Защита от коррозии

СОДЕРЖАНИЕ

                                                                                              

 Введение…………………………………………………….…..........3

1.  Методы повышения коррозионной стойкости………….............5

 2.  Использование покрытий………………………………...………7

3.  Инструкция по защите от коррозии внутрипромыслового  

 оборудования………………………………..…………………........12

 Заключение…………………………………….……………………13

 Список использованной  литературы………………….……....…...14

 Приложение………………………………………………….……...15

 

 

 

             

              

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

             Проблема повышения долговечности оборудования является чрезвычайно актуальной для нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности. Это вызвано тем, что большинство деталей нефтяного и газового оборудования работает в чрезвычайных тяжелых условиях, подвергаясь значительным нагрузкам, коррозии и интенсивному изнашиванию.

        Соответственно, для разработки данной темы  реферата основной задачей было изучение информации из литературы о коррозионной стойкости материалов.

Промышленность  Российской Федерации имеет более 20000 предприятий с разнообразными технологиями производства.

Оборудование для них  изготавливают на основе сплавов  черных и цветных металлов, а также из природных или искусственных химически стойких материалов. Со временем оно стареет или разрушается вследствие коррозии. Это приносит не только большие экономические потери, но и приводит к глобальным экологическим катастрофам.

Экономический и экологический  ущерб, наносимый нашей планете коррозией металлических изделий, оборудования и конструкций, неисчислим. В последние годы, например, только в Соединенных Штатах Америки ежегодные потери от коррозии составили 300 миллиардов долларов, что соответствует 6 % национального дохода всей страны.

В Российской Федерации ежегодные потери металлов из-за их коррозии составляют до 12 % общей массы металлофонда, что соответствует утрате до 30% ежегодно производимого металла. Кроме столь огромных связанных с коррозией прямых потерь, существуют еще большие косвенные потери. К ним относятся расходы, обусловленные потерей мощности металлического оборудования, его вынужденными простоями из-за аварий, а также расходы на ликвидацию последствий аварий, часто носящих характер экологических катастроф.

Стоимость изготовления металлических конструкций зачастую превосходит стоимость самого металла. К косвенным потерям относят расходы, связанные с отказом в работе металлического оборудования, с его простоями и ремонтом. Цель работы заключается в том, чтобы подробно рассмотреть методы коррозионной защиты и их надежность.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Методы повышения коррозионной стойкости

 

   Для защиты нефтегазопромысловых трубопроводов и скважинного оборудования широко применяются различные ингибиторы коррозии и электрохимзащита11. Ингибиторы коррозии – это вещества, замедляющие коррозию металлов (от латинского «ингибео» – останавливаю, сдерживаю). Ингибиторы кислотной коррозии были известны еще в средневековье. Мастера-оружейники при травлении стальных образцов для снятия с них окалины добавляли в кислоты муку, отруби, дрожжи.

Существуют различные  виды ингибиторов.

- Ингибиторы кислотной  коррозии применяются при кислотном  травлении и очистке поверхности металлических изделий, для повышения эффективности химических источников тока, для защиты оборудования и трубопроводов. Используют катодные или смешанные ингибиторы коррозии, существенно замедляющие выделение водорода.

- Ингибиторы для нейтральных  сред защищают различные системы  охлаждения и промышленного водоснабжения, предотвращают коррозию металлических изделий при хранении.

- Ингибиторы щелочной  коррозии используются при щелочной  обработке амфотерных металлов в моющих составах, для уменьшения саморазряда щелочных химических источников тока, для защиты выпарного оборудования.

Традиционно в отрасли  используются технологические мероприятия  по повышению коррозионной стойкости  объектов. Для решения указанной  проблемы наиболее эффективным является создание оборудования в коррозионно-стойком исполнении и дополнительное проведение технологических мероприятий на определенной стадии эксплуатации. Это, в первую очередь, касается таких наиболее металлоемких видов оборудования и сооружений, как магистральные и промысловые нефтегазопроводы, различные технологические аппараты для первичной подготовки и переработки нефти и газа, скважинное оборудование, различные виды насосов и запорной арматуры.

Так, рядом технико-экономических  достоинств в качестве конструкционных материалов обладают алюминиевые сплавы, которые по производству и потреблению прочно утвердились на втором месте после стали. Например, многолетнее использование НКТ из анодированных алюминиевых сплавов в нефтяной промышленности подтвердило их высокую коррозионную стойкость во многих технологических средах, кроме того, водород в пределах растворимости не влияет на механические свойства большинства алюминиевых сплавов. Обеспечение необходимой износостойкости при этом может быть достигнуто поверхностным упрочнением деталей из алюминиевых сплавов для различных условий контактного взаимодействия, например, методом микродугового оксидирования. Изучение триботехнических характеристик в различных условиях трения поверхностных слоев на алюминии и его сплавах, сформированных методом микродугового оксидирования, показало, что независимо от схемы трения они имеют высокую износостойкость, низкие коэффициенты трения и могут применяться в определенном диапазоне нагрузок, скоростей и сред в паре со многими материалами. Особенно важно, что такие оксидные слои обладают высоким сопротивлением абразивному изнашиванию, вполне сравнимому с износостойкостью традиционных абразивных материалов.

Перспективным направлением повышения коррозионной стойкости  промысловых трубопроводов и  колонн труб в скважинах, емкостной  аппаратуры является применение неметаллических материалов, в частности стеклопластиков. В последние годы нефтяной компанией "ЛУКойл" построен ряд отечественных заводов по производству стеклопластиковых труб.

 

 

 

Использование покрытий

 

     Широкое распространение находят высокоэффективные смазочные и герметизирующие материалы22, обеспечивающие противокоррозионную защиту элементов конструкций (резьбовые соединения труб, затворы запорной арматуры и т.д.).

Металлами обеспечивает значительную экономию средств при сооружении и эксплуатации различных объектов.

Важной особенностью применения полимерных покрытий в нефтегазовой промышленности является то, что они используются в самых разнообразных условиях эксплуатации и выполняют при этом многочисленные функции. Правильно подобранные покрытия позволяют не только обеспечить защиту оборудования от коррозионного разрушения в агрессивных средах, но и предотвратить образование отложений парафинов и солей, снизить гидравлическое сопротивление трубопроводов и насосного оборудования за счет уменьшения шероховатости, защитить оборудование от эрозионного и механического износа, обеспечить чистоту перекачиваемого продукта, повысить герметичность разъемных неподвижных соединений, уменьшить металлоемкость конструкций.Покрытия позволяют снизить трудоемкость ремонта.

Еще одним из наиболее перспективных направлений по противокоррозионной защите является нанесение на защищаемые поверхности лакокрасочных и полимерных покрытий, которые позволяют изменять природу поверхности изделия, не меняя его объемных свойств. В результате изделие приобретает ценные свойства без существенного изменения конструкции, технологии изготовления, а также без значительных затрат. Покрытие можно наносить многократно на изделия сложной конфигурации и значительных размеров, причем как на все поверхности, так и на отдельные участки, используя при этом один и тот же или разные материалы. Можно послойно сочетать по толщине покрытия различные материалы для получения требуемого градиента физико-химических и механических свойств, изменять толщину покрытия в широких пределах. Технологические процессы формирования полимерных покрытий достаточно просты, что позволяет выполнять их как на заводах-изготовителях оборудования, так и на ремонтных предприятиях нефтедобывающих объединений. Благодаря этому можно многократно восстанавливать оборудование с покрытием при незначительных затратах на ремонт. Сочетание покрытий с недорогими и недефицитными расход запчастей, легированных сталей, цветных металлов и сплавов.

Для теплоизоляции трубопроводов  в мировой практике успешно применяются полиуретановые материалы, характеризующиеся малым коэффициентом теплопроводности и высокими прочностными свойствами. Основными требованиями, предъявляемыми к покрытиям, являются химическая стойкость и низкая проницаемость по отношению к эксплуатационной среде, достаточно высокая адгезия к металлу, сопротивление эрозионному износу, налипанию парафинов и минеральных солей, содержащихся в транспортируемых средах. Эффективность использования покрытий в значительной степени определяется изученностью механизма их поведения в эксплуатационных условиях, заключающегося в следующем:

- структурирование в пленке покрытия под влиянием внешних факторов (среда, температура и др.),неуравновешенность исходной структуры материала;

- деструкция в пленке покрытия, химическое разрушение и вымывание средой отдельных компонентов материала, их выпотевание, в результате чего изменяются состав, физико-химические и механические свойства покрытия.

Разрушение покрытия также обусловливается  механическим воздействием на него вибрации, удара, контактных нагрузок, остаточных напряжений в полимерной пленке, эрозией, трением и т.д.

В основу концепции разработки и  выбора покрытий должен быть положен принцип учета всех изменений, которые могут возникнуть в нем в процессе эксплуатации, что необходимо отражать в нормативно-технической документации. В то же время в нефтегазовой отрасли практически отсутствует нормативная база по полимерным покрытиям, применяемым для противокоррозионной защиты оборудования и сооружений. Исключение составляют наружные покрытия трубопроводов, требования к которым оговариваются ГОСТ Р 51164-98 и рядом зарубежных стандартов3. При этом в различных стандартах, касающихся одних и тех же покрытий, приведенные показатели качества существенно отличаются между собой. В отечественном и зарубежных стандартах на наружное покрытие труб имеются показатели, косвенно характеризующие противокоррозионное действие покрытия. К ним относятся удельное переходное сопротивление и прочность сцепления с металлом трубы в исходном состоянии и после определенной продолжительности воздействия минерализованной водной среды, а также водопоглощение (хотя это показатель материала покрытия), сопротивление катодному отслаиванию и ряд других. Едиными объективными показателями качества наружного покрытия труб могли бы служить скорость подпленочной коррозии защищаемого металла в эксплуатационной среде и срок службы покрытия. В отечественном стандарте срок службы покрытия определяется допустимым изменением во времени одного из косвенных показателей его противокоррозионного действия, т. е. удельного переходного сопротивления. Оговаривается, что сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет. Однако метод прогнозирования кинетики изменения этого показателя в эксплуатационных условиях отсутствует, а следовательно, эти данные имеют декларативный характер. Все это затрудняет выбор конструкций наружного покрытия труб для конкретных условий эксплуатации с заданным противокоррозионным действием, планируемым сроком службы и минимальной себестоимостью.

В состав лакокрасочных и полимерных покрытий нефтегазопроводов обычно не входят ингибиторы коррозии и пигменты протекторного действия. Поэтому  основными характеристиками подобных покрытий, определяющими их противокоррозионное действие, являются проницаемость полимерного слоя по отношению к эксплуатационной среде, прочность его сцепления с металлом и толщина этого слоя. Известно, что с течением времени происходит изменение указанных характеристик покрытия под влиянием различных эксплуатационных факторов, что приводит к нарушению его противокоррозионного действия и, как следствие, - к возрастанию скорости коррозии металла трубы свыше допустимой.

При достаточно высокой исходной сплошности покрытия, препятствующей доступу среды к защищаемому металлу, в процессе эксплуатации вследствие растрескивания полимерного слоя может значительно возрасти его проницаемость. Показателем сопротивления покрытия растрескиванию является длительная когезионная прочность полимерного слоя.

Задача прогнозирования противокоррозионного действия44 и долговечности покрытия труб на стадии проектирования трубопровода сводится к установлению функциональной зависимости скорости коррозии защищаемого металла от характеристик покрытия, определяющих его противокоррозионное действие. Процесс электрохимической коррозии под покрытием в электролите состоит из ряда последовательных стадий: проникновения среды через пленку покрытия, адсорбции среды на поверхности металла, анодной реакции образования гидратированного иона металла с одновременным протеканием сопряженного процесса разряда иона водорода или ионизации кислорода. Проведенные исследования позволили оценить степень влияния этих характеристик на скорость коррозии защищаемого металла, установить функциональную взаимосвязь между ними и разработать математическую модель коррозионного процесса металла под покрытием. Было рассчитано время достижения минимально допустимых значений указанных характеристик и выбран наименьший из рассчитанных интервалов времени, так как именно он определяет долговечность покрытия труб в рассматриваемых условиях эксплуатации.

Противокоррозионное действие покрытия недостаточно объяснять его  изоляционными свойствами. Проницаемость многих покрытий по отношению к воде, кислороду, электролиту - наиболее распространенным агентам коррозии - достаточна для протекания коррозионного процесса на поверхности металла под покрытием. В подавляющем большинстве случаев скорость нарушения сплошности покрытия значительно выше скорости химической деструкции материала, диффузионного переноса и накопления агрессивной среды под покрытием.

Напряжения в монолитном покрытии возникают под действием  внешних сил, а также в результате объемных изменений полимерного слоя и защищаемого металла. Вторая группа напряжений имеет качественно общий характер для различных условий эксплуатации и связана с усадкой полимерной композиции при отверждении, набуханием при контакте с технологическими средами, температурными деформациями материала.

В результате изменения  объема монолитного покрытия, скрепленного адгезионными связями с практически  недеформируемым металлическим  основанием, в защитном слое возникают значительные напряжения. Как показывают анализ характера разрушения и экспериментальные исследования распределений напряжений, в покрытии возникает трехосное напряженное состояние со значительной концентрацией касательных напряжений по торцам оболочки, где и происходит разрушение полимерного слоя. Разработка метода аналитического решения задачи с учетом краевого эффекта позволяет оценить напряженно-деформированное состояние покрытия изделий, имеющих форму цилиндрической оболочки, в частности трубопроводов, резервуаров и других технологических аппаратов, что необходимо при определении их долговечности.

 

 

Инструкция

по защите от коррозии внутрипромыслового оборудования

 

    Для условий нефтегазодобывающих предприятий коррозия металлического оборудования и коммуникаций при добыче нефти и газа характеризуется рядом особенностей. Во-первых, она затрагивает огромную по металлоемкости систему подземного и наземного оборудования скважин, установок по подготовке нефти и воды и протяженную сеть нефтепроводов, газопроводов и водоводов. Во-вторых, коррозионный процесс всего оборудования протекает, как правило, в гетерогенной системе, т.е. в системе двух несмешивающихся жидкостей: нефть – вода, газобензин – вода, сточная вода – следы нефти.

 Для повышения надежности нефтегазового оборудования в условиях воздействия коррозионно-агрессивных сред, в первую очередь, необходимо подобрать высокоэффективные конструкционные материалы, методы их технологической обработки и формирования поверхности. Для этого необходима замена ряда традиционных конструкционных сталей новыми, а также расширение области применения используемых путем повышения их работоспособности.

Составлена инструкция, в которой содержится технология применения ингибиторов для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования, разработанная на основании лабораторных исследований, опытно-промышленных испытаний и результатов промышленного использования ингибиторов коррозии И-1-А, И-1-В, "Север-1" и др. в объединениях "Куйбышевнефть", "Оренбургнефть" и Главтюменнефтегазе. Приведена также временная инструкция по технике безопасности при работе с ингибиторами. С общими положениями данной инструкции можно ознакомиться при просмотре приложения. [см.Приложение]

 

 

Заключение

 

Проанализировав значимость коррозионной стойкости для нефтегазовых предприятий, изучив источники и приняв во внимание различные мнения по этому вопросу, я пришла к определенным выводам.

Проблема предотвращения коррозии наиболее актуальна для  нефтяной и газовой промышленности, отказы объектов которой часто связаны  с взрывами, возгоранием, выбросом углеводородного сырья, что наносит значительный экономический и экологический ущерб, а в ряде случаев сопровождается человеческими жертвами.

Эксплуатационные свойства различных деталей нефтегазового  оборудования - их долговечность и надежность - обусловлены стойкостью конструкционного материала деталей к действию механических нагрузок и агрессивных сред.

Эффективность того или  иного направления борьбы с коррозией  определяется, в первую очередь, объективным диагностированием причин повреждения конструкции в агрессивных средах, являющимся основным предметом коррозионного мониторинга.

Борьба с коррозией  представляет собой комплекс задач, включающих коррозионный мониторинг, создание оборудования в коррозионно-стойком  исполнении и поддержание его надежности при эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Пинчук Л.С., Неверов А.С. Полимерные пленки, содержащие ингибиторы коррозии. - М.: Химия, 1993.

2. Воронин В.И., Воронина  Т.С. Изоляционные покрытия подземных  нефтегазопроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

3. Фокин Г.С. Коррозия и защита от коррозии. Энциклопедия международных стандартов. - М.: ВИНИТИ, 1994.

4. Добыча нефти и газа, URL: http://neftandgaz.ru/?p=499  (дата обращения: 15.05.2011).

5. Охрана труда в России, URL: http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/ normativ/data_normativ/10/10216/index.php (дата обращения: 15.05.2011).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение

 

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ НПО "БУРЕНИЕ"

ВСЕСОЮЗНЫЙ  НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ  
РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБ  
(ВНИИТНЕФТЬ)

ИНСТРУКЦИЯ  
ПО ЗАЩИТЕ ОТ КОРРОЗИИ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО  
ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПОМОЩИ ИНГИБИТОРОВ  
ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

РД 39-0147014-348-89   Куйбышев 1989

Руководящий документ разработан Всесоюзным научно-исследовательским  институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб.

В составлении  инструкции принимали участие А.И. Жанко, Л.А. Григоровская, Л.В. Кияченкова (ВНИИТнефть), канд. техн. наук В.Н. Долинкин, канд. техн. наук Н.А. Громова (НИИМСК).

Согласован  с зам. директора ВНИИСПТнефть К.Р. Низамовым, с главным инженером  п/о "Куйбышевнефть" А.З. Шефером, с зам. директора НИИМСКа С.Ю. Павловым.

Утвержден начальником Главного научно-технического управления Миннефтепрома Е.М. Довитом 14 октября 1988 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ЗАЩИТЕ ОТ КОРРОЗИИ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПОМОЩИ ИНГИБИТОРОВ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

РД 39-0147014-348-89   Куйбышев 1989

Вводится взамен РД 39-3-221-79

Срок введения установлен с 01.01.89 г.

Срок действия до 01.01.92 г.

В инструкции содержится технология применения ингибиторов  для защиты от коррозии нефтепромыслового  оборудования, разработанная на основании лабораторных исследований, опытно-промышленных испытаний и результатов промышленного использования ингибиторов коррозии И-1-А, И-1-В, "Север-1" и др. в объединениях "Куйбышевнефть", "Оренбургнефть" и Главтюменнефтегазе. Приведена также временная инструкция по технике безопасности при работе с ингибиторами.

1. ОБЩИЕ  ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Наиболее  эффективным и перспективным  способом защиты оборудования  нефтепромыслов от коррозии является применение ингибиторов коррозии (табл. 1) - поверхностно-активных веществ, растворимых в воде или в жидких углеводородах. Введение в агрессивную среду небольших количеств ингибиторов значительно снижает скорость коррозии металла (табл. 1).

1.2. Ингибиторы  образуют на поверхности металла  защитные адсорбционные пленки, препятствующие доступу агрессивной среды к поверхности металла. Ингибиторы можно использовать, не изменяя соответствующих технологических процессов и их аппаратурного оформления.

Применение  ингибиторов коррозии является единственным методом защиты действующего нефтепромыслового оборудования по всей технологической линии - от эксплуатационных до нагнетательных и поглощающих скважин.(Табл.2)

1.3. Ингибиторы  являются замедлителями сероводородной  коррозии и могут быть рекомендованы для защиты нефтепромыслового оборудования, работающего в агрессивных сероводородных средах, высокоминерализованных пластовых и сточных водах.

1.4. "Север-1" обладает высокими ингибирующими свойствами в водах апт-альб-сеноманского комплекса Главтюменнефтегаза и пластовых сероводородных средах. Защитное действие ингибитора "Север-1" в сероводородных пластовых водах на 5 - 8 % ниже, чем И-1-А.

1.5. Оценка эффективности  защиты металла от коррозии  при помощи ингибиторов основана на сравнении скоростей коррозии образцов-свидетелей до и после закачки ингибиторов. Образцы-свидетели устанавливаются в байпасах по всей технологической линии. Кроме того, эффективность ингибирования определяется по уменьшению числа аварий нефтепромыслового оборудования, происходящих вследствие коррозии.

 

Физико-химические характеристики ингибиторов коррозии

Таблица 1

№ 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

механических  примесей

застывания

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

-

-


* Скорость растворения  Ст.3 в 20 %-ном растворе серной  кислоты, определяемая в присутствии  1 % ингибитора, при 20 ± 2 °С в  течение 24 ч испытания составляет  не более 0,15 г/м2·ч.

Таблица 2

Рекомендуемые области применения 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


1 Мурадов А.В. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Защита От Коррозии Объектов Нефтегазового КомплексА. // Газовая промышленность (Москва).- 20.02.2002.- C.67. 

2 Логинов Б.А.Фторполимерные материалы//Коррозия территории нефтегаз.-2009.-№29.-С.26-29.

3 Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

4 4 Мурадов А.В. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Защита От Коррозии Объектов Нефтегазового Комплекса. //C.69. 




Защита от коррозии 📙 Реферат → 🆔 92820

Защита от коррозии 📙 Реферат → 🆔 92820

Защита от коррозии