Лабораторная оценка эффективности ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов Западно-Сибирского региона тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.03, кандидат наук Сивоконь, Илья Сергеевич

• Сивоконь, Илья Сергеевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Сивоконь, Илья Сергеевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

Список сокращений и обозначений

Введение

Глава 1. Литературный обзор. Условия коррозии нефтепромысловых трубопроводов Западно-Сибирского региона. Принципы и методы лабораторной оценки эффективности ингибиторов коррозии

1.1. Характерные условия коррозии и ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов Западно-Сибирского региона

1.2. Оценка эффективности ингибиторной защиты и методы измерения скорости коррозии

1.2.1. Гравиметрический метод измерения скорости коррозии

1.2.2. Электрохимические методы измерения скорости коррозии

1.3. Методы лабораторного моделирования коррозионной ситуации на нефтепромысловых трубопроводах

1.4. Анализ соответствия моделируемых условий возможностям лабораторных методов испытаний и выбор базовых методов

испытаний

Глава 2. Объекты и методы исследования

2.1. Вещества и материалы

2.2. Приготовление и подготовка к опытам модельных сред

2.3. Подготовка стальных образцов и датчиков - электродов к испытаниям

2.4. Оценка защитной способности ингибиторов коррозии сталей в и-образной стеклянной ячейке

2.5. Оценка защитной способности ингибиторов коррозии ста-

лей с помощью «пузырькового» теста

2.6. Оценка защитной способности ингибиторов коррозии сталей в проточной рециркуляционной петле

2.7. Оценка защитной способности ингибиторов коррозии сталей на вращающемся цилиндрическом электроде

2.8. Оценка защитной способности ингибиторов коррозии сталей методом вращающейся «клетки»

2.9. Обработка стальных образцов после испытаний

Глава 3. Оценка эффективности промышленных образцов ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов в и-образной стеклянной ячейке

Глава 4. Оценка эффективности промышленных образцов ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов «пузырьковым»

тестом

Глава 5. Оценка эффективности промышленных образцов ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов в проточной рециркуляционной петле

Глава 6. Оценка эффективности промышленных образцов ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов методами вращающихся цилиндра и «клетки»

6.1. Вращающийся цилиндр

6.2. Вращающаяся «клетка»

Выводы

Литература

Приложение

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

ОПИ - опытно-промышленные испытания;

ЗСР - Западно-Сибирский регион;

НПТ - нефтепромысловые трубопроводы;

ИК - ингибитор коррозии;

ЛПС - линейное поляризационное сопротивление;

ВВ - водоводы;

НОП - нефтепроводы обводненной продукции;

НМО - нефтепроводы с малой обводненностью;

ТП - «пузырьковый» тест;

ТПРП - тест в проточной рециркуляционной петле;

ТВЦ - тест на вращающемся цилиндрическом электроде;

ТВК - тест на установке вращающаяся «клетка»;

ПТИ - переменнотоковый импеданс;

КР - коррозия;

Син - концентрация ингибитора коррозии;

? - температура;

2 - степень защиты;

К - скорость коррозии;

у - коэффициент торможения коррозии;

т - масса;

$ - площадь;

т - продолжительность;

1 - ток;

Е - потенциал;

/ - плотность тока;

А - атомная масса;

п - степень окисления;

Е - постоянная Фарадея;

g - проводимость

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Лабораторная оценка эффективности ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов Западно-Сибирского региона»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Проблема защиты металлов от коррозии, знакомая человечеству с древних времен, по сей день остается чрезвычайно актуальной. Ежегодно из-за коррозии теряется от 20 до 30 млн. тонн металла. Затраты на покрытие ущерба от нее в экономически развитых странах достигают 3-5 % валового продукта /1-19/. По данным национальной ассоциации инженеров - коррозионистов США, только прямые потери от коррозии в этой стране составляет 276 млд. долларов в год. Аналогичные исследования в нашей стране не проводились с 70-х годов прошлого столетия, однако оснований считать, что дела здесь обстоят лучше, к сожалению, нет.

Возможность практического решения задач по защите металлов часто определяет уровень развития целых областей техники. В некоторых отраслях промышленности внедрение перспективных технологий сдерживается отсутствием коррозионно-стойких материалов для их конструктивного оформления или эффективных методов и средств подавления коррозии. В значительной мере это относится к добыче и переработке углеводородного сырья, где, в отсутствии специальных мер по защите металлов, скорости коррозии (К) могут быть очень велики /20 - 23/.

Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах (НПТ) происходит до 40 - 70 тыс. отказов, 90% которых - следствие коррозионных повреждений. Помимо прямой опасности, которую представляют подобные ситуации для населения, экологии и инженерных сооружений, аварии на НПТ неминуемо влекут за собой затраты на ремонт, фискальные выплаты (штрафы) и ущерб от простоя поврежденного участка. Рассчитано, что при добыче, транспортировке и переработке нефти потери от коррозии составляют в среднем около 40 центов США на баррель. Значительная часть этих потерь приходится на внутреннюю коррозию НПТ.

Мощным инструментом борьбы с коррозией являются ингибиторы (РЖ) /24 - 36/, т. е. соединения и их композиции, которые, присутствуя в кор-

розионной системе, уменьшают К металлов без значительного изменения концентрации коррозивных реагентов /37, 38/. Действие ИК связано с их адсорбцией и формированием на металле пленок, изолирующих поверхность от воздействия коррозивных реагентов, либо затрудняющих протекание электрохимических процессов разрушения металла.

Роль ИК в борьбе с коррозией трудно переоценить. Достаточно сказать, что промышленные добыча и переработка нефти и газа без них были бы просто невозможны. Именно эти отрасли являются наиболее масштабными потребителями ИК /39 - 43/.

Ассортимент ориентированных на использование при добыче и переработке нефти и газа ИК очень велик /43, 44/. Отбор наиболее эффективных препаратов для практического использования подразумевает проведение испытаний в условиях, близких к реальным. Обычно он основывается на опытно-промышленных испытаниях (ОПИ) - трудоемких, продолжительных, достаточно дорогих и не обеспечивающих возможности выбора наиболее подходящего ИК из большого количества коммерчески доступных препаратов. Неудивительно, что им предшествует лабораторное тестирование, в ходе которого должны отбраковываться наименее и выделяться наиболее перспективные препараты. При этом выбор методов и условий лабораторных тестов приобретает ключевое значение /45-53/.

Однако условия и даже механизмы протекания коррозии заметно различаются в зависимости от углеводородного сырья и назначения трубопроводов. Очевидно, что методы испытаний должны быть «привязаны» к конкретным типам НПТ и месторождениям.

Одним из крупнейших в России регионов - производителей нефти является Западная Сибирь. Высокое содержание углекислого газа в добываемых здесь углеводородах и пластовых водах определяет механизм разрушения металла - углекислотную коррозию.

Сказанное выше определило постановку данного исследования.

Цели работы:

1. Определить методы и условия лабораторной оценки эффективности ИК, моделирующие протекание внутренней КР основных типов НПТ месторождений ЗСР.

2. Оценить эффективность широкого круга ИК и дать рекомендации по использованию конкретных ИК для защиты от внутренней КР НПТ месторождения ЗСР.

Научная новизна:

1. Впервые сопоставлены характерные условия протекания КР и инги-биторной защиты на НПТ ЗСР и возможности лабораторных методов коррозионных испытаний.

2. Получены новые данные и определены закономерности влияния фазового состава модельных сред, гидродинамических условий, температуры (/), продолжительности испытаний (г), концентрации Ог и ИК (Сцн), а также способов подготовки образцов на кинетику КР в различных модельных условиях.

Практическая значимость:

1. Определены методы и условия лабораторной оценки эффективности ИК НПТ ЗСР, моделирующие протекание внутренней КР НПТ месторождений ЗСР и обеспечивающие рациональный отбор ИК для испытаний в натурных условиях и практического использования. Разработанная методология лабораторной оценки эффективности ИК использована в ОАО «Котласский химический завод» при создании новых ИК Азол 5031, Азол 5041, Азол 5032 и 5042.

2. Проведена оценка эффективности широкого круга ИК и даны рекомендации по использованию конкретных ИК для защиты от внутренней КР НПТ месторождения ЗСР.

На защиту выносятся:

1. Результаты сопоставления характерных условий протекания внутренней КР и ингибиторной защиты на НПТ месторождений ЗСР и возможностей лабораторных методов коррозионных испытаний.

2. Новые данные и закономерности влияния фазового состава модельных сред, гидродинамических условий, г, т, Син и способов подготовки образцов на кинетику КР в различных модельных условиях.

3. Результаты оценки эффективности широкого круга ИК НПТ ЗСР.

Личный вклад автора в работу заключается в постановке задач исследования, разработке методов их решения, участии в получении экспериментального материала, его обработке, анализе и формулировке основных выводов.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав, выводов, списка литературы и приложения.

Глава 1 представляет собой литературный обзор, в котором рассмотрены характерные условия коррозии и ингибиторной защиты НПТ ЗСР. Здесь анализируются химический и фазовый состав транспортируемых жидкостей, гидродинамические и температурные режимы эксплуатации НПТ, состояние их внутренней поверхности. Рассматриваются методы лабораторного моделирования коррозионной ситуации на НПТ и оценки функциональных свойств ИК. Делается соотнесение моделируемых условий возможностям лабораторных методов испытаний и выбор базовых методов испытаний. Формулируются основные задачи экспериментальной части данной работы.

Глава 2 посвящена объектам и методам исследования. В ней характеризуются вещества и материалы, использованные в работе, приводятся методы приготовления и подготовки к опытам модельных сред, коррозионных образцов и датчиков-электродов. Описываются экспериментальные методики оценки защитных свойств ИК.

В диссертации анализируются результаты оценки кинетики углекис-лотной коррозии стали и эффективности промышленных образцов ИК НПТ

при испытаниях в 11-образной стеклянной ячейке (Глава 3), пузырьковым методом (Глава 4), в проточной рециркуляционной петле (Глава 5), а также на установках вращающийся цилиндр и вращающаяся клетка (Глава 6). Рассматривается влияние условий эксперимента на его результаты. Определен комплекс методов и условий лабораторной оценки эффективности ИК, обеспечивающих отбор препаратов для испытаний в натурных условиях. Проводится ранжирование ИК.

Выводы содержат рекомендации по методам и условиям лабораторного отбора ИК для опробования на нефтяных месторождениях ЗСР, а также по использованию конкретных препаратов для защиты НПТ различного назначения.

Список литературы включает 117 первоисточников.

В Приложении даны материалы, подтверждающие практическую значимость исследования.

Апробация работы и публикации:

Основные результаты работы докладывались на 2-ом международном форуме АШ1СОК.-2006 «Коррозионная защита объектов ТЭК и обеспечение функционирования трубопроводов» (Санкт-Петербург, 2006), Международной конференции памяти Г.В. Акимова «Фундаментальные аспекты коррозионного материаловедения и защиты металлов от коррозии» (Москва, 2011), конференциях «Современные методы и технологии защиты от коррозии» (Москва, 2011 и 2012).

Представленные в работе результаты опубликованы в 13 печатных работах, в том числе 11 статьях в журналах, рекомендованных ВАК для публикации материалов диссертаций.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. УСЛОВИЯ КОРРОЗИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЗАПАДНОСИБИРСКОГО РЕГИОНА. ПРИНЦИПЫ И МЕТОДЫ ЛАБОРАТОРНОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИТОРОВ

КОРРОЗИИ

В настоящее время ингибирование нефте- и газопромысловых трубопроводов, выполненных их низкоуглеродистых сталей, является основным методом защиты от внутренней коррозии /54-59/. Так, например, в нефтяных компаниях, разрабатывающих нефтяные месторождения, расположенные в Западной Сибири, доля защищаемых от внутренней коррозии при помощи ингибиторов трубопроводов составляет: в ОАО ТНК-ВР - более 50%, в ОАО НК РОСНЕФТЬ - более 40%.

Однако несовершенство методик лабораторного тестирования, ОПИ, коррозионного мониторинга, осуществляющего контроль за промышленным применением ИК, приводят к тому, что, несмотря на широкое применение, ингибиторная защита от внутренней коррозии трубопроводов до сих пор не является гарантом отсутствия аварий и инцидентов, связанных с разгерметизацией трубопроводов из-за сквозной внутренней коррозии.

Данные статистики аварий и инцидентов показывают, что для ингиби-рованных трубопроводов со сроком эксплуатации до 5-ти лет и от 6 до 10-ти лет доля сквозных коррозионных повреждений, практически, идентична такому же показателю для не ингибированных трубопроводов. Этот факт показывает, что скорость внутренней коррозии на отдельных участках ингибированных трубопроводов составляет 1 и более мм/год. При этом для применяемых ИК проводилось лабораторное тестирование, в котором, как правило, защитное действие составляет не менее 90%. Кроме того, результаты коррозионного мониторинга, т. е. скорости коррозии на трубопроводах, измеренные гравиметрическим способом при помощи образцов - свидетелей, датчиков электрического сопротивления и других методов контроля коррозии тру-

бопроводов, при применении ИК находятся в интервале от 0,01 до 0,2 мм/год. Редко скорость коррозии на ингибированных трубопроводах по результатам коррозионного мониторинга достигает 0,5 мм/год. Данные результаты никак не согласуются со сквозной коррозией, наблюдаемой при авариях и инцидентах.

Если для более возрастных ингибированных трубопроводов со сроком эксплуатации 10 и более лет наличие сквозной коррозии может быть оправдано тем, что большую часть срока эксплуатации они не ингибировались, и поэтому сейчас мы имеем последствия запоздалого решения о применении ингибиторной защиты, то для трубопроводов со сроком эксплуатации менее 10-ти лет, как правило, ингибирование производилось постоянно, начиная со ввода в эксплуатацию. Сквозная внутренняя коррозия таких трубопроводов является прямым следствием просчётов в организации ингибирования и недостатков в методиках лабораторного тестирования и ОПИ ИК, на основании результатов которых производится выбор ИК для промышленного применения.

Ключевое значение при тестировании ИК имеет выбор методов испытаний /45-53/. Это должны быть простые, доступные методы, «привязанные» к конкретным типам НПТ. Такая «привязка» на этапе постановки работы подразумевала анализ литературных данных, касающихся:

♦ характерных условий протекания коррозии и ингибиторной защиты на НПТ, вт. ч.:

• химических составов агрессивной водной фазы транспортируемых жидкостей;

• фазовых составов транспортируемых жидкостей;

• гидродинамических режимов эксплуатации НПТ;

• температурных режимов эксплуатации НПТ;

• состояния поверхности металлических НПТ;

♦ существующих подходов к лабораторному моделированию коррозионной ситуации на НПТ, в т. ч. методов:

• контроля кинетики коррозии;

• подготовки агрессивной жидкости к испытаниям;

• подготовки образцов к испытаниям;

• испытаний эффективности ИК с учетом:

- реализуемых гидродинамических и температурных режимов;

- литературных данных по сопоставлению их результатов и результатов ОПИ и/или опыта эксплуатации НПТ;

- доступности аппаратурного оформления;

- воспроизводимости данных;

♦ соответствия моделируемых условий возможностям лабораторных методов испытаний.

Это определило структуру данного обзора.

1.1. ХАРАКТЕРНЫЕ УСЛОВИЯ КОРРОЗИИ И ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЗАПАДНОСИБИРСКОГО РЕГИОНА

Химический состав агрессивной водной фазы транспортируемых жидкостей является важнейшим фактором, определяющим коррозионную ситуацию на НПТ /60-65/. Общая характеристика химического состава пластовых вод месторождений ЗСР приведена в Табл. 1.

Табл. 1. Состав пластовых вод месторождений ЗСР ОАО «ТНК - ВР»

Наименование показателя Значения показателя для месторождений

НСОзг/л 0,06 - 3,0

Са2+, г/л 0,05-1,5

Мё2+, г/л 0,016-0,25

С1\ г/л 3,2 - 30,0

Ыа+ + К+, г/л 0,3 - 10,0

8042", Г/Л 0,0008-0,10

Общая минерализация 5,7-25,0

РН 4,7-7,0

Растворенные газы:

Ог, мг/л 0,02 - 0,06

СО2. мг/л 33-130

H2S, мг/л 0,002-0,011

Анализ этих данных позволяет классифицировать коррозию, протекающую в НПТ ЗСР как углекислотную /62, 63/. Ее механизмы до сих пор обсуждаются /64 - 74/, однако ущерб от нее не сильно уступает потерям от сероводородной коррозии.

Существенно, что концентрация растворенного в воде Ог в продукции нефтепроводов низка и лежит в диапазоне 0,02-0,06 мг/л. Это заметно снижает коррозивность пластовых вод и повышает эффективность действия ИК. Однако это условие не всегда выполняется, что может являться причиной ускорения коррозии. Этот факт необходимо учитывать при составлении рецептур модельных сред.

Фазовый состав транспортируемых жидкостей заметно отличается для НПТ различного назначения. Наличие углеводородов оказывает влияние на кинетику коррозии и эффективность ингибиторной защиты трубопровода /60/. Электрохимические процессы коррозии металла протекают в водном растворе, а нефть, омывая поверхность металла, может формировать на нем гидрофобные пленки, препятствующие коррозии /21-23/. С другой стороны, Син в пластовой воде, а, следовательно, эффективность защиты трубопровода зависят от распределения ИК между водной и углеводородной фазами /75/. Кроме того, ИК может адсорбироваться на поверхности раздела водной и углеводородной фаз в заметных для эмульсий «нефть в воде» количествах.

Становится очевидным, что при моделировании коррозионной ситуации на НПТ фазовый состав транспортируемых жидкостей имеет первостепенное значение. Данные, характеризующие наличие углеводородной фазы в жидкостях, транспортируемых водоводами (ВВ), нефтепроводами обводненной продукции (НОП) и нефтепроводами с малой обводненностью (НМО), приведены в Табл. 2.

Гидродинамические режимы эксплуатации НПТ являются важным фактором, который необходимо моделировать в лабораторных опытах. В застойных зонах и трубопроводах с низкими скоростями потока, например ВВ, ИК, диспергируемые в воде, могут выделяться в отдельную фазу, за счет чего может происходить нарушение защиты в водной фазе. Высокие скорости потока жидкости также неблагоприятны для защиты, т. к. адсорбционные пленки ИК могут «смываться» с поверхности металла /64/.

Принято считать, что ключевой гидродинамической величиной, характеризующей условия транспортировки жидкости в трубопроводе, является сдвиговое напряжение /75/. Это связанная с поверхностью характеристика, которая лучшим образом определяет влияние текущей жидкости на образование и стабильность адсорбированной пленки ИК. Максимальные величины сдвиговых напряжений для НПТ месторождений рассматриваемого региона приведены в Табл. 2.

Табл. 2. Условия работы НПТ различного назначения.

Назначение НПТ Температурный диапазон, °С Наличие углеводородной фазы Сдвиговые напряжения, Па

ВВ 0-20 — <5.2

НОП 0-50 + < 168.7

НМО 0-40 + <4.4

При лабораторном моделировании протекания коррозии и ингибитор-ной защиты в НПТ должны подбираться методы и условия, характеризующиеся сдвиговыми напряжениями, близкими к реальным. В зависимости от гидродинамических условий, в НОП и НМО реализовываются различные структуры потока: расслоенный, эмульсионный, пробковый. Из них наиболее опасными с точки зрения коррозии являются расслоенный и эмульсионный (эмульсия нефть в воде). Именно эти условия подлежат моделированию при оценке эффективности РЖ.

Температуры эксплуатации НПТ могут меняться от 0 до 50°С /60/. Соотнесение характерных температурных интервалов, требующих лабораторного моделирования, назначению трубопровода дано в Табл. 2.

Состояние внутренней поверхности НПТ может быть различным, поскольку сталь может находиться как в пассивном, так и в активном состоянии. Поскольку ИК, эффективно стабилизирующие пассивное состояние металла, могут не оказывать должного влияния на активно растворяющийся металл /25, 76/ и, наоборот, при подготовке образцов к испытаниям, необходимо имитировать оба состояния.

1.2. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ И МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ

Заключение об эффективности ИК делается на основе сравнения величин скоростей коррозии (К) в опытах без ИК (подстрочный индекс «фон») и в присутствии исследуемой концентрации анализируемого препарата (подстрочный индекс «ин») /6, 24-36, 77-83/. Обычно эффективность защиты выражается в виде коэффициента торможения коррозии (/):

у = Кфон/Кин (1)

или степени защиты (Z):

Z = 100% (Кфон - Киц)/Кфон (2)

Чем выше значения у и Z, тем эффективнее ИК.

Для оценки К используются весовой, аналитические, электрохимические, волюмо-, резисто-, толщино- и профилометрические, и некоторые другие методы /1, 2,4, 13, 16, 25, 29, 45, 46, 77- 80, 84/.

Весовой, или гравиметрический, метод основан на измерении убыли массы металлических образцов за время эксперимента. Аналитические методы подразумевают измерение тем или иным методом содержания продуктов коррозии в агрессивной среде, которое пересчитывается в К. Электрохимические методы: линейного поляризационного сопротивления (ЛПС), электро-

химического импеданса и поляризационных кривых, - связаны с измерением электрохимических характеристик процесса растворения металла, позволяющих оценить его скорость. Волюмометрия базируется на измерении объема выделяющегося в процессе коррозии водорода и пригодна для процессов, протекающих с водородной деполяризацией. При использовании резисто-метрического метода о скорости коррозии судят по изменению сопротивления специальных тонкопленочных или проволочных датчиков из анализируемого материала, утончающихся в результате его коррозии. Толщинометрия и профилометрия подразумевают измерение толщины металлических изделий и различаются, главным образом, аппаратурным оформлением.

Из перечисленных методов при лабораторной оценке эффективности ИК стальных НПТ используются, главным образом, гравиметрические и электрохимические методы.

1.2.1. ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ СКОРОСТИ

КОРРОЗИИ

Гравиметрия - наиболее распространенный метод определения К металлов /1, 2, 4, 13, 16, 85, 86/. Он дает средние значения К за период экспозиции в агрессивной среде, которые определяются по разности масс образцов до (т/) и после (т2) эксперимента:

К = (пц-т^/Бт, (4)

где 5 - площадь поверхности образца, а т- продолжительность опыта.

Гравиметрический метод используется в тех случаях, когда коррозия носит более или менее равномерный характер. При неравномерной коррозии его целесообразно дополнять данными профилометрии.

Основной источник ошибок метода связан с трудностью удаления с поверхности образцов металла продуктов коррозии, образующихся в процессе опыта. /87/ предусматривает следующую процедуру подготовки прокорро-дировавших образцов к взвешиванию:

- рыхлые продукты коррозии удаляют шпателем, щеткой и одним из углеводородных растворителей: бензином, керосином или уайт-спиритом;

- при наличии плотной пленки из продуктов коррозии допускается их удаление специальными растворами, не взаимодействующими с основным металлом1;

- образцы промывают водопроводной и дистиллированной водой, высушивают фильтровальной бумагой, обезжиривают ацетоном, упаковывают в фильтровальную бумагу и выдерживают в эксикаторе с влагопоглотителем.

Серьезным недостатком гравиметрического метода является то, что определенные с его помощью величины скоростей коррозии являются интегральными. Это осложняет проведение наблюдений за динамикой коррозионного процесса.

Достоинство метода в его простоте. Он не требует специального оборудования и высококвалифицированного персонала. Для его реализации в лабораторных условиях достаточно наличия аналитических весов.

1.2.2. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ СКОРОСТИ

КОРРОЗИИ

Электрохимические методы определения К основаны на результатах поляризационных измерений, получаемых с помощью потенциостатов или специальных коррозиметров. Преимущество этих методов проявляется в возможности для ряда случаев оценить механизм процессов. Их недостаток -неполная адекватность получаемых результатов и теоретических представлений, используемых при их интерпретации, которые не всегда могут учесть всю сложность явлений, происходящих на поверхности /90/.

До настоящего времени большинство методов оценки параметров коррозионного процесса построено на анализе кинетического уравнения:

/ = Лор(е %'а - е ~Л/Ь'к), (5)

1 Рецептуры таких растворов приводятся, например, в ГОСТ 9.907-83 /88, 89/.

где /- протекающий через электрод ток, /кор - ток коррозии, Ьа = Ь'а 1п10 и Ьк = Ь\ 1п10 — анодная и катодная постоянные Тафеля, соответственно, а ж = Е -£кор - поляризация электрода, измеряемая от потенциала коррозии (ЕК0р).

Метод экстраполяции поляризационных кривых. Классическим методом анализа поляризационных кривых является метод экстраполяции. На Рис. 1 схематически показаны анодные и катодные поляризационные кривые в среде с ИК и без него. В полулогарифмических координатах эти кривые при достаточном удалении от потенциала коррозии превращаются в прямые. Экстраполяция прямолинейных участков анодной либо катодной поляризационной кривой на стационарный потенциал позволяют определить плотность тока коррозии (¿кор) и рассчитать К:

К = ^орА/(пЕ), (6)

где А - атомная масса металла, п - валентность ионов металла, Е - постоянная Фарадея.

Наклон прямолинейных участков поляризационных кривых связан со степенью поляризуемости, соответственно, анодной или катодной составляющих коррозионного процесса, позволяет рассчитать константы Тафеля, выяснить характер тормозящего действия ИК по виду контроля (катодный, анодный, смешанный) и определить степень торможения.

Последовательное испытание образца в растворе с ИК и без него (после выдержки в ингибированном растворе) дает возможность оценить эффект последействия ИК.

Недостатком метода экстраполяции является необходимость значительной поляризации электрода с тем, чтобы могли отчетливо выявиться Тафелевы участки на кривых. Это же определяет и ограничения метода, которые связаны с возможными необратимыми изменениями электродной системы, приводящими к невоспроизводимости и гистерезису кривых потенциал - ток.

-Е 1 / /

Ем р к 1

Ч \

Г — ---■— <

1»Г.

Рис. 1. Анодные и катодные поляризационные кривые с ИК и без него /90/.

Метод ЛПС. Этот метод часто соотносят с именами Стэрна и Гири /91/, внесших наибольший вклад в его развитие. Он основан на предположении о том, что связь между потенциалом и наложенным током при потенциале, близком к потенциалу коррозии, является линейной /91, 92/. Указанное предположение приводит к простому соотношению между током коррозии (1кор) и поляризационным сопротивлением (Яр)\

ЬА 1 *<Я\

2.303(4,, + />,)!

где Л =—, а в=-^^-= ( — + — ) - постоянная, зависящая от констант

' ш 2,303(Ь.+Ьь) (Ь'а К)

Тафеля.

Метод ЛПС исключает большинство проблем, связанных с интенсивной поляризацией электрода. В практических измерениях величина поляризации электрода редко превышает ±20 мВ и чаше всего ограничивается значением ±10 мВ. Метод предусматривает использование обычной лабораторной техники для поляризационных измерений. Кроме того, простота метода стимулировала разработку многими фирмами приборов - коррозиметров, основанных на измерении поляризационного сопротивления /93, 94/.

Важнейшим преимуществом метода является возможность замера мгновенной К, т. е. скорости коррозии в данный момент времени, и организации постоянного контроля за процессом коррозии.

Тем не менее, метод не свободен от недостатков. Одним из них являются заложенные в нем предположением о линейности основного кинетического уравнения систематические ошибки /92/. Эти ошибки тем больше, чем больше величина поляризации, и могут достигать нескольких десятков процентов. Другой недостаток метода связан с неопределенностью константы В, величина которой не может быть получена непосредственно при измерении Яр и задается априори, либо определяется в отдельном эксперименте. Использование того или иного ее количественного значения должно быть аргументировано в каждом конкретном случае. Теоретически величина В может изменяться от 6,5 до 51,11. Дополнительные затруднения в интерпретации полученных результатов имеют место в средах с низкой электропроводностью, а также при отложении продуктов коррозии, в т. ч. электропроводных, на электродах датчиков, как это имеет место в случае сероводородной коррозии /95/. Метод, фактически, неприменим для оценки скорости локальной коррозии.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сивоконь, Илья Сергеевич, 2013 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. - М.: Изд-во АН СССР, 1959.-263 с.

2. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов. (Теоретические основы и их практическое приложение). - М.: Машгиз, 1962. - 856 с.

3. Koch G.H., Brongers М.Р., Thompson N.G., Virmani Y.P., Payer J.H. Corrosion cost and preventive strategies in the United States. // A supplement to Mat. Perf. - 2002. - P. 2-11.

4. Скорчеллетти B.B. Теоретические основы коррозии металлов. - Л.: Химия, 1973.-264 с.

5. Защита металлов от коррозии - важнейшая народнохозяйственная проблема. // Защита металлов. - 1977. - Т. 13. - № 6. - С. 643-646.

6. Решетников С.М. Ингибирование кислотной коррозии металлов. -Ижевск: Изд-во «Удмурдия», 1980. - 129 с.

7. Консервация химического оборудования. / Богатков Л.Г., Булатов А.С., Рохлов Ю.Б., Трубников В.М. - М.: Химия, 1981. - 168 с.

8. Obrzut J.J. Metal corrosion eats away at everyone's budget. // Iron Age. -1982. - V.225. - № 4. - P. 45-48.

9. Кемхадзе B.C. Коррозия и защита металлов во влажных субтропиках. -М.: Наука, 1983.- 109 с.

10. Богданова Т.И., Шехтер Ю.Н. Ингибированные нефтяные составы для защиты от коррозии. - М.: Химия, 1984. - 248 с.

11. Колотыркин Я.М. Металл и коррозия. - М.: Металлургия, 1985. - 88 с.

12. Тимонин В.А. Научно-технические, экономические и социальные аспекты проблемы противокоррозионной защиты. // Журнал ВХО им. Д.И. Менделеева. - 1988. - Т: 33. - № 3. - С. 243-247.

13. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. - Л.: Химия, 1989. - 456 с.

14. Долгих В.И., Лякишев Н.П., Фролов К.В. Защита металлофонда от коррозии. // Металлы. - 1990. - № 5. - С. 5-14.

15. By Динь Вуй. Атмосферная коррозия металлов в тропиках. - М.: Наука, 1994.-240 с.

16. Исаев Н.И. Теория коррозионных процессов. - М.: Металлургия, 1997. -362 с.

17. Baboian R., Chaker V. How corrosion impacts our daily lives, our safety and our economy. // ASTM standardization news. - 1998. - №10. - P. 28-31.

18. Javaherdashti R. How corrosion affects industry and life. // Anti - corros. Meth. and Mater. - 2000. - V. 47. - № 1. - P. 30-34.

19. Вигдорович В.И., Шель H.B., Цыганкова JI.E. Атмосферная коррозия и защита металлов неметаллическими покрытиями. — Тамбов: Издательство Першина Р.В., 2011. - 141 с.

20. Cavassi P., Cornago М. The cost of corrosion in the oil and gas industry. // Journal of Protective Coatings and Linings, - 1999. - № 5. - P. 30-40.

21. Саакиян JI.C., Ефремов А.П. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии. - М.: Недра, 1982. - 227 с.

22. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. - М.: Недра, 1976. - 192 с.

23. Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. Повышение коррозионной стойкости нефтегазопромыслового оборудования. - М.: Недра, 1988. -231 с.

24. Антропов Л.И., Макушин Е.М., Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. - Киев: Техшка, 1981. - 183 с.

25. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. - М.: Химия, 1977. - 352 с.

26. Розенфельд И.Л., Персианцева В.П. Ингибиторы атмосферной коррозии. -М.: Наука, 1985.-278 с.

27. Решетников С.М. Ингибиторы кислотной коррозии металлов. - Л.: Химия, 1986.- 142 с.

28. Kuznetsov Yu.I. Organic inhibitors of corrosion of metals. - N.Y.: Plénum Press, 1996.-283 p.

29. Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. - M.-JI.: Химия, 1966. - 310 с.

30. Иванов Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах. - М.: Металлургия, 1986. - 175 с.

31. Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И., Поздняков А.П. Ингибиторы коррозии металлов. - Тамбов: Изд-во ТГУ, 2001. - 190 с.

32. Путилова И.Н., Балезин С.А., Баранник В.П. Ингибиторы коррозии металлов. - М.: Госхимиздат, 1958.- 184 с.

33. Акользин А.П. Противокоррозионная защита стали пленкообразовате-лями. - М.: Металлургия, 1989. - 192 с.

34. Ингибиторы коррозии стали в железобетонных конструкциях. / Алексеев С.Н., Ратинов В.Б., Розенталь Н.К., Кашурников Н.М. - М.: Стройиз-дат, 1985.-272 с.

35. Григорьев В.П., Экилик В.В. Химическая структура и защитное действие ингибиторов коррозии. - Ростов-на-Дону: Изд-во РГУ, 1978. - 184 с.

36. Экилик В.В., Григорьев В.П. Природа растворителя и защитное действие ингибиторов коррозии. - Ростов-на-Дону: Изд-во РГУ, 1984. - 194 с.

37. Кузнецов Ю.И. Современное состояние теории ингибирования коррозии металлов. // Защита металлов. — 2002. — Т. 38. - № 2. — С. 122-131.

38. Кузнецов Ю.И. Физико-химические аспекты ингибирования коррозии металлов в водных растворах // Успехи химии. - 2004. - Т. 73. - № 1. -С. 79-93

39. Легезин Н.Е., Кривошеее В.Ф. Требования к ингибиторам коррозии для газовой промышленности. // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. - М.: ВНИИГазпром. - 1975. - № 2. - С. 3-6.

40. Легезин Н.Е., Кемхадзе Т.В. Технические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии. // Газовая промышленность. - 1977. - № 1. - С. 25-28.

41. Бурлов В.В., Алцыбеева А.И. Защита от коррозии оборудования НПЗ. -СПб: Химиздат, 2005. - 248 с.

42. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М.. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. -М.: Недра, 1998.-437 с.

43. Рахманкулов, Д. Л., Бугай Д.Е. Габитов А.И. Ингибиторы коррозии. Т.1. Основы теории и практики применения. Уфа: Издат-во Научно технической литературы «Реактив», 1997. - 296 с.

44. Алцыбеева А.И., Левин С.З. Ингибиторы коррозии металлов (справочник). - Л.: Химия, 1968. - 264 с.

45. Розенфельд И.Л., Жигалова К.А. Ускоренные методы коррозионных испытаний металлов. (Теория и практика.) - М.: Металлургия, 1966. - 347 с.

46. Фокин М.Н., Жигалова К.А. Методы коррозионных испытаний металлов. - М.: Металлургия, 1986. - 79 с.

47. Wu Y. Corrosion inhibitor screening tests for field application/ // CORROSION/94. - Houston: NACE. Paper № 43.

48. Hausler R.H., Stegmann D.V., Stevens R.F. The methodology of corrosion inhibitor development for C02 systems. // Corrosion. - 1989. - V.45. - № 10. p. 857-870.

49. Chesnut G., Choi H.J. Laboratory testing and selection of corrosion inhibitors for continuous application in multiphase pipelines. // CORROSION/94. -Houston: NACE. Paper № 35.

50. Abayarathna D., Naraghi A., Grahmann N., Buchholz В., Blumer D.J. Inhibitor evaluations and correlation of laboratory and field data in C02 environments. // CORROSION/99. - Houston: NACE. Paper № 33.

51. Efird, K.D., Wright, E.J., Boros, J.A., Hailey T.G. Correlation of steel corrosion in pipe flow with jet impingement and rotating cylinder tests. // Corrosion. - 1993. - V.49. - p. 992-999.

52. Crolet, J.L., and Bonis, M.R. How to pressurize autoclaves for corrosion testing under carbon dioxide and hydrogen sulfide pressure. // Corrosion. - 2000. -V.56.-p. 167.

53. Abayarathna D., Naraghi A., Grahmann N. Inhibitor evaluations using varios corrosion measurement techniques in laboratory flow loops. // CORROSION/2000. - Houston: NACE. Paper № 21.

54. Шпарбер И.С., Шрейдер A.B. Новейшие достижения в области создания и применения средств защиты от коррозиинефтегазопромыслового оборудования за рубежом. // Обзор информации зарубежной литературы. — М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 84 с.

55. French Е.С., Martin R.L., Dougherty J.A. Corrosion and its inhibition in oil and gas wells. // Corrosion. - 1989. - №1. - P.25

56. Легезин H.E. Достижения в области защиты нефтегазопромыслового оборудования ингибиторами коррозии. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. Обзорная информация. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978.-45 с.

57. Митина А.П., Фролова Л.В., Куница Т.С. Ингибиторная защита оборудования подготовки, переработки сероводородсодержащего газа в условиях газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1993. — 37 с.

58. Трахтман Г.И. Методы борьбы с коррозией нефтепромысловых труб, эксплуатируемых в осложненных условиях за рубежом. // Борьба с коррозией и защита окружающей среды. Обзорная информация. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - № 4. - С. 55-58.

59. Эфенди-заде С.М., Попов А.А. Эффективность применения ингибиторов коррозии на нефтяных и газовых промыслах за рубежом. // Борьба с

коррозией и защита окружающей среды. Обзорная информация. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - № 4 - С. 44-46

60. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. -332 с.

61. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник. / Под ред. Зорькина JI.M. - М.: Недра, 1989. - 382 с.

62. Оганделе Г.И., Уайт У.Е. Коррозия углеродистой стали в водной среде, содержащей двуокись углерода. //ЭИ ВИНИТИ. Сер. «Коррозия и защита металлов», - 1986. - № 3. - С. 1-6.

63. Srinivasan, S., Kane, R.D. Experimental Simulation of Multiphase CO2/H2S Systems. // CORROSION/94. - Houston: NACE. Paper № 14.

64. Маркин A.H., Низамов Р.Э. С02-коррозия нефтепромыслового оборудования. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". - 2003. - 188 с.

65. Моисеева JI.C., Кузнецов Ю.И. Ингибироваиие углекислотой коррозии нефтегазоиромыслового оборудования. // Защита металлов. - 1996. -№6. - С.561-568.

66. Кузнецов В.П. Прогнозирование и механизм углекислотной коррозии газопромыслового оборудования. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. РНТС. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - № 2. - С. 3-6.

67. Clrolet J. L. Which C02 corrosion? Hence which prediction? //10 th. European Corrosion Congress. - Barcelona. 1993. Paper № 270.

68. Hausler R.H. The mechanism of C02 corrosion of steel in hot, deep gas wells. // Advances in C02 corrosion. - Houston: NACE, 1984. P. 72-75.

69. Schmitt G. Fundamental aspects of C02 corrosion. // Advances in C02 corrosion. - Houston: NACE, 1984. P. 10-19.

70. Schmitt G. C02 corrosion of steels. An attempt to range parameters and their effects. // Advances in C02 corrosion. - Houston: NACE, 1984. P. 1-3.

71. Митина А.П., Горичев И.Г., Хорошилов А.В., Коничев B.C. Теоретиче-

\

ские основы карбонатной коррозии стали. - М.: ВНИИЭгазпром, 1992. -54 с.

72. Ogundele G.I., White W.E. Some observations on corrosion of carbon steel in aqueous environments containing carbon dioxide. // Corrosion. - 1986. - V. 42.-p. 71-78;

73. Фокин M.H., Борисова T.B. О катодном деполяризующем действии углекислого газа на коррозию углеродистой стали в слабокислых рассолах хлористого кальция. // Защита металлов. - 1976. - Т. 12. - № 6. - С. 663666.

74. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986. - 240 с.

75. Webster S., McMahon A.J., Paisley D.M., Harrop D. Corrosion inhibitor test methods. (Detailed test protocols to select corrosion inhibitors for oil and gas production and transportation facilities) // British Petroleum. Sunbury Report No. ESR.95.ER.054. - November 1996.

76. Sastri S. Corrosion inhibitors: principles and applications. - Chichester: Wiley, 1998.-82 p.

77. Юхневич P., Багданович В., Валашковский E., Видуховский А. Техника борьбы с коррозией. - JL: Химия, 1980. - 224 с.

78. Коррозионная стойкость оборудования химических производств: Способы защиты оборудования от коррозии. Справочное издание. / Под. ред. Строкана Б.В., Сухотина A.M. - Л.: Химия, 1987. - 280 с.

79. Исаев Н.И. Теория коррозионных процессов. - М.: Металлургия, 1997. -368 с.

80. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. - М.: Металлургия, 1976. 472 с.

81. Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И. Ингибиторы коррозии металлов. Издание 2-ое. - Тамбов: Издательство Першина Р.В., 2010. 270 с.

82. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии. - М.: Физматлит, 2002. 335 с.

83. Розенфельд И.Л. Замедлители коррозии в нейтральных средах. - М.: «Издательство АН СССР», 1953. - 240 с.

84. Акимов Г.В. Основы учения о коррозии и защите металлов. - М.: Мета-лургиздат, 1946. - 463 с.

85. Томашев Н.Д., Чернова Г.П. Теория коррозии и коррозионностойкие конструкционные сплавы. - М.: Металлургия, 1986. - 359 с.

86. Коррозия. (Справочник). / Под ред. Шрайера M. - М.: Металлургия, 1981.-632 с.

87. ГОСТ 9.506 - 87. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. -М.: Издательство стандартов, 1988. - 16 с.

88. ГОСТ 9.907-83. Металлы, сплавы, покрытия металлические. Методы удаления продуктов коррозии после коррозионных испытаний. - М.: Изд-во стандартов, 1985. - 6 с.

89. Юхневич Р., Валашковский Е., Станкевич Г. Техника борьбы с коррозией. - Л.: Химия, 1978. - 304 с.

90. Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности. - М.: РАО «ГАЗПРОМ», 1996. - 15 с.

91. Stem M., Geary A.L. A theoretical analysis of the shape oa polarization curves // J. Electrochem. Soc. - 1957. - №. 4. - P. 56-63.

92. Rocchini G. Corrosion rate monitoring by linear polarization method // Corrosion Science. - 1993. -№. 12. - P. 2031-2044.

93. Ануфриев Н.Г., Комарова E.E., Смирнова H.E. Универсальный коррози-метр для научных исследований и производственного контроля коррозии металлов и покрытий // Коррозия: материалы, защита. - 2004. - №1. - С. 42-47

94. Groysman A. Corrosion for everybody. - Springer, 2003. - 368 p.

95. Christensen С., Maahn E., Juhl C., Hagerup O. Evaluation of inhibitors for sour crude oil transmission pipe line. // CORROSION/1988. - Houston: NACE. Paper № 198.

96. Ким Я.Р., Цыганкова JI. E., Кичигин В. И. // Коррозия: материалы, защита. 2005. № 8. С. 30-36

97. Epelboin I., Keddam М. Faradaic impedance: diffusion impedance and reaction impedance. // J. Electrochem. Soc. 1970. - V. 117. -№ 8, - P. 1052-1056.

98. Crolet J.L., Bonis, M.R. How to pressurize autoclaves for corrosion testing under carbon dioxide and hydrogen sulfide pressure. // Corrosion. - 2000. - p. 167.

99. Keddam M., Mattos O.R., Takenouli H. Reaction model for iron dissolution studied by electrode impedance. I. Experimental results and reaction model. // J. Electrochem. Soc. 1981. - V. 128. - № 2, - P. 257-266.

100. Keddam M., Mattos O.R., Takenouli H. Reaction model for iron dissolution studied by electrode impedancc. II. Determination of the reaction model. // J. Electrochem. Soc. 1981. - V. 128, - № 2, - P. 266-274.

101. Papavinasam S, Revie R.V., Attard M., Demoz A., Michaelian K. Comparison of laboratory methodologies to evaluate corrosion inhibitors for oil and gas pipeline. // Corrosion. - 2003. - V.59. - P. 897-912.

102. Bartos M., Watson J.D. A testing protocol for evaluation of high shear inhibitors for oil field applications. // 9th Europ. Simp, on Corrosion Inhibitors. -Ferrara, 2000. P. 977-988.

103. Morel J-M., Paulus W., Bobillon E., Urschey M., Hater W. Correlation between electrochemical corrosion measurement and short tame weight loss test for efficiency testing of film forming corrosion inhibitors. // http://www.bkgwater.com/clients/bkgwater/upload/fichiers/correlation betwe en electrochemical corrosion tests and short time weight loss tests for e fficiency testing of .pdf

104. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Исследование защитного действия ингибиторов коррозии с помощью пузырькового метода. // Практика противокоррозионной защиты - 2008. - № 3. - С. 20-912.

105. Gabe, D.R. The rotating cylinder electrode (Review) // Journal of Applied Electrochemistry. - 1974. - №. 4. - p. 91.

106. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Исследование скорости коррозии стали и устойчивости пленки ингибиторов коррозии с помощью вращающегося цилиндра. // Практика противокоррозионной защиты.- 2008. - № 4. - С. 24-34.

107. ASTM standard G 170-06. Standard guide for evaluating and qualifying oilfield and refinery corrosion inhibitors in the laboratory. - ASTM International. 2006. 16 p.

108. Лубенский А.П., Семиколенова З.П. Коррозия вращающегося стального цилиндра в воде, содержащей сероводород и элементарную серу. // РНТС ВНИИОЭНГ «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». - 1982. - № 10.-С. 1-2.

109. Лубенский А.П., Елеманов Б.Д., Антонов В.Г., Осипова Т.Н. Коррозия вращающегося стального цилиндра в системах «нефть - вода - сероводород». // ЭИ ВНИИОЭНГ «Защита от коррозии и охрана окружающей среды» - 1990. - № 5. - С. 5-9.

110. Silverman D.S. Rotating cylinder electrode - an approach for prediction velocity sensitive corrosion. // CORROSION/90. - Houston: NACE. Paper № 13.

111. Efird K.D., Wright E.J., Boros, J.A., Hailey T.G. Correlation of steel corrosion in pipe flow with jet impingement and rotating cylinder tests. // Corrosion. - 1993. - p. 992.

112. Schmidt G., Bruckhoff W., Faessler K., Blummel G. Flow loop versus rotating probes—correlations between experimental results and service applications. // CORROSION/90, - Houston, 1990. Paper № 23.

113. Papavinasam S, Revie R.V., Bartos M. Testing methods and standarts for corrosion inhibitors. // CORROSION/2004. - Houston: NACE. Paper № 42.

114. Papavinasam S, Revie R.V., Attard M., Demoz A., Sun H., Donini J.C., Michaelian K. Inhibitor selection for internal corrosion control of pipeline: comparison of rates of general corrosion and pitting corrosion under oily-gas pipeline condition in the laboratory and in the field. // 9th Europ. Simp, on Corrosion Inhibitors. - Ferrara, 2000. P. 989-1000.

115. Papavinasam S, Revie R.V., Attard M., Demoz A., Donini J.C., Michaelian K. Rotation cage - top ranked methodology for inhibitor evaluation and qualification for pipeline application. // CORROSION/2001. - Houston: NACE. Paper №01061

116. Установка для оценки защитной способности ингибиторов коррозии гравиметрическим методом. Паспорт и техническое описание (СНПХ-ГПР-05). Казань: ОАО «НИИнефтепромхим», 2010. - 7 с.

117. De Waard С., Lotz U., Milliams D.E. Predictive Model for C02 Corrosion Engineering in Wet Natural Gas Pipelines. // Corrosion. - 1991. - № 12. - P. 976-985.

ОАО "КОТЛАССКИЙ ХИМИЧЕСКИЙ ЗАВОД

Сотрапу "Ко^азвку Штгауо(1—

ИНН 2905000843 КПП 290501001 ОКПО 00205423 ОКОНХ 13150,84100 Ж/Д КОД 3921/7236255

Адрес 165650 г Коряжма Архангельской обл , р/с 40702810704240100234 Отгрузочные реквизиты

Магистральное шоссе, 34 в Архангельском ОСБ № 8637 Северная ж д

Код города. 81850 к/с 30101810100000000601 вагоны ст Низовка

Директор 3-11 -88,4-92-21 БИК 041117601 Код 280904,

Снабжение, сбыт 3-08-46 В платежных поручениях в графе контейнера ст Котлас-Южный

Гл бухгалтер 3-35-48 «Наименование предприятия» указывать Код 280100,

Техн Директор 3-14-68 ОАО «Котласский химический завод» в мелкой отправкой ст Котлас-Южный

Приемная 3-68-59 (факс) Котласском ОСБ № 4090/067 Код 280100,

Код предприятия 3921

Московское представительство - [phone]/83

Исх. № 422/13 03 нюня 2013 г.

Председателю правлеяня ВАКОР,

Зам. Директора по научной работе ИФХЭ РАН Проф., д.х.н. Кузнецову Ю.И.

«О внедрении результатов научных работ»

Уважаемый Юрий Игоревич!

ОАО «Котласский химический завод» ознакомлен с результатами работ по лабораторной оценке эффективности ингибиторов коррозии нефтепромысловых трубопроводов ЗападноСибирского региона, опубликованными в серии публикаций в журнале «Коррозия: материалы, защита», №№ 6-10, 2012г.

Вышеупомянутые результаты тестирования ингибиторов коррозии по различным методикам и рекомендации по областям применения, длительности проведения опытов и подготовки образцов применяются нашими специалистами при разработке новых высокоэффективных ингибиторов коррозии.

Новые ингибиторы коррозии, например, Азол 5031, Азол 5041, Азол 5032, Азол 5042, успешно прошли стадию опытно-промышленных испытаний для защиты от коррозии нефтепромысловых трубопроводов на различных нефтяных месторождениях Западно-Сибирского региона и получили промышленное применение.

Исп. В И Нетёса Тел. [phone] vinetesa@kchz. мяк. ги