Пленка ингибитора

В настоящее время ВНИИГазом разработан способ ингибирования газопроводов с помощью одинарного поршня, проталкивающего перед собой раствор ингибитора коррозии со скоростью 8—10 м/с. В результате продолжительных исследований при трехлетней эксплуатации газопроводов было установлено, что эффективность защитного действия ингибитора И-1-А от общей коррозии достигает 80 %, а образцы, изготовленные из трубы французской поставки и стали 20 и покрытые пленкой ингибитора, при напряжениях до 0,9 От не изменили механических свойств за 120 сут. экспозиции в газопроводе. [c.165]

Рис. 6.14. Схема вытеснения воды с поверхности металла и образования адсорбционных и хемосорбционных пленок ингибиторами коррозии

В практике современных нефтеперерабатывающих заводов предпочтение будет отдаваться ингибитору коррозии ИКБ-4в, так как эффективности применения этого ингибитора способствует наличие в воде нефтепродуктов, которые образуют на поверхности пленки ингибитора второй адсорбционный слой, обусловливающий большее уплотнение пленки. Исследования показали, что в оборотной воде, содержащей нефтепродукты, применение ИКБ-4в снижает скорость коррозии в 5—10 раз, а в чистой воде — в 2—Зраза. [c.171]

Дозировка ИКБ-4в зависит от загрязненности оборотной системы. Во вновь вводимые и чистые системы для быстрого создания защитной пленки ингибитор следует подавать залпом (100 г/м ) на все количество имеющейся воды. После обработки этой воды ИКБ-4в вводится только в свежую воду, идущую на подпитку, из расчета 50 г/м а при получении хорощих результатов — 25 г/м . [c.172]

Результаты лабораторных исследований показали, что образованная пленка ингибитора на проволоке из стали 65Г при выдержке ее в течение 2 сут. в 1 %-ном растворе И-1-А в нефти позволила сохранить прочностные и пластические свойства стали после испытаний при температуре 50°С во влажном сероводороде. [c.141]

Технология ингибирования объектов АГКМ включает периодическое нанесение пленки ингибитора и его постоянную подачу в поток газоконденсатной смеси [149]. Периодическую обработку осуществляют из расчета 50 л товарной формы ингибитора на 1000 м поверхности металла. В результате обработки на внутренней поверхности трубопровода и оборудования создается прочная защитная пленка. Нанесение пленки ингибитора на внутреннюю поверхность трубопроводов осуществляют [c.262]

Испытания на диспергируемость проводят в стеклянных сосудах, продутых азотом и заполненных жидкостями, насыщенными Н25 и СОз. Жидкостью обычно заполняют три, иногда четыре сосуда (рис. 60). Сосуд П1 заполняют углеводородом и минерализованной водой в соотнощении 1 1. В каждый сосуд шприцем вводят навеску ингибитора (на поверхность жидкости или на границу раздела жидких фаз) в количестве 50 мг на 100 мл испытательной жидкости и ведут наблюдение за поведением системы. Если через две минуты в пленке ингибитора на поверхности жидкости наблюдаются разрывы, то ингибитор в данной жидкости нерастворим (например, содержит в своем составе тяжелые компоненты, которые в жидкости не растворяются). [c.318]

Если через одну минуту после начала опыта в сосуде появятся шлейфы растворения (рис. 61), следует, покачивая сосуд из стороны в сторону, установить визуально характер изменения величины шлейфов. Затем необходимо встряхнуть сосуд и продолжить наблюдение за поведением ингибитора. Если пленка ингибитора на поверхности жидкости не исчезает, он обладает плохой растворимостью и не подходит для обработки данной системы. Если пленка исчезает, то при хорошем перемешивании потока газо-жидкостной смеси ингибитор переходит в жидкость. [c.319]

Ингибирование внутренней поверхности трубопровода осуществлялось концентрированным раствором ингибитора И-1-А в метаноле. Опыт эксплуатации трубопровода подтвердил, что недопустимо попадание в газопровод реагентов, взаимодействующих с ингибитором, так как это может привести к ускорению наводораживания и поражению общей коррозией. Реагентами, растворяющими пленку ингибитора, по-видимому, могут быть не только метанол, но и диэти-ленгликоль, углеводородный конденсат. Так как [c.189]

Выбор метода обработки газопроводов ингибитором зависит от степени его коррозионных поражений. При транспорте осушенного газа достаточно периодического нанесения пленки ингибитора. В присутствии жидких углеводородов, а также до 10 % воды следует проводить непрерывную обработку газопровода ингибитором в количестве 0,005-0,01 % в расчете на воду. В условиях очень высокой скорости коррозии может потребоваться непрерывное введение с дополнительной периодической обработкой с повышенной дозировкой. Поэтому весьма важен гидродинамический режим газожидкостного потока в газопроводе. [c.180]

При исследовании было установлено, что катодная и анодная поляризация могут резко уменьшить время до разрушения. Так, при плотности тока 1 мА/см анодная поляризация снижает это время в 12 раз, катодная — в 57 раз, а при плотности тока 15 мА/см анодная — в 17 раз, катодная — в 1700 раз. Такое резкое снижение прочности при катодной поляризации указывает на водород- ную проницаемость адсорбированной пленки ингибитора и наводороживание образца. Действие анодной поляризации, по-видимому, связано с катионным типом ингибитора КПИ-1. При стационарном потенциале этот ингибитор эффек-1 тивно защищает металл от коррозии и, значительно повышая перенапряжение ) водорода, одновременно предохраняет металл от наводороживания. Поэтому для изучения коррозионного растрескивания на различных уровнях нагружения (статической коррозионной усталости) был выбран ингибитор КПИ-1, как наиболее эффективный из указанных выше. [c.163]

При использовании катодных ингибиторов, например бикарбонатов, замедление скорости катодной реакции может быть достигнуто при создании адсорбционных пленок ингибитора на защищаемой поверхности или введением в электролит соединений, связывающих деполяризатор. [c.81]

Промывка оборудования водой от солей и бурового раствора, покрытие оборудования пленкой ингибитора коррозии струйным способом [c.394]

Ингибиторы наносят на поверхность кровли и верхних поясов в виде нефтяных растворов, периодически распыляемых из специальных приспособлений. В газовоздушной среде эти пленки, время от времени возобновляемые, обеспечивают защиту металла в течение 1...2 недель, после чего защитную пленку ингибитора необходимо возобновить. [c.52]

Для создания защитной фосфатной пленки концентрация ингибитора в оборотной воде в течение 2-3 сут принимается 100 мг/л, затем для поддержания фосфатной пленки ингибитор подается в добавочную воду дозой до 15 мг/л. [c.354]

На примере изучения коррозионной активности пластовой воды в СКВ. № 597/35 выяснилось, что для снижения коррозии подземного оборудования необходимо перед спуском его в скважину покрыть защитной пленкой ингибитора (КОА или др.) и затем периодически прокачивать ингабитор или дозировать в затрубное пространство, что значительно продлит период его работы без ремонта. Последнее подтверждено полученными исследованиями. Так, при нанесении защитной пленки из КОА С 7-С2о скорость коррозии снижается до 0,044 мм/год, несмотря на высокую агрессивность среды. [c.272]

Допускается, что углеводородные цепочки молекул ингибитора, сосуществующие друг с другом на поверхности металла, действуют аналогично замку-молнии. В результате это укрепляет защитную пленку в плоскости, параллельной поверхности металла, которая выталкивает электролит с поверхности металла и стабилизирует барьер, противодействующий химической и электрохимической атаке на металл. Вторичным эффектом является физическая адсорбция молекул углеводородов на пленке ингибитора. В результате взаимодействия углеводородных концов адсорбированных молекул ингибитора с углеводородными цепочками молекул нефти возникает вторичный слой защитной пленки, что повышает толщину и эффективность гидрофобного барьера [3]. [c.322]

В простейшем случае это может быть объяснено экранированием части поверхности металла О адсорбционными слоями или пленкой ингибитора, вследствие чего коррозионный процесс протекает на незанятой ингибитором поверхности (I—0). Для этого случая [c.27]

Ингибиторами коррозии называются вещества, которые при добавлении в коррозионную среду значительно снижают скорость коррозии металла. Защитное действие ингибиторов основано на образовании (адсорбции) на поверхности металлов защитных пленок. Ингибиторы делятся на жидкофазные и парофазные. Жндкофазные подразделяют на ингибиторы для нейтральных, кислых и щелочных сред. Применение ингибиторов коррозии в нефтедобывающей промышленности — один из самых эффективных методов защиты от коррозии металла и оборудования. Достоинство ингибиторов — в возможности их подачи в агрессивную среду в любой элемент технологического цикла, включая пласт. [c.213]

Механизм действия ингибиторов коррозии сводится к следующим последовательно протекающим процессам вытеснению воды (электролита) с поверхности металла удерживанию воды в объеме нефтепродукта образованию на поверхности металла адсорб-ционно-хемосорбцио нных слоев ингибитора коррозии, гидрофоби-зирующих поверхность и препятствующих контакту электролита с металлом торможению анодного и катодного коррозионных процессов разрушения металла образовавшейся защитной пленкой ингибитора коррозии. [c.306]

Установлено [146], что движение и осаждение аэрозольных частиц существенно зависят от скорости газового потока, давления в газопроводе и его диаметра. Увеличение скорости потока (более 5 м/с) приводит к резкому уменьщению длины ингибируемого участка газопровода, на котором обеспечивается необходимая толщина защитной пленки ингибитора. Уменьшение давления в газопроводе (менее 4,0 МПа) усложняет формирование равномерной пленки по его длине. Осаждение аэрозольных частиц на внутренней поверхности труб происходит более равномерно с увеличением их диаметра (более 500 мм). [c.227]

Одним из наиболее часто используемых в газовых и газожидкостных системах химических веществ является метанол. Для предотвращения гидратообразования в трубопроводах метанол вводят в технологическое оборудование постоянно в больших количествах. Однако наличие в системах метанола часто вызывает коррозию в результате смывания им с поверхности металла адсорбированных пленок ингибитора. Так, в [194] описан случай коррозии трубопроводов кислого газа в паровой фазе на месторождении Sartsee (Канада), причиной [c.342]

Уже через год после начала эксплуатации были проведены промысловые испытания ингибитора Секангаз-9Б, разработанного ВНИИГАЗом и ИФХ АН СССР специально для зашиты оборудования от коррозии в сероводородсодержащих средах. Испытания проводили на нескольких скважинах. Объем опытной партии ингибитора составлял 20 т. Была установлена высокая эффективность ингибитора при постоянной подаче. Реагент не образовывал эмульсии. Стендовые испытания показали, что пленка ингибитора Секангаз-9Б, нанесенная на поверхность металла, не обладает стойкостью к воздействию коррозионного раствора, насыщенного сырым отсепарированным газом. Поэтому данный ингибитор не рекомендуется использовать при проведении периодических обработок. [c.261]

Ингибитор ТХ-8505 не растворим в воде и жидких углеводородах, что объясняется высокой молекулярной массой имида-золина (основа ингибитора — органическая соль имидазолина). Пленка ингибитора разрушается только в результате эрозионного воздействия. [c.309]

Радикал К (стадия 3) может представлять собой не только СНэСНзМНз, но и (СН2СН2ЫН) -СН2СН2МН2, то есть вступать в реакцию с другими соединениями с образованием длинных цепочек. В этом случае на металле формируется прочная пленка ингибитора. Если размер К невелик, то образуется относительно растворимое соединение, а пленка ингибитора при этом значительно менее прочная. [c.313]

Ингибитор аминового типа (например, типа В фирмы Amoko) образует на металле защитную пленку, которая разрушается под действием потока коррозионной среды, и в местах нарушения сплошности развивается интенсивная язвенная коррозия. Пленка ингибитора имидазолинового типа (например, типа А фирмы Amoko) является, как правило, более прочной и устойчивой. [c.315]

Основное достоинство реагента — низкие вязкость и температура застывания (менее 223 К), что позволяет хранить его на открытых площадках и применять в холодное время года без предварительного подогрева. При лабораторном тестировании в жидких искусственных модельных средах (насыщенные сероводородом углеводороды, например бензин марки А-72, и 3%-й водный раствор ЫаС1) ингибитор показывает удовлетворительные защитные свойства. Его технологические свойства также соответствуют требованиям, предъявляемым к ингибиторам на промыслах нефти и газа. К недостаткам реагента относятся сильный неприятный запах, присущий пиридиновым основаниям, высокая токсичность, низкая устойчивость образующейся защитной пленки. Ингибитор Д-1 в течение некоторого времени применяли на ОНГКМ, где была отмечена его удовлетворительная защитная эффективность. Одной из проблем, вызванных применением реагента в газосборной системе ОНГКМ, явилась закупорка отложениями и продуктами коррозии импульсных трубок контрольно-измерительных приборов и автоматики и другого оборудования, что было обусловлено высокими детергентными (моющими) свойствами пиридиновых оснований. В связи с этим использование ингибитора Д-1 на ОНГКМ было прекращено. [c.345]

Ингибирование внутренней поверхности трубопровода осуществляли концентрированным раствором ингибитора И-1-А в метаноле. Опыт эксплуатации трубопровода подтвердил, что недопустимо попадание в газопровод реагентов, взаимодействующих с ингибитором, так как это может привести к ускорению наводороживания и поражению общей коррозией. Реагентами, растворяющими пленку ингибитора, по-видимому, могут быть не только метанол, но и диэ-тиленгликоль, угле зодородный конденсат. Так как устранить попадание указанных реагентов в газопровод невозможно по технологическим условиям, необходимо периодически восстанавливать ингибиторную пленку путем подачи в газопровод ингибитора. [c.190]

Предполагается, гго адсорбционные силы, удерживающие хюлекулы ингибитора на поверхности металла, по своей природе могут быть физическими (силы электростатического сцепления, так называемые- Ван-дер-Ваальса) или химическими (валентной связью, образованной за счет пар свободных электронов, имеющихся в атомах азота, серы, кислорода, входящих в состав функциональной Пзуппы ингибитора). Первая связь является менее прочной и характеризуется малыми теплотами адсорбции. Пленка ингибитора, образованная за счет физической адсорбции, служит лишь барьером межд) металлом и афессивной средой и может быть легко удалена с [c.114]

В скважины в зависимости от степени обводнения продукции периодически подавали от 400 до 1200 л 20 %-ного раствора ингибитора в метаноле 1 раз в 3 мес. С такой же периодичностью обрабатьшали внутреннюю поверхность сепараторов, находящихся в контакте с газом, поднятием уровня конденсата, содержащего 1 % ингибитора, и поддержанием этого уровня в течение 1 ч для создания на поверхности металла защитной пленки ингибитора. [c.158]

Существенное облегчение анодных и катодных процессов в области малых величин тока может быть связано с комплексообразующим взаимодействием ионов Ре + с молекулами ингибитора — облегчается их десорбция и ослабляется защита (разрыхление пленки ингибитора ПБ-5). При больших плотностях тока ингибитор ПБ-5 катионного тина прочнее соединяется с ка-тоднополяризуемой поверхностью и влияние ионов Ре " нейтрализуется. Облагораживание стационарного потенциала коррозии при введении в ингибированный электролит. ионов Ре + обусловлено как облегчением катодной реакции на начальном участке катодной кривой, так и сдвигом начального потенциала микрокатодов в сторону положительных значений (в направлении к равновесному потенциалу реакции восстановления трехвалентного железа). При э гом в случае смеси ингибиторов уротропин + -Н И1А деформация практически не оказывает влияния на стационарный потенциал. [c.151]

Пассивирующее вещество (окислительные ионы или кислород в присутствии некоторых солей) восстанавливается на катодных участках металлической поверхности, на которых катодная плотность тока становится равной или выше критической плотности тока анодных участков, адсорбирующих пассивирующий агент и пассивирующихся при этом. Таким образом увеличивается число пассивированных анодных участков, т. е. зона пассивации расширяется. Если пассивная пленка сплошная, то она действует как катод по всей поверхности и становится причиной восстановления пассивирующего агента с очень низкой скоростью, отвечающей скорости разрушения сплошной пассивной пленки. Ингибитор-пассиватор быстро восстанавливается катодным током. При обычном контакте ингибитора с металлом скорость восстановления ингибитора оказывается ниже. В этих условиях он начинает адсорбироваться на металле, увеличивая поверхность катода и, следовательно, уменьшая поверхность анодных участков. При повышении концентрации ингибитора это явление становится преобладающим. [c.57]

В присутствии ингибиторов, как было отмечено Н. И. Подобаевым [95 с. 16 99], тормозящее действие газообразного водорода на коррозионный процесс может проявиться в еще большей степени. Образующиеся на поверхности металла защитные полимолекулярные пленки (папример, при ингибировании ацетиленовыми соединениями) будут затруднять отвод мэлекулярного водорода с поверхности. И.меющиеся в пленке дефекты и поры будут заполняться молекулярным водородом, через некоторое время наступит их полное насыщение и диффузия ионов гидроксония резко замедлится. Это приведет к значительному увеличению перенапряжения и торможению коррозионного процесса. При этом эффект торможения будет определяться толщиной пленки ингибитора, ее дефектностью, скоростью образования и насыщения пленки молекулярным водородом, скоростью его удаления. [c.58]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология