Защита от коррозии ингибиторами

Защита от коррозии ингибиторами [c.101]

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ИНГИБИТОРАМИ [c.192]

Фосфатные покрытия сами по себе не обеспечивают надежной коррозионной защиты. Их используют преимущественно как основу под окраску, которая обеспечивает хорошее сцепление краски со сталью и уменьшает коррозионные разрушения в местах царапин или других дефектов. Иногда фосфатные покрытия пропитывают маслами или воском — это обеспечивает более высокую степень защиты от коррозии, особенно если в них ввести ингибиторы коррозии. [c.246]

Практика эксплуатации газопромыслового оборудования показывает, что применение ингибиторов позволяет обеспечивать его надежную защиту от коррозии. Другие методы и средства противокоррозионной защиты уступают ингибиторной либо по техническим показателям (применение различного рода покрытий), либо по экономическим (использование коррозионностойких материалов). Кроме того, ингибиторная защита оказалась наиболее гибким методом, легко адаптируемым к изменяющимся условиям эксплуатации оборудования. [c.220]

С целью защиты от коррозии аппаратов ДКС их внутреннюю поверхность раз в месяц орошают ингибитором с помощью форсунок. Дополнительно раз в квартал осуществляют подъем уровня жидкости с добавкой ингибитора и ежегодно поверхность вручную обмазывают смесью ингибитора с диэтаноламином в соотношении 1 1. Фильтры и все коммуникации ДКС ингибируют парофазным реагентом Д-4-3. [c.231]

Увеличение влажности газа ОНГКМ обусловливает необходимость подбора и применения для скважин и шлейфов хорошо диспергируемых в воде или водорастворимых ингибиторов, обладающих повышенными летучестью и эффектом последействия. Необходимо также использовать защитное свойство углеводородного конденсата, выпадающего вместе с водой в процессе движения газа по трубопроводам и препятствующего контакту воды с металлом. Углеводородный конденсат в присутствии ингибитора образует на поверхности трубопровода гидрофобный слой, повышая защитное действие реагента. Повышается эффект защиты от коррозии насосно-компрессорных труб, шлейфов и коллекторов при поддержании в них скорости газоконденсатного потока не менее 3 м/с для создания кольцевого режима, при котором углеводородным конденсатом или ингибиторным раствором омывается вся внутренняя поверхность трубопровода. [c.231]

Защиту ДКС ОНГКМ осуществляют с помощью системы нагнетания ингибиторов, которая работает при давлении до 6,7 МПа и температуре от минус 45 до плюс 43"С. Для защиты от коррозии трубопроводов системы утилизации промысловых сточных вод производят постоянную закачку ингибитора в количестве 100 г/м . [c.233]

Ингибитор Д-5 был получен из легколетучих компонентов пиридиновых оснований (а- и р-пиколинов и пиридина-растворителя). При лабораторном тестировании он проявлял относительно высокие защитные свойства в паровой Н23-со-держащей фазе. Однако в жидкой фазе его эффективность значительно ниже, чем у других известных ингибиторов (например, И-1-А, И-25-Д, ИКБ-2-2). Это связано с переходом части защитных компонентов ингибитора в паровую фазу при одновременном снижении их концентрации в жидкости. Большим недостатком реагента является сильный и резкий неприятный запах. Ингибитор Д-5 испытывали на различных объектах нефтяной промышленности в качестве средства защиты от коррозии поверхностей парогазового пространства резервуаров [c.346]

Наибольший опыт защиты от коррозии получен отечественной нефтя-гой промышленностью с ингибитором И-1-А. [c.159]

Ингибитор может использоваться для защиты от коррозии подземного оборудования нефтяных и газовых скважин при температуре от 293 до 403 К, а при защите внутренней поверхности наземного оборудования температура транспортируемой продукции не должна быть ниже 283 К. Оптимальная дозировка ингибитора, обеспечивающая защитный эффект на уровне 95-98 %, устанавливается в зависимости от интенсивности коррозионного процесса и составляет от 50-70 i на 1 продукции при скорости коррозии менее 0,5 г/(м ч) и до 150 г на 1 м продукции при скорости коррозии оборудования более 1,0 г/ (м ч). [c.167]

Скважины даже одного месторождения могут значительно отличаться интенсивностью коррозионных процессов. Эффективная защита от коррозии возможна только при строго определенном для каждой скважины режиме ввода ингибитора коррозии. В этом случае целесообразно использовать автоматические дозаторы для подачи ингибитора методом циркуляции и методом обработки ударной дозой через затрубное пространство. Использование таких дозаторов позволяет задавать объем ингибитора, частоту обработок и время циркуляции с учетом особенностей каждой скважины. [c.178]

Для защиты от коррозии и сульфидного растрескивания внутренней поверхности газопроводов, по которым транспортируется нефтяной газ, содержащий HjS, в настоящее время разработан и применяется способ ввода ингибитора и дополнительного его диспергирования по длине трубопровода при помощи конфузорных вставок. [c.180]

Трубопроводы неочищенного газа защищают от коррозии ингибиторами, вводимыми при осушке газа. Однако эффективность такой защиты, как правило, невысокая, поэтому дополнительно применяют периодическое ингибирование трубопроводов. [c.181]

Ингибиторы для защиты от коррозии подземного оборудования добывающих скважин и оборудования систем утилизации нефтегазопромысловых сточных вод должны обладать высокими адсорбционными [c.184]

Характеристика ингибиторов н защитный эффект некоторых ингибиторов, применяемы , для защиты от коррозии нефтяного оборудования, приведены в табл. 28. [c.138]

Правильно подобранный ингибитор при соответствующей технологии может быть весьма эффективным способом защиты от коррозии. [c.146]

Наиболее широко распространенный метод защиты от коррозии оборудования системы поддержания пластового давления — применение ингибиторов. [c.160]

Более эффективна защита от коррозии при применении смеси ингибиторов. Например, противокоррозионная защита при использовании смеси хроматов и полифосфатов выше, чем при наличии высоких концентраций каждого реагента в отдельности. Применяют также смеси фосфатов с силикатами. [c.51]

Ингибитор КПИ-3. Синтетический ингибитор, хорошо растворимый в водных растворах кислот, предназначен для защиты от коррозии черных и цветных металлов в растворах неорганических кислот (серной и соляной), а также в растворах соляной кислоты, насыщенной сероводородом [110 138]. КПИ-3 рекомендуется применять при травлении изделий из углеродистых и легированных сталей в 5—30%-ных растворах серной кислоты, 5—20%-ных растворах соляной кислоты, а также в смесях этих кислот при 20—80° С. Рекомендуе.мые концентрации — 0,05—0,2%. Степень защиты в растворах серной кислоты — 97—99,7%, в растворах соляной кислоты— 95—98%. Максимальное защитное действие наблюдается при 80° С. Эффективность КПИ-3 несколько снижается при накоплении в травильном растворе солей железа. КПИ-3 обладает эффектом последействия. [c.68]

Ингибитор применяется для защиты от коррозии емкостей при перевозке соляной кислоты (концентрация ингибитора 0,5—1%), для защиты оборудования нефтяных и газовых скважин при солянокислой обработке (концентрация 0,5—1%). [c.69]

Эффективность защиты от коррозии ингибиторами, как было от-мечено в предыдущей главе, зависит в основном отприроды самих ингибиторов, концентрации их, а также от степени агрессивности среды. Среди органических веществ хорошо растворяющимися в воде и [c.88]

В настоящее время для защиты от коррозии систем оборотного водоснабжения нефтеперерататыващих заводов наиболее широко применяются ингибиторы типа ИКБ основные характеристики которых приведены в тйвя.г .й. [c.61]

Для защиты от коррозии трубопровода в случае потока О необходимо использовать водорастворимый или высоководо-диспергируемый ингибитор. [c.336]

В [182] указывается, что ингибитор, примененный в условиях высоких давлений и температур на забое глубоких высокосернистых скважин месторождений Pinewoods и Tho-maswill (штат Миссисипи, США), не обеспечил защиту от коррозии скважинного оборудования. Это привело к разрушению и обрыву колонн насосно-компрессорных труб. Причиной отсутствия защитного действия ингибитора послужил его переход в забое скважин в парообразное состояние. Выше места конденсации ингибитора в направлении от забоя к устью скважины коррозионных повреждений металла труб было значительно меньше. [c.340]

Проблемы подбора эффективных ингибиторов для защиты от коррозии трубопроводов высокосернистого газа с гликолевой осушкой на месторождении East algary (Канада) отражены в [185]. Отмечается, что лишь немногие известные в нефтегазовой промышленности ингибиторы проявляют удовлетворительную степень защиты в данных условиях. [c.340]

Использование разлитаых методов защиты от коррозии (технологические мероприятия, применение ингибиторов, защитных покрытий, электрохимической защиты). [c.6]

Ингибитор И-25-Д совместим и с водным или водометанольным раствором ингибитора солеотложения НТФ. Из расходной емкости смесь ингибиторов (И-25-Д + метанол + НТФ) по ингибиторе проводам непрерывно подают в затрубное пространство скважин. Далее из скважин вместе с газом и минерализованным водометанольным раствором эта смесь поступает на УКПГ. Наряду с эффективной защитой от коррозии и гидратообразования скорость отложения солей при температу- [c.158]

Защита от коррозии внутренних поверхностей промысловых водоводов ингибитором Север-1 в настоящее время осуществляется в основном по технологии ВНИИТнефти. Для защиты от коррозии всей системы поддержания пластового давления ингибитор периодически подают на прием центробежных насосов 1 раз в 20-23 сут. Продолжитель- [c.160]

Применение ингибитора Север-1 в системе поддержания пластового давления ПО Куйбышевнефть , Татнефть и Главтюменнефтегаз позволило в 1982 г. защитить от коррозии 461,2 км водоводов сточных вод, увеличить срок их службы в среднем в 1,8 раза, снизить число порывов водоводов в 3,6 раза и сэкономить около 1,4 т металла труб на каждую израсходованную тонну ингибитора. [c.161]

В присутствии углекислого газа защитное действие ингибиторов И-1-Д, И-2-Д, И-21-Д при концентрации 200 мг/л в 3 %-ном растворе Na l составляет 87—99 и 84—96 % в модели углеводородного конденсата. Ингибиторы И-4-Д, И-5-ДТМ из-за их низкой эффективности не рекомендуются для защиты от коррозии стального оборудования в средах, содержащих только углекислый газ. [c.167]

Основные компоненты ингибированных композиций - жидкая основа, загуститель и ингибитор коррозии. В качестве жидкой фазы применяют различные минеральные, растительные и синтетические масла. Загустители - это вещества, способные образовьтать в дисперсионной среде стабильную структурированную систему. Ингибированные композиции на основе масел и смазок обладают хороишми адгезионными, герметизирующими и защитными свойствами от коррозии в условиях промышленной атмосферы. В связи с высокой проникающей способностью в пористые среды такие композиции обеспечивают достаточно высокую эффективность защиты от коррозии даже при нанесении их на неочищенные от продуктов коррозии поверхности. [c.173]

Входные линии установок по подготовке нефти и газа обычно подвергаются защите ингибиторами, применяемыми для защиты оборудования добычи нефти и газа, и дополнительный ввод ингибиторов здесь предусматривается только при выявлении активизации коррозионных процессов. Для защиты от коррозии технологических линий деэмульсацион-ных установок раствор ингибитора подается дозировочным насосом в трубопровод ввода сероводородсодержащей водонефтяной эмульсии с промысла. Как правило, раствор ингибитора постоянно вводится в технологические линии установок по подготовке газа после сепараторов первой ступени и периодически (при необходимости) - в выходные линии. Кроме того, на установках по подготовке газа практикуется применение других специфических методов ингибиторной защиты. Это периодическая (1—2 раза в полугодие) закачка концентрированного ингибиторного раствора в аппараты и емкости после их отключения и снижения давления, выдержка раствора в них в течение 1 ч для создания устойчивой защитной пленки, В. местах >силенной коррозш . ь ных зонах, возможно применение обработки в период планово-предупре дительных ремонтов концентрированными растворами ингибиторов с пониженными технологическими (низкой растворимостью в водно- [c.179]

При близком уровне эффективности защиты от коррозии теплообменных аппаратов ингибиторами И-1-А и АНПО и стоимости ингибитора АНПО, почти в 2 раза превышающей стоимость И-1-А, конечный выбор [c.183]

Защита от коррозии трубопроводов с влажным газом, содержащем постоянной инъекцией ингибитора, растворимого в гпикопях 36 270 [c.37]

Индивидуальные адсорбционные ингибиторы характеризуются преобладанием двойнослойного (энергетического) эффекта над блокировочным (механическим или экранирующим). Они образуют на поверхности металла неупорядоченный ажурный слой с чередованием в нем отдельных частиц ингибитора и кластеров. Такой несплошной мономолекулярный слой почти не тормозит процессы, ограничиваемые диффузией (например процесс восстановления кислорода) и, кроме того, не создает препятствия для сцепления органических и неорганических покрытий с металлической поверхностью. Индивидуальные адсорбционные ингибиторы (например катионного типа) целесообразно применять для защиты металлов от коррозии, протекающей с водородной деполяризацией, особенно в тех случаях, когда металлическое изделие должно в последующем проходить нанесение гальванических покрытий, эмалирование и т. д. Способность таких ингибиторов избирательно подавлять реакцию выделения водорода и повышать долю кислородной деполяризации делает их пригодными для защиты от коррозии тех металлических изделий, которые затем будут подвергаться разного рода механическим воздействиям и нагрузкам. [c.37]

В известных случаях в гетерогенных системах в формировании адсорбционного защитного слоя могут участвовать и некоторые компоненты среды. Так, например, в гетерогенной системе нефть — вода на поверхности контактирующего с ней металла могут образовываться более сложные слои типа сэндвича , где одной обкладкой служит металл, другой — углеводородный слой, а между ними находится соответствующим образом ориентированный ингибитор. Такая двухслойная пленка обеспечивает более полную защиту металла, чем один слой ингибитора. Ни в одном из рассмотренных случаев защита от коррозии не связана с образованием поверхностного слоя оксида или гидроксила и с последующим переходом металла в пассивное состояние. Адсорбционные ингибиторы могут поэтому применяться для защиты любых металлов, как пассивирующихся, так и не способных переходить в пассивное состояние. [c.41]

Следует отметить, что при известных условиях адсорбция может привести к пассивации и тогда, когда ингибитор не восстанавливается. В этом случае, однако, требуется либо присутствие в коррозионной среде каких-нибудь других окислителей, либо наложения-некоторой анодной поляризации. Примером могут служить бензоат-ионы, которые при определенных условиях переводят металл, в частности железо, в пассивное состояние и обеспечивают его защиту от коррозии [14 194 195 205 239]. При этом оказывается, что смещение потенциала в положительную сторону и пассивное состояние металла достигаются лишь в присутствии растворенного кислорода и при определенной минимальной степени покрытия поверхности металла ингибитором. Чем положительнее потенциал образца, тем меньшие объемные концентрации ингибитора требуются для достижения такой степени покрытия. После того, как металл запассивирован на его поверхности не обнаруживается значительных количеств бензоата. Можно предположить поэтому, что при смещении потенциала в положительную сторону и формировании оксидной пленки относительно слабо связанные с поверхностью ионы бензойной кислоты (их удельный заряд мал, а специфическая адсорбиру-емость выражена слабо) вытесняются либо ионами гидроксила, обладающими большим удельным отрицательным зарядом и повышенной специфической адсорбируемостью, либо атомами кислорода, либо растущей пленкой оксида. [c.51]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...