CC BY
47
ДОКЛАДЫ АКАДЕМИИ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН ___________________2007, том 50, №8____________
ФИЗИЧЕСКАЯ ХИМИЯ
УДК 622.692.4:620.197
* *
Р.Усманов, М.С.Кучаров , У.Р.Усманов , член-корреспондент АН Республики Таджикистан И.Н.Ганиев ЗАЩИТНОЕ ДЕЙСТВИЕ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ ДИГАЗФЕН И КОМПОЗИЦИИ НА ЕГО ОСНОВЕ В ПЛАСТОВЫХ ВОДАХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАДЖИКИСТАНА
Как известно, для каждой агрессивной среды подбирается соответствующий ингибитор [1]. В связи с этим для защиты оборудования на промыслах Республики Таджикистан, имеющего множество мелких месторождений с различными составами и физикохимическими свойствами пластовых вод, требуются ингибиторы различного типа.
Поэтому для полного решения этого вопроса требуется разработка комплексного состава на основе ингибитора коррозии Дигазфен с использованием местного сырья, который мог бы защищать металл от коррозии в различных агрессивных средах.
Ингибитор сероводородной коррозии марки Дигазфен содержит тяжелые пиридиновые основания, полученные из отходов коксохимического производства (производных хинолина) и амино-эфиры жирного ряда. Дигазфен обладает достаточным ингибирующим действием в минерализованных водно-углеводородных средах, насыщенных сероводородом [2].
В лабораторных условиях проведены экспериментальные работы по исследованию группы ингибиторных композиций на основе Дигазфена. Эффективность композиции ингибиторов исследовалась по отношению ко всем основным типам пластовых вод, встречающихся на промыслах Таджикистана, то есть к водам Нефтеабадского нефтегазодобывающего управления (НГДУ), месторождений Бештентяк, Шаамбары, Кичикбель, Акбашадыр.
Характеристика вод (ионный состав) приведена в табл. 1.
Таблица 1
Химический состав пластовых вод месторождений Республики Таджикистан
Содержание ионов, мг/л
Нефтеабадского НГДУ Бештентяк Шаамбары Кичикбель- Акбашадыр
№+, К+ 44589.6 39944.3 6686.7 31814.0
Ш4+ 36.0 55.0 213.0 60.0
Ca+2 4308 2755.5 1628.3 5810.5
Mg+2 1216.0 988.0 1064.0 2584.0
Fe,Fe+3 1.6 1.6 384.0 След.
а- 79410.5 67628.1 13904.6 63927.5
Br-, J- 42.3 95.9 42.12 335.6
SO4+2 488.3 1818.8 3345.0 2334.0
HCOз+2 219.6 305.5 1738.5 317.6
ш- - - - 117.9
Общая минерализация 130312.5 113592.8 29006.69 107365.6
H2S - 4.72 105.0 170
Опыты проведены в диапазоне концентрации 50-500 мг/л, при температуре 20оС, по-тенциостатическим методом с использованием потенциостата П-5827 М.
В качестве рабочего электрода использовался цилиндр из Ст.3 с площадью торца 0.24 см , запрессованный в тефлон.
В качестве электрода сравнения применяли хлорсеребряный электрод ЭВЛ-1М1; вспомогательного - платиновый электрод.
Обобщенные результаты представлены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты исследований ингибиторов коррозии и солеотложения в агрессивной среде
месторождений Республики Таджикистан при 20оС .
Месторожде- ния Ингибитор Концентрация ингибитора (С), мг/л Ток корр. (1Корр.х10"3), А/см2 Скорость корр. (К), г/м •час Ингибирующий эффект, у Степень защиты Ъ, %
Без ингибитора - 0.159 1.66 - -
ИСБ-1 5 0.139 1.46 1.1 12.0
10 0.128 1.34 1.2 19.1
50 0.063 0.66 2.5 60.2
Дигазфен 100 200 0.048 0.047 0.50 0.49 3.3 3.4 69.2 70.4
400 0.035 0.37 4.5 77.7
5:100 0.098 1.02 1.6 38.5
ИСБ-1: Дигазфен 5:200 0.062 0.65 2.5 60.8
10:100 0.052 0.54 3.1 67.4
10:200 0.047 0.49 3.4 70.5
Бештентяк 10:300 0.037 0.39 4.3 76.5
50 0.055 0.58 2.9 63.3
ГРМ 100 0.050 0.52 3.2 67.0
200 0.045 0.47 3.5 70.1
ГРМ: 50 0.015 0.16 10.4 89.5
Дигазфен 100 0.012 0.13 12.8 91.7
=1/2 200 0.010 0.11 15.1 92.8
ГРМ/ 50 0.018 0.19 8.7 87.9
Дигазфен= 100 0.016 0.17 9.8 89.0
1/1 200 0.014 0.15 11.0 90.4
ГРМ/ 50 0.015 0.16 10.4 89.0
Дигазфен= 100 0.014 0.15 11.0 90.4
2/1 200 0.012 0.13 12.8 91.6
Без ингибитора - 0.076 0.79 - -
100 0.68 0.70 1.13 11.7
Дигазфен 200 0.035 0.36 2.20 54.4
500 0.016 0.17 4.65 78.5
Нефтеабад ГРМ/Дигазфен= 2/1 100 250 0.028 0.005 0.29 0.06 2.7 13.5 62.7 92.5
500 0.005 0.05 15.1 93.4
ГРМ/Дигазфен/ Конденсат=1:1:1 200 250 500 0.016 0.0079 0.0017 0.16 0.083 0.010 4.8 9.5 44.5 79.0 89.5 98.0
Без ингибитора - 0.17 1.81 - -
ИСБ-1 5 0.14 1.43 1.26 21.2
10 0.13 1.38 1.3 23.5
50 0.018 0.18 9.7 89.6
Дигазфен 100 0.012 0.13 13.7 92.7
Шаамбары 200 0.008 0.08 21.7 95.4
5:100 0.035 0.37 4.9 79.4
ИСБ-1: 5:200 0.015 0.16 11.4 91.2
Дигазфен 10:200 0.010 0.10 17.2 94.2
10:300 0.009 0.09 18.9 94.7
Без ингибитора - 0.085 0.89 - -
ИСБ-1 5 0.076 0.79 1.12 11.0
10 0.069 0.73 1.22 18.0
50 0.013 0.14 6.5 84.5
Кичикбель- Aкбашадыр Дигазфен 100 200 400 0.012 0.007 0.004 0.13 0.07 0.05 7.1 12.0 19.1 85.9 91.7 94.8
5:100 0.0083 0.08 10.3 90.2
ИСБ-1: 5:200 0.0022 0.02 38.1 97.4
Дигазфен 10:200 0.007 0.075 11.7 91.5
10:300 0.004 0.05 19.5 94.9
Почти все исследованные композиции показали высокие защитные свойства, позволяющие использовать их в промышленных условиях. Реагент ИСБ-1, предназначенный для предотвращения солеотложений в системе сбора и подготовки нефти, не обладает антикоррозионными свойствами.
Однако, как видно из табл. 2, реагент по своим химическим и технологическим свойствам вполне совместим с эффективным ингибитором коррозии Дигазфен. Хотя общая эффективность смеси ИСБ:Дигазфен незначительно ниже чистого Дигазфена совместное применение ингибиторов дает возможность получения комплексной защиты оборудования от коррозии и солеотложений. Особенно эффективна данная смесь в сероводородсодержащих и склонных к отложению солей водах месторождений Шаамбары и Кичикбель-Акбашадыр.
Изменение вида поляризационных кривых с увеличением концентрации ингибитора «Дигазфен» и его смеси с ИСБ-1 позволяет отнести его к типу ингибиторов смешанного действия, воздействующего на течение анодных и катодных электрохимических реакций.
Анализируя полученные данные, можно рекомендовать применение ингибиторов «Дигазфен» совместно с ингибитором ИСБ-1. Исследована группа композиционных смесей на основе ингибиторов ГРМ и «Дигазфен». Показано, что при соотношениях этих ингибиторов 1:1, 1:2, 2:1 лучшие результаты получаются при соотношении ГРМ:Дигазфен равном 1:2, так в водах месторождений Бештентяк и Нефтеабадского НГДУ, защитный эффект в этом случае равен 93% (концентрация 200-250 мг/л). При соотношении 1:1 эффективность смеси
б95
несколько ниже. Уменьшение защитного эффекта также наблюдается при дальнейшем увеличении доли ГРМ в смеси.
Введение в состав композиции третьего ингредиента - ДШФВН (добитумная широкая фракция высокосернистых нефти) не повышает эффективности защиты при его концентрации ниже 250 мг/л. Существенное повышение защитных свойств этой композиции (ГРМ'Дигазфеи'ДШФВН=111) - до 98%, происходит при концентрации ДШФВН 500 мг/л, при этом ингибирующий эффект у=44.5.
Результаты изучение влияния Дигазфена и его композиции с ГРМ на катодную и анодную реакции, протекающих на поверхности стали в среде пластовых вод месторождений Бештентяк и Нефтеабадского НДГУ, приведены в табл. 3.
Таблица 3
Влияние Дигазфена и композиции его с ГРМ на электрохимические характеристики стали
Ст.3 в пластовых водах месторождений Бештентяк и Нефтеабадского НДГУ
Ингибитор Место- рожде- ния С, мг/л -фст; В Ток катода (Дк при ф=0.75вХ А/см2 Ток анода (1а при Ф=0.28вХ А/см2 Кк г/м2. ч г/ Ук Та
Дигазфен (Д) Беш- тентяк - 0.490 2.5110-3 1.010-2 26.2 104.3 - -
100 200 400 0.450 0.435 0.420 5.0110-4 5.0110-4 1.9910-4 6.310-3 4.46'10-3 2.5110-3 5.23 5.23 2.08 65.8 46.6 26.2 5.0 5.0 12.6 1.6 2.2 4.0
ГРМ Беш- тентяк 50 0.350 3.9810-4 1.910-4 4.15 2.08 6.3 50.1
ГРМ: Д 2:1 50 0.360 1.010-4 6.310-4 2.04 6.58 25.2 15.9
ГРМ: Д 1:1 50 0.355 1.2510-4 1.25 10-4 1.31 1.31 20.0 79.6
ГРМ: Д 1:2 50 100 200 0.320 0.350 0.350 1.5810-4 1.010-4 7.910-5 3.9810-5 1.25 10-4 1.0.10-4 1.65 1.04 0.83 0.42 1.31 1.04 15.9 25.2 31.6 248 79.6 100
ГРМ: Д. 1:2 Н с а Не Г к б е 1 - 0.620 1.2510-4 3.9810-2 1.31 415.3 - -
200 500 0.450 0.430 1.4110-4 6.3110-5 3.9810-3 7.910-3 1.47 0.66 41.5 82.8 0.9 2.0 10.0 5.0
ГРМ: Д ДШФВН 1: 1: 1 250 500 0.420 0.400 1.5810-4 1.5810-4 1.010-3 7.910-5 1.65 1.65 10.43 0.83 0.8 0.8 39.8 500
Дигазфен в среде пластовой воды месторождения Бештентяк сдвигает стационарный потенциал с фст=-0.49 В до фст=-0.42 В. При концентрации 100 мг/л катодное восстановление водорода снижается в 5 раз при фк=-0.57 В для анодного растворения металла уа= 1.6 при фа=-
0.28В.
При этих концентрациях и потенциалах его смесь с ГРМ при соотношении ГРМ: Д=1:2 снижает катодный процесс в ук=25.2 раз, а анодный - уа=79.6 раз.
Смесь этих ингибиторов смещает стационарный потенциал металла фст в положительную сторону в среднем на 150 мВ и эффективно воздействует на обе электрохимические
реакции. Влияние Дигазфена в большей степени проявляется в повышении перенапряжения процесса деполяризации. Механизм воздействия ГРМ носит, видимо, адсорбционный характер, тогда как Дигазфен влияет на общий окислительно-восстановительный потенциал системы, изменяя скачок потенциала в двойном электрическом слое на границе раздела фаз.
Совместное действие ингибиторов в значительной степени замедляет анодный и катодный процессы коррозии.
Институт химии им. В.И.Никитина Поступило 30.11.2007 г.
АН Республики Таджикистан,
Н«
Таджикский государственный национальный университет
ЛИТЕРАТУРА
1. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения - М.: Недра, 1976, 123 с.
2. Фонберг Л.А., Дейнок Л.А., Усманов Р., Коновалова Р.Н. Экспресс информация. “Борьба с коррозией и защита окружающей среды”, Вып. 2. М., 1986, с. 5-7.
Р.Усмонов, М.С.Кучаров, У.Р.Усмонов, И.Н.Ганиев ТАЪСИРИ МУ^ОФИЗАТИИ ИНГИБИТОРИ КОРРОЗИЯИ ДИГАЗФЕН ВА КОМПОЗИТСИЯ ДАР ДАР АСОСИ ОН ДАР ОБ^ОИ ЗЕРИЗАМИНИИ КОНВОИ НЕФТИ Ч,УМХ,УРИИ ТОЧ,ИКИСТОН
Дар макола таъсири ингибитори коррозия Дигазфен ва ингибиторх,ои комплексй, ки дар асоси ашёх,ои махдлй кор карда шудааст дар мух,итх,ои намакобх,ои нейтралй ва H2S дошта таджик; карда шудааст.
R.Usmanov, M.C.Kucharov, U.R.Usmanov, I.N.Ganiev PROTECTIVE ACTION INHIBITOR OF CORROSION “DIGASFEN” AND COMPOSITION ON HIS BASIS IN PORE WATERS A PETROLEUM DEPOSIT TO
REPUBLIC TAJIKISTAN
In given article electrochemical characteristics protective action inhibitor corrosion Digaz-fen and composite structures on its basis from corrosion in neutral-salt и hydrogen sulfide-salt environments are resulted.
