Использование - ингибитор
Cтраница 3
При использовании ингибитора ПБ-5 уксусную кислоту применять нельзя, так как добавка зтой кислоты приводит к выпадению осадок ингибитора. [31]
 |
Устройство водоприемной поверхности в шахтных колодцах. [32] |
При использовании ингибитора ПБ-5 уксусную кислоту применять нельзя, так как добавка этой кислоты приводит к выпадению осадок ингибитора. [33]
В принципе использование ингибиторов с точки зрения снижения коррозии возможно во многих технологических средах, однако часто загрязнение технологических продуктов ингибирующим веществом является серьезным препятствием к более широкому применению данного способа противокоррозионной защиты. [34]
В принципе использование ингибиторов с точки зрения снижения коррозии возможно во многих технологических средах, однако часто загрязнение технологических продуктов ингибирующим веществом является серьезным препятствием к более широкому применению данного способа противокоррозионной защиты. [35]
В результате использования ингибитора в кислых скважинах Западного Канзаса значительно уменьшились эксплуатационные расходы. Стоимость ингибирования составила приблизительно 13 5 доллара в месяц на скважину. [36]
Установлено, что использование ингибиторов, таких как хроматы, дает хорошие результаты на практике. В этом плане менее растворимый тетроксихромат цинка имеет преимущество перед цинкохроматным калием. После долгих поисков более совершенной лакокрасочной системы для защиты мостов через реки Форт и Северн в качестве грунтовки был использован тетроксихромат цинка в фенольном связующем с последующим нанесением двух слоев чешуйчатой окиси железа в таком же связующем. Очень многообещающие результаты были получены при использовании инертных красок на основе полиуретанов и сополимеров винила. [37]
Экономический эффект от использования ингибиторов для защиты от коррозии оборудования нефтяных скважин складывается из повышения долговечности оборудования, сокращения числа подземных ремонтов скважин и капитальных ремонтов оборудования. Повышение долговечности, снижение порывов трубопроводов улучшает экологическую обстановку в местах нефтедобычи. [38]
Однако даже без использования ингибитора магнезитовый метод не требует вывода сульфата магния из системы, так как накопление MgSCU в растворе идет до 120 - 160 г / л, после чего окисление сульфита до сульфата практически прекращается. [39]
Химические методы предполагают использование соответствующих ингибиторов, которые учеными подразделяются на два класса: а) однокомпонентные и б) многокомпонентные. [40]
Таким образом, использование ингибиторов В-2 и ИКК позволяет значительно повысить эффективность воздействия на призабойную зону пласта. Создаются условия для применения промышленной ( товарной) соляной кислоты с максимально возможной концентрацией, что обеспечивает активное химическое воздействие на удаленные зоны пласта. [41]
Другой важной областью использования ингибитора И-2-В является нефтяная промышленность. Ингибитор применяют для защиты промыслового оборудования от сероводородной коррозии. [42]
Непременным условием при использовании ингибиторов парафиноотложения является тщательная подготовка поверхности оборудования перед его вводом. [43]
Весьма показательным примером эффективности использования ингибиторов является холодильная установка Ефремовского завода синтетического каучука. [44]
Значительные работы проведены по использованию ингибиторов для защиты оборудования от действия сероводорода. Созданы и успешно внедряются на предприятиях нефтяной промышленности эффективные реагенты. Один из наиболее эффективных ингибиторов - И-1-А, внедренный в НГДУ Жигулевскнефть объединения Куй-бышевнефть для защиты от коррозии наземных внутрипромысловых коммуникаций, нефтепровода Белозерка-Красный Яр и в НГДУ Чапа-евскнефть - для защиты водоводов сточных вод. Следует подчеркнуть, что с повышением содержания сероводорода эффективность ингибитора И-1-А повышается. При задавливании раствора ингибитора И-1-А в нефти в затрубное пространство скважин и частичном попадании его в призабойную зону замедляется скорость коррозии: на 91 % в затрубном пространстве скважин, на 93 % в насосно-компрес-сорных трубах и на 90 % в выкидных линиях. Защита сохраняется в течение 219 суток, что позволяет закачивать нефтяной раствор с шги-биторами один раз в 7 мес, а также после ремонтов, связанных с подъемом труб. [45]
Страницы: 1 2 3 4