Научно-информационный блог

Коррозия по верхней образующей трубопровода, “12 o’clock” или “top of the line corrosion” (TLC), возникает на внутренней поверхности трубы при конденсации влаги за счет разности температур потока жидкости и более холодной окружающей среды. Данный тип коррозионного разрушения имеет место при расслоенном режиме двухфазного течения и проявляется в виде питтингов, часто принимающих форму широких борозд.

Схема возникновения и фотография коррозионного разрушения верхней образующей подводного газопровода

Типичные локальные коррозионные дефекты при TLC в среде углекислого газа https://doi.org/10.1016/j.arabjc.2021.103116

Содержащие растворенные CO2, H2S и низшие карбоновые кислоты пары воды непрерывно поднимаются вверх и смываются вниз, препятствуя закреплению на металле защитной пленки карбоната железа, что увеличивает скорость растворения металла по сравнению с ручейковой коррозией по нижней образующей. Вводимые в жидкую фазу обычные ингибиторы коррозии (ИК) с низкой летучестью не адсорбируются на контактирующей с газом поверхности, поэтому для предотвращения TLC используют скребки-распылители ИК либо легколетучие ингибиторы. Поскольку скребкование требует периодической остановки или снижения пропускной способности трубопровода и дополнительных мер по контролю полноты обработки поверхности, предпочтение отдается непрерывной закачке химреагента в жидкость.

Необходимой летучестью в сочетании с приемлемым защитным эффектом и умеренной реакционной способностью по отношению к кислым компонентам газа обладают все типы низкомолекулярных алифатических и ароматических аминов, алканоламинов, имидазолинов и некоторых других азотсодержащих соединений. Третичные амины и соли четвертичного аммония обеспечивают наиболее высокую степень защиты, однако менее летучи, нежели первичные и вторичные амины. Также применяются тиолы и моноэтиленгликоль. Последний эффективен при низкой концентрации CO2, но может быть регенерирован из водного раствора. Многообразие условий протекания коррозии, технологических и экономических факторов обусловливают разработку многокомпонентных ингибиторных композиций с целью достижения оптимальных показателей.

Для выбора рецептуры ингибитора TLC исследователи из Шотландии предложили проводить испытания эффективности в два этапа. На стадии первичного скрининга защитное действие всех реагентов определяется электрохимическим методом при атмосферном давлении углекислого газа. Таким образом выбираются лучшие активные основы, защищающие металл в контакте с жидкой фазой. После этого часть раствора отгоняется из электрохимической ячейки вместе с легколетучей фракцией ингибитора и помещается в автоклав с повышенным давлением CO2 для гравиметрического измерения скорости коррозии в газовой фазе на образцах-свидетелях. После эксперимента образцы также исследуются на микроскопе для выявления питтингов. Описанные испытания продемонстрировали, что эффективные в жидкой фазе четвертичные аммониевые соли практически не влияют на коррозию в парах воды.

Аккредитованная лаборатория ООО «ТюменьНефтеТехнологии» осуществляет стандартизированные испытания защитного действия ингибиторов коррозии, определение коррозионной агрессивности кислот и кислотных составов, нейтрализующей способности нейтрализатора сероводорода, бактерицидной эффективности химических реагентов. Специалисты компании готовы провести НИОКР для разработки индивидуальной рецептуры реагента под условия  и требования Заказчика.