Ингибиторная защита

     Таким образом, испытания показали, что:

1. Защита трубопроводов с малым газосодержанием и эмульсионным потоком водо- и водонефтерастворимыми ингибиторами может происходить без каких – либо ограничений как по скорости потока, так и по режимам движения ГЖС в рабочих дозировках 10…20 мг/л. Выбор того или иного ингибитора производится по результатам сравнительных испытаний реагентов в одинаковых условиях.
2. В потоках с устойчивым пробковым режимом движения применение ингибиторов в условиях увеличения расходного газосодержания до 0,60…0,63 также эффективно, однако для достижения высокого уровня защиты как по показателю «защитное действие» ( не менее 90 %), так и по показателю  «остаточная скорость коррозии» ( не менее 0,1 мм/год), требуются повышенные дозировки (25…26 мг/л) реагентов.
3. На трубопроводах с высоким газосодержанием и пробковым режимом движения применение ингибиторов не рекомендуется. Поскольку высокая скорость потока и наличие развитого пробкового режима движения ГЖС с максимальными амплитудами пульсации давления препятствуют адсорбции и закреплению ингибитора на поверхности трубопровода. В этой связи для обеспечения эксплуатационной надёжности и на подобных участках трубопроводов следует ориентироваться на применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием.

5.3 Коррозионный  мониторинг как метод оценки эффективности ингибиторов.

   Термин  «мониторинг» стал активно применятся в техническом языке в 90-е годы. Применительно к трубопроводам  под ним понимают систему наблюдения (слежения) за состоянием эксплуатируемых  объектов, которая реализуется определенным образом. Базовыми принципами мониторинга являются контроль, анализ,  реагирование. Первый принцип подразумевает организацию и проведение контроля параметров состояния эксплуатируемого объекта и получение результатов этого контроля, вторая – всесторонний анализ полученных результатов, третий – реагирование (в случае необходимости) и восстановление параметров состояния за счет реализации тех или иных корректирующих действий.

    В  настоящее время методы коррозионного  мониторинга, позволяющие осуществлять сплошной контроль толщины стенок трубопроводов и получать информацию о местоположении и глубине очагов коррозии, в нефтяной промышленности отсутствуют.

   Поэтому применяемые в нефтепромысловой практике методы мониторинга направлены на получение данных о коррозионной агрессивности сред и оценку эффективности ингибиторов коррозии. Для контроля указанных параметров наибольшее распространение получили следующие методы:

• Гравиметрический;
• Электрохимический;
• Электрического сопротивления.

   Гравиметрический метод

   Метод заключается  в определении потери массы контрольных образцов после  экспозиции в технологическом потоке, под которым понимается поток, содержащий нефть, газ и воду как по отдельности  так и в любой комбинации. Реализация метода происходит путём установки предварительно взвешенного образца в виде пластин в трубопровод и последующей выдержке в течение определённого времени. Рекомендованный срок выдержки образцов составляет от 30 до 90 суток. В случае необходимости выявления склонности образцов к питтинговой (локальной) коррозии, срок выдержки образцов должен быть максимальным, поскольку локализация процесса коррозии протекает со значительным инкубационным периодом.

   По  истечении срока экспозиции образцы  извлекают из трубопровода, очищают  и взвешивают в лабораторных условиях. Далее с учётом среднеповерхностной потери массы рассчитывают скорость коррозии.

   СК=m₁-m₂/St,

   где СК – скорость коррозии, г/м²*ч; m₁ и m₂ – массы образца до и после экспозиции, г; S – площадь образца, м²; t – время экспозиции, ч.

   В промысловой  практике широко пользуется другой размерностью скорости коррозии – мм/год, означающей условную глубину проникновения  коррозии. Удобство выражения скорости коррозии в мм/год обусловлено  возможностью определения остаточной толщины трубопровода за вычетом потерь на коррозию. Для пересчёта скорости коррозии, выраженной в единицах потери массы (СКm) в условную глубину коррозии (СКd) применяют следующее выражение

   СКd (мм/год)=1,11*СКm(г/м²*ч)

   При использовании  гравиметрического метода возможно несколько способов установки образцов в трубопровод. Отраслевые документы разработанные 20-30 лет назад предписывали постановку образцов-свидетелей изолированно друг от друга и от тела трубы. В этом случае возможно получение данных о коррозионной агрессивности среды, в которой помещены образцы. Однако данные, полученные таким образом, часто не совпадают с реальной скоростью коррозии, определяемой по фактам порывов. В настоящее время используется метод установки образцов-свидетелей, имеющих электрический контакт как между собой, так и с телом трубы. Эта схема с так называемыми короткозамкнутыми образцами, которая с определённой степени позволяет моделировать процессы локальной коррозии, протекающие на поверхности трубопровода. При использовании схемы короткозамкнутых образцов между собой и телом трубы полученные данные приближены к реально наблюдаемым процессам коррозии в трубопроводах.

   Электрохимический метод

   В основе метода линейной поляризации, который  применяется для контроля коррозии в электропроводящих средах, лежат исследования Штерна и Гири, которые установили, что измеряемый внешний ток, возникающий при наложении на электрод небольшого поляризующего напряжения, связан с током коррозии. Из исследований стало ясно, что ток коррозии обратно пропорционален поляризационному сопротивлению, измеренному вблизи потенциала.

   На  практике  электрод вводится в трубопровод, а замер поляризационного сопротивления  и его пересчёт в скорость коррозии проводится с помощью прибора, связанного с электродом кабелем. Преимуществом метода линейной поляризации по сравнению с другими методами является возможность замера так называемой мгновенной скорости коррозии. Если снимать значения скорости коррозии с определённым интервалом, то можно организовать постоянный контроль за процессами коррозии.

   Метод электрического сопротивления

   Суть  метода заключается в измерении  электрического сопротивления металлического проводника, помещённого в агрессивную  среду, которое зависит от площади  его поперечного сечения или  толщины. Последняя в результате коррозии уменьшается, что приводит к увеличению электрического сопротивления металлического проводника. Математически это выражается формулой

   R_эл = p_эл *l/S,

   где R_эл - замеренное прибором сопротивление, Ом;

   p_эл – удельное электрическое сопротивление металлического проводника, Ом*м; l – длина проводника, м; S – площадь поперечного сечения, мм².

   После сравнения замеренного значения электрического сопротивления с  эталонным производится расчёт потери массы и показателя скорости коррозии. Указанная операция производится в автоматизированном режиме и пользователь получает информацию на дисплее прибора в виде единиц скорости коррозии.

   Поскольку каждый из перечисленных методов  оценки коррозионной агрессивности  среды имеет свои преимущества и  недостатки, для получения более представительной информации рекомендуется использовать два метода получения промысловых данных. Например, при дополнении гравиметрического метода методом линейной поляризации возможно получение не только ретроспективных данных, но и данных в реальном масштабе времени, что позволяет отследить скачки скорости коррозии и проводить корректировку процесса ингибиторной защиты.