CC BY
35
Таблица 1
Массоперенос воды через барьерные пленки на основе композиций ТС вразличных маслах за 6 часов
/и(Н20)Ю3
^\Стс в масл.пленке, S. мас.% масло без пленки 0 5 10
И-20А 26 8,4 6
И-20А отраб. 31,6 8,7 6,3 5,8
ММО 11,7 8,6 7,4
ММО осветл. 10,4 10,3 7,8
Введение во все исследуемые масла добавки ТС приводит к повышению торможения массопереноса воды в тем большей степени, чем выше ее концентрация.
Можно полагать, что уменьшение величины влаго-проницаемости при постоянной величине градиента влажности определяется повышением кинематической вязкости масляной композиции ук, образующей барьерный слой для молекул воды, которая увеличивается при возрастании концентрации ПАВ. Соответственно, в пленках понижается коэффициент диффузии воды. Действительно, при постоянной величине градиента влажности и толщины барьерного слоя зависимость т(НгО)-ук однозначно свидетельствует о понижении влагопроницаемости композиций при увеличении V* (рис. 1). Подобная картина наблюдается для составов на основе как неиспользованных, так и отработанных масел, где, однако, резкое снижение влагопроницаемости имеет место уже в отсутствие ТС и обусловлено, очевидно, примесями, образовавшимися в процессе эксплуатации масел.
Аналогичные эксперименты с эмульгировавшими воду композициями ТС в изучаемых маслах показали, что скорость массопереноса воды, как и в предыдущих случаях, понижается при повышении концентрации
Рис. 1. Зависимость массы воды, поглощенной Р2О3, от кинематической вязкости барьерного слоя на основе безводных композиций ТС в свежем (а) и отработанном масле И-20А (б). Время поглощения, час: 1-1,2 -2, 3-4, 4-6
добавки ТС и определяется вязкостью барьерного слоя. Однако влагопроницаемость безводных составов выше, чем эмульгированных. Только в случае композиций на основе И-20А отработанного обводнение составов способствует увеличению массопереноса воды.
Сопоставление реально наблюдаемых скоростей коррозии стали в атмосферных условиях и обусловленного ими расхода воды с кинетикой ее подвода через барьерный масляный слой с 10 % ТС по методике [2] показало, что влагопроницаемостъ защитных покрытий на масляной основе изученного типа играет подчиненную роль в подавлении коррозионного процесса. Определяющим, по-видимому, является торможение маслорастворимыми ингибиторами, в данном случае ТС, кинетики парциальных электродных процессов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Скорчеллетти В.В., Васильев С.Д. // Журнал прикладной химии. 1953. Т. 26. №10. С. 2231.
2. Шель Н.В., Вигдорович В.И., Крылова А.Г. II Практика противокоррозионной защиты. 2000. № 2 (16). С. 9-15.
ВЛИЯНИЕ ФЕНОЛЬНЫХ ОСНОВАНИЙ МАННИХА НА СЕРОВОДОРОДНУЮ КОРРОЗИЮ СТАЛИ СтЗ © A.B. Можаров, Л.Е. Цыганкова
Рост потерь от сероводородной коррозии стали в современной технике связан с повышением содержания сероводорода в нефтегазовом сырье. Надежность сохранения металлического оборудования нефтегазового комплекса в подобных условиях в значительной степени определяется эффективностью ингибиторной защиты. Остается актуальным и в настоящее время поиск эффективных замедлителей коррозии, обеспеченных дешевой сырьевой базой.
Данные исследования проведены с целью выяснения защитного действия оксиэтилированных продуктов
конденсации изононилфенола с тетраметилпропилен-триамином (Фенольные Основания Манниха - ФОМ) по отношению к стали СтЗ в солянокислых средах и модельных пластовых водах, содержащих добавки сероводорода различной концентрации.
Коррозионные испытания проведены по широко известной методике, при комнатной температуре, в сосудах, исключающих унос газов.
Скорость коррозии определяли по потере массы образцов, а защитное действие ингибиторов рассчитывали по формуле:
г = (к0-кингук0,
где К0 и Кинг - скорость коррозии стали в неингибиро-вэнном и ингибированном растворах соответственно.
Введение сероводорода в коррозионные среды увеличивает скорость коррозии, по сравнению со средами, не содержащими его (таблица 1).
Можно также отметить рост скорости коррозии СтЗ с увеличением концентрации сероводорода. Введение НгБ в различных концентрациях повышает и защитную эффективность ингибиторов, которая в 0,1 м НС1 достигает 98-99 %. Особенно сильный рост 2 наблюдается в имитатах пластовых вод, где 2 возрастает на 40-50 % по сравнению со средами, не содержащими сероводород Здесь можно говорить о явлении синергизма.
Следует подчеркнуть, что эксперименты, в которых исследовалось влияние времени экспозиции на Z, показали, что в течение 720 часов сохраняется достаточно высокий защитный эффект.
Таблица 1
Скорость коррозии СтЗ (К, г/м^ч) в исследуемых средах. Числитель - без добавки, знаменатель - 100 мг/л НгБ
Снсі, моль/л Модельная вода
К Добавка 0,1 0,01 0,005 М1 М2
нет 1,461 0,716 0,388 0,088 0,065
100 мг/л H2S 8,267 0,973 0,442 0,284 0,208
ВЛИЯНИЕ ИНГИБИТОРОВ РЯДА ФОМ НА КОРРОЗИОННОЕ ПОВЕДЕНИЕ СТАЛИ СтЗ В СРЕДАХ, НАСЫЩЕННЫХ УГЛЕКИСЛЫМ ГАЗОМ И СЕРОВОДОРОДОМ © A.B. Можаров, С.С. Иванищенков, Е.С. Косьяненко
В нефтяной и газовой промышленности ингибиторы коррозии находят широкое распространение, так как их введение в агрессивную среду позволяет снизить коррозионные потери без вмешательства в технологический процесс добычи, транспортировки и переработки нефти и газа.
Совместное присутствие НгЭ и СО2 резко ускоряет коррозию. При высоких концентрациях НгБ (250-500 мг/л) скорость коррозии малоуглеродистых сталей может достигать 1,2-1,3 мм/год. Диоксид углерода подкисляет электролит и увеличивает скорость образования сульфидных осадков - довольно эффективных катодов.
В связи со сказанным выше, проведено исследование замедления общей коррозии стали ингибиторами ряда ФОМ (ФОМ 9-20 содержит 20 оксиэтильных групп, в ФОМ 9 их нет), представляющими собой ок-сиэтилированные продукты конденсации изононилфе-нола с тетраметилпропилентриамином, в средах, насыщенных углекислым газом и содержащих сероводород.
Методика проведения коррозионных испытаний была общепринятой. Испытания проводились в специальных герметичных сосудах, оборудованных ниппельными клапанами, при комнатной температуре.
Скорость коррозии определяли по потере массы образцов, а защитное действие ингибиторов рассчитывали по формуле:
г = (к0-кингук0,
где Ко и Кинг - скорость коррозии стали в неингиби-рованном и ингибированном растворах соответственно.
Совместное присутствие НгБ и СОг, с одной стороны, увеличивает скорость общей коррозии по сравнению со средами, не содержащими этих добавок. С другой стороны, присутствие СОг одновременно с НгБ в солянокислых растворах несколько снижает К по сравнению с такими же растворами, содержащими только сероводород. Лишь в имитатах пластовых вод наблюдается некоторый рост К.
Защитное действие ингибиторов достаточно высокое как в солянокислых средах, так и в модельной пластовой воде, представляющей собой раствор ряда солей, в том числе, хлоридов, карбонатов, гидрокарбонатов щелочных и щелочноземельных металлов (таблица 1), при суточной экспозиции электродов.
Приблизительно такие же значения 2 наблюдаются как с увеличением концентрации сероводорода, так и с ростом времени экспозиции электродов в рабочих растворах. Изменение давления углекислого газа не вызывает значительных колебаний 2 и К.
Таблица 1
Зависимость защитного действия ингибиторов (2,%) от их концентрации. Время выдержки - 24 часа,
I = 20 °С, СОг= 1ат, НгБ = 100 мг/л.
Числитель - ФОМ 9, знаменатель - ФОМ 9-20
Среда Концентрация ингибитора, мг/л
10 25 50 100 200
0,1 нНС1 94 96 96 98 98
89 94 99 99 99
модельная НгО 52 59 69 74 70
61 72 77 84 84
