Статья:

Ингибиторная защита газопромыслового оборудования от углекислотной коррозии

Конференция: IX Студенческая международная научно-практическая конференция «Технические и математические науки. Студенческий научный форум»

Секция: Технические науки

Выходные данные
Губернаторов С.С. Ингибиторная защита газопромыслового оборудования от углекислотной коррозии // Технические и математические науки. Студенческий научный форум: электр. сб. ст. по мат. IX междунар. студ. науч.-практ. конф. № 9(9). URL: https://nauchforum.ru/archive/SNF_tech/9(9).pdf (дата обращения: 12.08.2020)
Лауреаты определены. Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Мне нравится
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
на печатьскачать .pdfподелиться

Ингибиторная защита газопромыслового оборудования от углекислотной коррозии

Губернаторов Сергей Сергеевич
магистрант, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет», РФ, г. Тюмень

 

Ингибиторами коррозии называются вещества, подача которых в агрессивную среду тормозит процесс коррозионного разрушения и изменения механических свойств металлов и сплавов.

У.Р. Эванс на основании того, что изменяя скорость коррозии процесса, ингибиторы должны влиять на кинетику электрохимических реакций, квалифицировал все ингибиторы на анодные, катодные и смешанные, первые замедляют анодную реакцию, вторые – катодные, третьи – обе одновременно.

Скорость коррозии углеродистой стали оценивают с использованием измерений потери веса, коррозионным водным раствором, поверхностно-аналитическими методами, методом сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) и исследования энергодисперсионной спектроскопии (ЭДС). Скорости коррозии углеродистой стали возрастают, когда давление двуокиси углерода увеличивается. При низком давлении и периоде воздействия было обнаружено присутствие карбоната железа (FeCO3), и при длительной выдержке был идентифицирован карбид железа (Fe3C) [2]. Механизм коррозии углеродистой стали в водном растворе, содержащем двуокись углерода, является сложным и необходимо, чтобы основные условия коррозионного материала приводили к коррозионному растрескиванию. Исследовано влияние рН-коррозионного водного раствора и оценки коррозии углеродистой стали при парциальном давлении углекислого газа. В результате показатель pH оказался важным фактором коррозии углеродистой стали. Значение pH при коррозии углеродистой стали углекислым газом, смешанным с водой, является от 5 до 7 [2].

Коррозию можно определить, как повреждение поверхности химическими компонентами.

Проанализировав образцы углеродистой стали через растровый электронный микроскоп для визуализации коррозионного воздействия через парциальное давление двуокиси углерода. Используемый материал для этого эксперимента представляет собой образец углеродистой стали, используемый в газовой промышленности [5].

 

Рисунок 1. Экспериментальные детали образцов углеродистой стали (SEM и EDS) перед воздействием давления двуокиси углерода. (A): Полированная углеродистая сталь при t = 0h и (B): спектр углеродистой стали до воздействия парциального давления диоксида углерода [5].

 

Изучив анализ электронной микроскопии образцов углеродистой стали, прежде чем подвергать его парциальному давлению двуокиси углерода. Образец был высушен перед исследованием (СЭМ). Анализ поверхностной топографии образцов углеродистой стали оценивали с помощью машины SEM [4].

Прогнозирование коррозии углекислого газа является наиболее важным фактором снижения коррозии. Каждая модель прогнозирования имеет свои методы исследования коэффициентов коррозии углекислого газа, но все факторы оставляют одинаковый эффект прогнозирования. Только определение расчета рН отличается для всех методов прогноза коррозии углекислого газа.

В России одними из первых работ по проблеме углекислотной коррозии были публикации ВНИИГАЗ и его филиалов (1970-е гг.) по газоконденсатным скважинам и трубопроводам, транспортирующим газовый конденсат. Была предложена классификация газоконденсатных систем по их коррозивности в зависимости от температуры и PCO2. К малокоррозивным отнесены среды с PCO2 < 0,02 МПа, к высококоррозивным – с PCO2 > 0,2 МПа . Аналогичные работы были выполнены и в других странах. Так, по рекомендациям Американского института нефти, системы с PCO2 <~0,05 МПа считаются коррозивно неопасными, при PCO2 от ~0,05 до ~0,2 М Па возможны средние, а при PCO2 > ~0,2 МПа высокие скорости коррозии.

В последующем для прогнозирования скорости углекислотной коррозии было предложено уравнение Де-Варда–Миллиамса, первоначально также выведенное для систем с влажным газом.

Согласно эксплуатационным данным, средний срок службы металлоконструкций газовой индустрии вместо 10 лет по нормативным срокам в условиях, когда они подвержены коррозии, сокращается до 2-3 лет. Для продления срока службы металлоконструкций и труб в условиях, способствующих возникновению коррозии, широко используются ингибиторы коррозии (ИК) [2].

 

Рисунок 2. Механизм действия ингибиторов коррозии

 

Эффективная защита от коррозии обеспечивается за счет:

• Выбора подходящего ингибитора коррозии.

• Область воздействия на углеродистую сталь должна быть защищена специальным покрытием.

• Ингибитор коррозии в качестве химической защиты должен вводиться в определенный участок. Проверка состояния оборудования до начала коррозии чрезвычайно необходима при длительной добыче или транспортировке газа.

Методы мониторинга включают [4]:

1) Отбор проб газа или флюида и измерение коррозионной активности в лабораторных условиях (а) по металлическим образцам и (б) по линейному сопротивлению поляризации.

2) Отбор проб воды и испытание остаточного ингибитора коррозии и растворенного железа в образце.

3) Измерение толщины стенки трубы с помощью дефектоскопии.

В настоящее время существует большое разнообразие ингибиторов коррозии. Экономически целесообразной эксплуатация скважин, ранее заброшенных по причине высокой интенсивности коррозионного разрушения оборудования, стала после появления высокомолекулярных органических ингибиторов. Высокомолекулярные органические ингибиторы, которые в основном применяются в нефтяной и газовой промышленности в настоящее время относятся к соединениям, содержащим азот, серу, или кислород.

 

Список литературы:
1. Брэгман Д.Ж. Ингибиторы коррозии. Пер. с англ. - М.: Химия, 2011. -312 с., ил.
2. LANGE'S handbook of chemistry. Fourteenth Edition. Edited by John A. Dean. McGRAW-HTLL, Inc. New York. 2016.
3. Plummer L.N., Busenberg E. The solubilities of calcite, aragonite, and vaterite in CO2-H2O solutions between 0 and 90 degrees C, and an evaluation of the aqueous model for the system СаСОз-ССЬ-H20. //Geochim. Cosmochim. Acta. 1982. V. 46. P. 1011.
4. Решетников С.М. Ингибиторы кислотной коррозии металлов. – Л: Химия, – 144 с., ил.
5. Corrosion of Oil and Gas Well Equipment, NACE and API.