Cтраница 3
Выбор ингибиторов для нефтепроводов зависит от степени обводненности продукции скважин. С увеличением содержания воды в нефти более эффективны пленкообразующие ингибиторы. [31]
Выбор ингибиторов для нефтепроводов зависит от степени обводненности продукции скважин. При обводненности до 30 % предпочтение отдается ингибиторам, растворимым в водной фазе. С увеличением содержания воды в нефти более эффективны пленкообразующие ингибиторы. [32]
Промывка водой и снижение рН также уменьшают действие цианида. Эмке [34], с другой стороны, приводит данные, полученные на газовых заводах, которые доказывают, что промывка только водой полностью не удаляет цианид, и поэтому этот метод не эффективен для устранения образования водородных вздутий. Он описывает предотвращение образования водородных вздутий в адсорбционном деэтанолизере инжектированием пленкообразующего ингибитора типа амина. [33]
Очень важным фактором является скорость образования защитной пленки. Эти авторы установили, что уменьшение скорости коррозии является функцией времени, однако даже через 28 дней наблюдалась значительная коррозия. Они указывают, что пленкообразующие ингибиторы должны быть отнесены к классу опасных ингибиторов. [34]
Хар [64] приводит другой довод в пользу применения органических ингибиторов в комбинации с аммиаком. Он рассматривает проблему щелочных вод с высоким содержанием сульфидов, которые должны быть обработаны перед сбросом в канализацию. Применение аммиака в системах верхнего отгона хотя и сводит коррозию к минимуму, но не снижает содержания сульфидов в системах. Применение вместо значительной доли аммиака пленкообразующих ингибиторов коррозии существенно снижает концентрацию сульфидов в сточных водах. В этом случае сероводород не абсорбируется водой, реагируя с аммиаком, а остается в газовой фазе, из которой он легко может быть выделен. Достаточно высокая концентрация органических ингибиторов защищает оборудование от коррозии при значениях рН вплоть до 3 и делает излишним применение аммиака. [35]
В таком случае ни ожидаемая оптимальная скорость потока ( 3 - 5 м / с), ни применяемая ингибиторная защита ( малоэффективная в области верхней образующей трубы) не способны надежно решить проблему коррозии ТП. Вариант IV транспорта газа по коррозионным условиям мало отличается от III. Несмотря на сепарацию в УКПГ части жидкой фазы, остаточное ее количество способно вызвать интенсивную общую коррозию ТП. Возможные скопления жидкости ( в застойных зонах), представляющие наибольшую коррозионную угрозу, должны периодически удаляться с помощью скребков с последующим нанесением эффективного пленкообразующего ингибитора коррозии. [36]
На рис. 39 представлена зависимость защитного действия ряда длинноцепочечных ингибиторов коррозии от степени экранирования ( заполнения) поверхности металла. Защитный эффект этих ингибиторов определен на основании гравиметрических данных, а степень экранирования - из измерений двойнослой-ной емкости. Характер изменения этой кривой показывает, что защитное действие различных по строению ингибиторов коррозии практически целиком определяется степенью заполнения ( экранирования) металлической поверхности. Тот факт, что все экспериментальные точки для всех ингибиторов, имеющих различные функциональные группы, укладываются на одну кривую, свидетельствует об общем характере тормозящего эффекта, проявляемом пленкообразующими ингибиторами коллоидного типа. [37]