CC BY
18
УДК. 620.193
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2023-3-4-60-64
ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ В СРЕДАХ, СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД И УГЛЕКИСЛЫЙ ГАЗ
INHIBITOR PROTECTION OF OIL-FIELD EQUIPMENT FROM CORROSION IN ENVIRONMENTS CONTAINING HYDROGEN SULFIDE AND CARBON DIOXIDE
Гурбанов Г.Р., Гасымзада А.В.
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, AZ1010, г. Баку, Азербайджан ORCID: https//orcid.org/0000-0003-0167-5707, E-mail: ebikib@mail.ru ORCID: https//orcid.org/0000-0002-5461-7677, E-mail: qasimzade92@inbox.ru
Резюме: Впервые гравиметрическим методом изучена инги-бирующая эффективность ингибитора ИБ-1 по отношению к сероводородной, углекислотной и одновременно сероводородной и углекислотной коррозии стали марки Ст3 в модельной пластовой воде MI. В испытаниях, проведенных для проверки способности ингибитора защищать от газовой коррозии, использовались пластины из стали марки Ст3. Таким образом, в зависимости от агрессивности среды определялась защитная эффективность ингибитора в различных газовых составах. В ходе экспериментальных исследований, проведенных при разных концентрациях ингибитора, установлено, что эффективность защиты ингибитора ИБ-1 достигает максимума в агрессивной среде с различными газовыми смесями.
Ключевые слова: сероводород, углекислый газ, ингибитор, коррозия, защитный эффект, гравиметрический метод.
Для цитирования: Гурбанов Г.Р., Гасымзада А.В. Ингибиторная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии в средах, содержащих сероводород и углекислый газ // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2023. № 3-4. С. 60-64.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-3-4-60-64
Gurbanov Huseyn R., Gasimzada Aysel V.
Azerbaijan State University of Oil and Industry, AZ1010, Baku, Azerbaijan ORCID: https//orcid.org/0000-0003-0167-5707, E-mail: ebikib@mail.ru ORCID: https//orcid.org/0000-0002-5461-7677, E-mail: qasimzade92@inbox.rur
Abstract: For the first time, the gravimetric method was used to study the efficiency of the inhibitor IB-1 in relation to hydrogen sulfide, carbon dioxide and, simultaneously, hydrogen sulfide and carbon dioxide corrosion of St3 steel in model reservoir water MI. In tests conducted to check the ability of the inhibitor to protect against gas corrosion, plates made of St3 steel were used. Thus, depending on the aggressiveness of the medium, the protective effectiveness of the inhibitor in various gas compositions was determined.In the course of experimental studies carried out at different concentrations of the inhibitor, it was found that the protection efficiency of the IB-1 inhibitor reaches its maximum in an aggressive environment with various gas mixtures.
Keywords: hydrogen sulfide, carbon dioxide, inhibitor, corrosion, protective effect, gravimetric method.
For citation: Gurbanov H.R., Gasimzada A.V. INHIBITOR PROTECTION OF OIL-FIELD EQUIPMENT FROM CORROSION IN ENVIRONMENTS CONTAINING HYDROGEN SULFIDE AND CARBON DIOXIDE. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2023, no. 3-4, pp. 60-64.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-3-4-60-64
Введение
Аварии по причине коррозии металлов приводят к большим потерям. Техническое развитие во многих отраслях замедляется из-за нерешенных проблем коррозии. Этот вопрос особенно актуален для развитых стран с большими запасами металла. Коррозия, которая в настоящее время считается глобальной проблемой нефтегазовой отрасли, остается серьезной проблемой в нашей стране наряду с развитыми странами нефтяной отрасли. В производстве нефти и газа используется большое количество стали. Добываемые нефть и газ транспортируются по трубопроводам. Нефть проходит стадию очистки на сепарацион-ных установках. В этом случае внутренние части используемых оборудований и трубопроводов подвергаются коррозии из-за постоянного контакта с двух-трехфазной системой, содержащей сероводород и диоксид углерода [1-5]. Хотя процесс коррозии металлов в сероводородных средах в настоящее время широко изучается исследователями, именно в нефтяной промышленности исследования и решения этой проблемы имеют как практическое, так и экономическое значение [6-8]. Эксплуатация
оборудования в агрессивных технологических условиях, содержащих сероводород или диоксид углерода, сопровождается экономическими потерями, а также экологическим ущербом. При этом сокращается срок службы оборудования, используемого в агрессивных условиях. В настоящее время на многих нефтяных месторождениях для увеличения добычи в нефтяные пласты закачивается вода. Содержащая сероводород минерализованная пластовая вода, входящая в состав водонефтяной эмульсии, образующейся в скважинах при длительной закачке воды, вызывает сероводородную коррозию. Чтобы увеличить добычу на старых нефтяных месторождениях, в пласты также закачивают газообразный СО2, что приводит к самой опасной коррозии - коррозии СО2 [9-13]. Самый простой и эффективный способ защиты установок, оборудований и конструкций, используемых при добыче нефти, ее хранении, транспортировке по нефтепроводам и переработке на нефтеперерабатывающих заводах, - это применение ингибиторов коррозии. Хотя интенсивные научные исследования в области синтеза и исследования ингибирующих соединений продолжаются, потребность промышленности
в ингибиторах еще не полностью удовлетворена. С другой стороны, частые изменения условий эксплуатации используемого оборудования, а также чрезмерная агрессивность коррозионной среды в некоторых случаях снижают эффективность применяемых ингибиторов, а в некоторых случаях эти ингибиторы совершенно бесполезны для использования в этих условиях. Следовательно, существует большая потребность в создании новых высокоэффективных ингибиторов со сложным действием и сырьевым запасом, которые могут защитить от коррозии объекты нефтяной промышленности, оборудование и механизмы в средах, содержащих высокие уровни агрессивных компонентов (H2S, CO2). Несмотря на многочисленные научные исследования и разработку новых типов ингибиторов коррозии, разработка высокоэффективных ингибирующих реагентов, которые могут защитить объекты и оборудование нефтяной промышленности от коррозии при высоких концентрациях H2S, CO2 и O2, остается актуальной проблемой. По этой причине необходимо создать реагент с такими многофункциональными свойствами, чтобы он мог решить проблему коррозии во всех агрессивных средах [14-17].
Цель исследования - изучение эффективности антикоррозионной зашиты ингибитора ИБ-1 в лабораторных условиях.
Методология исследования
Для исследования интенсивности коррозии использовались образцы стали марки Ст3. Поверхность стальных образцов должна быть выглажена в соответствии с требованиями ГОСТ 9.908-85, и объем агрессивной испытательной среды должен быть не менее 20 см3 на 1 см2 площади поверхности образца.
Для определения скорости коррозии стальных пластин Ст3 размером 30x20x1 мм по потере массы исследования проводились в лабораторных условиях в течение 24 и 240 ч, при температуре 25°С, при нормах расхода 10, 15, 20 и 25 мг/л ингибитора ИБ-1.
В работе [18] в качестве бактерицид-ингибитора использованы 2,4-дихлор-1-{2-иодо-1[(проп-2-ин-1-ил) окси]-этил} бензол (химическая формула органического вещества -C^HgCyO, а условное обозначение - ИБ-1). Органические вещества ИБ-1 лучше растворяются в воде и других различных растворителях, поэтому они обладают более сильным бактерицидным и ингибиторным действием.
Поверхность пластин из стали Ст3 размером 30x20x1 мм шлифуется на шлифовальном станке в соответствии с требованиями ГОСТ 2789-73, после очистки ацетоном и спиртом промывается дистиллированной водой. Для активации поверхности стальные пластины выдерживают в 15% растворе HCl в течение 60 сек, затем последовательно промывают проточной водой, дистиллированной водой, сушат фильтровальной бумагой, выдерживают в эксикаторе 60 мин и определяют массу на аналитических весах с точностью 5-10-5 г. Эксперименты проводились в одинаковых условиях как без ингибиторов, так и параллельно для сравнения с ингибиторами. Для определения скорости коррозии гравиметрическим методом и эффекта защитного действия исследуемого ингибитора в два химических стакана наливают предварительно рассчитанный объем агрессивной среды в соответствии с ГОСТ 9.908-85 и быстро перемешивают в течение 300 сек для обеспечения образования
эмульсии. Для предотвращения расслоения эмульсии на фазы жидкую среду снова перемешивают в течение получаса. В некоторых случаях в среду добавляют эмульгатор. Затем испытательную среду насыщают инертными газами, такими как азот и гелий, и насыщают сероводородом и/или диоксидом углерода. Газообразный сероводород получают в результате реакции сульфида натрия с соляной кислотой в аппарате Кипа, и его количество определяют йодометри-чески по стандарту ГОСТ 39-234-89. Образцы стали, подготовленные в соответствии с правилами лабораторных испытаний, вводятся в вызывающую коррозию среду без ингибитора и с добавлением ингибитора. При этом фиксируется время. Для определения оптимальной защитной концентрации ингибитора было проведено множество экспериментов, начиная от низкой до высокой концентрации ингибитора. По завершении лабораторных испытаний, стальные пластины были удалены из окружающей среды, а поверхность очищена от продуктов коррозии. Для этого пластины очищали ватным тампоном в растворе 10% соляной кислоты и 40% формалина, промывали проточной водой и сушили в ацетоне. Пластины выдерживали в эксикаторе 10-12 ч, как до, так и после эксперимента для стабилизации веса. Затем пластины снова взвешивали.
Потери металла рассчитывались на основе следующего выражения:
Дт = т2 - т1,
где т1 и т2 - масса пластин из стали марки Ст3 соответственно до и после эксперимента.
В ходе эксперимента потеря металла рассчитывается по трем стальным пластинам и определяется средняя масса. При гравиметрических испытаниях как без ингибиторов, так и с ингибиторами скорость коррозии характеризуется показателем массы Кт и рассчитывается по следующему математическому выражению:
Кт = , г/(м2-ч),
У-т
где т0 - масса образца перед испытаниями, q; т1 - масса образца после испытаний, г; Э - средняя площадь поверхности, рассчитанная для трех образцов, м2; т - продолжительность испытания, ч.
На основе скорости коррозии глубина проникновения определяется следующим образом:
8760Кт ,
Кр =-т-10 3 мм/год,
Р
где Кр - глубина проникновения, мм/год, К - скорость коррозии, г/м2-ч; р - плотность исследуемого металла, г/см2; 8760 - постоянная величина и выражает количество часов в году.
Выражение, используемое для расчета коэффициента задержки:
Y =
K
inh
где К0 - скорость коррозии без ингибиторов, КюЬ - скорость коррозии в присутствии ингибитора, г/м2-ч.
Защитный эффект ингибитора ИБ-1 рассчитывали по следующей формуле
7 = К0-К100%, Кп
где К0 - скорость коррозии образца в среде без ингибитора, г/м2-ч; К юЬ -скорость коррозии образца в присутствии ингибитора, г/м2-ч.
Во время эксперимента при высоком давлении углекислого газа для фиксации стальных образцов использовались однолитровые пластмассовые посуды с герметичной крышкой, ручкой и ниппельным клапаном.
Таблица 1
Скорость коррозии стали Ст3 в среде М1 и защитный эффект реагента ИБ-1 (Си^)= 400 мг/л) и (РСОг = 1 атм)
H2S
СО,
Результаты и их обсуждение
Лабораторные испытания проводились в растворе аналога пластовой воды М1 с использованием гравиметрического метода. Высокоминерализованная среда была насыщена сероводородом и углекислым газом как по отдельности, так и в сочетании. Насыщение раствора диоксидом углерода проводили в баллоне высокого давления при давлении 1 атм. Давление в испытательных сосудах контролировалось манометром. Газообразный сероводород был получен путем непосредственного добавления в среду эквивалентных количеств сульфида натрия и соляной кислоты. Концентрацию сероводорода контролировали йодометри-ческим титрованием. В эксперименте использовались герметичные емкости объемом 1 л и стальные образцы размером 30x20x1 мм. Тесты проводились как в среде без ингибитора, так и в среде в присутствии ингибитора в течение 24 и 240 ч. Пластиковый контейнер снабжен герметичной крышкой и ручкой для крепления стальных образцов. Результаты многочисленных экспериментов, проведенных в лаборатории, представлены в табл. 1.
Как видно из табл. 1, увеличение концентрации реагента ИБ-1 в диапазоне 10-25 мг/л во всех трех агрессивных коррозионных средах приводит к снижению скорости коррозии как при 24, так и при 240-часовых испытаниях.
В обоих случаях наибольший эффект был зафиксирован при количестве реагента 25 мг/л. Как видно из таблицы, этот эффект составил 99,3 и 96,4% в среде сероводорода, 96,7 и 97,96% в среде диоксида углерода и соответственно 98,6 и 99,12% в смешанной среде (Н^ + С02). Таким образом, на основе анализа результатов лабораторных экспериментов определено, что оптимальная концентрация исследуемого ингибитора ИБ-1 для защиты от коррозии составляет 25 мг/л.
Выводы
1. Впервые в лаборатории исследовано защитное действие ингибитора ИБ-1 в агрессивных средах
СИНГ, мг/л К, г/м2-ч 1 Кр, мм/год 1 Z, %
- 0,5628 - - -
0,2417 - - -
10 0,0607 9,27 0,0679 89,2
0,0589 4,10 0,0659 75,6
15 0,0320 17,58 0,035 94,3
0,0372 6,49 0,0416 84,6
20 0,0157 35,84 0,0175 97,2
0,0179 13,50 0,0200 92,6
25 0,0039 144,30 0,0043 99,3
0,0087 27,78 0,0097 96,4
- 0,2684 - - -
0,0932 - - -
10 0,0424 6,33 0,0474 84,2
0,0342 2,21 0,0383 63,28
15 0,0394 6,81 0,0441 85,3
0,0252 3,69 0,0282 72,86
20 0,0166 16,16 0,0185 93,8
0,0099 9,41 0,0110 89,36
25 0,0088 30,5 0,0098 96,7
0,0019 49,05 0,0021 97,96
- 0,3623 - - -
0,8057 - - -
10 0,0749 4,83 0,0838 79,3
0,1181 6,82 0,1322 85,33
15 0,0619 5,85 0,0693 82,9
0,0468 17,21 0,0524 94,18
20 0,0268 13,51 0,0300 92,6
0,0312 25,82 0,0349 96,12
25 0,0050 72,46 0,0056 98,6
0,0070 115,1 0,007 99,12
Продолжительность эксперимента - 24 ч (числитель) и 240 ч (знаменатель).
Н^,
С02 и Н^ + С02 в
электрохимической коррозии течение 24, 240 ч, в растворе М1 - аналога пластовой воды. Эксперименты по определению скорости коррозии стальных листов Ст3 по потере массы проводились при температуре 25°С для концентраций ингибитора ИБ-110, 15, 20 и 25 мг/л.
2. Наивысший эффект ингибитора ИБ-1 в течение 1 дня и 10 дней был обнаружен в количестве 25 мг/л 99,3 и 96,4% в сероводородной среде, 96,7 и 97,96% в среде с диоксидом углерода и соответственно 98,6 и 99,12% в смешанной среде (Н^ + С02).
3. Проанализированы результаты многочисленных испытаний, проведенных в различных агрессивных коррозионных средах в лабораторных условиях и установлено, что оптимальная норма расхода исследуемого ингибитора ИБ-1 составляет 25 мг/л.
Среда
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ваганов Р.К. Об ингибиторной защите оборудования добывающих нефтяных скважин // Коррозия: материалы, защита. 2007. № 10. С. 9-13.
2. Кузнецов Ю.И., Ваганов Р.К., Гетманский М.Д. Возможности ингибирования коррозии оборудования трубопроводов в нефтегазовой промышленности // Коррозия: материалы, защита. 2007. № 3. С. 9-13.
3. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кущнаренко В.М. и др. Анализ отказов оборудования и трубопроводов оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения // Защита металлов. 2003. Т. 39. № 3. С. 328-331.
4. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А. Коррозия нефтегазового нефтепромыслового: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УНИ, 1990. 70 с.
5. Инюшин Н.В., Лейфрид А.В., Валеев А.С., Ривкин П.Р. Коррозия внутренней поверхности нефтесборных промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2002. № 3. С. 85-86.
6. Кузнецов Ю.И., Фралова Л.Н. Ингибиторы сероводородной коррозии и наводороживания сталей // Коррозия: материалы, защита. 2004. № 8. С. 11-16.
7. Ефреман А.П., Ким С.К. Ингибиторная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии в средах, содержащих сероводород и сульфатвосстанавливающие бактерии // Коррозия: материалы, защита. 2005. № 10. С.14-18.
8. Цыганова Л.Е., Ким Я.Р. Кичигин В.И., Вигдорович В.И. Исследование ингибирования коррозии и проникновение водорода в сталь в имитатах пластовых вод // Практика противокоррозионной защиты. 2005. Т. 38. № 4. С. 29-38.
9. Цыганова Л.Е., Вигдорович В.И., Ким Я.Р. Торможение коррозии и наводороживание углеродистой стали рядом ингибиторов в слабокислых средах, содержащих H2S и CO2 // Журнал прикладной химии. 2005. Т. 78. № 12. С. 1993-2001.
10. Кузнецов Ю.И., Фролов Л.В., Тамина Е.В. Об ингибировании сероводородной коррозии стали четвертичными аммонийными солями // Защита металлов. 2006. Т. 42. № 3. С. 233-238.
11. Камаева С.С. Биокоррозионноя активность грунта как фактор стресс-коррозии магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1996. 72 с.
12. Вигдорович В.И., Цыганова Л.Е. Ингибирование сероводородной и углекислотной коррозии металлов. Универсализм ингибиторов М.: КАРТЭК, 2011. 244 с.
13. Набутовский З.А., Антонов В.Т., Филиппов А.Г. Проблемы коррозии и ингибиторной защиты на месторождениях газа // Практика противокоррозионной защиты. 2000. Т. 17. № 3. С. 53-59.
14. Ваганов Р.К. Выбор ингибиторов для антикоррозионной защиты стального оборудования на нефтепромыслах // Коррозия: материалы, защита. 2007. № 1. С. 9-13.
15. Ваганов Р.К. Ингибиторная защита от коррозии нефтепромыслового оборудования и трубопроводов // Коррозия: материалы, защита. 2007. № 1. С. 17-23.
16. Антропов Л.И., Макушин Е.М. Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. Киев: Техника, 1981. 181 с.
17. Решетников С.М. Ингибиторы кислотной коррозии металлов. Л.: Химия, 1986. 144 с.
18. Караев С.Ф., Гараева Ш.В., Мамедов Ф.В. Химия гетереоатомных пропаргиловых соединений. М.: Химия, 1993. 145 с.
REFERENCES
1. Vaganov R.K. On the inhibitor protection of the equipment of producing oil wells. Korroziya: materialy, zashchita, 2007, no. 10, pp. 9-13 (In Russian).
2. Kuznetsov YU.I., Vaganov R.K., Getmanskiy M.D. Possibilities of corrosion inhibition of pipeline equipment in the oil and gas industry. Korroziya: materialy, zashchita, 2007, no. 3, pp. 9-13 (In Russian).
3. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushchnarenko V.M. Analysis of failures of equipment and pipelines of the Orenburg oil and gas condensate field. Zashchita metallov, 2003, vol. 39, no. 3, pp. 328-331 (In Russian).
4. Abdullin I.G., Davydov S.N., Khudyakov M.A. Korroziya neftegazovogo neftepromyslovogo [Corrosion of oil and gas oil field]. Ufa, UNI Publ., 1990. 70 p.
5. Inyushin N.V., Leyfrid A.V., Valeyev A.S., Rivkin P.R. Corrosion of the inner surface of oil-gathering field pipelines. Neftyanoye khozyaystvo, 2002, no. 3, pp. 85-86 (In Russian).
6. Kuznetsov YU.I., Fralova L.N. Inhibitors of hydrogen sulfide corrosion and hydrogenation of steels. Korroziya: materialy, zashchita, 2004, no. 8, pp. 11-16 (In Russian).
7. Yefreman A.P., Kim S.K. Inhibitory protection of oilfield equipment from corrosion in media containing hydrogen sulfide and sulfate-reducing bacteria. Korroziya: materialy, zashchita, 2005, no. 10, pp. 14-18 (In Russian).
8. Tsyganova L.Ye., Kim YA.R. Kichigin V.I., Vigdorovich V.I. Study of corrosion inhibition and penetration of hydrogen into steel in formation water imitations. Praktika protivokorrozionnoy zashchity, 2005, vol. 38, no. 4, pp. 29-38 (In Russian).
9. Tsyganova L.YE., Vigdorovich V.I., Kim YA.R. Inhibition of corrosion and hydrogenation of carbon steel by a number of inhibitors in slightly acidic media containing H2S and CO2. Zhurnal prikladnoy khimii, 2005, vol. 78, no. 12, pp. 1993-2001 (In Russian).
10. Kuznetsov YU.I., Frolov L.V., Tamina YE.V. On the inhibition of hydrogen sulfide corrosion of steel by quaternary ammonium salts. Zashchita metallov, 2006, vol. 42, no. 3, pp. 233-238 (In Russian).
11. Kamayeva S.S. Biokorrozionnoya aktivnost' grunta kak faktor stress-korrozii magistral'nykh truboprovodov [Biocorrosion activity of soil as a factor of stress-corrosion of main pipelines]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 1996. 72 p.
12. Vigdorovich V.I., Tsyganova L.YE. Ingibirovaniye serovodorodnoy i uglekislotnoy korrozii metallov. Universalizm ingibitorov [Inhibition of hydrogen sulfide and carbon dioxide corrosion of metals]. Moscow, KARTEK Publ., 2011. 244 p.
13. Nabutovskiy Z.A., Antonov V.T., Filippov A.G. Problems of corrosion and inhibitor protection in gas fields. Praktika protivokorrozionnoyzashchity, 2000, vol. 17, no. 3, pp. 53-59 (In Russian).
14. Vaganov R.K. Selection of inhibitors for anticorrosion protection of steel equipment in oil fields. Korroziya: materialy, zashchita, 2007, no. 1, pp. 9-13 (In Russian).
15. Vaganov R.K. Inhibitor protection against corrosion of oilfield equipment and pipelines. Korroziya: materialy, zashchita, 2007, no. 1, pp. 17-23 (In Russian).
16. Antropov L.I., Makushin YE.M. Panasenko V.F. Ingibitory korroziimetallov [Metal corrosion inhibitors]. Kiev, Tekhnika Publ., 1981. 181 p.
17. Reshetnikov S.M. Ingibitora kislotnoy korrozii metallov [Inhibitor of acid corrosion of metals]. Leningrad, Khimiya Publ., 1986. 144 p.
18. Karayev S.F., Garayeva SH.V., Mamedov F.V. Khimiya getereoatomnykh propargilovykh soyedineniy [Chemistry of heteroatomic propargyl compounds]. Moscow, Khimiya Publ., 1993. 145 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Гусейн Гурбанов Рамазан оглы, д.х.н., проф., завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности. Айсель Гасымзада Валийеддин кызы, докторант, препод. кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности.
Gurbanov Huseyn R., Dr. Sci. (Chem.), Prof., Head of the Department Transportation and Storage of Oil and Gas, Azerbaijan State University of Oil and Industry.
Aysel Gasimzada V., Doctoral Student, Lecturer of the Department Transportation and Storage of Oil and Gas, Azerbaijan State University of Oil and Industry.
