CC BY
15
ступая в качестве катализатора процесса ионизации циркония, в котором принимают участие поверхностно-активные анионы СГ по механизму комплексооб-разования.
Введение 10 % воды в этиленгликоль не приводит к изменению внешнего вида АПК в растворах электролитов исследуемого состава. Однако порядки анодной реакции положительны не только по СГ-ионам, но и ио ионам водорода. Очевидно, в изменении знака порядка реакции по ионам водорода проявляется влияние изменения состава растворителя. Для выяснения причины подобного воздействия
растворителя требуются дополнительные исследования.
ЛИТЕРАТУРА
1. CharlesbyA. // Acta Met. 1953 V. 1. P. 340.
2. AylwardJ.R., WhitenerJ. II Electrochem. Soc. 1962. V. 109. № 2. P. 87.
3. Johnson AJ., ShreirLL. I/ Con Sci. 1965. V 5. P 268
4. Атоаив О., Никитин K.H. II Tp Москов. хим.-технологнч. ин-та им. Д.И. Менделеева. 1974. № 81. С. 31-33.
5. Бапмасов А.В. Автореф. дне. ... канд. техн. наук. Иваново. ИХТИ, 1992. 16 с.
6. Цыганкова Л.Е., ВигОорович В.И., Сенова Л А., Ошс Е.К. II Практика противокоррозионной защиты. 1999. № 3(13). С. 40-46.
ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕГО ДЕЙСТВИЯ ФЕНОЛЬНЫХ ОСНОВАНИЙ МАННИХА НА КОРРОЗИЮ СтЗ В СЛАБОКИСЛЫХ СРЕДАХ
© А.В. Можаров
Ингибиторы коррозии с каждым годом приобретают все большее значение в противокоррозионной защите металлических сплавов в разнообразных областях техники и хозяйства. Одним из наиболее крупных потребителей ингибиторов коррозии является нефтегазодобывающая промышленность. Кислотная обработка нефтяных скважин - один из методов повышения их производительности. Ввиду высокой агрессивности минеральных кислот процесс проводится в присутствии ингибиторов. Повышение эффективности ингибиторной защиты требует тщательных экспериментов по подбору ингибитора и его концентрации для конкретных условий месторождения, так как от выбора нужного ингибитора зависит долговечность оборудования.
В данной работе было испытано ингибирующее действие оксиэтилированных продуктов конденсации изононилфенола с тетраметилдипропилентриамипом (Фенольные Основания Манниха - ФОМ):
R = С9 Н19.
Было исследовано два вещества этого ряда: п = О ФОМ 9; и = 20 ФОМ 9-20.
Агрессивной средой служили растворы соляной кислоты концентрации 0,005-0,1 н и модельные пластовые воды Самоглорского нефтяного месторождения состава: 17,0 г/л NaCl; 0,20 г/л СаС12; 0,20 г/л MgCT2: 0,80 г/л NaHC03.
Было проведено исследование скорости коррозии и защитного действия ингибитора в зависимости от времени (6, 24, 240, 720 часов) и от их концентрации (10, 25, 50, 100, 200 мг/л). В агрессивную среду вводили необходимое количество ингибитора. Объем
коррозионной среды брался из расчета 15 см3 на 1 см2 поверхности образцов. Испытания проводились при комнатной температуре. Методика коррозионных испытаний была общепринятой. Скорость коррозии рассчитывали по формуле:
К = Д ш/(57).
Защитное действие:
2 = (К0-К)ШГУК0.
Растворимость ФОМ 9 и ФОМ 9-20 в данных средах удовлетворительна, лишь при получении раствора ФОМ 9 в модельных пластовых водах с концентрацией 200 мг/л фебовалось небольшое нагревание с последующим охлаждением до комнатной температуры. Результаты исследований представлены в таблицах 1-3.
По данным таблиц 1-3 легко заметить, что как скорость коррозии, так и защитное действие ингибиторов увеличивается с ростом агрессивности коррозионной среды, достигая достаточно высоких значений в 0,1 н растворах НС1. Следует также отметить, что в неингибированных средах зависимость скорости коррозии от времени экспозиции в растворе проходит через максимум. В растворах, содержащих добавки ингибитора, и модельных пластовых водах оба показателя плавно уменьшаются во времени. Выявлены оптимальные коицетрации ФОМ 9 и ФОМ 9-20, которые составили 100 мг/л. Для иих были проведены длительные испытания. В модельных пластовых водах ингибиторы проявляют невысокое защитное действие - порядка 10-30 %.
В целом, можно отметить более высокую эффективность ингибитора ФОМ 9-20.
Параллельно с коррозионными испытаниями были сняты анодные и катодные поляризационные кривые (ПК) СтЗ в исследуемых агрессивных средах. Электрохимические измерения проводились в потен-циостатическом режиме на неподвижном электроде.
Таблица 1
Скорость коррозии СтЗ (К, г/м2ч) и защитное действие ингибиторов (Т., %). Время выдержки - 6 часов
С,„г. \мг/л отсут- 10 25 50 100 200
Среда ствует
ФОМ 9
0.1 н раствор НС1 1,302 0.323 0,299 0.252 0,257 0,366
75,2 77,0 80,1 80,2 71,9
0.01 н раствор 0,611 0.365 0,262 0.263 0.242 0,328
НСІ - 40,2 57,1 56,9 60,4 46,3
0.005 п раствор 0.525 0,321 0,312 0,286 0.284 0,293
НО - 38,9 40,6 45,5 45,9 44,2
модельн. 0,125 0,104 0,098 0,099 0,112 0,120
пластов, вода ' - 16.8 21.6 20,8 10,4 4.0
ФОМ 9-20
0,1 н раствор 1,302 0.289 0.262 0,265 0,227 0.258
НСІ - 77,8 79.8 79,6 82,6 80,2
0,01 її раствор 0,611 0,208 0,201 0,178 0,177 0,191
НСІ - 65.9 67,1 70,9 71,0 68.7
0,005 н раствор 0.525 0,196 0,178 0.178 0,161 0,179
НСІ - 62,6 66,0 66,0 69,3 65,9
модельн. 0,125 0.107 0,082 0.081 0,102 0,113
пластов, вода - 14.4 34,4 35,2 18.4 9,6
Таблица 2
Скорость коррозии СтЗ (К, г/м2 ч) и защитное действие ингибиторов {2, %). Время выдержки - 24 часа
^ І01Г. отсут- ствует
Среда \мг/л 10 25 50 100 200
ФОМ 9
0.1 п раствор НО 1,461 0.245 0.200 0.167 0.196 0.202
83,2 86.3 88,5 86.5 86.1
0,01 н раствор 0.716 0.131 0.123 0.117 0,113 0,154
НО - 81.7 82.8 83,6 84.2 78.4
0.005 н раствор 0.588 0.247 0,240 0.171 0.152 0.188
НС1 57.9 59,2 70,9 74.1 68.0
модельн. 0.088 0.085 0,077 0,076 0.069 0.071
пластов, вода - 3,4 12.5 13,6 21,6 19,3
ФОМ 9-20
0,1 н расвор 1,461 0.238 0,225 0,215 0,183 0,223
НО - 83,7 84,6 85,3 87,5 84,7
0.01 н раствор 0,716 0,162 0.131 0,136 0.113 0,127
НО - 77.4 81,7 81,0 84,2 82,2
0,005 н раствор 0,588 0,184 0,147 0.137 0,129 о. 11
НО - 68,7 75,0 76.7 78,1 77,7
модельн. 0.088 0,084 0,081 0,080 0.076 0,083
пластов, вода - 4,5 7,9 9,1 13,6 5,6
Таблица 3
Зависимость скорости коррозии СтЗ (К, г/м2 ч) и защитного действия ингибиторов (И, %) от времени экспозиции образцов в 0,01 н растворе НС1
Время экспозиции 6 часов 24 часа 240 часов 720 часов
без ингибитора 0,611 0,716 0,127 0,102
- - - -
100 мг/л 0,242 0,113 0,104 0,084
ФОМ 9 60,4 84,2 18,1 17,6
100 мг/л 0,177 0,113 0,084 0,072
ФОМ 9-20 71,0 84,2 33,8 29,4
Полученные данные подтвердили результаты коррозионных испытаний.
По данным электрохимических измерений:
- в модельных пластовых водах ФОМ 9 практически не оказывает никакого действия на ход ПК, а ФОМ 9-20 незначительно смещает Ещ, (на 20 мВ) в анодную області», проявляя себя как ингибитор анодного действия;
- в слабокислых средах (0,005 и 0,01 н НС1) оба вещества оказывают заметное действие, смещая Якор в положительную сторону, проявляя анодное торможение. Следует отметить, что при одинаковых концентрациях ФОМ 9-20 оказывает более сильное влияние;
- в 0,1 н растворе НС1 смещение ЯКО|) в анодную область еще более значительное. Причем ясно прослеживается зависимость защитного действия ингибиторов от их концентрации. Следует обратить внимание, что в данных условиях ФОМ 9 и ФОМ 9-20 ведут себя как ингибиторы смешанного действия, то есть вызывают торможение как анодного, гак и катодного процессов.
ВЫВОДЫ
1. ФОМ 9 и ФОМ 9-20 оказывают тормозящее действие на коррозию СтЗ в слабокислых растворах НС1, увеличивающееся с ростом их концентрации и кислотности среды.
2. Оптимальная концентрация ингибиторов -100 мг/л.
