ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Создание и использование ингибиторов коррозии промыслового оборудования месторождений высокосернистого газа из "Ингибиторы коррозии. Т.2 " В случае использования ингибиторной защиты на промыслах с высоким содержанием в продукции сероводорода и углекислого газа фирмы, как правило, применяют ингибиторы типов А , В и С . [c.308] Это относится, в частности, к фирме Travis, разрабатывающей ингибиторы в зависимости от технологических параметров и качественного состава флюидов. [c.308] Ингибиторы типа А фирма использует для предварительного нанесения на внутреннюю поверхность трубопроводов толстой и прочной защитной пленки, нерастворимой в кислых коррозионных средах. [c.308] Ингибиторы типа В используются для постоянной закачки в жидкость, заполняющую межтрубное пространство скважины. Они должны хорошо растворяться в жидких углеводородах, а их концентрация в нефти должна составлять около 40 мг/л. [c.308] Ингибиторы типа С имеют высокие растворимость и дис-пергируемость в углеводородах, содержат добавки ароматики и деэмульгатора и используются в случае постоянной закачки в выкидные линии на устье скважины. Их применяют при концентрации около 10-15 мг/л с тем, чтобы соотношение ингибиторов В и С в транспортируемом потоке было 3 1 соответственно. [c.308] В качестве ингибитора типа А фирма Travis рекомендует, в частности, реагент ТХ-8505. Этот ингибитор предназначен для защиты трубопроводов. Он способствует образованию на поверхности труб тяжелых, толстых (до 0,36 мм) и очень прочных защитных пленок. Применяется при вводе объектов в эксплуатацию и периодически в ходе эксплуатации. Ингибитор хорошо себя зарекомендовал на месторождении Berbery в средах с высоким содержанием сероводорода (90,6%). [c.308] Предварительная потребность в ингибиторе ТХ-8505 для обработки трубопровода составляет 1 л на 11 м , для последующих обработок — 0,5 л на И м . [c.309] 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] Перед применением рекомендуется смешивать ингибитор ТХ-8505 с углеводородами в соотношении 1 1. В результате образуется стойкая взвесь (эмульсия), которая со временем расслаивается. Следует применять указанный состав, а не сам ингибитор, поскольку последний очень вязок и при поршнева-нии будут происходить его большие потери. При нанесении данного ингибитора на металл большое значение имеет величина зазора между трубой и поршнем. [c.309] В качестве ингибитора типа В фирма Travis использует реагент ТХ-1100. Это однокомпонентный или с добавками ароматики ингибитор, устойчивый в жидких, насыщенных кислыми компонентами средах в течение 8-12 месяцев при температуре 135°С. Применяется, в частности, на забое скважины путем впрыска через ингибиторный клапан в колонну. Реагент ТХ-1100 является очень устойчивым и эффективным ингибитором коррозии, превосходящим по многим характеристикам аналогичные по назначению ингибиторы других фирм. [c.309] На месторождениях кислого газа применяют ингибиторы коррозии различного состава. [c.310] К — углеводородный радикал вида СНз(СН2)п, где п = 18-20 (рис. 58). [c.310] На том же месторождении применяли ингибитор более сложного строения — амин жирной кислоты (рис. 59). [c.310] Со временем в связи с нарушением данного соотношения возникла необходимость в применении другой ингибирующей композиции. В новую композицию была введена добавка для уменьшения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-углеводороды и облегчения перехода активной составляющей ингибитора в воду. В результате был получен водо-и углеводорододиспергируемый ингибитор 2 состава, % растворитель — 71 активная часть (жирный амин) — 25 смачивающий агент В (ПАВ) — 2 снижающий поверхностное натяжение агент С — 2. [c.311] Данный ингибитор пригоден для применения в системе газ-углеводороды-вода с предельным соотношением компонентов 1000 1 (0,03-0,12) соответственно. При закачке ингибитора в скважину с приведенным соотношением компонентов в газо-жидкостной смеси повреждений выкидных линий не отмечалось, что свидетельствовало о его удовлетворительной защите. [c.311] Ингибиторы 1 и 2 с успехом применяются на промыслах сернистого газа уже около 20 лет. Для обработки кислых сред при содержании воды до 0,03 на 1000 м газа используют ингибитор 1. При содержании в 1000 м газа более чем 0,03 м воды применяют ингибитор 2. [c.312] Вернуться к основной статье