Подбор ингибитора коррозии для защиты нефтепровода

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 665.71                                        

Коррозия оборудования в нефтепромысловых системах является электрохимической и обусловлена присутствием в добываемой продукции минерализованной водной фазы и растворенных в ней коррозиовных газов: кислорода, сероводорода и CO 2 [4].

Коррозия — одна из основных проблем, с которыми сталкиваются нефтегазовые компании в процессе эксплуатации нефтепровода. В связи с этим, подбор эффективного ингибитора коррозии представляет собой критически важную задачу для обеспечения надежной работы нефтепроводов. Подбор ингибитора коррозии проводили в лабораторных условиях гравиметрическим методом согласно ГОСТ 9.506-87 «Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности» и ГОСТ 9.502-82 «Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний» [1, 2].

Материал и методы исследования

Для проведения испытаний готовились образцы-свидетели. Это пластины размером 50 x 10 x 3 мм, изготовленные из стали марки 20 (соответствует марке стали месторождения). Образцы обезжиривались в ацетоне, высушивались и взвешивались. Испытания проводились в U-образной ячейке (ГОСТ 9.506-87) с перемешиванием среды [2]. Время экспозиции образцов 6 часов, с перемешиванием 1500 об/мин. Взвешивание образцов выполнялось на аналитических весах с погрешностью ±0.0001 г.

В качестве коррозионной среды использовали модель пластовой воды (МПВ), компонентный состав которой соответствует ионному составу воды месторождения (Таблица 1). Температура среды поддерживалась на уровне 22±1°C, давление — атмосферное.

Таблица 1

КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ВОДНОЙ ФАЗЫ ТРАНСПОРТИРУЕМОЙ СРЕДЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, мг/дм3

НСО 3 -	Са2+	Мg2+	Na++K+	SO42-	Cl-
116	14028	4254	49913	811	113449

В Таблице 2 представлена загазованность водной фазы месторождения, которой нужно придерживаться во время лабораторных испытаний. МПВ продували азотом для удаления растворенного кислорода в течение 30 минут. После удаления кислорода МПВ продували углекислотой для насыщения среды оксидом углерода (IV) в течение 5 минут. Для получения нужной концентрации сероводорода в среду добавили 8 мл концентрированного раствора сероводорода.

Таблица 2

ЗАГАЗОВАННОСТЬ ВОДНОЙ ФАЗЫ ТРАНСПОРТИРУЕМОЙ СРЕДЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, мг/дм3

Содержание растворенного CO 2	Содержание H 2 S	Содержание растворенного O 2
150	13,8	0

В работе анализировались три ингибитора. Состав ингибиторов в процентах по массе представлен ниже.

Ингибитор А: 2-меркаптобензтиазол (30%), дициклогексиламин (25%), фосфат натрия (20%), глицерин (15%), бензотриазол (10%).

Ингибитор Б: октадециламин (35%), сульфонат кальция (25%), полигликоль (20%), 2,6-ди-трет-бутил-4-метилфенол (15%), моноэтаноламин (5%).

Ингибитор В : диметилдитиофосфат цинка (40%), олеат натрия (25%), смесь аминоспиртов (20 %), полиметилсилоксан (15%).

Опытно-промысловые испытания

Испытания проводились на участке нефтепровода длиной 120 м, изготовленного из стали марки 20 по ГОСТ 1050-2013 [2].

Время экспозиции образцов 14 суток (336 часов) с учетом переходного этапа 3 суток на стабилизацию количества реагента в системе трубопровода.

Диаметр трубопровода — 159 мм, толщина стенки — 6 мм. Скорость потока транспортируемой среды составляла 1.2–1.5 м/с, что соответствует типовым условиям эксплуатации месторождения.

Результаты и обсуждение

Исследования проводились при концентрации ингибиторов 10, 15, 20 мг/л. В таблице 3 и на рисунке 1 представлены полученные результаты.

Таблица 3

СРАВНЕНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДОЗИРОВКАХ

Ингибитор	Скорость коррозии (10 мг/л) мм/год	Скорость коррозии (15 мг/л) мм/год	Скорость коррозии (20 мг/л) мм/год
А	0,308	0,201	0,082
Б	0,370	0,272	0,154
В	0,339	0,226	0,138

Ингибитор А показал наилучшие результаты благодаря синергетическому действию компонентов: 2-меркаптобензтиазол образует устойчивые комплексы с железом, блокируя активные центры коррозии, а дициклогексиламин нейтрализует кислотные компоненты среды. Фосфатная пленка дополнительно изолирует поверхность металла.

Как следует из Таблицы 3 и Рисунка все ингибиторы наиболее эффективны при концентрации 20 мг/л. При этом ингибитор А показал минимальную скорость коррозии — 0,082 мм/год. Ингибитор Б — 0,154 мм/год, ингибитор В — 0,142 мм/год.

Скорость коррозии (10 Скорость коррозии (15 Скорость коррозии (20 мг/мл) мм/год         мг/мл) мм/год         мг/мл) мм/год

Рисунок. Зависимость скорости коррозии от дозировки ингибиторов коррозии

Как видно из Рисунка, зависимость скорости коррозии от дозировки ингибиторов носит нелинейный характер. Наибольшая эффективность наблюдается при концентрации 20 мг/л, где ингибитор А демонстрирует резкое снижение скорости коррозии (0,082 мм/год). Для ингибиторов Б и В характерен более плавный тренд, что может быть связано с их составом, например, отсутствием тиазольных групп в ингибиторе.

При лабораторных испытаниях ингибитор А также демонстрировал эффективность при дозировке 25 мг/л (скорость коррозии — 0,065 мм/год), однако для оптимизации затрат первоначальные опытно промысловые испытания (ОПИ) решили начинать с дозировки ингибитора коррозии А в 20 мг/л.

Результаты опытно-промысловых испытаний.

При первоначальной дозировке 20 мг/л выявлены очаги локальной коррозии (скорость коррозии до 0,744 мм/год). При увеличении дозировки до 25 мг/л наблюдали отсутствие очагов локальной коррозии и скорость коррозии снизилась до 0,071 мм/год.

Заключение

Ингибитор А продемонстрировал наивысшую эффективность в лабораторных условиях: при дозировке 20 мг/л скорость коррозии составила 0,082 мм/год благодаря синергии 2-меркаптобензтиазола, дициклогексиламина и фосфатной пленки.

Опытно-промысловые испытания на участке трубопровода подтвердили его эффективность: при дозировке 25 мг/л скорость коррозии снизилась до 0,071 мм/год. Для надёжной защиты нефтепроводов в условиях CO 2 и H 2 S рекомендована дозировка 25 мг/л с учётом адаптации к промысловым условиям.