Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке ССFE-FLOW Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке ССFE-FLOW

Совершенствование процесса переработки сырой нефти с каждым годом требует внедрения все более современных технологий и применения высокотехнологичных приборов и решений.

В процессах переработки нефти можно выделить несколько основных этапов: подготовку к переработке (обессоливание), первичная переработка с разделением нефти на фракции по температурам кипения; последующая вторичная переработка получившихся фракций и выработка компонентов нефтепродуктов; финальная стадия по смешению готовых продуктов для получения продукции заданного качества.

Содержание солей в сырой нефти довольно велико, поэтому перед переработкой она поступает на электрообессоливающую установку ЭЛОУ. Там происходит смешивание нефти с водой с последующим разделением с помощью высокого напряжения (до 30кВ).

Для повышения эффективности данного процесса в современных производствах производят дозирование дополнительных веществ — деэмульгаторов.

Это специальным образом подготовленная смесь поверхносто-активных веществ в углеводородном растворителе, которая подается на этапе закачки сырой нефти в ЭЛОУ и обеспечивает предотвращение образования эмульсии и разрушение уже существующих.

После обессоливания нефтяная эмульсия поступает в атмосферно-вакуумную трубчатку (АВТ), в которой происходит первичная переработка нефти.

Здесь происходит нагрев сырья в ректификационной колонне, состоящей из нескольких десятков отборных устройств (тарелок).

Поскольку различные компоненты нефти выкипают при разных температурах, то в разных частях ректификационной колонны отводятся различные нефтяные фракции от бензиновой и дизельной (сверху) до мазутной (снизу) см. рисунок.

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

При нагревании нефтяные фракции не разлагается полностью и требуют дальнейшей переработки. Чем эффективнее и технологичнее процесс переработки, тем более чистые фракций можно получить, а также снизить потребление топлива для нужд производства и количество отходов в виде мазута.

В совокупности это называют показателем глубины переработки нефти, выражающейся в процентах полученных товарных продуктов от общего количества переработанной нефти.

В России на 2016 год эта величина едва превышает 70%, в то время как в развитых странах Европы, а также США это примерно 90% и выше.

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Для контроля и поддержания значений pH среды внутри ректификационных колонн и установок первичной переработки нефти используют такие реагенты как нейтрализаторы. Получают такие вещества из аминогрупп, смешанных в воде или ароматических растворителях. Дозирование этого реагента позволяют снижать активность кислых компонентов в конечных продуктах, тем самым повышая их качество.

Также существует проблема высокого содержания в нефти серы, которая придает конечным продуктам неприятный запах, а в соединениях с водой приводит к повышенной коррозии металла.

Частично решить эту проблему помогает использование специальных ингибиторов коррозии, которые дозируются непосредственно в ректификационную колонну через специальные форсунки, расположенные вдоль всей высоты. Ингибиторы коррозии получают смешиванием аминных групп и их производных.

Их использование позволяет значительно снизить скорость коррозии материалов колоны, трубопроводов и прочего оборудования путем образования на поверхности металла защитной пленки.

Компания Сигм плюс инжиниринг совместно с заводом Кортем-Горэлтех и компанией Bronkhorst (Нидерланды) готова предложить универсальное и комплексное решение задач дозирования нейтрализаторов, деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в любом технологическом процессе, связанном с переработкой нефти.

Система представляет собой измеритель расхода, соединенный с регулирующим клапаном. При этом происходит одновременное измерение реального потока жидкости и его регулирование, т.е. поддержание на заданном уровне. Система является высокотехнологичным продуктом, позволяющим измерять и регулировать расход с высокой точностью.

При этом ее компактные размеры, стоимость и сроки поставки являются значительными преимуществами перед аналогичными системами на рынке.

Выбор моделей с диапазонами дозирования от 5г/ч и до 300 кг/ч позволяет внедрить наш продукт как на крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы России, так и в небольшие цеха по получению конечных продуктов нефтепереработки.

При этом один и тот же прибор может использоваться сразу с несколькими типами реагентов, поскольку показания прибора не зависят от температуры, плотности и теплопроводности. При этом нет необходимости производить повторную калибровку, так как показания автоматически пересчитываются внутри прибора и выдаются оператору на АСУ-ТП.

Наше решение имеет все необходимые сертификаты и соответствует всем требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах», может эксплуатироваться при температуре окружающей среды от −60°С до +40°С, может эксплуатироваться 24 часа в сутки 365 дней в году, а срок службы составляет до 25 лет.

Для подбора требуемого Вам оборудования Вы можете обратиться в компанию Сигм плюс инжиниринг, где опытные специалисты проконсультируют Вас о моделях необходимого оборудования, этапах его внедрения и возможностях его подключения к имеющейся архитектуре АСУ-ТП.

Источник: https://www.massflow.ru/solutions/tochechnoe-dozirovanie-reagentov-vprocessah-pererabotki-nefti/

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Исполнительный директор  Российского союза химиков Игорь Кукушкин в своем докладе сообщил, что в отечественной промышленности, связанной с добычей и переработкой нефтяного сырья, коррозионный износ вдвое больше, чем в западных странах.

Добыча и транспортировка нефти, используемой в нефтепереработке, в которой присутствуют  примеси воды, сернистых соединений и углекислого газа, приводит к  возникновению коррозии труб и применяемого оборудования. Для защиты от такого вредного воздействия применяют разного рода защитные покрытия (металлические и неметаллические), средства электрохимической защиты, а также ингибиторы коррозии.

Общие понятия

Способность металлических изделий к сопротивлению воздействия агрессивных сред – это  коррозионная стойкость металла или его  химическое сопротивление.

Подвергающийся такому воздействию металл называется корродирующим, в вызывающая эти воздействия среда называется коррозионной.

Такое воздействие  изменяет свойства металла, что, как правило, приводит к ухудшению его качественных и рабочих характеристик. Химические соединения, которые образуются как результат таких реакций, называются продукты коррозии.

Они могут проявляться на поверхностях  в виде ржавчины, окалины или оксидной пленки. Вид разрушения зависит от уровня  адгезии таких продуктов с поверхностью.

К примеру, ржавчина на железных сплавах приводит к образованию рыхлого слоя, а разрушение проникает вглубь металла, вызывая образование сквозных свищей.

При окислении алюминиевых сплавов, наоборот,   на их поверхности образуется сплошная плотная оксидная пленка, предохраняющая  от дальнейшего разрушения.

Коррозия – это физико-химический процесс, и его закономерности согласуются с общими термодинамическими законами и законами кинетики гетерогенных систем. Факторы таких реакций бывают внешними и внутренними.

  • Внутренние факторы определяют  вид и скорость коррозионных процессов в зависимости от природы самого разрушаемого сплава (его структуры, состава и так далее).
  • Внешние характеризуют влияние состава агрессивной среды и условий, в которых эти процессы протекают (давление, температура и так далее).
  • Такие разрушительные реакции классифицируются  следующим критериям:
  • механизм взаимодействия внешней среды и разрушаемой поверхности;
  • вид агрессивной среды;
  • условия протекания;
  • характер вызываемых разрушений;
  • виды дополнительных внешних воздействий,  которые влияют на  металл помимо самой агрессивной среды.

Читать также: Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработкеКаким веществом является пластовая нефть?

Виды коррозии

Различают химический и электрохимический вид коррозии.

Химическая коррозия представляет собой взаимодействие агрессивной среды и  поверхности, в течение  которого окисление и восстановление окислительного продукта среды проходят одновременно (в одном акте реакции). Пространственно продукты такого взаимодействия – не разделены.

Электрохимическая является  взаимодействием агрессивной  среды (электролитного раствора) и металлической поверхности, в ходе которого ионизация атомов этой поверхности и  восстановление окислительной части агрессивной среды происходят не в одном акте, а скорости этих процессов находятся в зависимости  от  потенциала электродов.

По такому критерию, как вид агрессивной  среды, а также  условия, при которых  протекает разрушение, коррозию разделяют на:

  • газовую – это химический тип разрушения, происходящей в  газовой среде с минимальным содержанием влаги (не больше 0,1 процента) или при больших значениях температуры;
  • атмосферную – происходит в воздушной атмосфере или в условиях любых влажных газов;
  • подземную – разрушение в  грунтах и почвах;
  • биологическую – протекает под воздействием живых микроорганизмов;
  • контактную – вызывается контактом металлов, которые имеют разные потенциалы в условиях данного электролита;
  • радиационную – вызывается  радиоактивным  излученияем;
  • коррозию внешнего и блуждающего токов : первая возникает вследствие воздействия тока, полученного металлом от  внешнего источника; вторая – вызывается блуждающим током;
  • коррозию, возникающую  под напряжением – для этого вида  характерно одновременное воздействие на металл агрессивной среды и механического напряжения.
  • кавитацию –  разрушение происходит я вследствие одновременного коррозионного и ударного воздействия со стороны внешней среды;
  • фреттинговую – возникает при одновременном воздействии агрессивной среды и вибрации.

Сплошная коррозия охватывает всю металлическую поверхность. Она бывает равномерной и неравномерной. В первом случае скорость процесса для всей поверхности одинакова, во втором – нет.

Избирательная  разрушает либо один компонент металлического сплава, либо одну составляющую его структуры (например, графитизация чугуна или обесцинкование латуни).

Локальная или местная, как видно из названия, поражает отдельные участки поверхности.  Проявляется либо как отдельные пятна, либо как разрушения в виде раковины, либо как точки (по-другому – питтинги). Первое проявление локального разрушения в поверхность углублено не сильно, второе и третье – достаточно глубоко.

Двойное действие ингибитора коррозии

Типы ингибиторов коррозии

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче являются самым технологичным и эффективным способом борьбы с этим негативным воздействием на трубопроводы и оборудование.

Ингибитор коррозии (сокращенно – ИК) – это химическое соединение, которое добавляется в коррозионную систему и уменьшает скорость разрушающего процесса, вне зависимости от концентрации агрессивного  реагента. Кроме того, в качестве ИК могут выступать сочетания химических соединений. Главное требование к эффективным ИК – их небольшое содержание в агрессивной среде.

ИК классифицируют по следующим критериям:

№Полезная информация
1 механизм их действия
  1. катодные ИК;
  2. анодные;
  3. смешанные.
  1. органические;
  2. неорганические;
  3. летучие.
  1. кислая среда;
  2. щелочная среда;
  3. нейтральная среда.

ИК обеспечивают защиту  от коррозии либо вследствие изменения состояния металлической поверхности в результате адсорбции ингибитора, либо  в результате  образования труднорастворимых соединений с катионами защищаемого сплава. Основное преимущество ингибиторных пленок – гораздо меньшая их толщина по сравнению с искусственно наносимыми защитными покрытиями.

Влияние добавления ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность труб

Ингибиторы катодного и анодного типа вызывают замедление либо тех, либо других электродных реакций,  а смешанные – замедляют скорость и катодных, и анодных процессов. Адсорбция таких ИК или формирование  защитных пленок происходит вследствие  заряженности частиц ингибитора, а также его способности вступать с поверхностью в химическую связь.

Катодные ИК замедляют активное разрушение  металла. Против локальной коррозии лучше продходят анионные ингибиторы. Нередко для обеспечения максимальной защиты применяются сочетания ИК с разными добавками.

Неорганические ИК  действуют вследствие  присутствия в их составе катионов (например, Са2+, Ni2+ и так далее)  или анионов (к примеру, CrO2-4,  NO-2,  PO3-4 и других).

Читать также: Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработкеТеории происхождения нефти

Анодные ИК неорганического типа  образуют на поверхностях очень тонкие (около 0,01 микрометра) защитные пленки, тормозящие растворение сплава. Анодные замедлители разрушения часто называют пассиваторами или пленкообразователями.

Читайте также:  Объекты добычи нефти: опо нефтедобывающей промышленности

Органические ИК являются ингибиторами смешанного действия, поскольку изменяют скорость и катодных, и анодных реакций.  Такие ИК адсорбируются лишь на поверхности самого сплава, поскольку продукты коррозии их адсорбировать не способны.

Из-за этого органические  ингибиторы часто используют при  травлении поверхностей с целью их очистки от накипи, окалины и ржавчины.

В качестве таких  ИК, как правило, используются ароматические и алифатические химические соединения, в состав которых входят азот, кислород и сера.

ИК для коррозионной защиты нефтепроводов и добывающего оборудования применяются с 40-х годов прошлого века.

Их единица измерения, как правило – часть на миллион (или от 15-ти до 50-ти грамм на тонну обрабатываемого сырья).

Поскольку любая трубопроводная система начинается в одной точке, а затем расходится по разным направлениям, добавление ингибитора в начале нефтепровода защищает трубы по всей его длине.

Источник: https://neftok.ru/raznoe/ingibitory-korrozii-v-neftedobyche.html

Коррозия оборудования

Главными причинами снижения ресурса практически всех видов нефтеперерабатывающего оборудования являются коррозионные повреждения и их эрозионно-механический износ.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой отрасли.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Поломки оборудования, вызванные коррозией, составляют 25% всех аварий в нефтегазовой промышленности. Более половины из них связаны со сладкими (CO2) и кислыми (H2S) рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Углекислотная коррозия

Данный вид коррозии — самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO2) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO2 присутствует в полученной жидкости.

Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии).

Сухой газ CO2 сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью.

Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1.

Растворяясь в воде CO2, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую:

Кстати, прочтите эту статью тоже:  Фракционный состав нефти

CO2 + H2O = H + HCO3 = H2CO3    

Коррозия сернистой нефтью

представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин.

Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии.

Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Кислородная коррозия в морской воде

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы.

Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали.

Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости.

Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Кстати, прочтите эту статью тоже:  Как появилась нефть на земле

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра.

Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем.

Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях.

Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы.

Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Источник: http://proNPZ.ru/neft/korroziya.html

Реагенты для нефтяной промышленности UPSTREAM

Термин «Upstream» обозначает непосредственно разведку и добычу газа и нефти, внутрипромысловую транспортировку, первичную подготовку нефти и все остальные сопутствующие данному процессу виды деятельности (переработка (подготовка) углеводородов и т.д.).

Добыча нефти одна из самых обширных и быстроразвивающихся отраслей промышленности в России. Это та область, на которой держится вся химическая промышленность. Поэтому так важно внедрять инновации именно в этом направлении, реагенты для нефтедобывающей промышленности, позволяющие повысить эксплуатационные характеристики

Компания «Альфахимпром» предлагает с помощью наших специалистов подобрать Вам необходимые реагенты в соответствии с вашими запросами и с условиями проведения процесса

Буровые добавки

Смазывающие и противоприхватные добавки к буровым растворам DIREX L801-812 используются для улучшения смазочных свойств бурового раствора в целях снижения расхода нефти на его обработку и увеличение срока службы бурового оборудования, а также для предотвращения искажений газового каротажа.

Применяются при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также в технологиях интенсификации добычи нефти. Применение данных присадок позволяет увеличить механическую скорость бурения, ликвидировать прихваты бурового инструмента и отказаться от использования нефти в качестве смазывающей.

Эмульгаторы и деэмульгаторы

Композиции поверхностно-активных веществ в органических растворителях, подобранные для достижения высокоэффективного разделения вода-нефть при добыче обводненной углеводородной продукции.

Предназначены для подготовки (обезвоживания и обессоливания) высоковязкой, смолистой нефти и применяются в системах сбора и на установках подготовки нефти.

Обеспечивает глубокое обезвоживание в широком интервале температур.

Эмульгатор НЕФТЕДАР Е801 (DIREX E801) применяется для приготовления инвертных эмульсионных растворов для бурения, глушения скважин, а также для работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Деэмульгаторы НЕФТЕДАР Д801 (DIREX DEMI801) — проявляют исключительно высокую эффективность в условиях широкого разнообразия условий добычи, свойств обводненной продукции и аппаратного оформления процесса добычи. Обеспечивают низкое содержание нефтепродуктов в отделяемой воде

Гидрофобизаторы

Используются для понижения смачивания водой поверхности породы (водоотталкивания) при обработке призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, также находят применение для обработки растворов глушения и буровых растворов при первичном вскрытии продуктивных пластов.

Такие продукты нашей компании, как Нефтедар ГФ801 (DIREX HP801) способствуют повышению интенсификации нефтедобычи из скважин в неоднородных пластах, эффективному удалению связанной воды из пластов и гидрофобизации поровой поверхности.

Моющие реагенты

Для дополнительной отмывки нефти в пласте и разрушения стойких водонефтяных эмульсий в ПЗП широко используются НЕФТЕДАР ПАВ Н801 (DIREX NI801), представляющий собой композиционную смесь неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), растворителя и воды, НЕФТЕДАР ПАВ А801 (DIREX AI801) на основе анионных ПАВ и НЕФТЕДАР ПАВ К801 (DIREX KI801). Предназначены для использования в процессах интенсификации нефтедобычи для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, а также как улучшающая добавка в сшитые полимерные составы, применяемые для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности на участках воздействия. Обладают высокими моющими свойствами и используются индивидуально и в составе кислотных композиций.

Ингибиторы коррозии

Ингибиторы коррозии позволяют затормозить процесс разрушения металла, протекающий в результате электрохимического процесса, протекающего на границе с окружающей средой. Ингибиторы коррозии НЕФТЕДАР И801 (DIREX I801) эффективно защищают скважины, трубопроводы систем нефтесбора и водоводов от кислородной коррозии.

Высокоэффективные нефтерастворимые/вододиспергируемые ингибиторы коррозии для защиты скважин, трубопроводов систем нефтесбора и водоводов. Эффективны при использовании как в углекислой, так и в сероводородной коррозионной средах, обеспечивают хорошую защиту от кислородной коррозии в водоводах.

Наиболее эффективны при обработке высокообводненных систем, особенно с преобладанием ламинарного режима течения

Ингибиторы солеотложений

Практически для всех промышленных предприятий (нефтедобывающих, энергетических, металлургических и пр.) весьма актуальны проблемы образования солеотложений в металлических трубопроводах и на поверхностях иных технологических конструкций, соприкасающихся с водой, а также их естественная коррозия.

Высокоэффективный экономичный ингибитор солеотложений НЕФТЕДАР ИС801 (DIREX S801) рекомендуется использовать для стабилизации минерализованных водных и водно-нефтяных сред и для эффективной защиты глубинного и наземного нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция.

Реагент обладает высокой эффективностью предотвращения солевых отложений в средах с различной степенью минерализации при дозировках (15-30 г) на тонну пластовой воды.

Продукт имеет низкую скорость коррозии по отношению к нефтепромысловому оборудованию, технологичен при использовании по любому из известных способов применения в широком интервале температур от минус 500°С до плюс 450°С.

Ингибиторы АСПО

Добыча нефти (как, впрочем, и ее сбор, подготовка и транспортировка) бывает осложнена образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), которые накапливаются на внутренней поверхности трубопровода, вызывая постепенное снижение отборов нефти и нередко становясь причиной поломок на скважинах и насосных установках.

Ингибиторы АСПО серии НЕФТЕДАР К801 (марки А1-А5) позволяют эффективно бороться с АСПО, откладывающимися в НКТ. Реагенты представляют собой композицию поверхностно-активных веществ в растворителе, обеспечивающую ингибирование и диспергирование парафино-отложений в нефтепромысловом оборудовании.

Не содержит соединений тяжелых металлов или других веществ, негативно влияющих на катализаторы, используемые в нефтепереработке

Бактерициды

Высокоэффективное бактерицидное (биоцидное) средство НЕФТЕДАР Б801-803 (DIREX B801-803) представляет собой жидкую, полностью растворимую в воде композицию на основе альдегидов и других высокоэффективных агентов.

Быстро и эффективно действует против широкого спектра бактерий, включая анаэробные, такие как сульфатвосстанавливающие бактерии, и аэробные, такие как псевдомонады.

Читайте также:  Бурение и нефть: как бурят скважины, методы

Рекомендуется для обработки пластовой воды в процессе добычи нефти, применяется для уничтожения микроорганизмов, вызывающих микробиологическую коррозию в нефтедобывающей промышленности.

Пеногасители

Пеногаситель на основе полиметилсилоксана НЕФТЕДАР Ф802 (DIREX F802) имеет широкий спектр применения, представляет собой химически инертную и коррозионностойкую жидкость, обладающую гидрофобными свойствами. Малые количества жидкости эффективно подавляют пену во многих процессах (2-10 г/т).

Водоочистители

НЕФТЕДАР ВО801 применяется для очистки попутно-добываемой воды от нефтепродуктов в системах добычи и подготовки нефти и системах ППД. Дозировка водоочистителей в количествах 2-10 г/т позволяет получить воду с низким содержанием нефтепродуктов (40 мг/л и ниже).

Нейтрализаторы сероводорода

Бактерициды-нейтрализаторы сероводорода предназначены для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих микробиологическую коррозию нефтепромыслового оборудования, могут применяться в системах сбора и подготовки нефти, системах поддержания пластового давления.

Нейтрализаторы сероводорода и меркаптанов НЕФТЕДАР ПС801-802 (DIREX N801-802) применяются с целью удаления (нейтрализации) сероводорода и других серосодержащих соединений в нефти, газовом конденсате, мазуте и светлых дистиллятах. Реагенты не оказывают отрицательного воздействия на процесс подготовки нефти, качество товарной нефти; не содержат хлорорганических соединений Защитный эффект при дозировке 30 г/м3 жидкости составляет 60-70%.

Ингибиторы гидратообразования

Ингибитор гидратообразования НЕФТЕДАР ИГ801 (DIREX H801) (удалитель гидратов) представляет собой морозостойкую композицию на основе низкомолекулярных спиртов. При постоянной дозировке препятствует образованию (или удаляет образовавшиеся) гидратные пробки в системах добычи, сбора, подготовки и транспортировке газа и нефтепромысловых жидкостей с высоким газовым фактором

Депрессоры

Депрессоры НЕФТЕДАР ДП801-804 (DIREX G801-804) – это комплексные смеси модифицированных сополимеров, разработанные для понижения температуры текучести нефтепродуктов, для снижения температуры застывания мазутов, высокопарафинистых, высокозастывающих нефтей, а также для снижения вязкости нефтей при добыче и транспортировании по трубопроводам.

Поглотители кислорода

Поглотители кислорода применяются непосредственно на технологических участках, связанных с высоким риском попадания кислорода в пластовую воду.

Поглотитель кислорода НЕФТЕДАР О801 (DIREX OX801) используется для связывания растворенного кислорода в котловой и питательной воде (химическая деаэрация) с целью обеспечения антикоррозионных свойств металлических поверхностей энергетического оборудования.

Применение реагента позволяет предотвратить кислородную коррозию стали, резко уменьшить образование отложений в трубопроводах систем нефтедобычи и подготовки нефти, системах ППД.

Кислотные композиции

DIREX AC – это кислотная смесь на основе соляной кислоты и добавок, которая позволяет контролируемо растворять карбонатные включения, что приводит к увеличению как проницаемости коллектора, так и радиуса обработки. Хорошо разрушает стойкие водонефтяные эмульсии в призабойной зоне. Применение кислотной композиции для обработки призабойной области пласта скважины повышает её фильтрационные характеристики, и, следовательно, производительность.

Ингибиторы коррозии в нефтедобыче и в нефтепереработке

Источник: http://alphachem.ru/reagenty-upstream/

Борьба с коррозией в нефтяной промышленности

Коррозия – это разрушение металлов и некоторых других твердых тел, вызываемое химическими и электрохимическими процессами; результат этих процессов. При этом происходит потеря эксплуатационных свойств оборудования и агрегатов.

Обычно под коррозией понимается разрушение металлов, хотя это не совсем правильно, так как понятие коррозия применимо и неметаллам, но тем не менее механизмы образования коррозии будут различны.

Как и любая химическая реакция, скорость коррозии будет сильно зависеть от температуры.

В настоящий момент ущерб от коррозии наносит значительный экономический ущерб предприятиям. В нефтяной промышленности  это особенно важно, поскольку применяется дорогостоящее оборудование, а также включаются экономические затраты в результате простоя оборудования при замене деталей, нарушении технологических процессов, утечек нефти.

Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации. В связи с этим повышается число отказов добывающих скважин.

Становятся необходимыми исследования коррозии, а также методы борьбы с ней.

Существуют факторы, усиливающие ее влияние, одними из таких факторов являются: коррозионная усталость (при циклических нагрузках), «фреттинг-коррозия» (осложнение трением деталей, в результате чего скорость коррозии увеличивается), биокоррозия (воздействие жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий), кавитация (схлопывание пузырьков газа при перепадах давлений) [1].

Один из наиболее опасных  факторов – это содержание сероводорода. В добываемой продукции зачастую содержится сероводород, выделение которого опасно, как для обслуживающего персонала, так и для оборудования, поскольку усиливается влияние коррозионной среды.

В присутствии такой среды, образуются оксиды железа, которые скапливаются около соединительных муфт на внешней стенке НКТ, вследствие чего образуются сквозные отверстия [2]. Среди различных методов борьбы с содержанием сероводорода выделяют применение химических реагентов–нейтрализаторов сероводорода (ФЛЭК-ПС-629, СНПХ-1517А).

Механизм применения состоит во взаимодействии реагента с сероводородом, что приводит к образованию стабильных и малоактивных химических соединений. По результатам исследований на Ярактинском месторождении выявлено, что применение ФЛЭК-ПС-629 наиболее эффективно.

К тому же, как выяснилось, реагент не только нейтрализует сероводород, но и снижает активность бактерий и микроорганизмов (удалось предотвратить рост и развитие СВБ) [3].

Биокоррозия — это неотъемлимый спутник нефтегазопромышленности. Около 80 % коррозионных повреждений НГПО обусловлено жизнедеятельностью микробиоты [4]. Бактерии цикла серы (тионовые и сульфатредуцирующие) ускоряют подземную коррозию оборудования и нефтепроводов.

Биокоррозийную агрессивность грунта устанавливают по наличию сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), повышающих агрессивность грунта, из-за продуцирования сероводорода (Н2S), тионовых бактерий, понижающих водородный показатель (рН) грунта за счет вырабатывания серной кислоты [4].

Образование серной кислоты и возникновение липидов являются фактором, который усиливает коррозинную активность. Решая данную проблемы, был разработан реагент ФЛЭК-ИК-200Б.

Опыт применение ФЛЭК-ИК-200Б на Ярактинском месторождении позволило не только подавить жизнедеятельность микроорганизмов, но и предотвратить коррозию НГПО [5].

Известны способы обнаружения коррозии. Компания Cormon производит датчики марки Cormon Band для обнаружения питтингов, Cormon Duo для исследования эрозии и коррозии.

Такие приборы позволяют своевременно применить необходимые операции, сделать выводы об эффективности применения методов защиты от коррозии, прежде чем проявятся проблемы.

Технология мониторинга состоит в том, что при коррозии из металла выделяются ионы, а на поверхности образуется избыток электронов, что приводит к возникновению тока коррозии. Датчик использует полученные токи и интерпретирует в виде сигналов.

На сегодняшний день существует множество методов борьбы с коррозией.

Среди них пользуются популярностью: создание рациональных покрытий, покрытие изделий защитными коррозионно-стойкими металлами (хромирование, цинкование), покраска металлических изделий красками и лаками, легирование металла, использование специальных материалов для создания оборудования, не испытывающее влияние коррозии или испытывающее в меньшей мере, электрохимическая защита(защита путем присоединения к оборудования металла-анода, который будет впоследствии коррозировать), изменение свойств коррозионной среды.

«Покачевнефтегаз» закупает ПЭД в коррозионно-стойком исполнении. Средняя стоимость таких электродвигателей, как правило, выше на 15-17 %, но число отказов сокращается [6].

Защитное покрытие корпуса с различными адгезионными и когезионными характеристиками. Средняя стоимость такого покрытия составляет около 30% от покупки нового ПЭД стандартного исполнения.

Установка погружных протекторов. Механизм действия протекторов (сплав Ац5Мг5) состоит в создании гальванической пары «ПЭД-протектор», в которой ПЭД является катодом. Ток проходит от протектора через скважинную жидкость до ПЭД, в результате чего коррозионные процессы на электродвигателе снижаются.

Применение ингибиторов коррозии. При проведении работ по обработке призабойных зон зачастую применяют химические и термохимические методы.

Такие обработки связаны с взаимодействием оборудования с агрессивной средой, поэтому становится необходимым добавлять ингибиторы коррозии с целью снижения повреждений.

Это является самым распространенным методом защиты, хотя является достаточно дорогостоящей операцией. Наиболее популярными реагентами являются: уротропин, катапин-А, марвелан-К, И-1-А, В-2, ВИКОР-1А.

Внедрение стеклопластиковых НКТ. Применение ингибиторов хоть и продлевает срок службы оборудования, однако проблема защиты от коррозии остается открытой. В последнее время пользуются популярностью стеклопластиковые трубы (СПТ).

В связи с ростом  цен в металлургии, стоимость СПТ приближается к стоимости НКТ в антикоррозионном исполнении.

Интерес нефтяных компаний к стеклопластиковым НКТ исходит от их эксплуатационных преимуществ: независимость от коррозии, меньшая масса изделий, гладкая поверхность стенок, что препятствует образованию АСПО, низкая электро- и теплопровоность, длительный срок службы.

В настоящее время более 120 скважин оборудовано СПНКТ, однако такие трубы не полностью адаптированы к работе со стандартным инструментом (проблемы с резьбой при спуско-подъемных операциях) [7].

Применение СПНКТ позволило бы повысить МРП добывающих скважин, снизить отказы НКТ по коррозии, что привело к уменьшению потерь нефти.

Нефтегазовое дело – одно из ведущих направлений любой страны, обладающей геологическими запасами, да и всего мира в целом. Вся промышленность держится на добыче углеводородов. На сегодняшний день коррозия — одна из самых острых проблем нефтедобывающей промышленности.

Она способствует разрушению труб и приведению их в непригодное состояние.

Следствиями этого процесса являются экономические убытки нефтяных компаний, поскольку все нефтегазопромысловое оборудование является дорогостоящим, а как известно, «необходимо добыть много и как можно дешевле», поэтому встает вопрос, как защитить оборудование от негативных последствий.

Список литературы:

  1. Федосова Н.Л. Антикоррозионная защита металлов. – Иваново, 2009. – 187 с.
  2. Тюсенков А.С., Черепашкин С.Е. Причины коррозии насосно-компрессорных труб нефтепромыслов и технологическое повышение их долговечности // Наукоемкие технологии в машиностроении – 2016. — №6. – с.11-16.
  3. Комплексный подход к решению проблем коррозии промысловых трубопроводов в ООО «РОСНЕФТЬ-Юганскнефтегаз» с использованием ингибитора коррозии – бактерицида СНПХ-1004/С.Е. Здольник, О.М. Рожко, В.В. Филиппов (и др.)//Территория Нефтегаз.-2007.-№6 – С.62-65.
  4. Саматов Р.Р. Осторожно, биокоррозия! Риски, мифы и решения // Нефть.Газ.Новации. – 2013. — №10. – с.51-57.
  5. Биозараженность нефтяных месторождений / / В.Н. Глущенко, С.А.Зеленая, М.Ц. Зеленый, О.А. Пташко. – Уфа: Белая река, 2012. -680 с.
  6. Клыков В.Ю. Методы борьбы с коррозией ГНО в НГДУ «Воткинск» ОАО «Удмуртнефть» // Инженерная практика – 2010. — №6. – с. 88-93
  7. Малыхина Л.В., Мутин И.И., Сахабутдинов К.Г. Опыт применения стеклопластиковых труб в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство, №4, 2009 г., С.99

Источник: https://sibac.info/studconf/tech/lix/88456

Проблемы современной химико-технологической защиты от коррозии установок первичной переработки нефти | Новость

Хуторянский Ф.М., д.т.н., профессор (ОАО «ВНИИ НП»),Цветков А.Л., к.х.н., Кляцкий Ю.Ю. (ООО «КОЛТЕК ЭКОХИМ»).

Известно, что коррозия является исключительно вредным явлением при работе нефтеперерабатывающего завода и наиболее крупной причиной затрат на техобслуживание.

Высокие температуры при фракционировании сырой нефти повышают вероятность коррозии.

Следовательно, очень важно, чтобы вещества, вызывающие коррозию, выводились из системы или нейтрализовались, и чтобы все металлы, подверженные коррозии, защищались физически или химически.

С этой задачей в значительной мере успешно справляется комплекс мероприятий по химико-технологической защите от коррозии, включающий применение специальных реагентов (нейтрализаторов и ингибиторов коррозии).

Однако с  конца 2012 года на ряде НПЗ (Киришский, Московский, Ярославский, Мозырский и др.) стали наблюдаться «нетипичные» случаи с коррозионной ситуацией и образованием больших количеств отложений в секциях аппаратов воздушного охлаждения и в рефлюксных емкостях. Причем, это наблюдалось независимо от применяемых «пакетов» реагентов различных производителей (рис. 1-3).

Читайте также:  Ргс 100: описание горизонтального стального резервуара

Рис.1 Отложения на трубных решетках и в крышках воздушных холодильников

Рис. 2 Отложения из аппаратов (конденсаторов) воздушного охлаждения (КВО)

Рис. 3 Отложения из рефлюксных емкостей

Образцы отложений были отобраны и проанализированы. Даже по внешнему виду отложения, отобранные из рефлюксных емкостей и с трубных решеток КВО, принципиально отличались друг от друга.

Отложения из рефлюксных емкостей  (Рис.3) были светло-серого, почти белого или слегка кремового цвета, мелкодисперсные, глиноподобные, по консистенции похожие на строительную шпатлевку.

Отложения из коллектора, решеток и трубок КВО (Рис. 1 и 2) были в виде твердых слоистых чешуйчатых отложений, которые имели цвет от темно-бурого до угольно-черного.

Проведенный анализ отложений (Табл.1) показал разницу по зольности и элементному составу этих двух типов отложений.

Зольность и основной элементный состав некоторых отложений Табл.1
Из аппаратов воздушного охлаждения
зола сера хлор углер. азот железо медь цинк
(%)
КИНЕФ, КВО Т-7А уст. АТ-6 99 7,35 31,8 50,9 7,41
Мозырский НПЗ решетка ВХО (секция № 6) 53 11,02 5,98 13,32 2,26 43,07 1,6 2,2
Мозырский НПЗ трубки ВХО (секция № 6) 97 5,88 2,86 5,57 31,2 7,55
Московский НПЗ, с торца секции возд. хол. ХВ-2 установки АВТ-3 95 8,23 0,34 31,5 7,97
Из рефлюксных емкостей
зола сера хлор углер. азот железо медь цинк
(%)
КИНЕФ ЭЛОУ-АВТ-2 11,7 52 < 0,1 19,6 1 3,8 4,01 0,74
емкость Е-2
ЯНОС, отложения из Е-4 (колонна К-4, установка 14 35,03 < 0,1 17,2 < 0,1 < 0,1
ЭЛОУ-АТ)
Московский НПЗ, отложения 17 55,9 23,7 1,04 0,88 3,43 2,77
из емкости Е-14

Из анализа результатов проведенных исследований были сделаны выводы, что отложения из рефлюксных емкостей представляют собой хорошо озоляемое вещество с низкой зольностью (10-20%), в состав которого, в основном, входит сера (до 50%), углерод (до 25%).

Отложения, отобранные с трубок и решеток секции КВО, имели высокую зольность (до 99%) и представляли, в основном смесь сульфидов и окислов металлов, входящих в состав  конструкционных материалов коллектора, решеток и трубок аппаратов – меди, железа, цинка.

Дальнейший масс-спектрометрический  и ИК-анализ показал, что основа этих отложений представлено соединением со связями С-С, С-S, C-H, S-S (рис. 4).

Анализ показал, что в состав отложений входят различные серосодержащие соединения – полиметиленсульфид с различной степенью полимеризации, набор наиболее легких циклических и линейных сероорганических соединений и элементарной серы в видее циклооктасульфида, а также примесь остатков тяжелых алифатических, в меньшей степени, ароматических углеводородов линейного и разветвленного строения.

Рис.4 Результаты хроматомасспектрометрического анализа отложений

Таким образом, наличие значительных количеств серы в виде сульфидов металлов в отложениях с трубной решетки секций КВО и в виде серосоединений и элементарной серы в отложениях из рефлюксных емкостей, подводит к выводу, что данный фактор связан с образующимися соединениями серы. Серосодержащие соединения играют значимую роль в образовании различных отложений, наблюдаемых в зоне секции конденсаторов и рефлюксных емкостях, а также повышенного коррозионного разрушения металлов теплообменного оборудования.

Возможным источником соединений серы отлагающихся в рефлюксных емкостях являются продукты поглощения сероводорода различными поглотителями, применяемые с недавнего времени на ряде промыслов. Например, поглотители сероводорода широко применяются на месторождениях Поволжья (Татарстан), Удмуртии, Южного Урала, Самарской области, Коми.

В последние годы основными поглотителями сероводорода, применяемыми на промыслах, являются поглотители на основе альдегидов (формалина, глиоксаля) и на основе аминов (триазинов). Однако, исходя из соображений стоимости, реально на практике в последние 2-3 года в большинстве случаев на промыслах применяют поглотители на основе формальдегида.

Так, например, на промыслах Коми, по нашим данным, в 2013 году было вовлечено в нефть около 6000 тонн альдегидсодержащих поглотителей сероводорода. А в целом их потребление превысило 15000 тонн.

Из многочисленных литературных источников следует, что формальдегид в условиях применения взаимодействует с сероводородом по довольно сложному пути, но конечным продуктом этого взаимодействия являются тиоспирты (I) (тиоформалин), которые при потере воды переходят в димеры (II) и далее в полисульфиды  (III) (рис.4).

Таким образом, исходная сероводородная сера из нефти, в конечном итоге, никуда не исчезает, а остается в связанном виде в нефти в составе полисульфида.

В случае большого содержания сероводорода в нефти, количество полисульфидов может быть значительным. В зависимости от длины цепи и молекулярного веса полисульфиды в нефти могут находиться как в растворенном состоянии, так и в виде мелкодисперсной взвеси.

Если учесть, что в исходной нефти содержание H2S может достигать 3000 ppm (0,3%), то несмотря на разные стадии подготовки нефти (обессоливание, ЭЛОУ), значительное количество серосодержащих соединений могут достигать ректификационных колонн первичной переработки нефти на НПЗ.

В условиях высоких температур ректификации  (360оС и выше) полисульфиды претерпевают термическую деструкцию.

По литературным данным, (рис. 4) продукты распада полиметиленсульфидов являются  различные летучие соединения, которые способны свободно продвигаться по ректификационной колонне и далее накапливаться в погонах.

Вследствие своей высокой реакционной способности данные соединения при конденсации легко могут  опять полимеризоваться, наращивая цепи.

В литературе описаны различные реакции разложения полисульфидов: в том числе с образованием меркаптанов и других летучих сераорганических соединений, попадающих в конденсационно-холодильную систему атмосферных колонн и приводя к коррозии оборудования из латунных сплавов, что мы и наблюдаем в последние два года.

Рис.5 Лабораторные эксперименты по проверке предположений о термодеструкции продуктов взаимодействия сероводорода с поглотителем, их возгонки, образование отложений, взаимодействия с металлами (коррозия).

Предположение о термодеструкции продуктов взаимодействия сероводорода с поглотителями на основе альдегида (формальдегида), их возгонки, перегонке с парами углеводородных фракций, образовании отложений, взаимодействии с металлами, были нами исследованы в лабораторных  экспериментах.

Полученные результаты экспериментов подтвердили, что при поглощении сероводорода в нефтях  поглотителями на основе формальдегида образуется набор сераорганических соединений, которых нет в природной нефти.

Данные соединения не удаляются при подготовке нефти на промысле и на ЭЛОУ НПЗ, попадая на первичную перегонку нефти, претерпевают термическую деструкцию, образуя активные летучие соединения серы, вступающие в реакцию с металлами оборудования (особенно из цветных сплавов на основе меди).

В табл.2 приведены данные по скорости коррозии. Частично активные сероорганические соединения полимеризуются в полиметиленсульфид, который не растворим, ни в бензиновой фракции, ни в воде и образует отложения на поверхностях теплообменного оборудования и в рефлюксных емкостях.

Скорость коррозии латунных купонов Табл.2
Материал купона Л63 Л63 Л63 Л63 Л63 Л63 Л63 Л63 Медь Л63
№ опыта 1 2 3 4 9 11 13 17 18 19
Фаза, где находится купон ж ж ж ж ж пар пар ж пар ж
Время, час 3 3 4 4 4 4 26,5 4 4 25,3
Петролейный эфир + + + + + + + + + +
Вода, % 5 5 5 5 5 5
Сера, % 0,2 1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
Полиметиленсульфид, % 0,25 1
Отложения, % 0,2
Скорость коррозии , (г/(м2×час) 0,762 0,826 0,418 0,557 1,438 0,635 0,092 0,865 1,082 5,694

Прямым подтверждением полученных результатов является лабораторный эксперимент перегонки образца нефти из Усинска, содержащей 3500 ppm H2S и обработанной на промысле формальдегидным поглотителем (7,5 кг на тонну). Было наглядно установлено образование отложений и на стенках холодильника и в отгоне.

Рис.6 Лабораторные исследования обработанной поглотителем нефти месторождения «Ламбемор» (г.Усинск)

Ситуация напоминает аналогичную с неконтролируемой закачкой в нефть в прошлом летучих хлорорганических соединений, в результате которой наблюдалась усиленная коррозия оборудования.

На наш взгляд, прежде всего, необходимо ввести ограничение на применение альдегидсодержащих поглотителей сероводорода, поручить компетентным научным организациям провести глубокие исследования состава и вида сероорганических соединений по всей технологической цепочке: от поглощения сероводорода на месте добычи нефти до распределения соединений серы и их типам по технологическим потокам нефтепродуктов при первичной переработке нефти.

Источник: https://eco-chemistry.ru/posts/problemy-sovremennoj-himiko-tehnologicheskoj-zashhity-ot-korrozii-ustanovok-pervichnoj-pererabotki-nefti

Ингибиторы коррозии

Линейка данной продукции, выпускаемой ООО «НПП Спецавиа» по ТУ 2458-022-13923249-2012, включает в себя следующие виды нефтепромысловых реагентов:

  • Ингибиторы коррозии серии «СПГК-И1»
  • Ингибиторы коррозии серии «СПГК-И2»
  • Ингибиторы коррозии серии «СПГК-И3»

Технические характеристики

Использование ингибиторов коррозии при существующей технологии закачки нефти является наиболее эффективным методом защиты трубопроводов, запорной арматуры, насосов и внутрискважинного оборудования.

Производимые ООО «НПП Спнцавиа» ингибиторы коррозии предназначены для защиты нефтепромыслового оборудования в средах СО₂ и или Н₂S и применяются как при непрерывном, так и при периодическом дозировании.

Физико-химические свойства ингибиторов коррозии серии «СПГК-И»

Наименование показателя СПГК-И1 СПГК-И2 СПГК-И3
Внешний вид Жидкость от желтого до коричневого цвета без механических примесей
Массовая доля активного вещества, % 24±3 35±5 22±2
Температура застывания, °С, не выше минус 45 минус 40 минус 45
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм²/с, не более 50 150 50

Применение ингибиторов коррозии

Основным назначением ингибиторов коррозии является снижение агрессивности газовых и электролитических сред. При этом важно, чтобы ингибитор коррозии обладал хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью, как на поверхности металла, так и на образующихся на нем пленках различной природы.

Ингибиторы используются в системах поддержания пластового давления (ППД) и утилизации воды, а также системах предварительного сброса воды, нефтесбора, сбора и подготовки воды.

Чтобы достигнуть максимального антикоррозийного эффекта, необходимо подбирать ингибитор с учетом конкретных условий, а также правильно устанавливать оптимальную дозировку реагента.

Для этого необходимо постоянно вести мониторинг коррозии, предпочтительно с выводом всех результатов замеров в центральную диспетчерскую по коррозии, откуда дистанционно управляют расходом ингибитора на всех точках подачи.

Ингибитор коррозии подается из блока для дозированного ввода: ингибитор в бочках подвозят к блоку, откуда состав по ингибиторной линии с помощью шестеренчатого насоса перекачивают в технологическую емкость для подготовки и хранения продукта.

Из технологической емкости ингибитор подается в дозировочный насос. Затем ингибитор из дозировочного насоса подается в трубопроводы добываемой жидкости, на технологическое оборудование или в затрубную зону.

Кроме того, раз в 1-2 месяца, а также после длительных перерывов в дозировании, необходимо в течение 5-10 часов производить ударные обработки для восстановления защитной адсорбционной пленки на внутренней поверхности защищаемых трубопроводов.

Документация

На ингибиторы коррозии серии «СПГК-И» имеется следующий комплект надлежащим образом оформленной разрешительной документации:

Чтобы купить ингибитор коррозии или узнать цену на ингибитор коррозии металлов, оставьте, пожалуйста, заявку или позвоните по телефону, указанному на странице «Контакты».

Источник: https://www.savia.ru/products/oilfieldchemicals/corrosioninhibitors/

Ссылка на основную публикацию