стали J55 и до 88,5 ° для стали N80, подтверждая, что металлические поверхности стали гидрофобными и отталкивали молекулы воды, и, таким образом, процесс коррозии снижается. Этот результат подтверждает, что молекулы ингибитора адсорбируются и образуют пленку на поверхности металла ⁴⁹.
Рисунок 7
Графики зависимости угла смачивания от концентрации ингибитора для ингибиторов.
Анализ поверхности
Сканирующая электронная микроскопия (СЭМ)
СЭМ-микрофотография сталей J55 и N80 в отсутствие и в присутствии оптимальной концентрации ингибитора показана на рис.8a – d. В отсутствие ингибитора стальные поверхности становятся шероховатыми из-за повреждений, вызванных коррозионным воздействием угольной кислоты (рис. 8а, б). Однако в присутствии ингибитора стальные поверхности становятся гладкими ⁵⁰ (рис. 8c, d). Этот результат дополнительно подтверждает наличие пленки адсорбированного ингибитора на поверхности металла ⁵¹.
Рисунок 8
SEM-изображения для ( a ) заготовки из стали J55 ( b ) из стали PM + J55 ( c ) из стали N80 ( d ) из стали PM + N80.
Сканирующая электрохимическая микроскопия (SECM)
На рис. 9a – d показаны трехмерные изображения SECM образцов стали J55 и N80, погруженных в 3,5% раствор NaCl, насыщенный CO. ₂ ^52,53,54,55. В отсутствие ингибитора, когда кончик зонда приближался к поверхности металла, ток начинал возрастать, что свидетельствует о проводящей природе поверхности металла (рис. 9a, c) ⁵⁶. Однако в присутствии ингибитора при приближении зонда к поверхности металла величина тока уменьшается (рис.9б, г), что свидетельствует о том, что металлическая поверхность становится изолирующей за счет адсорбированной пленки ингибитора ⁵⁷.
Рисунок 9
Значения SECM для ( a ) Заготовка y- ось 3D-J55 сталь ( b ) Заготовка y -ось 3D-N80 сталь ( c ) PM + J55 сталь y – ось 3D ( c ) PM + N80 сталь y – ось 3D.
Атомно-силовая микроскопия (АСМ)
Трехмерные АСМ-изображения стальных поверхностей в отсутствие и в присутствии ингибитора показаны на рис.10a – d. В отсутствие ингибитора поверхность металла была повреждена. Повреждение во многом объясняется растворением оксидной пленки и максимальным масштабом высот, достигающим 200 и 82 нм для сталей N80 и J55 соответственно (рис. 10a, b). Однако в присутствии ингибитора поверхность металла кажется более плоской, однородной и однородной, а максимальная шкала высоты уменьшается до 40 нм и 3,35 нм для сталей N80 и J55 соответственно (рис. 10b, d) ⁵⁸. Эти результаты дополнительно подтверждают образование пленки ингибитора на поверхности металла.
Рисунок 10
Изображения с атомно-силовой микроскопии для ( a ) стали Blank-J55 ( b ) стали Blank-N80 ( c ) стали PM + J55 и стали ( d ) PM + N80.
Квантово-химические расчеты
Оптимизированная геометрия и граничная орбитальная энергия нейтрального и протонированного ингибитора показаны на рис. 11a – f. Квантово-химические параметры приведены в таблице 4. Адсорбция молекул ингибитора на поверхности металла зависит от положения пограничного орбитального энергетического уровня между молекулами ингибитора и уровнем Ферми металлического железа ⁵⁹.Граничные орбитальные энергии молекул ингибитора в нейтральной и протонированной формах и уровень Ферми железа показаны на рис. 12а, б. На рисунке 12а показано, что в нейтральной форме ингибитора E Уровень энергии _HOMO находится на уровне -5,440 эВ, что очень близко к уровню Ферми железа, то есть -5,177 эВ. Однако E _{LUMO Уровень энергии} составляет -1,577 эВ, далеко от уровня Ферми железа. Следовательно, перенос электрона с энергетического уровня ВЗМО на поверхность железа может иметь место легко.Энергетическая щель между уровнем Ферми железа и E _LUMO молекулы ингибитора большой. Таким образом, перенос электрона с поверхности железа на НСМО-орбиталь молекулы ингибитора очень затруднен.
Рисунок 11
( a , b ) Оптимизированная геометрия ( a ) нейтральная ( b ) протонированная. ( c , d ) Граничные молекулярные орбитали нейтрального ингибитора ( c ) HOMO ( d ) LUMO.( e , f ) Граничные молекулярные орбитали протонированного ингибитора ( c ) HOMO ( d ) LUMO.
Таблица 4 Расчетные квантово-химические параметры ингибитора. Рисунок 12
( a , b ) Энергетические позиции пограничной орбиты молекулы ингибитора с протонированным ингибитором на поверхности железа ( a ), нейтральным ингибитором ( b ).
В случае протонированной формы молекулы ингибитора (рис.12b) уровень Ферми железа (−5,177 эВ) очень близок к E _LUMO уровень энергии (-5,616 эВ), а E _{HOMO Уровень энергии} (−8,540 эВ) далек от уровня Ферми железа. Таким образом, может быть очень трудно осуществить перенос электрона с орбитали ВЗМО на поверхность железа. Однако перенос электрона происходит с поверхности железа на уровень энергии НСМО. Кроме того, таблица 4 показывает, что рассчитанное значение Δ N в нейтральной форме является положительным, предполагая, что электронодонорная способность молекул ингибитора, в то время как в протонированной форме, становится отрицательной, что указывает на то, что молекулы ингибитора не могут отдавать электроны, а чем принимать электроны из металла.
Анализ индекса Фукуи
Анализ индекса Фукуи был использован для анализа сайтов, присутствующих над молекулами ингибитора, которые участвуют в донорно-акцепторных взаимодействиях с поверхностью металла. Сайты на молекулах ингибитора, которые отдают и принимают электроны, представлены как f _k ^– (нуклеофильный сайт) и f _k ⁺ (электрофильный узел), соответственно ⁶⁰.Таким образом, чем выше значения f _k ^– и f _k ⁺, тем больше будет тенденция к донорству и акцепту электронов, соответственно. Рассчитанные индексы Фукуи представлены в таблице 5. В исследуемом ингибиторе C (1), C (2), C (4), C (5), N (7), N (8), C (10), C (11), C (12), C (14), C (15), C (16), C (17), C (19), C (20), C (21), O (23) и O (25) атомы являются более восприимчивыми центрами для передачи электронов и C (1), C (2), C (3), C (4), N (6), N (8), C (11), C ( 12), C (13), C (15), C (17) и O (25), атомы являются наиболее благоприятными местами для акцептирования электронов.Таким образом, гетероциклические кольца наряду с фенильными кольцами являются наиболее реактивными центрами для электронодонорно-акцепторных взаимодействий и способствуют адсорбции ингибитора на стальных поверхностях.
Таблица 5 Расчетные функции Фукуи для исследуемых молекул ингибитора в нейтральной форме.
Моделирование молекулярной динамики
Взаимодействие между металлом и ингибитором было изучено с помощью моделирования молекулярной динамики, результаты показаны на рис. 13. Такие параметры, как полная энергия, энергия адсорбции, энергия жесткой адсорбции и энергия деформации, приведены в таблице в таблице. Таблица 6.Все энергии указаны в кДж / моль.
Рис. 13
Вид сверху и сбоку наиболее стабильных конфигураций адсорбции ингибитора на поверхности Fe (110), рассчитанных с использованием моделирования Монте-Карло.
Таблица 6 Энергии адсорбции ингибитора на поверхности Fe (110), полученные с помощью молекулярно-динамического моделирования (в кДж / моль).
Изучение рисунка позволяет предположить, что молекула ингибитора адсорбируется на поверхности металла, имея полную плоскую конфигурацию.Энергия адсорбции в настоящем исследовании отрицательная (-111,01 кДж / моль), что свидетельствует о более сильной адсорбции молекулы ингибитора. Таким образом, результат МД хорошо согласуется с квантово-химическими расчетами и экспериментальными результатами.
Руководство по закачке ингибиторов коррозии в системы добычи нефти и газа | EI
Опубликовано: август 2018 г.
REF / ISBN: 9780852938805
Издание: 1-е
Статус: Текущий
Это первое издание технической публикации содержит руководство по введению ингибиторов коррозии для контроля коррозии в системах добычи нефти и газа.Он основан на отчете об исследовании HSE RR1023 «Надежное ингибирование коррозии в нефтегазовой промышленности » и опирается на опыт отраслевых экспертов, чтобы помочь эксплуатирующим компаниям минимизировать риск ловушек, связанных с применением ингибиторов коррозии.
Эта публикация содержит информацию, касающуюся технических и управленческих аспектов инъекции ингибитора коррозии, от определения первоначальной потребности в ингибиторе коррозии до соображений по выбору правильного химического вещества, практических рекомендаций по их применению и обеспечения химических характеристик с помощью соответствующих мониторинг.
Кроме того, в этой публикации освещаются соображения относительно продолжения эксплуатации добывающих месторождений и связанные с этим проблемы для систем, которые требуют эксплуатации с увеличенным сроком службы оборудования из углеродистой стали и вспомогательных систем впрыска ингибитора коррозии. Благодаря эффективной конструкции и эксплуатации системы впрыска ингибитора коррозии могут обеспечить гибкое и надежное снижение коррозии углеродистой стали на протяжении предполагаемого срока эксплуатации добывающих месторождений.
В данном руководстве рассматривается применение ингибиторов коррозии для защиты углеродистой стали, в том числе:
скважин;
НКТ;
производственные трубопроводы за штуцером на устье скважины;
транспортные выкидные трубопроводы и трубопроводы (включая внутренний поток клапана) и
трубопроводов верхнего строения.
В этом документе не рассматривается борьба с коррозией в: сосудах высокого давления; насосы или системы впрыска морской воды.
Преимущества для участников
Являетесь ли вы членом EI? Если да, зарегистрируйтесь / войдите в систему сейчас, чтобы убедиться, что вы получаете бесплатный доступ или скидки на публикации EI.
Если вы не являетесь участником, почему бы не присоединиться сегодня и не получить все преимущества членства в EI? Члены EI имеют право на 25% скидку на большинство публикаций EI.
Предотвращение внутренней коррозии трубопроводов нефтегазовых месторождений
Трубопроводы для нефтяных и газовых месторождений обычно делятся на две категории: одна используется для транспортировки необработанной жидкости устья скважины, а другая используется для транспортировки очищенной жидкости. Трубопроводы используются для транспортировки однофазных или многофазных жидкостей. При разведке и добыче нефти и газа эти трубопроводы используются для подключения скважин сырой нефти и природного газа к технологическим объектам, транспортировки обработанных жидкостей с морских платформ на берег, а затем для обработки, транспортировки очищенной воды для нагнетания или для коммерческий перевод.Выход из строя трубопроводов может затруднить работу всего нефтегазового актива, поскольку транспортировка невозможна. Даже если морские и береговые объекты хорошо эксплуатируются и управляются, отказ трубопроводов может привести к остановке всех операций из-за нарушения связи.
Ограничения проектирования и строительства
Эти трубопроводы спроектированы с учетом исходных эксплуатационных требований. Материал конструкции подбирается в соответствии с этими требованиями. Часто спроектированный трубопровод не может выдерживать условий, отличных от условий, в которых он был первоначально спроектирован.Например, если трубопровод спроектирован для очищенного природного газа, у него могут возникнуть проблемы с коррозией, если его переключить на неочищенный природный газ. Прокладка подводных трубопроводов требует значительно больше времени и денег, чем прокладка сопоставимых наземных трубопроводов, из-за подводных работ и сезонных морских условий. Соответственно, оператор, занимающийся разведкой и добычей нефти и природного газа, прокладывает подводные трубопроводы только в соответствии с требованием, и в случае отказа может отсутствовать резервный трубопровод. Это также относится к наземным трубопроводам и технологическому оборудованию.Очевидно, что целостность трубопровода напрямую влияет на добычу сырой нефти и природного газа. На рисунке 1 показаны соответствующие категории трубопроводных сервисов и связанных действий.
Меры предосторожности при эксплуатации
Перед подачей сырой нефти, конденсата или природного газа в трубопровод рабочая группа должна убедиться, что транспортируемый материал соответствует проектным параметрам трубопровода. Если есть временные нарушения в работе; Например, если природный газ может иметь чрезмерную влажность, влажный газ следует отводить, скажем, на факел, а не направлять влажный газ в трубопровод.Операционная группа должна постоянно контролировать рабочие параметры. Если параметры отличаются от проектных диапазонов, команда должна предпринять действия. В случае очищенного трубопровода для сырой нефти и конденсата, свободная вода и эмульгированная вода должны быть полностью удалены перед подачей продукта в трубопровод.
Контроль внутренней коррозии
Трубопроводы следует очищать скребками в соответствии с их графиком для осмотра, очистки и удаления осевших жидкостей из трубопровода.Данные мониторинга внутренней коррозии с датчиков и купонов должны быть собраны, и данные должны быть проанализированы. Флюид, входящий в трубопровод и выходящий из него, следует проверять на соответствие проектным параметрам. Если эти параметры приближаются к предельным значениям, тогда группа мониторинга коррозии должна проявлять бдительность и гарантировать, что оперативная группа предпримет немедленные действия для устранения проблемы. Растворенные газы, включая кислород, двуокись углерода (CO ₂), сероводород (H ₂ S) и содержание железа в жидкостях в начальной и конечной точках, следует проверять периодически.Измерение остатка ингибитора коррозии в конце трубопровода даст представление о наличии химикатов по всей линии. Это может указывать на то, работает ли ингибитор коррозии на текущих уровнях или необходимо увеличить дозировку для лучшего ингибирования коррозии. В случае трубопровода, транспортирующего осушенный природный газ, необходимо проверить точку росы по воде, и эта температура точки росы по воде должна быть ниже температуры трубопровода. В противном случае конденсация воды может происходить в условиях подводной / подземной / региональной температуры и давления.Эта конденсация может вызвать главную коррозию трубопровода в положении 12:00.
Мониторинг коррозии должен быть реализован для получения непрерывных и периодических данных в реальном времени.
Онлайн-мониторинг
Требуется тестирование воды на коррозионную активность с помощью онлайн-оборудования и следующих методов, таких как линейное поляризационное сопротивление или спектроскопия электрохимического импеданса arh4. Обычно для получения реалистичных данных полезно использовать более одного метода.Это даст данные в режиме реального времени и укажет на коррозию в данный момент.
Непрерывный мониторинг
Сбор данных за определенный период времени необходим для определения уровня защиты трубопровода от коррозии для указанного интервала времени. Это дает представление о неудачах программ защиты от коррозии за определенный период. Например, однажды химический насос не закачивает ингибитор коррозии. Это прерывание лечения может быть идентифицировано, а также может быть идентифицирован эффект (ы) отсутствия этой инъекции ингибитора.Для этого будут полезны регистраторы данных и многие недавно появившиеся инструменты и датчики.
Периодический мониторинг
Хотя описанные выше методы помогут определить скорость коррозии, этот периодический мониторинг (купоны, данные IP и т. Д.) Даст совокупную скорость коррозии за определенный период времени. Например, микробиологически обусловленная коррозия (MIC) не может быть идентифицирована с помощью онлайн-мониторинга. Купоны, интеллектуальная очистка скребков и другие недавно внедренные методы могут быть реализованы во время периодического мониторинга.
Химическая обработка
Химическая обработка – основное решение многих проблем внутренней коррозии трубопроводов. Ингибиторы коррозии могут быть адаптированы для воздействия на среду внутренней коррозии, включая фазы жидкости, рабочие условия, ожидаемые скорости потока и химические вариации продукта. Системы впрыска ингибиторов следует тщательно контролировать и обслуживать для оптимизации программы химической обработки. Эта система должна быть способна надежно вводить точные дозировки все время и каждый раз.
Трубопроводы в системе закачки воды должны обрабатываться поглотителями кислорода для удаления кислорода, ингибиторами образования накипи для предотвращения образования накипи и непрерывной закачкой ингибитора коррозии воды для предотвращения внутренней коррозии. Остатки ингибитора на конце трубопровода также должны быть проверены, чтобы подтвердить адекватность скорости ингибирования коррозии. Некоторые организмы образуют слизеподобные биопленки, которые могут защитить лежащие в основе микробы, вызывающие МПК. Когда присутствует слизь, биоцид может не достигать нижележащих организмов при прямом контакте со стенкой трубопровода.Во избежание образования слизи может потребоваться непрерывная инъекция первичного биоцида, такого как гипохлорит натрия (NaOOCl). Прерывистое дозирование биоцида может привести к образованию слизи, через которую последующие применения биоцида не смогут проникнуть, и тогда слой слизи можно удалить только скребками.
Иногда для предотвращения МПК необходимо периодическое шоковое введение двух типов биоцидов. Ударное дозирование следует проводить только после удаления имеющегося шлама скребками. Биоциды используются для уничтожения микроорганизмов в трубопроводах.По меньшей мере два биоцида можно использовать поочередно для лучших результатов и для уменьшения бактерий, вырабатывающих иммунитет к агентам. Биоциды можно вводить партиями в зависимости от требований. Эффективность биоцида можно проверить в лаборатории с помощью теста на уничтожение по времени.
Например, если трубопровод дает большое количество бактерий, необходимо определить источник бактерий. Если в линии происходит образование бактерий, то обработка биоцидом (ами) в периодических процессах может решить проблему.Если образование происходит в сырье, некоторое предшествующее оборудование, такое как резервуар, является источником образования бактерий, и тогда требуется какая-то другая стратегия для смягчения проблемы.
Трубопроводы для транспортировки очищенных жидкостей, обычно не подвергающиеся химической обработке, могут не требовать какой-либо химической обработки, если соблюдаются вышеупомянутые меры предосторожности при эксплуатации. Предложение химической обработки линии очищенных жидкостей требует дополнительных затрат и должно быть обосновано руководством.
На рисунке 2 показаны функции защиты от коррозии.
Выводы
Предотвращение внутренней коррозии трубопроводов для нагнетания сырой нефти, природного газа и воды включает в себя все вышеперечисленные шаги, которые оператор должен выполнять для обеспечения целостности трубопроводов нефтяных и газовых промыслов, которые необходимы для непрерывной добычи нефти и газа.
Библиография
A.W. Пибоди “Контроль коррозии трубопроводов” . 2-е изд.Р.Л. Бьянкетти, изд. Хьюстон, Техас: NACE International, 2001.
Munger, C.G. Предотвращение коррозии с помощью защитных покрытий . 3-е изд. Л.Д. Винсент, изд. Хьюстон, Техас: NACE, 2014.
Murthy, T.L.N. «Системный подход к предотвращению внутренней коррозии трубопроводов». М. П. 46, 12 (2007).
Murthy, T.L.N. « C Мониторинг оррозии для предотвращения проблем с коррозией». Покрытие и коррозия J . Четвертый квартал (2007 г.).
Мурти, Т.Л.Н. «Мониторинг химической обработки необходим для предотвращения внутренней коррозии». МП 53, 9 (2014).
Murthy, T.L.N. «Практические проблемы мониторинга и предотвращения коррозии, вызванной микробиологическими факторами». МП 55, 12 (2016).
Мурти, Тата. Л.Н. «Предотвращение внутренней коррозии подводных трубопроводов». Petroleum Africa (ноябрь-декабрь 2017 г.).
Мурти, Тата Л.Н., «Предотвращение ошибок при мониторинге коррозии и химической обработке на объектах по добыче и переработке нефти и газа.”Институт коррозии, Великобритания. Управление коррозией (ноябрь-декабрь 2016 г.).
Murthy, T.L.N. «Предотвращение коррозии с использованием данных в реальном времени на нефтяных месторождениях». МП 57, 2 (2018).
Роберж, стр. Основы коррозии: введение . Хьюстон, Техас: NACE, 2006.
.

№ п/п	Марка ингибитора	Общая характеристика	Плотность при 20 °С, г/см3	Содержание, %	Вязкость при 50 °С, сСт	Температура, °С
основного азота, в пределах	смол, не более	механи-ческих примесей	засты-вания	вспышки	самовоспла-менения
1	И-1-А* (ТУ 38-103246-87)	Вязкая темно-коричневая жидкость с характерным запахом пиридинов, почти не растворяется в воде, хорошо растворяется в органических растворителях, а также в соляной, серной и других сильных кислотах	1,0…1,1	7,0…9, 5	5	0,2	—	—	—	—
2	И-1-В* (ТУ 38-103-238-74)	Темно-коричневая жидкость с характерным слабым запахом, легко растворимая в кислотах и в воде	1,25…1,35	—	3,0	—	—	—	—	—
3	«Север-1» (И-2-А)* (ТУ 38-103-201-76)	Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, хорошо растворяется в бензоле, спирте, ацетоне, соляной и серной кислотах	0,93…1,05	4,90…6,65	3,5	0,2	7…12	-65	+23	+385
4	И-З-А* (ТУ 38-403-29-73)	Темно-коричневая жидкость с характерным запахом, хорошо растворимая в полярных органических растворителях и минеральных кислотах	0,99…1,07	8,3…11,0	3,5	0,2	15	-33…-45	+76	+413
5	И-4-А* (ТУ 38-403-44-73)	Темно-коричневая жидкость с характерным запахом, хорошо растворимая в бензоле, спирте, ацетоне, соляной, серной кислотах и ряде других продуктов	0,94…1,00	4,9…6,65	3,5	0,2	3…7	-50…-75	+15	+413
6	И-4-Д (ТУ 38-403-46-73)	Темно-коричневая вязкая жидкость с характерным запахом, эмульгируется в водных растворах, растворяется в толуоле, хлороформе, четыреххлористом углероде и некоторых других средах	0,85…0,95	—	—	—	65…95	-12…-15	+81	+239
7	«Тайга-1» (И-5-ДНК) (ТУ 38-403-47-73)	Легкоподвижная темно-коричневая жидкость с характерным запахом, эмульгируется в водных растворах, растворяется в углеводородах	0,92…0,96	—	—	—	—	-50	+20	+340
8	И-2-Е	Легкоподвижная темно-коричневая жидкость со слабым характерным запахом, растворимая в воде, спирте, кислотах	1,0…1,1	—	—	8…10	—	-50	—	—
9	«Тайга-2» (И-5-ДТМ) ТУ 38-403-78-78)	Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, растворимая в спирте, бензоле, дихлорэтане и других органических растворителях	0,87…0,89	—	—	3,9… 4,0	—	-45	—	—
10	И-21-Д (ТУ 38-403-101-78)	Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, растворимая в спирте, бензоле, дихлорэтане и других органических растворителях	0,8…0,9	—	—	5,0	—	-16	—	—
11	И-30-Д (ТУ 38-403-79-76)	Легкоподвижная темно-коричневая жидкость, эмульгируется в воде, растворяется в спирте, бензоле, дихлорэтане	0,85… 0,87	—	—	5,0	—	-40	—	—
12	И-К-10 (ТУ 38-403-68-75)	Легкоподвижная коричневая жидкость, растворяется в воде, спирте, кислотах	1,06…1,1	—	—	8…11	—	-50	—	—
13	И-К-40 (ТУ 38-403-75-75)	Легкоподвижная коричневая жидкость, растворяется в воде, спирте, кислотах	0,95…1,15	—	—	10…15	—	-50	—	—
14	Нефтехим (ТУ 38. УССР 201463-66)	Представляет собой смесь полиэтиленполиамидов карбоновых кислот легкого талового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга	—	—	—	—	7	-18	+37	340…435
15	Газохим (ТУ 113-03-20-73)	Однородная жидкость темно-коричневого цвета, растворяется в углеводородах	0,97	—	—	—	—	-10	+61	262

Область применения	Ингибиторы коррозии
Для защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии и коррозии, вызываемой смесью сероводорода и углекислого газа, могут применяться также при солянокислотных обработках скважин. Замедляют коррозию сталей в растворах серной и соляной кислот	И-1-А, И-1-В, «Север-1» И-3-А, И-4-А, И-21-Д
Для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования, вызываемой пластовыми и сточными водами, как содержащими, так и не содержащими сероводород	И-4-Д
Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород, смесь сероводорода с углекислотой, кислород	«Тайга-1» (И-5-ДНК), «Тайга-2» (И-5-ДТМ), И-30-Д, Газохим, Нефтехим
Для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода и углекислого газа	И-2-Е, И-К-10
Для подавления жизнедеятельности СВБ, для защиты нефтегазопромыслового оборудования от коррозии, вызываемой пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород или смесь сероводорода с углекислотой	И-К-40