CC BY
25
ВЛИЯНИЕ ФЕНОЛЬНЫХ ОСНОВАНИЙ МАННИХА НА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЕ ПОВЕДЕНИЕ СТАЛИ В УГЛЕКИСЛОТНЫХ СРЕДАХ © А.В. Можаров, Л.Е. Цыганкова
В последние годы углекислотная коррозия стали в нефтегазодобывающей промышленности выделилась в самостоятельную проблему. Необходим подбор специальных ингибиторов для уменьшения потерь при разработке скважин.
В данной работе изучалось электрохимическое поведение стали СтЗ в присутствии Фенольных Оснований Манниха (ФОМ 9 и ФОМ 9-20) в средах, насыщенных со2.
Исследовались растворы соляной кислоты (0,005-0,1 м) и модельные пластовые воды Самотлорского нефтяного месторождения. Поляризационные измерения проведены на неподвижном электроде в потенцио-статическом режиме (потенциостат П-5827м). Электрод сравнения - хлоридсеребряный, вспомогательный - платиновый.
В целом, действие ингибиторов ФОМ 9 и ФОМ 9-20 сопоставимо.
Данные электрохимических измерений хорошо согласуются с результатами коррозионных испытаний.
В модельных пластовых водах ФОМ 9 смещает Яюр на 20 мВ, а ФОМ 9-20 на 80 мВ в анодную область, проявляя себя как ингибиторы анодного действия.
В растворах соляной кислоты оба вещества являются ингибиторами смешанного действия, затрудняя как катодный, так и анодный процессы. Наблюдается увеличение тормозящего действия ингибиторов с умень-
шением pH среды, что подтверждается результатами коррозионных испытаний. Определены порядки анодного и катодного процессов по ингибитору.
Поляризационные кривые, полученные в опытах с непрерывным током углекислого газа, в пределах ошибки эксперимента совпадают с таковыми доя растворов, содержащих 1,7 г/л С02>> как в отсутствие, так и в присутствии ингибиторов.
Рассчитанные из поляризационных кривых скорости коррозии удовлетворительно совпадают с результатами гравиметрических измерений, что свидетельствует об электрохимическом механизме процесса.
Полученные данные электрохимических измерений позволяют определить, в первом приближении, механизм действия ингибиторов - энергетический или блокировочный - по методу Л.И. Антропова. Изменение потенциала коррозии в присутствии ингибиторов дает возможность рассчитать коэффициент торможения коррозии у, обусловленный энергетическим действием ингибитора. Величина защитного действия ингибитора
1 определяет величину у, обусловленную блокировочным эффектом ингибитора. Сопоставление рассчитанных подобным способом величин у с экспериментально определенным значением в исследуемых средах позволяет заюночить, что рассматриваемые ингибиторы оказывают блокировочное действие.
ИЗУЧЕНИЕ ВЛАГОПРОНИЦАЕМОСТИ КОНСЕРВАЦИОННЫХ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ МАСЕЛ И ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ПРИСАДКИ ТС © С.Ю. Парамонов, Л.Е. Цыганкова
Эксперимен ты проводились в герметичных эксикаторах со 100 %-ной влажностью при 20 °С. В них помещались ячейки с перфорированными крышками, покрытыми тонким слоем масляной композиции (15 мкм), на дне которых находились бюксы с Р2О5. Растворителем-основой в композициях служили индустриальное И-20А и трансформаторное масла.
Введение в оба исследуемых масла добавок ТС приводит к повышению, ранее наблюдавшемуся и в чистых маслах, торможения массопереноса воды, увеличивающемуся с ростом концентрации ПАВ и уменьшающемуся во времени.
По-видимому, уменьшение величины влагопрони-цаемости при постоянной величине градиента влажности определяется повышением кинематической вязкости масляной композиции, которая увеличивается при возрастании концентрации исследуемой ПАВ. Соот-
ветственно, в пленках понижается коэффициент диффузии воды. Как следует из экспериментальных данных, при постоянной величине толщины барьерного слоя и градиента влажности зависимость массопереноса воды от вязкости (V*) доя безводных составов свидетельствует о понижении влагопроницаемости композиций при увеличении V*.
Формально доя нейтральных сред материальные балансы парциальных электродных реакций на корродирующем металле имеют вид:
Ре + /»Н20 -> Ре2* иН20 + 2е;
02 + 2Н20 —»40Н' - 4е.
Расчет в соответствии с этими уравнениями необходимого доя их протекания количества воды показал, что оно в десятки раз меньше массы Н20, поступаю-
