CC BY
15
УДК 628.168.3
Б01: 10.15587/2312-8372.2018.149987
РОЗРОБКА НОВИХ КОМПОЗИЦ1Й ДЛЯ ЗНИЖЕННЯ КОРОЗ1ЙНО1 АГРЕСИВНОСТ1 НАФТОВМ1СНИХ ВОД
Шуриберко М. М., Гомеля М. Д., Глущенко М. О., Чупрова К. А., Оверченко Т. А.
1. Вступ
Агресивна дiя корозiйних середовищ призводить до посилення корозп об-ладнання, резервуарiв, труб та трубопровiдноi арматури [1].
Корозшна агресивнiсть водонафтовоi емульсii змшюеться в залежностi вiд складу водноi фази, ii спiввiдношення з вуглеводневою фазою, складу i кшькос-т газоподiбних речовин.
При розробцi нафтових родовищ зi свердловини на поверхню надходить нафтогазоводяна сумiш, яка складаеться з нафти, нафтового газу та пластово!' води. Нафта i нафтовий газ тдлягають подальшому очищенню (видалення ме-ханiчних домiшок, солей, шрководню, ву лекислого газу тощо), а вщокремлена пластова вода утилiзуеться для рiзних потреб родовища.
Корозiйна агресивнють складових, що видiляються в процес обробки нафти, залежить вщ !х хiмiчного складу та шших факторiв.
Вуглеводневий газ, вiдокремлюваний вщ нафти, складаеться з сумiшi на-сичених вуглеводнiв, якi в корозшному вiдношеннi не е небезпечними. Ц гази мiстять домiшки сiрководню i вуглекислого газу, а при видобутку i переробцi нафти до !х складу ще додаеться кисень повпря. Тому в даному випадку коро-зiйнi процеси протiкають особливо штенсивно.
За своши даелектричними властивостями газовий конденсат близький до нафти, але при наявност сiрководню, вуглекислого газу, кисню i води вш стае корозшно-активним.
Вмiст сiрки в бшьшосл нафт не перевищуе 0,5 %. В нафтi сiрка може бути у вшьному станi, у виглядi сiрководню i сiрчистих органiчних сполук.
Пластовi води мiстять велику кшьюсть домiшок (хлориди, сульфати, кар-бонати лужних i лужно-земельних металiв) i являють собою складнi багатоком-понентш системи. Вiдповiдно вони мають високу електропровщшсть, що спри-яе штенсивному протiканню електрохiмiчноi корозii. Корозiйний вплив води на конструкцшш матерiали залежить вщ загально1' мiнералiзацii води [2]. У жорст-кiй водi утворення захисно1' вапняно1' плiвки бiльш iмовiрно [3], нiж у м'якiй, тому жорстк води менш агресивнi, шж м'якi, по вiдношенню до стаи. Крiм того, утворенi продукти корозп у виглядi осадiв сульфщв i оксидiв залiза мають висок абразивнi властивостi i в потощ води пiдсилюють корозiю.
Нафтопродукти, як застосовуються в рiзних галузях промисловосп, також маються високу корозiйну агресившсть. Так, наприклад, нефраси - нафтовi ро-зчинники, характеризуються:
- здатнютю видаляти органiчнi забруднення з поверхш металiв; швидко розчинятися;
- утворювати мшмальну кiлькiсть вiдкладень та через наявнють в роз-чинниках шрчистих сполук мають високу корозшну агресивнiсть.
Як видно з вище описаного, через широкий якiсний i кiлькiсний спектр складу розчинiв проблема боротьби з корозiею сталi в водонафтовому середовищд е досить складною та актуальною. Тому актуальними е дослщження з пошуку ефективних композицш для зниження корозiйноi агресивностi нафтовмюних вод в залежностi вiд ix нафто-мшерального складу та визначення оптимальних параметрiв.
2. Об'ект досл1дження та його технолопчний аудит
Об'ект дослгдження - еколопчно безпечнi системи в нафтовидобувнш та нафтопереробнiй промисловостi.
Вс стадп нафтокористування - видобування-переробка-використання - су-проводжуються забрудненням навколишнього середовища [4, 5]. Сутш забруд-нення виникають при видобуваннi, транспортуваннi та розливi нафти, скидi спч-них вод, спалюванш та зберiганнi нафтових вiдxодiв. Бiльшiсть вiдомиx способiв утитзацп нафтових вiдxодiв орiентованi на використання потужного дорогого об-ладнання. Вщповщно, розробка нових теxнологiй знешкодження та зниження кла-су небезпеки нафтовмюних емульсш е важливою науково-практичною задачею.
З шшого боку, через наявнють агресивних складових у складi нафтовмюних мшераизованих вод (сiрководню, вуглекислого газу тощо) зростае швид-кють корозп металевих конструкцiй, що призводить до швидкого руйнування обладнання та трубопроводiв. I як наслiдок, суттево зростае ризик несподiвано-го потрапляння нафти та нафтопродуклв у довкшля. Крiм того, пiдвишена ко-розшна агресивнiсть нафто-мiнералiзованиx середовищ призводить до значних витрат матерiалiв та енергп.
Тому одним з першочергових завдань е захист металевих конструкцш вщ корозп у нафтi та водонафтових емульшях.
Одним зi шляxiв виршення цього завдання е пiдбiр та застосування на вс1х стадь ях нафтокористування шпбггорш корозй' металiв. Основними вимогами до перспективных шпбггорш е ix висока ефективнiсть ди, нетоксичнiсть та невисока варпсть [1, 2].
3. Мета та задач1 дослщження
Мета дослгдження - розробка композицш для зниження корозiйноi агре-сивностi нафтовмiсниx вод та визначення ix ефективностi.
Для досягнення поставленоi мети необxiдно виконати такi задача
1. Визначити швидкостi корозй' сталi 20 в залежностi вiд xiмiчного складу водних розчинiв при температурi 80 °С.
2. Оцiнити ефективнють застосування алкiлiмiдазолiнiв з метою зменшен-ня швидкостi корозй металу для середовищ рiзного водно-нафтового складу.
3. Встановити вплив xiмiчного складу вихщних водно-органiчниx розчи-нiв та запропонованих композицiй на зниження швидкостi корозй металу.
4. Дослщження кнуючих р1шень проблеми
Небезпека корозiйниx процесiв супроводжуе практично всi галузi промис-ловостi, зокрема водоциркуляцiйнi системи охолодження шдприемств [1, 2].
Через особливий органо-мшеральний склад середовищ корозiя обладнання, яке застосовуеться при видобуванш нафти та природного газу, характеризуеться певними вiдмiнностями [4, 5].
Основним ефективним способом боротьби з корозiею е застосування шгь бiторiв корозп метаив [6, 7].
Одна з причин, яка юнуе при розробщ нафтових родовищ зi свердловини, е вертикальне положення труб на нафтових родовищах. Навiть при застосуваннi новптах реагентiв ефект iнгiбування може бути незначний. Це пояснюеться ускладненням процесу розповсюдження iнгiбiторiв корозii та стабiлiзаторiв осадiв по всiй довжинi труби [8]. Для покращення надходження шпбгтора на глибину розроблено капсули з геля альгшату кальцiю, якi, ^м iнгiбiтора, мю-тять важку добавку BaSO4.
Крiм того, процес шпбування труб при видобуваннi нафти ускладнюеться високими глибинними температурами (>150 °С) та тисками (>1020,6895 атм.), високим вмiстом розчинених речовин. З розвитком шельфового нафтового та газового виробництва в ультра-глибокш водi все бшьше i бiльше свердловин пiддаються впливу надзвичайно високо! температури i тиску в умовах анодного стану. Для запоб^ання блокування труб продуктами корозп та накипу, а саме сидеритом (FeCO3) та окисом залiза (Fe2O3), в таких жорстких умовах запропо-новано використовувати сульфiроновану полiкарбонову кислоту, полiвiнiлсу-льфонат, карбоксиметил iнулiн та цитрат натрш [9].
Iнгiбiтори нафтових родовищ використовуються протягом багатьох деся-тилiть для боротьби з карбонатним та сульфатним накипом, а також з корозiею труб [10]. Проте, лише деяк з них демонструють гарне бiологiчне розкладання, що робить !х екологiчно прийнятними в районах iз суворими вимогами. В якос-тi потенцiйних iнгiбiторiв нафтових родовищ запропоновано використовувати новий клас полшарбонатних полiмерiв з карбоксилатними та фосфонатними групами [11]. Данi композицii забезпечують iнгiбування накипу у виглядi кальциту i бариту як в нових, так i у вкритих накипом трубках при 130 °С
Зниження корозiйноi агресивностi вод, як мiстять нафтопродукти, також пов'язано з певними складностями, основною з яких е рiзноманiтнiсть хiмiчного (фракцшного) складу. Так, наприклад, петролейному ефiру не може бути присвоено квашфкащю реактиву, так як в ньому немае основного компонента для нормування.
Виходячи з анаизу лiтературних даних, можна зробити висновок, що за-хист свердловин вщ корозii та накипу при видобуванш нафти е реально склад-ним та багатогранним процесом.
Новiтнi композицii при нафтовидобуваннi та нафтопереробщ повиннi бути комплексними, тобто одночасно знижувати корозiйну агресивнiсть середовищ та зменшувати осадоутворення, бути здатними працювати при високих температурах та бути еколопчно сприятливими.
5. Методи дослщження
Вiдомо [10], що ароматичш азотвмiснi сполуки мають iнгiбуючi властивостi щодо корозii металу в агресивних середовищах. Не дивлячись на те, що алкшмь дазолiни при доступ атмосферно1' вологи за шдвищено1' температури можуть по-
втьно пдрол1зуватись до амщо-амш1в, змша х1м1чного складу шпбгтора не позна-чаеться на його ефективност в умовах вуглекислотно! та шрководнево! корозп. Тому в робот були розроблеш композицп на основ1 алкшм1дазолш1в та визначеш 1х ефективност щодо захисту сташ 20 в1д корозп масометричним методом.
Масометричне визначення швидкосп корозп проводили в нерухомих середо-вищах за р1зницею мас зразку, що кородуе, в грамах, до та шсля корози. Тривалють дослщв становила 9 години при температур1 30 °С та 5 годин при температур! 80 °С. Масометричний показник корозп, г/(м тод):
(1)
5-г
де т1 - первюна маса зразка, г;
т2 -маса зразка тсля випробування, г; 5 - площа зразка, м2; т - тривалють випробувань, год.
На основ1 розрахованих значень масометричних показниюв корозп визна-чали коефщ1ент гальмування та стутнь захисту в1д корозп. Коефщ1ент гальмування (КГ):
(2)
2
де - масометричний показник корозп без застосування шпбгтора, г/(м тод);
9
Ж! - масометричний показник корозп 1з застосування шпбгтора, г/(м тод).
Ступшь захисту вщ корозп, %:
7
V 1Л
•10" (3)
В якост середовища використовували модельш розчини на основ1 дисти-
3 3
льовано! або водопровщно! води з додаванням №С1 (30 г/дм або 100 г/дм ),
"5
CHзCOOH (3 г/дм ) та нафти або еф1ру петролейного. 6. Результати досл1дження
На першому еташ дослщжень визначали вплив х1м1чного складу водних розчишв на швидкють корозп стал1 20 (табл. 1).
Як видно з приведених результапв (табл. 1), солош розчини (дистильована во-
-5 -5
да; 30 г/дм NaQ; 3 г/дм CH3COOH) характеризуються високою корозшною агре-сивнютю. Швидкють корозп такого розчину становить 4,0352505 г/(м год). Прису-тнють сульфпу натрш зменшуе агресивнють води в 1,5 рази (Ж=2,643785 г/(м год) за рахунок зв'язування розчиненого у вод1 кисню сульф1том натрш.
Таблиця 1
Залежшсть швидкост корозii сталi 20 вiд хiмiчного складу водних розчишв при _ температурi 80 °С _ _ _
Модельний розчин Тип розчину • 2 Швидюсть корозп, W, г/(м год)
77 см3 м1нерал1зовано1 води:
- дистильована вода; - 30 г/дм3 ШаС1; Р-1 4,0352505
- 3 г/дм3 СН3СООН
77 см3 м1нерал1зовано1 води:
- дистильована вода;
- 30 г/дм3 ШаС1; Р-2 2,643785
- 3 г/дм3 СН3СООН;
- 500 г/дм3 Ша2БО3
77 см3 м1нерал1зовано1 води:
- дистильована вода;
- 30 г/дм3 ШаС1; Р-3 2,820036
- 3 г/дм3 СН3СООН
23 см3 нафти
77 см3 мшералгзованог води:
- дистильована вода; - 30 г/дм3 ШаС1; Р-3* 0,320234
- 3 г/дм3 СН3СООН
23 см3 нафти (30 °С)
77 см3 м1нерал1зовано! води:
- водопровщна вода; - 30 г/дм3 ШаС1; Р-4 4,71243
- 3 г/дм3 СН3СООН
23 см3 нафти
77 см3 мшералгзованог води:
- водопровщна вода; - 100 г/дм3 ШаС1; Р-5 5,510204
- 3 г/дм3 СН3СООН
23 см3 нафти
Примггка: * - температура розчину 30 °С
Нафта сама по собi мае iнгiбуючий ефект. Так, при додаванш в солоний розчин нафти (розчин:нафта - 3,35:1) спостер1гаеться зменшення майже в 2 рази швидкост корозii сталi при темперагурi 80 °С. Даний показник знижуеться до 2,820036 г/(м2год). А при температурi 30 °С швидюсть корозii становить всього 0,320234 г/(м2год).
Мiнералiзацiя води суттево впливае на ii корозшну агресивнiсть. Як видно з табл. 1, при збшьшенш мiнералiзацii води (замша дистильовано1' води на водопровь дну воду при всiх шших однакових концентрацiях солей) швидкiсть корозп металу зростае до 4, 243 г 2год). Це в 1,67 рази бтьше, нiж в разi застосування розчину, приготовленого на дистильованш вод^ А зi збiльшенням ще i сольово!' складово!' розчину (100 г/дм3 N0) швидюсть корозii сталi зростае до 5,510204 г/(м2год).
На другому еташ роботи визначали вплив алкшмщазолтв на корозiйну агресивнiсть нафтовмiсних водних розчишв (Р-1, Р-2, Р-3, Р-3*, Р-4, Р-5) (рис. 1). Дiапазон робочих концентрацiй становив (0-50 мг/дм ).
Рис. 1. Зменшення швидкосл корозп стaлi 20 в зaлежностi вiд c^a^y виxiдного розчину Р-1-Р-5 (тaбл. 1 ) тa концентpaцiï aлкiлiмiдaзолiнiв при темпеpaтypi 80 °С
Iнтенcивнicть зменшення швидкосл корозп метaлy, як видно з рис. 1, cyттeво зaлежить вiд aгpеcивноcтi виxiдного cеpедовищa. Чим aгpеcивнiше середовище, тим бтьший прояв ефективносл aлкiлiмiдaзолiнiв. Для caмого aгpеcивного роз-чину (Р-5) швидкють корозп зменшyeтьcя з 5,510204 г/(м год) при концентpaцiï
3 2 3
0 мг/дм до 0,68323 г/(м год) при концентpaцiï 25 мг/дм . Нaявнicть нaфти у роз-чинi природньо зменшуе вжщну aгpеcивнicть води. Виxiднa швидкicть корозп нaфтовмicного розчину cтaновить 2,820036 г/(м год). Викоpиcтaння aлкiлiмiдaзо-лшв у концентpaцiï 10 мг/дм для тaкого розчину призводить до зменшення шви-
л
дкоcтi корозп до 0,51948 г/(м год). I це спостергаеться при темпеpaтypi 80 °С.
л
Для 30 °С, по-перше, виxiднa швидкicть корозп незтачш (0,320234 г/(м год)), подруге, при викоpиcтaннi aлкiлiмiдaзолiнiв вонa ^am^ro не змiнюeтьcя i cтaно-
9 ^
вить 0,196878 г/(м год) при дозi iнгiбiтоpa 25 мг/дм .
Для шдвищення ефективност aлкiлiмiдaзолiнiв були pозpобленi композицй' нa ïx оcновi. В роботг визнaчaлиcь ефективносп композицш aлкiлiмiдaзолiнiв+бензотpиaзол у piзниx cпiввiдношенняx компонента. Резyльтaти по визнaченню коефщенту гбль-мyвaння (Кг) тa ступеню зaxиcтy вщ корозп (Z) пpедcтaвлено в тaбл. 2.
З пpиведениx у тaбл. 2 pезyльтaтiв видно, що мiнеpaлiзовaнi розчини, якi мютять xлоpид нaтpiю, е дуже aгpеcивними щодо корозп метaлy. Зacтоcyвaння aлкiлiмiдaзолiнiв в якоcтi iнгiбiтоpiв коpозiï cтaлi призводить до зaxиcтy метa-лу. Мaкcимaльний зaxиcний ефект cпоcтеpiгaeтьcя при концентpaцiï iнгiбiтоpa 10 мг/дм . При цьому стутнь зaxиcтy вiд коpозiï cклaдae 86,67 %. Подaльше збiльшення концентpaцiï aлкiлiмiдaзолiнiв незтачно зменшуе позитивний ефект
1 при концентpaцiï 50 мг/дм ступшь зaxиcтy вiд коpозiï знижуеться до 82,52 %. Бензтpиaзол - менш ефективний iнгiбiтоp в поpiвняннi з aлкiлiмiдaзолiнaми. Tax, при його концентpaцiï 25 мг/дм3 cтyпiнь зaxиcтy вщ коpозiï cтaновить всього 40,41 %. Kомпозицiï нa оcновi aлкiлiмiдaзолiнiв тa бензтpиaзолy не при-
зводять до пщвищення ступеню захисту вщ Kopo3iï, а носять приблизно усеред-нене значення цього показника як було показано по окремим компонентам.
Таблиця 2
Залежност коефщенту гальмування (КГ) та ступеню захисту вщ корозiï (Z) сталi 20 вщ хiмiчного складу водних розчинiв та композицш при температурi 80 °С
Тип розчину Реагент Швидкють корозп, W, г/(м2год) Коефщент гальмування, Кг Стутнь захисту, Z, %
1 2 3 5
Р-1 - 4,035251 - -
10 мг/дм3 алкш м1дазол1 шв 0,538033 7,50 86,67
25 мг/дм3 алкш м1дазол1 шв 0,547310 7,37 86,43
50 мг/дм3 алкш м1дазол1 шв 0,705009 5,72 82,52
25 мг/дм3 бензтриазол 2,404614 1,68 40,41
10 мг/дм3 алкш мщазол1 шв 10 мг/дм3 бензтриазол 1,892393 2,13 53,10
25 мг/дм3 алкш м1дазол1 шв 25 мг/дм3 бензтриазол 1,512059 2,67 62,53
50 мг/дм3 алкш м1дазол1 шв 50 мг/дм3 бензтриазол 1,512059 2,65 62,32
Р-2 - 2,643785 - -
10 мг/дм3 алкш1 мщазол1 шв 1,493506 1,77 43,519
25 мг/дм3 алкш1 м1дазол1 шв 1,354360 1,95 48,77
50 мг/дм3 алкш1 м1дазол1 шв 1,066790 2,48 59,65
Р-3 - 2,820036 - -
10 мг/дм3 алкш1 м1дазол1 шв 0,51948 5,43 87,58
25 мг/дм3 алкш1 м1дазол1 шв 0,71429 3,95 74,67
50 мг/дм3 алкш1 м1дазол1 шв 0,45455 6,20 83,88
25 мг/дм3 алкшшридишв 2,814410 1,01 0,216
1 2 3 4 5
Р-3 25 мг/дм3 aлкlлl мlдaзoлl н1в 25 мг/дм3 алкштридишв 0,825190 3,42 70,74
- 0,320234 - -
l0 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 0,253128 1,2' 20,96
Р-3* 25 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1 в 0,196878 1,63 38,52
50 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 0,183555 1,75 42,68
25 мг/дм3 бензтриазолу 0,234099 1,37 26,90
50 мг/дм3 бензтриазолу 0,215692 4 1,49 32,65
- 4,71243 - -
l0 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 1,159555 4,06 75,39
Р-4 +25 мг/дм3 алк1л1м1дазол1н1в 0,695733 6,77 85,24
+50 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 0,602968 7,82 87,21
+25 мг/дм3 бензтриазолу 2,502218 1,88 46,90
+50 мг/дм3 бензтриазолу 1,748004 2,70 62,91
- 5,510204 - -
25 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 0,683230 8,07 87,60
25 мг/дм3 бензтриазол 1,889973 2,92 65,70
P-5 l0 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в l0 мг/дм3 бензтриазол 0,630798 8,74 88,55
25 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 25 мг/дм3 бензтриазол 0,575139 9,58 89,56
50 мг/дм3 алк1л1 м1дазол1 н1в 50 мг/дм3 бенз.риазол 0,575139 9,58 89,56
Примiтка: * - темперaтyрa розчину 30 "С
Мiнералiзована вода, в якш присутнiй сульфгт натрiю (Р-2), менш агресив-на в порiвняннi з розчином Р-1. Проте i ефект застосування алкшмщазолшГв в даному випадку значно менший. При концентрацiях шпбггора на рiвнi 1050 мг/дм стутнь захисту вiд корозп знаходиться в дiапазонi 43-60 %.
Нафтовмiснi мiнералiзованi розчини (Р-3) менш агресивш в порiвнянi з розчи-нами без нафти (Р-1), але швидкiсть корозiï в таких розчинах все рiвно висока (табл. 1). Алкшмщазолши в нафтовмiсних розчинах зумовлюють захист металу вiд
-у
корозп. Оптимальна доза шпбггора становить 10 мг/дм (Z=81,58 %). Подальше збь льшення концентрацiï не сприяе зростанню ступеню захисту вщ корозiï стал 20.
Використання алкiлпiридинiв в якост шпбггорГв корозп сталi в нафтовмюних водах мае нульовий ефект. КоефщГент гальмування складае 1,01. Присутнють ал-
3 з
кшшридишв в композицп з алкiлiмiдазолiнами (25 мг/дм i 25 мг/дм вщповщно) не покращуе захисний ефект. Стутнь захисту вщ корозп практично такий же, як i при використанш чистих алкiлiмiдазолiнiв (25 мг/дм ) i складае 70,74 %.
Алкiлiмiдазолiни та бензтриазол в нафтовмюному розчиш демонструють не суттевий захисний ефект. Так, коефщГент гальмування для даних шпбггорГв в концентрашях 10-50 мг/дм знаходиться в межах 1,27-1,75. БшьшГ значення даного показника характерш для алкшм^азолшГв. Це вщповщае ступеню захисту вщ корозп на рГвш 20,96-42,68 %.
При збшьшенш мшераизацп води (Р-4, Р-5) швидюсть корозп металу зро-стае (табл. 1). В таких жорстких умовах алкшмщазолши та бензтриазол забез-печують високий стутнь захисту стал вщ корозп. Алкшмщазолши в концент-ратях 10, 25, 50 мг/дм забезпечують коефщГент гальмування на рГвш 4,06, 6,77, 7,81 вщповщно, що вщповщае ступеню захисту 75,39, 85,24, 87,21 %.
Бензтриазол як шпбггор менш ефективний. Максимальний ефект
-у
(Z=62,91 %) вщповщае дозГ бензтриазолу 50 мг/дм .
3i збшьшенням концентрацп солей в розчиш захисний ефект незначно тд-вищуеться, i при дозГ 25 мг/дм для алкшмщазолшГв стутнь захисту зростае до 87,60 %, а для бензтриазолу - до 65,70 %.
Комплексне використання алкшмщазолшГв та бензтриазолу для жорстких мшерашзованих нафтовмюних вод при температурГ 80 °С забезпечуе ефективний захист металу вщ корозп. В композищях зГ стввщношенням реагеплв
3 з • •
(10+10) мг/дм, (25+25) мг/дм, (50+50) мг/дм коефщГент гальмування становить 8,74-9,58, що вщповщае ступеню захисту вщ корозп 88,55-89,56 %.
В робот також проводились дослГдження по визначенню ефективност композицш для зниження корозшно!' агресивност вод при використанш в якос-т нафтопродукту петролейного ефГру (нафтовий ефГр, масло Шервуда). Це су-мш легких ашфатичних вуглеводшв (пенташв i гексашв), яка отримуеться з супутшх нафтових газГв i легких фракцш нафти. Результати по визначенню ефективност запропонованих шпбггорГв наведено в табл. 3.
Як видно з табл. 3, зГ збшьшенням температури з 30 °С до 80 °С швидюсть корозп в мшерашзованому розчиш з ефГром зростае в 10 разГв - з
9 9
0,311353 г/(м год) до 3,089054 г/(м год). Присутнють у розчиш сульфтв також викликае додаткову агресивнють. При температурГ 30 °С i концентрацп сульфгту
3 2
натрш 5 г/дм швидюсть корозп складае 0,4204 г/(м год). Обумовлено це тим, що петролейний ефiр е леткою речовиною з низькою температурою випаровування.
При застосуванш в якостi iнгiбiтора корозii стал алкiлiмiдазолiнiв в концентра-цп 50 мг/дм ступiнь захисту вщ корозii незначний i становить 31,379 % для темпера-тури 30 °С. А при температурi 80 °С захисний ефект зникае (Ж=4,369202 г/(м2год)). Пояснюеться це тим, що при пщвищенш температури легко руйнуеться гщрофобна захисна плiвка на поверхш металу. Дана сумiш вуглеводнiв легко видаляеться iз по-верхнi сташ при нагр1ванш з використанням шпбггора. Сам iнгiбiтор захисноi плiвки створити не може. В присутносп сульфпу натрш у розчиш при температур! 30 °С шпбуючий ефект проявляться трохи бтьше за рахунок зв'язування кисню сульфгг-анюнами. При цьому ступшь захисту вщ корозii складае 45,305 %.
Таблиця 3
Залежтсть ступеню захисту вщ корозп сташ 20 вщ юльюсного та яюсного складу ви-
Модельний розчин Реагент Температура, t, °С Швидюсть корозп, W, г/(м2год) Коефщ1ент гальмуван-ня, Кг Ступшь захисту, Z, %
77 см3 м1нерал1зованоИ води: - дистильована вода; - 30 г/дм3 ШС1; - 3 г/дм3 СНзСООН 23 см еф1ру петро-лгйного - 30 0,311353 - -
- 8о 3,089054 - -
50 мг/дм3 алкшмщазолш1в 3о 0,213654 1,457 31,379
80 4,369202 <1 -
50 мг/дм3 алкштридишв 30 0,383393 <1 -
80 7,1872223 <1 -
77 см3 м1нерал1зованоИ води: - дистильована вода; - 30 г/дм3 ШС1; - 3 г/дм3 СН3СООН; - 5 г/дм3 №2803 23 см3 еф1ру петро-лгйного - 30 0,4204 - -
50 мг/дм3 алкшмщазолш1в 0,229937 1,828 45,305
50 мг/дм3 алкштридишв 0,328129 1,281 21,948
о
Застосування в якостi iHri6iTopiB корозп сталi алкiлпiридинiв (50 мг/дм ) не призводить до позитивного ефекту (табл. 1). Навпаки, даний реагент викликае збь льшення корозii металу. Лише в присутносп сульфiту натрiю при 30 °С спостерга-еться незначний результат. Стушнь захисту становить в даному випадку 21,948 %.
7. SWOT-аналiз результатiв дослiдження
Strengths. 1нпбпори на основi алкiлiмiдазолiнiв е перспективними не лише в нафтопереробш, але i при захистi трубопроводiв i обладнання вiд корозii у
водному середовищд з високим piBHeM мшерашзаци. В присутностi нафти та нафтопродукпв у значних концeнтpацiях завдяки адсорбцп iмiдазолiнових азо-тмiстких кiлeць на метай вщбуваеться гiдpофобiзацiя його поверхш за рахунок вуглеводневих pадикалiв iмiдазолiнiв. Це призводить до утворення мщноИ вуг-лeводнeвоi плiвки на метай, яка надiйно захищае його вщ коpозii. Перевагою алкiлiмiдазолiнiв також е те, що за рахунок гiдpофiльноi та гiдpофобноi складо-вих Ихшх молекул вони добре розчиняються як у нафтопродуктах, так i у водному середовищд. Це забезпечуе високу 1х eфeктивнiсть як у водi у пpисутностi нафтопpодуктiв, так i у нафтi, в присутност води.
Weaknesses. Головним нeдолiком iнгiбiтоpiв на основi алкiлiмiдазолiнiв е 1х вiдносно висока собiваpтiсть, так як один з основних компонента 1х синтезу е полieтилeнполiамiни, якi на сьогодш на Укpаiнi не виробляються. Тому цiна 1х на ринку е досить високою.
Opportunities. В pазi застосування iнгiбiтоpiв коpозii стаи на основi алкш-мiдазолiнiв можливо досягти високоИ eфeктивностi захисту вщ руйнування як нафтопpоводiв, де, ^м нафти, завжди пpисутнi домiшки мшераизованоИ води, так i водопpоводiв, де у високомшераизованих водах пpисутнi домшки нафти. Кpiм того, при використанш вiдходiв виробництв - кислот талового масла, або при застосуванш рослинних олив замють синтетичних карбонових кислот в процесах виробництва алкшмщазолтв можна суттево знизити 1х собiваpтiсть.
Threats. Враховуючи те, що трубопроводи, по яких транспортують нафту або мшераизовану воду, використовуються i у зимовий перюд, то iснуе загроза замерзання, кристашзацп або значного загустiння iмiдазолiнiв при збepiганнi на неопалювальних складах. Для запобшання цьому 1х необхщно використовувати у виглядi 40-50 % розчишв у кepосинi.
8. Висновки
1. Визначено коpозiйну агpeсивнiсть композицiй piзного водно-нафто-мшерального складу. Показано, що мшерашзоваш воднi розчини е бтьш коpозiйно агресивними, анiж 1х композицii з нафтою. Швидкiсть корозп мшерашзованих вод в залeжностi вщ концeнтpацii солей коливаеться в межах 4,0352515,510204 г/(м2тод). Для нафтовмюних емульсш даний показник становить 2,820036 г/(м2тод). До евно1 Mipи корозшна активнiсть мiнepалiзованих водних розчишв знижуеться в пpисутностi сульфiту натрш (W=2,643785 г/(м тод)).
2. Показано, що шпбггор на основi алкшмщазолшу забезпечуе високу eфeктивнiсть захисту стаи вщ корозп у мiнepалiзованих водно-нафтових ему-льшях при температурах вщ 30 °С до 80 °С. Стутнь захисту при дозах 1050 мг/дм сягае 82-86 %. Менш ефективним було використання бензтриазолу.
3. Встановлено, що шпбпори на основг алкiлiмiдазолiну у водно-оргашчних eмульсiях на основГ мiнepалiзованоi води та петролейного eфipу eфeктивнi лише за невисоких температур. При тeмпepатуpi 30 °С стутнь захисту вщ корозп становить 31,379-45,305 %. При пiдвишeних температурах, за рахунок високоИ летю-чост петролейного eфipу, формування захисноi адсоpбцiйноi пшвки на поверхш стал не вiдбуваеться. Вщповщно, захисний ефект вщсутнш.
Лггература
1. New inhibitors of corrosion and depositions of sediments for water circulation systems / Gomelya N. D. et. al. // Journal of Water Chemistry and Technology. 2017. Vol. 39, Issue 2. P. 92-96. doi: http://doi.org/10.3103/s1063455x17020060
2. Сучасш методи кондищонування та очистки води в промисловосп. Мо-нографiя / Гомеля М. Д., Радовенчик В. М., Шаблш Т. О. К.: Графша, 2007. 168 с.
3. Модифшащя карбонатно-накипних осадiв для захисту вiд корозп тепло-обмiнноi поверхнi / Пагер С. М., Герасименко Ю. С. // Вюник Схщноукрашсько-го национального унiверситету iменi Володимира Даля. 2013. № 13. С. 54-65.
4. Переработка и утилизация нефтесодержащих отходов: монография. 2-е изд. испр. и доп. / Соколов Л. И. М.: Инфра-Инженерия, 2017. 160 с.
5. Источники нефтесодержащих вод / Злыднев Н. Н., Еськин А. А., Ткач Н. С. // Технические науки - от теории к практике: сб. ст. по матер. XXXVI междунар. науч.-практ. конф. Новосибирск: СибАК, 2014. № 7 (32). URL: https://sibac.info/conf/tech/xxxvi/38910
6. Corrosion inhibition of N80 steel simulated in an oil field acidification environment / Du J. et. al. // International Journal of Electrochemical Science. 2018. Vol. 13, Issue 6. P. 5810-5823. doi: http://doi.org/10.20964/2018.06.69
7. Sharma P., Roy H. Mill scale corrosion and prevention in carbon steel heat exchanger // High temperature materials and processes. 2015. Vol. 34, Issue 6. P. 571-576. doi: http://doi.org/10.1515/htmp-2014-0115
8. Calcium alginate gel capsules loaded with inhibitor for corrosion protection of downhole tube in oilfields / Wang L. et. al. // Corrosion Science. 2015. Vol. 90. P. 296304. doi: http://doi.org/10.1016/j.corsci.2014.10.026
9. Evaluation of ferrous carbonate/iron oxides scaling risk under high temperature in the absence and presence of scale inhibitors: Proceedings / Yang C. et. al. // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. The Woodlands, 2015. Vol. 2. P. 10801092. doi: http://doi.org/10.2118/173785-ms
10. Deyab M. A. Corrosion inhibition of heat exchanger tubing material (titanium) in MSF desalination plants in acid cleaning solution using aromatic nitro compounds // Desalination. 2018. Vol. 439. P. 73-79. doi: http://doi.org/10.1016/j.desal.2018.04.005
11. Synthesis and Characterization of Modified Aliphatic Polycarbonates as Environmentally Friendly Oilfield Scale Inhibitors / Mady M. F. et. al. // Energy & Fuels. 2018. Vol. 32, Issue 6. P. 6746-6755. doi: http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01168
