ЗАЩИТА МЕТАЛЛОВ, 2007, том 43, № 1, с. 90-93
УДК 620.196.2:197.3
СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ, ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ОАО "САМАРАНЕФТЕГАЗ"
© 2007 г. Л. С. Моисеева*, А. Е. Айсин**
ООО "Центр исследований и разработок" **"МАТИ"-РГТУ им. К.Э. Циолковского, Москва 119333, г. Москва, Ленинский проспект, 55/1, стр. 2 E-mail: research-centre@yrd.ru Поступила в редакцию 24.06.2005 г.
Представлены результаты сравнительных испытаний ингибиторов коррозии в модельной среде, соответствующей месторождениям ОАО "Самаранефтегаз" - в минерализованной воде и воде, отделившийся при отстаивании водно- углеводородной эмульсии. Установлена зависимость защитного эффекта от концентрации. Приведенные испытания показали перспективность использования ингибиторов в системе защиты и обеспечения безопасной эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов ОАО "Самаранефтегаз".
PACS: 81.65.Kn
Технологические процессы добычи и транспорта обводненной нефти сопровождаются коррозией внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования практически повсеместно. На месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" (ОАО "СНГ") наиболее подвержены коррозионному разрушению трубопроводы, транспортирующие обводненную нефть и подтоварные воды, отделяемые от нефти и направляемые для поддержания пластового давления.
Это связано со многими факторами, основными из которых являются: обводненность нефти (наиболее характерное значение для ОАО "СНГ" - 50%); среди химических - высокая степень минерализации воды и наличие в ней коррозионно-агрессив-ных газов - СО2, Н^, а также попадание в трубопроводы атмосферного кислорода; физические - гидродинамика потока и его скорость, температура, давление; металлургический - характеристика металла. Средние значения показателей химического состава попутно-добываемой воды, представлены в табл. 1.
Воды Самарских нефтяных месторождений имеют кислую реакцию рН<7, обусловленную присутствием кислых газов. В данных средах ха-
рактерный тип коррозии - смешанный углекис-лотно-сероводородный. Следует отметить, что столь высокая минерализация водной фазы может являться как фактором, снижающим скорость электрохимической коррозии вследствие пониженной электропроводности среды и образованием на поверхности защитного слоя карбонатов, так и повышающим - из-за увеличения содержания коррозионно-активных ионов (С1-, S 04 ) и молекул (СО2, О2, Н^).
Для защиты от коррозии внутренней поверхности труб из черного металла, контактирующей с агрессивной средой, в ОАО "СНГ" традиционно используются ингибиторы коррозии. Подбор ингибиторов, эффективных в условиях ОАО "СНГ", начат с учетом имеющегося многолетнего использования ингибиторов в регионе. На конечном этапе лабораторных исследований тестировали два ингибитора - СНПХ-6030 марки Б и Азол 5010В. Физико-химическая характеристика реагентов приведена в табл. 2.
Определялась эффективность ингибиторов в модельных средах - минерализованная вода и смесь минерализованной воды и керосина. В экс-
Таблица 1. Состав попутно-добываемой воды ОАО "СНГ"
pH Минера- Содержание, мг/л
лизация, г/л H2S CO2 so2- Cl- HCO3 Ca2+ Mg2+ Na + K
5.8 246 223 180 280 147000 1860 8520 2390 85400
Таблица 2. Физико-химическая характеристика реагентов
Показатели Азол 5010В СНПХ 6030 марка Б
Состав Смесь имидазолина, полиэтиленполиамина, Катионоактивное фосфорсодержащее
амидоаминов в смеси нефтяного сольвента с ПАВ в смеси органических раство-
водно-метанольным раствором рителей
Массовая доля активного ве- 25 33
щества, %
Внешний вид при 20°С Жидкость от светло-коричневого Жидкость от светло-желтого
до темно-коричневого цвета до светло-коричневого цвета
Значение рН 6.5 5.5-8.5 (Б, Р)
Растворимость В воде В воде, спиртах
Плотность, г/см3, при 20°С 0.91 0.89
Температура замерзания, °С -45 -30
Вязкость 5.0 (В) мПа при 20°С Не более 50 мм2/с при 20°С;
не более 500 мм2/с при 45°С.
ТУ ТУ 2458-045-00205423-2003; Сертификат РД-39-01-09-80-89, ТУ-39-1296038-
соответствия №ТЭКЯи.ХП06.Н00703 004-956; ТУ 2458-011-12966038-2001
периментах использовалась модель пластовой воды, аналогичная по химическому составу, приведенному в табл. 1, с концентрацией растворенного сероводорода 200 мг/л. Поддерживаемое парциальное давление углекислого газа равнялось 1 х х 104 Па (0.1 атм), что соответствовало концентрации растворенной углекислоты 170 мг/л. В качестве углеводородной фазы использовали осветительный керосин, соотношение воды и керосина - 1 : 1.
Оценивались:
- растворимость или устойчивость эмульсий ингибиторов при 1%-ном содержании в воде;
- защитные противокоррозионные свойства реагента в моделях пластовой воды и в водно-углеводородных смесях с заданной концентрацией углекислого газа и сероводорода.
Лабораторные исследования проводились на образцах из стали Ст 3. Испытания реагентов проводились при температуре 20 ± 2°С.
Скорость коррозии образцов определялась двумя методами - поляризационного сопротивления, с использованием коррозиметра "Моникор-2", по двухэлектродной схеме и снятия потенциоди-намических поляризационных кривых.
Исследования противокоррозионных свойств реагента проводились применительно к промысловым водоводам и нефтепроводам, транспортирующим расслоенную газо-водонефтяную продукцию. В этой связи использовано две методики оценки защитных свойств ингибиторов: в модели пластовой воды и в отделившейся водной фазе водно-углеводородной эмульсии.
По первой методике оценивали защитную способность ингибиторов коррозии в модели пластовой воды. В электрохимическую ячейку заливали
модельный раствор минерализованной воды (МПВ), затем устанавливали датчики поляризационного сопротивления (площадь образца 4.5 см2), добавляли требуемое количество 1%-го водного раствора ингибитора, после чего через ячейки пропускали смесь углекислого газа и азота (соотношение 1 : 1). В случае исследований в сероводо-родсодержащих средах, через 40-60 минут продувку прекращали, герметизировали систему и добавляли в ячейку необходимое количество концентрированного раствора сероводорода в модели воды.
Периодичность между замерами скорости коррозии - 30 мин, продолжительность эксперимента не менее 3-х часов.
По второй методике оценивали эффективность ингибиторов в водной фазе, отделившейся после отстаивания водно-углеводородной смеси. Готовилась смесь модели пластовой воды с осветительным керосином с заданным соотношением и заданной концентрацией ингибитора (диапазон от 5 до 25 мг/л), которая помещалась в стеклянную ячейку. Среда интенсивно перемешивалась в течение двух часов в стандартной и-образной стеклянной ячейке, после этого отделялась водная фаза, в которой определялась скорость коррозии образцов. Фактически данная методика позволяет оценить способность ингибитора переходить в водную фазу и защитную способность водорастворимой части ингибитора.
Степень защиты и коэффициент торможения скорости коррозии (ингибирования) вычисляли по формулам:
2 = (Уо- У и)/У0 х 100%, (1)
где У0 - скорость коррозии стали в среде, не содержащей ингибитор, мм/год;
92
МОИСЕЕВА, АИСИН
Таблица 3. Влияние ингибиторов различной концентрации на скорость коррозии стали Ст. 3 в минерализованной воде, содержащей 170 мг/л СО2 и 200 мг/л Н2Б
Концентрация, мг/л
Показатели
V, мм/год Y Z, %
СНПХ 6030Б Азол 5010B СНПХ 6030Б Азол 5010B СНПХ 6030Б Азол 5010B
0 5 15 25
0 5 15 25
0.401
0.4
0.039
0.36
0.056 0.048 0.31
Модель пластовой воды
0.098 10
0.069 11
0.023 12
3.1 4.5 13
Отделившаяся водная фаза*
0.335
0.187 0.107 0.042
6.0 7.0 11
1.6 2.9 7.4
91 91 91
83 86 91
60 72 90
39 65 86
Примечание - * указана концентрация в расчете на весь объем смеси МПВ с керосином.
Уи - скорость коррозии стали в среде, содержащей ингибитор, мм/год.
У = Уо/Уи. (2)
Полученные результаты представлены в табл. 3.
На рисунке приведены поляризационные кривые при испытании ингибиторов Азол 5010В и СНПХ-6030 марки Б.
Полученные данные свидетельствуют, что ингибиторы влияют на обе частные электродные реакции. В присутствии ингибитора Азол 5010В стационарный потенциал коррозии понижается на 60-70 мВ, а ингибитора СНПХ 6030 повышается на 70-80 мВ, изменяются и тафелевы наклоны катодного и анодного процессов (рис.). Ингибитор Азол 5010 тормозит и катодный, и анодный процессы, т.е. является ингибитором смешанного типа. Понижение стационарного потенциала сви-
E, мв -1000
-900
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0 10-3
10
1-2
10
1-1
Контроль
Азол 5010В
СНПХ 6030 марки Б
100
lg i, мА/кв.см
Рис. 1. Катодные (1,2,3) и анодные (Г, 2\3') потенциостатические кривые на Ст3 в модельной среде при концентрации ингибитора 25 мг/л: 1, Г - контроль; 2, 2' - СНПХ 6030 марки Б; 3,3' - Азол 5010В.
1
детельствует о преимущественном торможении ингибитором катодной реакции. Ингибитор СНПХ 6030 ускоряет катодный процесс и тормозит анодный, т.е. является ингибитором анодного механизма действия.
Таким образом, установлено, что:
- реагенты СНПХ-6030 марки Б и Азол 5010В обладают защитным действием в отношении смешанной углекислотно-сероводородной коррозии;
- эффективность ингибиторов растет с ростом концентрации;
- при снижении концентрации реагенты не проявляют стимулирующего действия;
- эффективность реагента СНПХ-6030 марки Б в отделившейся при отстаивании эмульсии водной фазе и в исходной МПВ практически одинакова;
- эффективность реагента Азол 5010В в отделившейся водной фазе несколько ниже, чем в модели пластовой воды, изначально не содержащей углеводородной фазы. По-видимому, это связано с тем, что некоторая часть ингибитора "уносится" углеводородной фазой, растворяясь (или диспер-гируясь) в ней, т.е. ингибитор целиком не переходит в водную фазу, а перераспределяется между
водной и углеводородной составляющими среды. Однако проявляемая в этом случае степень защиты остается достаточно высокой - 86%, а скорость коррозии тормозится в 8 раз, указывая на то, что основная масса его все же попадает в водную фазу.
При изменении концентрации от 5 до 25 мг/л у СНПХ-6030 марки Б, защитные свойства меняются н
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.