Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (стр. 7 из 12)

Блок разделяют на 2 отсека: технологический и щита контроля автоматики. В технологическом отсеке смонтированы: шестеренчатый насос, который по мимо указанной выше функции осуществляет периодическую циркуляцию ингибитора по схеме «емкость – насос – емкость», что в свою очередь предотвращает загустевание ингибитора. Емкость технологическая снабжена электронагревателем для подогрева ингибитора и указателем уровня.

Из технологической емкости ингибитор подается в дозировочный насос. Дозировочный насос – регулируемое оборудование для дозирования жидкостей. В дозировочном насосе предусмотрена система регулирования хода плунжера между нулем и максимальной величиной, согласно его функционально-конструктивным характеристикам. Регулирование осуществляется при помощи маховика, расположенного на редукторе. Отсчет урегулированной величины осуществляется на градуированной шкале в единицах хода (мм).

Затем ингибитор из дозировочного насоса подается в водовод..

Необходимая дозировка ингибитора рассчитывается в лабораторных условиях путем стендовых испытаний.

2.4 Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»

В условиях НГДУ «Лениногорскнефть» в настоящее время для защиты трубопроводов в системе ППД применяются следующие ингибиторы коррозии: Викор-1А, ТНПХ-21 «б», СНПХ-6301 «кз», Амфикор, Тинкор, СНПХ-6030 «б», Альпан, Напор-1007.

Характеристика приведенных ингибиторов коррозии приведена в таблице

Таблица 4. Характеристика ингибиторов коррозии, применяемых в НГДУ «Лениногорскнефть»

Название	Назначение	Растворимость	Рекомендуемые технологии и дозы г/м3
Название	Назначение	Растворимость	Система ППД	нефтесбор
Викор-1А	Защита оборудования, металлов в водонефтяных средах в присутствии сероводорода и углекислого газа	Водоинспергируемый	50	50
ТНПХ-21 «б»	Защита от коррозии нефтепромыслого оборудования в кислород и сероводородсодержащих средах	Малорастворимый, водоинспергируемый	50	50
СНПХ-6301 «кз»	Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования	Водоинспергируемый	50	50
Амфикор	Защита оборудования в минерализованных сероводородсодержащих водах	Водорастворимый	25	50
Тинкор	Защита оборудования в минерализованных сероводородсодержащих водах	Малорастворимый, водоинспергируемый	100	150
СНПХ-6030 «б»	Защита от внутренней коррозии трубопроводов системы ППД и системы сбора обводнённой нефти. В высокоминерализованных средах, содержащих сероводород и углекислый газ.	Водоинспергируемый	50	50
Альпан	Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования в кислород и сероводородсодержащих средах	Водорастворимый	25	50
Напор-1007	Защита трубопроводов системы ППД, системы сбора обводнённой нефти. В нефтепромысловых средах, содержащих сероводород, углекислоту, СВБ, при наличии кислорода не более 1 мг/л	Водоинспергируемый	И.К.-30Бакте-рицид 150	И.К.-50Бактерицид 150

Наиболее широкое применение в НГДУ «Лениногорскнефть» нашел ингибитор коррозии СНПХ-6301 «кз», вследствие его относительной дешевизны и высокой технологической эффективности.

2.5 Контроль эффективности ингибиторной защиты трубопроводов

Контроль скорости коррозии трубопроводов, как фоновой, так и с ингибиторами коррозии, производится с помощью УКК, в которых могут использоваться три метода определения скорости коррозии:

- гравиметрический (образцы свидетели}:

- электрохимический (двух или трех электродный коррозиметр, измеряющий поляризационное сопротивление при линейной поляризации);

- резистометрический (коррозиметр, измеряющий электрическое сопротивление стального образца).

Гравиметрический и резистометрический методы используются в любых водных, безводных и смешанных коррозионных средах.

Электрохимический метод используют только в минерализованных водных средах, а также в прямых водонефтяных эмульсиях, в которых внешней фазой является вода. В последнем случае должна быть устранена возможность загрязнения датчиков нефтью.

Резистометрический метод может использоваться в любых средах, но в условиях преобладания локальной коррозии может давать существенные погрешности.

Гравиметрические УКК монтируют на всех точках контроля коррозии.

Электрохимические УКК монтируют рядом с гравиметрическими или самостоятельно на нефтепроводах с расслоенным режимом течения водонефтяной смеси и водоводах, на которых имеется необходимость оперативного мониторинга коррозии (например, особо ответственные трубопроводы; трубопроводы, где проходятся опытно промысловые испытания новых ингибиторов коррозии и реагентов комплексного действия).

Ввод образцов-свидетелей и электрохимических зондов УКК производится через лубрикаторные устройства с проходным сечением отсекающего крана или задвижки диаметра 50 или 100 мм. Зонды электрохимических коррозиметров могут быть размещены в трубопроводах непосредственно, путем врезки в трубопровод. Такие зонды обычно извлекают и в зависимости от скорости коррозии они, могут проработать несколько лет; их удобно устанавливать вне обслуживаемых площадок (в поле).

Лубрикаторные устройства устанавливают на прямых участках трубопроводов на расстоянии не менее 10 диаметров от поворотов и не менее 5 диаметров до поворотов.

Определение фоновой скорости коррозии и скорости коррозии с ингибиторами коррозии или реагентом комплексного действия производится на одном и том же УКК. При этом на период определения фоновой скорости коррозии подачу ингибитора коррозии или реагента комплексного действия прекращают.

УКК па трубопроводах, как правило, устанавливают :

- в конце каждого обрабатываемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действия нефтепровода на входе товарного парка или установки предварительного сброса воды;

- в конце защищаемого трубопровода перед врезкой в другой трубопровод в том случае, если, цель защиты трубопровода после врезки не ставится;

- в конце особо ответственного трубопровода перед врезкой в другой трубопровод;

- в промежуточных точках длинных трубопроводов, если удаление точки дозирования ингибитора коррозии превышает 10 км.;

- в конце защищаемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действия трубопровода, соединяемого на площадках ГЗНУ или ДНС с другим защищенным или незащищенным трубопроводом. Размещение УКК на месте дозирования ингибитора коррозии или реагента комплексного действия необязательно, так как это не дает однозначной информации о защищенности по всей длине трубопровода. На трубопроводах электроды электрохимической УКК размещают на минимальном расстоянии от нижней образующей. Размещение образцов-свидетелей в гравиметрических УКК производится с помощью стандартной кассеты, устанавливаемой вертикально в самой нижней части поперечного сечения трубопровода.

Чаще всего для оценки защитной эффективности ингибиторов используют гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов, дополняя его тестированием образцов, на которые тем или иным способом нанесен исследуемый ингибитор. Степень защиты ингибитора вычисляют путем сопоставления экспериментальных данных, полученных на неингибированных и ингибированных образцах.

Гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов можно применять в двух вариантах:

1 – определение скорости коррозии по увеличению массы образцов – свидетелей.

2 - определение скорости коррозии по потере массы образцов -свидетелей.

Скорость образцов в первом варианте вычисляют по формуле :

Vум =

(12)

где Vум = скорость коррозии образца, определения по увеличению его массы, г/м2 ч;

m0 = 16,3025 г – масса необходимого образца;

m1 = 16,3206 г – масса образца с продуктами коррозии;

S = 0,00265 м2 – площадь поверхности образца;

t = 7 дней=168 часов – продолжительность испытаний;

n = 1,1 – коэффициент, зависящий от состава продуктов коррозии.

а)

Vум =

-без ингибитора коррозии

б) m1 = 16,3061 г – масса образца с продуктами коррозии;

Vум =

- с ингибитором коррозии.

Формула (12) применима только в тех случаях, когда известен химический состав продуктов коррозии, который может быть установлен специальными методами. Это является существенным недостатком первого варианта гравиметрического метода, так как он может быть использован в основном для исследования газовой коррозии, при которой на поверхности металла образуется негидратированная опись, что обусловлено невозможностью образования слоя влаги при высокой температуре. Преимуществом первого варианта является возможность наблюдения за кинетикой процесса на одних и тех же образцах, поскольку прослеживается увеличение их массы.

В случае реализации второго варианта продукты коррозии удаляют различными составами, взаимодействующими не с основным металлом, а с продуктами коррозии. Для того, чтобы убедиться в отсутствии химического взаимодействия между металлом и очищающим составом или получить данные о растворимости в последнем основного металла, ставят так называемую «слепую» пробу, то есть обрабатывают неэкспонированные в коррозионной среде образцы.