Ингибирование углекислотной коррозии углеродистой стали Текст научной статьи по специальности «Химические науки»

ИНГИБИРОВАНИЕ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ

© И.В. Петрова, Л.Е. Цыганкова

Исследования коррозионного и электрохимического поведения СтЗ проводились при комнатной температуре в 0,005-0,1 н растворах НС1 и в модельных пластовых водах, представляющих собой солевые среды составов:

М 1: 17 г/л №С1; 0,2 г/л СаС12; ОД г/л МёС12; 0,8 г/л ЫаНС03.

М 2: 16,25 г/л МёС12-6 Н20; 0,14 г/л Са804-2 Н20; 17 г/л СаС12; 163 г/л ЫаС1.

Все перечисленные растворы насыщались углекислым газом до концентрации 1,8 г/л. В качестве ингибитора коррозии углеродистой стали СтЗ исследовался оксиэгилированный продукт конденсации июнонилфенола с теїраметилдииропиленіриамином (ФОМ 9) строения:

При н = 0 - это ФОМ 9, при п = 20 - эго <ЮМ 9-20.

Концентрация ингибитора варьировалась в пределах 5-200 мг/л.

Анализ результатов в средах, не содержащих С02, показывает небольшое увеличение защитного эффекта ингибитора ФОМ 9-20 с ростом его концентрации, которое наблюдается в более кислых средах и достигает 86 % при концентрации 200 мг/л, а с уменьшением кислотности ингибирующий эффект ниже, чем у ФОМ 9.

Из ;шух типов модельных пластовых вод ингибитор ФОМ 9-20 наибольшее -защитное действие проявляет в наиболее концентрированной солевой системе М-2 при максимальной из исследуемых концентраций. Величина 2 здесь достигает 77 %.

Исследовано влияние продолжительности эксперимента на скорость коррозии и эффективность ингибитора. Показано, 1тто с увеличением времени экспозиции электродов до 10 и 30 суток скорость коррозии меняется незначительно во всех исследуемых средах, и защитное действие ингибитора сохраняется на одном и том же уровне. Эффективность ингибиторов повышается с увеличением кислотности среды.

Введение углекислого газа в растворы НС1 увеличивает ингибиторное действие исследуемых веществ, которое практически не зависит от их концентрации и pH среды. Присутствие С02 повышает защитное дей-ствие ФОМ 9-20 в концентрированной солевой системе М-2, моделирующей пластовую воду; ФОМ 9 неэффективен в солевых средах как в отсутствие, так и в присутствии С()2 Введение С02 в имитаты пластовых

вод несколько уменьшает скорость коррозии стали в отсутствие ингибирующих добавок. Ингибирующее действие, верояшо, оказывают молекулы С02.

Путем анализа потенциостатических поляризационных кривых, полученных на стали СтЗ в исследуемых растворах, показано, что в присутствии ингибиторов происходит облегчение катодного процесса вблизи потенциала коррозии и торможение в более глубокой катодной области и замедление анодного как при наличии С02, так и в его отсутствие, при одновременном смещении потенциала коррозии в положительную сторону.

Коррозия стали во всех исследуемых растворах протекает по электрохимическому механизму, о чем свидетельствует удовлетворительное совпадение величин скорости коррозии, определенных гравиметри-чески и рассчитанных из поляризационных кривых.

По мнению Л.И. Антропова [1], выявить, оказывает ли ингибитор энергетическое действие, можно по смещению потенциала коррозии в присутствии ингибитора, поскольку изменение потенциала коррозии связано с изменением Ч*!-потенциала следующим образом:

кор ~

Ьо(Ьа + Ьк)

Дц/,

(1)

где Ь0 = 2,3 Я77Р = 58 мВ (18° С), Ьа и Ьк - тафелев-ские наклоны анодной и катодной кривых соответственно.

Эго позволяет рассчитать коэффициент торможения скорости коррозии, обусловленный У|-эффектом, по формуле:

=

ь.

Ь0(Ьа +Ьк)

ДЧ',

(2)

В случае блокировочного действия ингибитора используется выражение 2 = 0 и по формуле

1

1-0

(3)

можно рассчитать коэффициент торможения, обусловленный блокировочным эффектом ингибитора.

Если торможение коррозии обусловлено Ч;г эффектом, то 7у| будет примерно равен уэкс„е(). Если торможение коррозии обусловлено блокировочным эффектом, то Уэкспер будет равен у0. А если одновременно действуют оба эффекта, то у, рассчитанный по формуле

1

+ -

1-0 b0(ba+bk)

Д\|/ь

(4)

будет близок К Уэкспер.

Из сопоставления теоретических коэффициентов торможеігия коррозии, рассчитанных по уравнениям (2), (3), (4), с экспериментальными величинами, найденными в исследуемых растворах НС1 в присутствии и в отсутствие С02, можно заключить, что исследуемые ингибиторы ФОМ 9 и ФОМ 9-20 оказывают блокировочное действие (табл. 1).

Дня определения характера неоднородности поверхности стали СтЗ в растворах MCI и механизма действия ішгибитора на катодный процесс проводили измерение токов во времени при введении ингибитора.

Электроду в рабочем растворе задавали потенциалы на 0,2 В отрицательнее фКХ)р. Измеряли установившееся значение тока, а затем вводили в раствор ингибитор в фоне такой концентрации, чтобы получилась требуемая концентрация ингибитора с учсгом разбавления находящимся в ячейке раствором, перемешивали и записывали изменение тока во времени до установления постоянного значения.

Полученные /, т-кривые обрабатывали в координатах уравнений, согласно [2]:

In (/о//) = АГ2 х Д/ = /0 а і + iob lnx ln Ai = In /о b\ + n lux 111 111 (/ / /a,) = 111 K\ - Ki x

ln (/(//) = a\ + a2 lnx ln ln (içji) = In 63+ n lnx,

где Дї = /0 - /, /'о - ток до введения ингибитора при x = 0; <7], /), а2, Ь\, ¿з - константы.

Таблица 1

Сопоставление экспериментальных и теоретических, рассчитанных по (3), коэффициентов торможения коррозии стали в растворах НС1, насыщенных углекислым газом (1,8 г/л)

Снсь н С ИНГ. мг/л ^эксп YeTcop У ЭКСГ1

0,1 ФОМ 9 (25) 0,9 10 10,1

ФОМ 9-20(100) 0,96 25 27,1

0,01 ФОМ 9 (25) 0,92 12,5 12,02

ФОМ 9-20(100) 0,97 33,3 29,5

0,005 ФОМ 9 (25) 0,85 6,66 6,44

ФОМ 9-20(100) 0,89 9,1 9,28

Выполнение одного из них (линейная зависимость) позволила сделать вывод о механизме действия ингибитора и характере неоднородности поверхности.

В растворах 0,1 н и 0,005 и НС1 линейная зависимость наблюдается в координатах 1пД/ - 1пх, что говорит об экспоненциально-неоднородной поверхности стали СтЗ и блокировочном механизме действия ингибиторов ФОМ 9 и ФОМ 9-20 (кинетическая изотерма адсорбции 0 = 6| х").

В 0,01 и растворе соляной кислоты линейная зависимость наблюдается в координатах Д/ - 1пх, что свидетельствует о равномерно-неоднородной поверхности и блокировочном механизме действия исследуемых ингибиторов (кинетическая изотерма адсорбции 0 = А| + Ь 1пх) на катодный процесс.

ЛИТЕРАТУРА

1. Антропов Л.И., Погребова И.С. II Коррозия и защита от коррозии. Итоги науки и техники. М.: ВИНИТИ, 1973. Т. 2. С. 27-112. 2 Решетников СМ. Ингибиторы кислотной коррозии металлов. Л. Химия. 1986. 142 с

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МАЛОКОМПОНЕНТНЫХ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ СОСТАВОВ

© Е.Д. Таныгпна, А. П. Тарадеев

Известно, что реологические свойства дисперсных систем отличаются от таковых для истинных растворов. Если предположить, что малокомпонент-ные консервационные материалы (КМ) представляют собой мицеллярные растворы, то доказать это можно посредством электронной микроскопии. Однако такие исследования достаточно сложны, а в ряде случаев просто невозможны из-за отсутствия соответствующего оборудования.

В то же время, существует косвенный метод, позволяющий по характеру течения КМ судить о наличии процессов мицеллообразования или даже структурирования в рассматриваемых системах. Если кривые течения составов рх - Лр) или 1/т =Лр) обнаруживают отклонение от постулата Ньютона

р = т| (dVhlx),

где р - напряжение сдвига, Т) - динамическая вязкость системы, dVkix - градиент скорости, ах- время истечения определенного объема жидкости, то это либо служит косвенным подтверждением возникновения в КМ анизодиаметричных мицелл (например, цилиндрических или нитевидных), либо свидетельствует о наличии межмицеллярных связей, что приводит к образованию отдельных структурированных блоков или же сплошной пространственной сетки из агрегатов коллоидных размеров.

Метод позволяет определить также критическую конце! працию мицеллообразования (ККМ) и критическую температуру мицеллообразования (К ГМ) для