Применения ингибиторов

пользование ингибитора Виско-904 М1К, прошедшего апробацию на ОНГКМ и модифицированного с целью уменьшения влияния аминовых растворов на вспенивание. Однако уже первый этап эксплуатации показал, что после проведения периодических обработок в системе сбора образовывалась стойкая эмульсия, которая, попадая на газоперерабатывающий завод, приводила к нарушению технологических режимов на установках. Исследования показали, что ингибитор Виско-904 Н1К уже при концентрациях 200 ррт вызывает образование стойкой эмульсии "газовый конденсат-пластовая вода", не расслаивающейся в течение нескольких суток. В то же время данные, представленные фирмой-производителем, показывали отсутствие такого влияния. В связи с этим от применения ингибитора Виско-904 МПС пришлось отказаться.

В случае применения ингибитора Реакор-6 при концентрации 100 мг/л в среде ПАСЕ степень защиты от общей сероводородной коррозии составляет 98%.

1) поток А. Трубопроводы с потоками типа "А" можно вообще не обрабатывать ингибиторами ввиду того, что вода в них взвешена в газе или углеводородной жидкости и не образует застойных зон, в которых развивается интенсивная коррозия. Однако для профилактики коррозии, которая может возникнуть при изменении режима движения ГЖС, а также с целью защиты коммуникаций, расположенных вслед за трубопроводом, последний рекомендуют обрабатывать ингибитором путем непрерывного ввода, обеспечивающего концентрацию реагента в углеводородной жидкости на уровне 40 мг/л. Тип ингибитора не оговаривают ввиду малого количества жидкости в ГЖС. Он может быть растворимым или диспергируемым в любой фазе жидкости (вода или углеводород). Агрессивность среды в обрабатываемой системе должна оцениваться накануне и в процессе применения ингибитора. Рекомендуемая скорость ввода ингибитора в трубопровод при скорости газового потока Уг>3,3 м/с — 1,0 л на 30 тыс. м3 газа, то есть около 34 л на 1 млн. м3 газа с постепенным снижением до минимума, при котором обеспечивается требуемый уровень защиты;

Ввиду малого количества жидкости в потоке ГЖС принципы подбора и применения ингибитора (в данном случае такие же, как и в предыдущем), то есть типы ингибитора, не играют роли. Однако рекомендуемые скорости ввода ингибитора более высокие, а именно: при Уг = 1,5-3,3 м/с — 1,5 л на 30 тыс. м3 газа (около 51 л на 1 млн. м3); при Уг < 1,5 м/с — 2 л на 30 тыс. м3 (около 68 л на 1 млн. м3);

сернистой нефти, в частности на промыслах ПО "Оренбург-нефть" и "Южарланнефть". Ни в одном из случаев применения ингибитора по указанному назначению не было получено удовлетворительных результатов [198]. Попытки использовать реагент для защиты оборудования и трубопроводов ДКС ОНГКМ вместо летучего ингибитора Виско-Д4569 не дали сколько-нибудь заметных положительных результатов. Столь же неудачной оказалась попытка обеспечить с помощью ингибитора Д-5 защиту газопровода агрессивного коксового газа на участке "Авдеевский коксохимический завод-Макеевский металлургический комбинат" (Донецкая область Украины), в котором имела место интенсивная язвенная коррозия в зоне днища труб на пониженных участках трассы. В присутствии реагента коррозия протекала также интенсивно, как и до его ввода в трубопровод. Кроме того, не подтвердилось предположение о возможности переноса ингибитора в паровой фазе на большое расстояние от точки ввода с одновременным обеспечением эффективной защиты на всем пути следования. Уже на относительно незначительном удалении от места ввода реагента имели место коррозионные повреждения металла.

Результаты испытаний и промышленного применения ингибитора на Свидницком и Опошнянском газоконденсатных месторождениях, в продукции которых содержится соответственно 0,3 % С02 + 10 — 14 мг/л H2S и4%С02, показали его высокую эффективность. Так,после ввода ингибитора в парообразном состоянии в шлейф опытной скважины Свидницкого газоконденсатного месторождения прекратились пропуски газа (рис. 40), а в результате закачки ингибитора в затрубное пространство скважины в течение 5 сут на Опошнянском газоконденсат-ном месторождении содержание ионов Fe2+ в водном конденсате снизилось с 54,5 мг/л до закачки до 8 мг/л к концу закачки ингибитора [15] . Высокая летучесть и защитная способность позволяют широко применять его для защиты газопроводов от углекислотной и углекислотно-сероводородной коррозии и коррозионно-механического разрушения. Для защиты от углекислотной коррозии скважинного оборудования газоконденсатных скважин месторождений разработан ингибитор ГРМ, активным началом которого является смесь жирных кислот и их сложных эфиров. Ингибитор ГРМ при дозировке 0,35-0,40 г на 1 кг добываемого конденсата или на 1 тыс. м3 газа газоконденсатных месторождениях Украины, в продукции которых содержится до 5 % С02 и до 0,002 % H2S, обеспечивает защитный эффект 96-98 %. Ингибитор вводят в затрубное пространство скважин в виде 25 %-ного раствора в газоконденсате. Кроме того, ингибитор может применяться для защиты нефтяного оборудования от коррозии, вызываемой минерализованной водой, содержащей кислород. В этом случае ингибитор подается в затрубное

Хорошие результаты по ингибиторной защите оборудования в условиях превалирующего влияния углекислотной коррозии получены от применения ингибитора КО с расходом 18 г на 1000 м3 газа (600 л/сут 3 %-ного раствора на каждую скважину) на месторождении Шатлык.

Проведенные эксперименты дают полное основание для применения ингибитора ИКБ-4С в системах оборотного водоснабжения.

В Советском Союзе разработаны следующие основные способы применения ингибитора НДА:

Как следует из уравнения (2.44), в зависимости от конкретных условий применения ингибитора могут проявляться либо оба эффекта (адсорбционный и блокировочный), либо один из них. Блокировочный или адсорбционный эффекты в принципе могут быть определены из независимых данных различными методами, преимущества и недостатки которых рассмотрены в [51].

Основой для расчета экономического эффекта от использования ингибиторов является сопоставление приведенных затрат производства и применения ингибитора по новому и базовому варианту. Приведенные затраты являются суммой: себестоимости и нормативной прибыли:

Возможность практического применения ингибиторов коррозии в значительной степени зависит от того, удовлетворяют ли они современным высоким требованиям по токсичности. Важно также, чтобы присутствие ингибиторов в промышленных сбросах не загрязняло окружающую среду. В связи с этим в настоящее время наблюдается тенденция к замене некоторых широко распространенных ингибиторов, например хроматов, причем при рассмотрении возможности использования главное значение придается их токсичности и ущербу, наносимому окружающей среде [1—3].

Цель применения ингибиторов на сероводородсодержащих нефтегазовых месторождениях — обеспечение защиты оборудования и трубопроводов не только от общей коррозии, но и от наводороживания, то есть предотвращение сероводородного растрескивания и водородного расслоения металла. Именно с целью изучения защитных свойств ингибиторов от всех указанных видов разрушения вследствие сероводородной коррозии проводятся исследования в лаборатории "Надежность" Оренбургского государственного университета (ОГУ).

Фирма ВОГО§ГОУС Еп^егрпзез ЬЫ. занимается разработкой технологий оптимального применения ингибиторов на объектах и выдачей соответствующих рекомендаций. Фирма Саргоко специализируется на осуществлении коррозионного контроля нефтегазовых объектов.

Таблица 48 Данные о результатах применения ингибиторов фирмы Тгау13 на промыслах кислого газа

В большинстве отечественных и зарубежных публикаций освещаются преимущественно позитивные моменты в применении ингибиторов коррозии и практически не упоминаются негативные. В частности, во многих работах отмечается, что инги-биторная защита позволяет успешно решить любую коррозионную проблему, что, безусловно, не соответствует действительности. На практике достаточно часто встречаются случаи неэффективного использования химических реагентов. В связи с этим представляется крайне важным объективное освещение любого опыта применения ингибиторов коррозии, а также результатов исследования причин происходящих неудач.

Весьма поучительным представляется случай неправильного выбора и применения ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов, транспортирующих газ из формаций Пермского бассейна. Отмечается, что в течение некоторого времени эффективность ингибирования оценивали исходя из объема и вязкости вводимого в трубопровод реагента. При этом считали, что для повышения эффективности ингибирования в систему следует вводить как можно больше ингибитора, а наиболее липкий (вязкий) ингибитор является лучшим. В результате эффективность ингибирования была постоянно низкой. Кроме того, система сильно засорялась примесями. Стоимость одних только применявшихся ингибиторов составила более 520 тыс. долл. в год.

К другим проблемам применения ингибиторов коррозии относится часто встречающаяся низкая эффективность (защитная и экономическая) используемых реагентов.

174. Бугай Д. Е., Эйдемиллер Ю. Н., Лаптев А. Б., Рахман-кулов Д. Л. Повышение коррозионно-механической стойкости нефтехимического оборудования путем применения ингибиторов, разработанных методами квантовой химии // Тез. докл. V Междунар. конф. "Методы кибернетики химико-технологических процессов".- Уфа, 1999.- Т. 2, кн. 2.- С. 29.

176. Бугай Д. Е., Эйдемиллер Ю. Н., Лаптев А. Б., Рахман-кулов Д. Л., Каштанова Л. Е. Оценка возможности применения ингибиторов на основе триазола и комплексов переходных металлов в качестве антикоррозионных присадок к моторным маслам // Семинар по проблеме получения новых активных добавок и присадок к топливам и маслам, Уфа-Баку, 1999.— С. 36.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ГАЗОНЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Ингибитор СТ - углеводородорастворимый ингибитор, частично растворим в воде, применяют при дозировке 3-4 г на 100 м3 газа для защиты оборудования обводненных скважин. Для предотвращения гидрато-образования подают в скважины одновременно с водным раствором хлористого кальция, с которым он образует относительно устойчивую эмульсию. Результаты промышленного применения ингибиторов коррозии СТ и гидратообразования СаС12 приведены в табл. 44.