ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы СПЕЦИАЛЬНЫЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ из "Системный подход к созданию, лабораторным испытаниям и практическому применению ингибиторов коррозии" Перед использованием в конкретной системе в лабораторных условиях по специальным методикам испытывают как отдельные эксплуатационные характеристики, так и совместимость ингибиторов А , В и С в системе, подлежащей обработке. [c.15] Ниже описаны перечисленные методики лабораторных испытаний ингибиторов. [c.15] Если в методиках указывается, что для испытаний используется углеводород, пресная вода и/или рассол, то это значит, что для проведения исследований следует взять углеводород, добываемый на месторождении или подобный ему по составу (приемлемую искусственную смесь углеводородов), пластовый рассол месторождения или искусственный рассол с количественным и качественным содержанием тех же самых ионных компонентов, что и в пластовом рассоле, пресную воду или воду с незначительной минерализа- цией. [c.15] Все жидкости до введения в них ингибитора предварительно должны быть продуты азотом, а затем насыщены пластовым газом месторождения (или эквивалентной пластовому газу искусственной газовой смесью). Необходимо осуществлять строгий контроль за полным удалением кислорода воздуха из испытательных проб жидкости. При необходимости удаления остатков кислорода из воды или рассола следует применять продувки жидкости инертными газами. [c.15] Методика 1 (оценка склонности ингибитора к диспергированию). [c.16] Методика 3 (оценка защитных свойств ингибитора путем динамических испытаний на колесе ). [c.17] Эту методику широко применяют в качестве средства оценки защитной характеристики ингибитора коррозии. С ее помощью оценивают коррозию предварительно взвешенных стальных образцов, которые помещают в закрытые сосуды (коррозионные ячейки) и в течение заданного промежутка времени подвергают воздействию испытательной жидкости (углеводорода и/или воды), насыщенной пластовым газом. Ячейки обычно вращаются внутри тер-мостатируемого испытательного объема при заданной контролируемой температуре в течение 24-72 часов. [c.17] Электрохимические испытания проводят только в средах, являющихся электролитами, т.е. в водных солевых растворах или в двухфазных системам с большим преобладанием пластовой воды. [c.19] Для проведения электрохимических испытаний защитных свойств ингибиторов лаборатория-подрядчик должна быть оснащена необходимыми приборами, пригодными для снятия кривых Тафеля для каждого проверяемого ингибитора, а также графиков сопротивления поляризации как средства определения устойчиво.-сти пленки в условиях применения коррозионных сред, насыщенных (продуваемых) коррозионно-агрессивными газами, т.е. НгЗ и СО,. [c.19] Ингибиторы, предназначенные для периодической обработки оборудования и вводящиеся предположительно через нефтяную фазу, наносят на образцы путем погружения в соответствующий раствор ингибитора в углеводороде с последующим извлечением, осущкой и помещением образца в испытательную ячейку. [c.20] В отнощении ингибиторов, предназначенных для непрерывной подачи в выкидные линии, когда их эффективность определяется путем обработки рассола, рекомендуется следующая общая методика. [c.20] При помощи оборудования, необходимого для использования данной методики испытаний, для каждого проверяемого ингибитора коррозии должны быть получены кривые Тафеля. Сравнение формы полученных кривых с контрольными в сочетании с указанием величины напряжения, при котором создается перенапряжение, обеспечит определение качества пленки, образованной каждым испытуемым ингибитором. [c.20] Качество этого испытания и точность полученных данных будут зависеть от типа оборудования, которым располагает исследовательская лаборатория. [c.21] В данном случае испытательные сосуды (типа делительной воронки) заполняют углеводородом и водой в соотношении 50/50. В углеводородную фазу вводят навеску ингибитора, после чего сосуды с жидкостью встряхивают, а затем выдерживают для разделения. Водную фазу сливают из сосуда после определенного промежутка времени (согласно рекомендациям после 15 и 60 мин), и содержание в ней ингибитора определяют соответствующими химическими методами. [c.21] Для проведения анализа на содержание ингибитора в воде рекомендуется, чтобы каждый поставщик ингибитора представил подробные данные химического и/или фотометрического метода, выполняемого на стандартном оборудовании, с целью определения количества ингибитора в пробе рассола, соответствующего по составу промысловому. [c.21] Установлено, что высокие концентрации солей в рассоле вызывают определенные трудности при использовании некоторых стандартных методов определения ингибитора. В связи с этим следует получить соответствующие рекомендации от поставщиков ингибитора. [c.21] Методика 6 (оценка термостабильности ингибитора). При высокой предполагаемой температуре на забое скважины термостабильность ингибиторов, предназначенных для непрерывного дозирования на забой и/или для периодической обработки, является важной характеристикой в промысловых условиях. [c.21] Для оценки термостабильности рекомендуется ввести в углеводороды 25 %-ный раствор ингибитора и подвергнуть этот раствор воздействию предполагаемой температуры забоя (порядка 132 °С) в течение не менее 28 суток. Пробу следует проверить после 3-х и 7-ми суток испытаний, и далее до окончания испытаний через каждые 7 суток. [c.22] В случае обнаружения значительного загустевания, т.е. увеличения вязкости, или приобретения ингибитором клейкости, можно заключить, что такой ингибитор вызовет трудности при использовании. [c.22] Данное испытание дает совершенно различные результаты для нефтей, добываемых из различных формаций и месторождений. Рекомендуется, чтобы для испытания имелось достаточное количество нефти именно того месторождения и пласта, для обработки которого предназначен проверяемый ингибитор. [c.22] Вернуться к основной статье