Пленка - ингибитор
Cтраница 4
Если через одну минуту после начала опыта в сосуде появятся шлейфы растворения ( рис. 61), следует, покачивая сосуд из стороны в сторону, установить визуально характер изменения величины шлейфов. Затем необходимо встряхнуть сосуд и продолжить наблюдение за поведением ингибитора. Если пленка ингибитора на поверхности жидкости не исчезает, он обладает плохой растворимостью и не подходит для обработки данной системы. Если пленка исчезает, то при хорошем перемешивании потока газо-жидкостной смеси ингибитор переходит в жидкость. [47]
Таким образом, в результате проведенных исследований установлено что процесс формирования пленки ингибитора коррозии ИКБ-4В зависит от условий обработки металла ингибитором. При 20 С ингибитор образует, в основном, физически связанную пленку, большая часть которой удаляется растворителями при ее отмывке. Формирование пленки ингибитора в этих условиях идет в 2 ступени: сначала образуется мономолекулярный слой активного компонента ингибитора, на который затем наслаиваются другие его составляющие. [48]
Таким образом, в результате проведенных исследований установлено что цроцесс формирования пленки ингибитора коррозии ИКБ-4В зависит от условий обработки металла ингибитором. При 20 С ингибитор образует, в основном, физически связанную пленку, большая часть которой удаляется растворителями при ее отмывке. Формирование пленки ингибитора в этих условиях идет в 2 ступени: сначала образуется мономолекулярный слой активного компонента ингибитора, на который затем наслаиваются другие его составляющие. [49]
Было показано, что для защиты металлической поверхности ингибитор должен обновляться и его концентрация в жидкой фазе должна поддерживаться на определенном уровне. Различные физические ( эрозия) и химические силы постепенно разрушают защитную пленку. После образования требуемой первоначальной пленки ингибитора его концентрация, необходимая для защиты, обычно составляет лишь несколько частей на миллион. [50]
Опыт эксплуатации трубопровода подтвердил, что недопустимо попадание в газопрввод реагентов, взаимодействующих с ингибитором, так как это может привести к ускорению наводораживания и поражению общей коррозией. Реагентами, растворяющими пленку ингибитора, по-видимому, могут быть не только метанол, но и диэти-ленгликоль, углеводородный конденсат. [51]
Опыт эксплуатации трубопровода подтвердил, что недопустимо попадание в газопровод реагентов, взаимодействующих с ингибитором, так как это может привести к ускорению наводороживания и поражению общей коррозией. Реагентами, растворяющими пленку ингибитора, по-видимому, могут быть не только метанол, но и диэ-тиленгликоль, углеводородный конденсат. Так как устранить попадание указанных реагентов в газопровод невозможно по технологическим условиям, необходимо периодически восстанавливать инги-биторную пленку путем подачи в газопровод ингибитора. [52]
Опыт эксплуатации трубопровода подтвердил, что недопустимо попадание в газопревод реагентов, взаимодействующих с ингибитором, так как это может привести к ускорению наводораживания и поражению общей коррозией. Реагентами, растворяющими пленку ингибитора, по-видимому, могут быть не только метанол, но и диэти-ленгликоль, углеводородный конденсат. [53]
Получаемое покрытие достаточно прозрачно, эластично, имеет нейтральную реакцию. Благодаря наличию в пленке ингибитора коррозии покрытие очень устойчиво и превосходит известные консервацией-ные масла. Гарантийный срок прецизионных деталей, покрытых пеленкой ЗИП, уложенных в деревянную тару и хранящихся под навесом, составляет более 5 лет. [54]
Допускается, что углеводородные цепочки молекул ингибитора, сосуществующие друг с другом на поверхности металла, действуют аналогично замку-молнии. В результате это укрепляет защитную пленку в плоскости, параллельной поверхности металла, которая выталкивает электролит с поверхности металла и стабилизирует барьер, противодействующий химической и электрохимической атаке на металл. Вторичным эффектом является физическая адсорбция молекул углеводородов на пленке ингибитора. [55]
Независимо от способа ввода ингибиторов различные участки газопровода оказываются защищенными неравномерно. Это обусловлено тем, что в трубопроводах для перекачки нефтяного газа благодаря конденсации воды и углеводородов при низких ( менее 10 м / с) скоростях потока образуется гетерогенный газожидкостный поток с раздельной или пробковой структурами. На участках газопровода, контактирующих с газовой фазой потока, пленка ингибитора сохраняет свои защитные свойства в 4 - 6 раз дольше, чем на участках, омываемых двухфазным жидким конденсатом. В связи с этим даже при систематическом применении ингибиторов нижняя часть газопровода корродирует со скоростью до-3 - 4 мм / год. [56]
Страницы: 1 2 3 4