Антикоррозионные и бактерицидные свойства новых ингибирующих композиций серии "ИНКОРГАЗ"

• Автор: Лебедев, Павел Викторович
• Шифр специальности: 05.17.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Тамбов
• Количество страниц: 130 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

Г лава 1. Литературный обзор

1.1. Сероводородная коррозия стали

1.2. Ингибирование сероводородной коррозии стали

1.3. Углекислотная коррозия стали

1.4. Ингибирование углекислотной коррозии стали

1.5. Особенности коррозии стали под действием СРВ

1.6. Ингибирование микробиологической коррозии стали

1.7. Наводороживание стали в присутствии сероводорода и углекислого газа

Г лава 2. Методика эксперимента
2.1. Объекты исследования
2.2. Приготовление рабочих растворов
2.3. Метод проведения коррозионных испытаний
2.4. Метод линейного поляризационного
сопротивления
2.5. Методика потенциодинамических измерений
2.6. Метод спектроскопии электрохимического
импеданса
2.7.Методика изучения потока диффузии водорода через стальную мембрану
2.8. Методика оценки бактерицидных свойств ингибиторов
2.9. Статистическая обработка экспериментальных данных
Г лава 3. Закономерности коррозии и защиты стали Ст
3.1. Гравиметрические испытания в солевой среде
3.2. Гравиметрические испытания в среде NACE
3.3. Гравиметрические испытания в двухфазной системе в условиях перемешивания

3.4. Определение мгновенной скорости коррозии методом поляризационного сопротивления
Глава 4. Электрохимические методы исследования ингибирования коррозии стали
4.1. Поляризационные измерения
4.2. Исследование ингибирования коррозии стали методом импедансной спектроскопии
Глава 5. Бактерицидные свойства исследуемых ингибиторов
5.1. Влияние ингибитора на диффузию водорода в металл в присутствии СРБ
5.2. Влияние ингибитора на парциальные электродные реакции в
присутствии СРБ
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ Актуальность проблемы
Обеспечение надежности и долговечности работы промышленного оборудования и трубопроводных систем является одной из важнейших задач при разработке нефтегазовых месторождений и при дальнейшей транспортировке углеводородного сырья. Однако коррозионная агрессивность эксплуатационных сред в этой отрасли чрезвычайно высока и в значительной степени связана с присутствием в них агрессивных газов (Н28, С02, 02) [1]. Наиболее опасен для газо- и нефтепроводов конденсат, образующийся при понижении температуры нефти и газа. Он представляет собой двухфазную коррозионную систему, в водной части которой происходят коррозионные процессы [2].
Негативное коррозионное воздействие не ограничивается только разрушением металла. В частности, одним из наиболее опасных проявлений сероводородной коррозии является сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН) [3,4]. Кроме того, осыпающиеся продукты коррозии (сульфиды и оксиды железа), попадая на насосное оборудование, вызывают его засорение и заклинивание, что приводит к снижению продуктивности нефтеносных пластов. Выносимые вместе с продукцией скважин сульфиды и оксиды железа служат стабилизаторами нефтяных эмульсий, что увеличивает затраты на путевую деэмульсацию и подготовку нефти на установках [5].
Коррозия стального оборудования скважин, а также магистральных и технологических трубопроводов, помимо уменьшения срока их эксплуатации и увеличения затрат на их ремонт, может нанести серьезный ущерб окружающей среде. Повреждение оборудования приводит к засолению почв агрессивной пластовой водой, загрязнению почв и природных водоемов нефтью и нефтепродуктами [6].
В связи с этим в настоящее время на нефтяных месторождениях большое внимание уделяется проблеме продления срока службы

По [88], при определенном сочетании г , РСОг и химического состава
водной фазы, в трубопроводах возможно осаждение не только коррозита, но и СаС03. Сложный осадок из этих компонентов стимулирует углекислотную коррозию еще сильнее, чем коррозит. Причем, действительна зависимость К = 1,256 + 0,24([Сй2+ ]) -1,025 ; [Са2+], г/л, справедливая для интервала
0,05 < [Са2+] < 2,00 г/л.
При наличии углеводородной фазы, которая всегда присутствует в трубопроводах, интенсивность углекислотной коррозии возрастает в 1
2,5 раза. Следует отметить, что при длительных сроках эксплуатации трубопроводов в условиях углекислотного воздействия коррозия сосредотачивается на ограниченной площади трубы и там значительно превышает среднюю. Как правило, общее утонение стенок трубопроводов, эксплуатируемых 6-10 лет, невелико; с каждым последующим годом увеличивается лишь число сквозных язв и свищей [73]. Принципиально важно, что скорость коррозии, оцениваемая в лабораторных условиях, как правило, существенно выше, чем в эксплуатационных [89]. Это обычное явление, по мнению авторов, обусловлено следующим:
- присутствие углеводородной фазы снижает скорость коррозии в ингибированной среде. Так, в присутствии 50 мг/л СНПХ - 6011Б введение 10 об % авиационного керосина снижает эту величину в синтетической пластовой воде до 0,09 - 0,13 г/м2 ч.
- технология рассредоточенной подачи ингибитора через скважины, широко применяемая на Самотлорском месторождении [89], обеспечивает кратковременное повышение рабочей концентрации в 2 - 5 раза в течение 3-8 сут., что недостаточно. Поэтому формирование защитной пленки происходит при

'—инг инг.раб