ингибитор коррозии металлов в кислых средах

Формула изобретения

Ингибитор коррозии черных металлов в кислых средах, содержащий продукт конденсации пиридиновых оснований и органических кислых соединений и растворитель, отличающийся тем, что в качестве пиридиновых оснований он содержит каменноугольные тяжелые пиридиновые основания - ТПО и/или КХО, в качестве органических кислых соединений содержит фенольную смолу ФС - кубовый остаток получения синтетического фенола кумольным методом, а в качестве растворителя - сивушное масло - одноатомные спирты С₃-С₅ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Продукт конденсации ТПО и/или КХО и ФС	80-90
Сивушное масло	Остальное

Описание изобретения к патенту

Область техники

Изобретение относится к области защиты от коррозии черных металлов в слабокислых средах, в частности в углеводородных средах и водо-углеводородных смесях, содержащих такие кислые компоненты, как сероводород, двуокись углерода, ограниченное количество кислорода, минеральные соли, солевые растворы, слабые растворы органических и неорганических кислот, и может быть использовано в нефтяной и в газодобывающей и газоперерабатывающей промышленности, на объектах добычи, преимущественно для защиты систем поддержания пластового давления и систем утилизации пластовых или сточных вод, а также подготовки, транспорта и переработки нефти и газа.

Уровень техники

На объектах добычи нефти и газа широко применяются ингибиторы коррозии с целью предотвращения воздействия на металл труб и оборудования как сильно кислых, так и слабокислых сред. Слабокислую среду представляют такие агрессивные вещества, как сероводород, двуокись углерода, кислород, солевые растворы, слабые растворы органических и неорганических кислот, обычно содержащихся во флюидах нефтяных и газоконденсатных скважин.

Ингибитор или его раствор в строго дозированном количестве под воздействием силы тяжести или механическим способом с помощью дозировочных насосов или специальных устройств постоянно или периодически подают на забой скважины, по насосно-компрессорным трубам выносится в наземные промысловые сооружения и транспортируется агрессивной средой, адсорбируясь из нее на металлическую поверхность трубопроводов и оборудования.

В зависимости от состава и значения рН среды, условий работы оборудования, применяемых конструкционных материалов, требований технологии добычи и/или переработки нефти и газа, доступной сырьевой базы и целого ряда других факторов применяют ингибиторы коррозии различного типа и состава.

Эти ингибиторы являются, как правило, поверхностно-активными веществами и относятся к производным азот-, серо-, кислород- и фосфорорганических соединений. Синтезируются они на основе доступного природного и синтетического сырья.

Применяемые в нефтегазовой промышленности ингибиторы должны отвечать целому комплексу требований и обладать высоким защитным эффектом при минимальных концентрациях; не оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы сбора, подготовки, транспортировки и переработки нефти и газа; быть умеренно токсичными. Главное требование состоит в том, чтобы защитное действие ингибитора было как можно более высоким, т.е. чтобы он с максимальной эффективностью противостоял коррозионному воздействию агрессивных сред.

Необходимость одновременного выполнения большей части указанных требований приводит к тому, что из большого числа разработанных ингибиторов коррозии лишь некоторые действительно находят широкое применение на нефтегазовых промыслах.

Наиболее распространенную группу ингибиторов коррозии составляют так называемые азотсодержащие (аминные) пленкообразующие ингибиторы, обеспечивающие прочную адсорбционную связь ингибитора с поверхностью металла вследствие присутствия на атоме азота неподеленной электронной пары. Амины представляют собой обширный класс азотсодержащих органических соединений - продуктов замещения одного, двух или трех атомов водорода в аммиаке NH₃ на органический радикал R, где R=СН₃, С₂Н₅, С₆ Н₁₁ и др. По радикалу амины подразделяются на алифатические, алициклические, ароматические, гетероциклические.

Органическим ингибиторам указанного типа присущи многие свойства, необходимые для надежной защиты от коррозии в гетерогенных средах: небольшая величина защитной концентрации в среде; длительный период последействия; включение углеводородной фазы в защитную пленку ингибитора; регулируемая совместимость его с той или иной фазой гетерогенной системы и т.д.

Однако сами по себе высокие защитные свойства еще не решают проблемы успешного применения, поскольку при подборе ингибиторов необходимо располагать подробными данными об агрессивной среде. Практика применения ингибиторов в газовой и нефтяной промышленности показала, что для различных гетерогенных сред и условий добычи необходимы ингибиторы с различной растворимостью в добываемой среде: углеводородорастворимые; водорастворимые, углеводородорастворимые и вододиспергируемые, водо- и углеводорододиспергируемые, но не растворимые.

Необходимый по растворимости тип ингибитора также выбирается в зависимости от состава агрессивной среды на каждом конкретном защищаемом от коррозии объекте. Для обеспечения качественной противокоррозионной защиты эти ингибиторы должны образовывать прочную защитную пленку на обрабатываемой поверхности. Создание прочной защитной пленки достигается определенной технологией ингибирования.

Заявителем изучена имеющаяся научно-техническая и патентная информация по проблеме.

По рассматриваемой проблеме в бывшем СССР имелось большое количество публикаций в научно-технической, периодической и патентной информации (см., например)

[1] Алцыбеева А.Н. и Левин С.З. Ингибиторы коррозии металлов, Л-д, Химия, 1968.

[2] Легезин А.Е., Кемхадзе Т.В. Технические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии, Газовая промышленность, 1977, №1.

[3] Гоник А.А. и др. Коррозия и защита сооружений и оборудования для сбора и транспорта нефтяного газа. Серия: Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, М., ВНИИОЭНГ, 1978.

[4] Долинкин В.Н. и др. Современное состояние и перспективы производства и потребления ингибиторов коррозии металлов нефтегазовой и нефтеперерабатывающей промышленностью в СССР и за рубежом. Темат. Обзор, серия: ТБ и охрана труда. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1979.

[5] Методические рекомендации по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования. ВНИИСПТНефть, Уфа, 1979.

[6] Решетников. Ингибиторы кислотной коррозии металлов, Л-д, Химия, 1986.

В институте ВНИИ организации управления и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ) была создана и успешно эксплуатировалась автоматизированная фактографическая информационно-поисковая система НТИ-Нефть, включавшая сведения по отечественным и иностранным химпродуктам для борьбы с коррозией: например, приведены сведения по ингибиторам коррозии серии ВИСКО американской фирмы НАЛКО Кэмикал Компани, ингибитору ИЗОПРОПАНОЛ (Франция), представляющему смесь аминов, ингибиторам марки "СЕРВО" (Нидерланды).

По каждому ингибитору коррозии, разработанному в СССР, приводились краткие сведения о его полном и сокращенном названии и около десятка основных технических характеристик с указанием организации-разработчика, завода-изготовителя, источника информации в виде библиографии нормативной документации в виде ОСТ, РД, ТУ, Методических рекомендаций и т.п. Защитная эффективность ингибитора коррозии принимается допустимой при низшем процентном отношении начиная с 80% и выше. Многие из указанных ингибиторов коррозии были защищены авторскими свидетельствами СССР на изобретения, значительная часть из которых до сих пор не раскрыта для опубликования в открытой печати.

Так известно широкое применение ингибиторов коррозии черных металлов в кислых средах на основе гетероциклических аминов. Известен ингибирующий состав И-1-А, что является сокращенным промышленным наименованием ингибитора [1, стр.23]. Состав представляет собой смесь алкилпиридинов, плотность составляет до 1-1,1 г/см ³ при 20°С. Данный ингибитор обладает высоким защитным действием в сильнокислых средах, каковыми являются флюиды сероводородсодержащих нефтяных и газовых скважин при их солянокислотной обработке. Однако его применение в слабокислых средах при добыче нефти и газа, а также при их транспорте и переработке невозможно или неэффективно из-за ряда присущих ему недостатков. Существенным недостатком данного ингибитора является ограниченность сырьевой базы.

Известны ингибиторы коррозии черных металлов ИКОНП и ИКОМЭП, представляющие собой продукты конденсации соответственно синтетического пиридина и синтетических пиридиновых оснований с кубовыми остатками синтетических жирных кислот, применяемые для защиты оборудования газоконденсатных скважин [1, стр.167]. По основным показателям, преимуществам и недостаткам эти ингибиторы сопоставимы с вышеуказанным ингибитором И-1-А, но они имеют и ряд других недостатков: не обеспечивают защиту от углекислотной коррозии и разлагаются в присутствии метанола, который как ингибитор гидратообразования вводится в скважину с ингибитором коррозии.

Известен ингибитор коррозии ИК-40, представляющий собой сложную смесь полиалкилпиридинов, получаемых конденсацией паральдегида с аммиаком, который применяется для защиты оборудования от коррозии, вызываемой серной и соляной кислотами, а также солевыми растворами, содержащими сероводород и углекислый газ. Применение данного ингибитора также снижает наводороживание и улучшает пластические свойства металла. Ингибитор имеет плотность выше плотности воды, растворим в воде, кислотах, спирте и нерастворим в нефти [5, 6].

Известен также ингибитор сероводородной коррозии черных металлов в слабокислых средах под сокращенным промышленным наименованием И-25-Д (ТУ 38.103463-80), содержащий продукт конденсации пиридиновых оснований и органических кислых соединений, представленных соответственно высшими синтетическими пиридиновыми основаниями и синтетическими жирными кислотами фракций С₅-С₆ или С ₇-С₉ и дополнительно введенные одноатомный спирт и нефтяную углеводородную фракцию.

Этот ингибитор имеет целый ряд технологических преимуществ и обладает достаточной защитой в слабокислых средах. Однако ингибитор имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что он снижает эффективность защиты при низких значениях рН водной среды в смеси "углеводород-электролит", что имеет место при соляно-кислотных обработках скважин вследствие более слабых адсорбционных свойств исходных компонентов. Другим недостатком данного ингибитора, как и ранее указанных, является ограниченность сырьевой базы.

Заявителем, Донецким НПО "Инкор", с начала 1997 года проводилась опытно-промышленная проверка вновь разработанного ингибитора коррозии ИКТ-1, призванного, во-первых, существенно устранить ограничения и недостатки, присущие вышеуказанным составам ингибиторов коррозии на основе синтетических органических кислых соединений, и, во-вторых, осуществить его производство с использованием исходных компонентов на основе доступной и дешевой сырьевой базы.

Заявителем была подана в Украине заявка на патент на изобретение №98042201 от 29.04.98 г. по классу C 23 F 11/04 "Ингибитор коррозии черных металов в кислых средах", по которой 23.11.98 г. экспертизой было вынесено решение о выдаче патента Украины. Одновременно на данное изобретение подана заявка в Российское патентное агентство, зарегистрированная за №99109873 от 21 мая 1999 г. Ингибитор имеет промышленное применение.

Указанное решение является наиболее близким решаемой задаче по назначению и достигаемому результату к заявляемому изобретению и выбрано в качестве прототипа.

В основу решения по ингибитору коррозии ИКТ-1 заявителем был положен известный принцип использования в качестве активного основного вещества продукта конденсации пиридиновых оснований и органических кислых соединений, новизна существенных отличительных признаков которого заключалась в использовании продукта конденсации смеси каменноугольных пиридиновых оснований (КПОС) и каменноугольного фенола и его метилпроизводных в отношении 15-50 мас.%, введении дополнительных ингредиентов: свободных каменноугольных пиридиновых оснований в отношении 10-40 мас.%, а также в качестве растворителя - бензола и его метилпроизводных - остальное до 100%, при этом в качестве бензола и его метилпроизводных используют так называемую фракцию БТК (бензол-толуол-ксилол).

Преимуществом подхода к созданию известного ингибитора коррозии ИКТ-1 являлось использование тяжелых пиридиновых оснований и фенолов, представляющих собой смеси большого количества органических веществ, имеющих различную структуру и физико-химические свойства, что оказывает положительное влияние на способность этих веществ адсорбироваться на металлической поверхности и образовывать защитные антикоррозионные пленки. Кроме того, защитное действие конденсированных молекул выше, чем исходных продуктов для реакции конденсации, взятых по отдельности.

Бензол и его метилпроизводные в прототипе выполняют функцию растворителя, придавая заявляемому составу такие физико-химические свойства, которые обеспечивают ему высокие технологические показатели.

Процесс получения ингибитора коррозии согласно прототипу включает следующие стадии:

- получение смеси обезвоженных фенолов с кубовыми остатками КПОС;

- конденсация смеси КПОС и фенолов с формальдегидом при нагревании;

- отделение воды от реакционной массы;

- добавление к полученному продукту бензольных углеводородов.

Все перечисленные стадии осуществляются при постоянном перемешивании при соответствующей температуре.

В результате использования указанных исходных веществ по своим техническим характеристикам ингибитор ИКТ-1 оказался единым двухцелевым ингибитором коррозии, пригодным как для слабокислых, так и для сильнокислых сред.

Однако по мере истощения месторождения и снижения производительности скважин, технико-экономическая эффективность применения ингибитора ИКТ-1 значительно снижается за счет возрастания отношения вода-углеводород и повышения минерализации пластовых вод. Это сказывается на необходимости увеличивать концентрацию ингибитора, а также на снижении эффекта последействия.

На основании анализа известного уровня техники и изучения вышеприведенных аналогов и прототипа-ингибитора коррозии ИКТ-1 можно сделать вывод, что актуальной продолжает оставаться проблема создания высокоэффективных ингибиторов коррозии, специально предназначенных для работы в слабокислых высокоминерализованных жидких средах.

Общими признаками прототипа и заявляемого изобретения является использование в качестве основного компонента продукта конденсации фенола в присутствии формальдегида в виде водного раствора с каменноугольными пиридиновыми основаниями, в качестве которых используют получаемые по ТУ 14-7-109-91 "Основания пиридиновые тяжелые каменноугольные".

Сущность изобретения

В основу изобретения поставлена задача разработки усовершенствованного ингибитора коррозии путем подбора из многообразия доступных оптимальных компонентов для получения продукта конденсации пиридиновых оснований и органических кислых соединений, а также растворителя, чтобы повысить эффективность применения ингибитора при минимальной концентрации улучшенной диспергируемости в высокоминерализованной воде и с высоким эффектом последействия.

Кроме того, желательно обеспечить применение более дешевых и доступных компонентов, а также снизить класс опасности продукта.

Поставленная задача решается тем, что в ингибиторе коррозии черных металлов в кислых средах, содержащем продукт конденсации пиридиновых оснований и органических кислых соединений и растворитель, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ в качестве пиридиновых оснований он содержит каменноугольные тяжелые пиридиновые основания (ТПО и/или КХО), а в качестве органических кислых соединений содержит фенольную смолу (ФС) - кубовый остаток получения синтетического фенола кумольным методом, в качестве растворителя дополнительно содержит сивушное масло - одноатомные спирты С3-С5 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

продукт конденсации ТПО/КХО и ФС	80-90%
сивушное масло (одноатомные спирты)	остальное до 100%

Здесь применяемые обозначения: ТПО/КХО - торговое наименование каменноугольных (тяжелых) пиридиновых оснований различных поставщиков.

Продукт конденсации получается путем реакции смеси ТПО/КХО и ФС (одно- и двухатомные фенолы) в присутствии формалина, причем для проведения реакции требуется следующее количество компонентов, в пересчете на 100% содержание, мас.%:

ТПО/КХО	25
ФС	62
Формалин	13

Точность дозирования компонентов в условиях крупнотоннажного производства допускается в пределах ±2%.

Процесс получения ингибитора коррозии включает следующие стадии:

- получение смеси обессоленной и обезвоженной ФС с ТПО/КХО;

- конденсация смеси ТПО/КХО и ФС с формальдегидом при нагревании;

- отделение воды от реакционной массы;

- добавление к полученному продукту сивушного масла.

Все перечисленные стадии осуществляются при постоянном перемешивании. При этом стадия получения смеси ФС с ТПО/КХО проводится при температуре 25-50°С; стадия конденсации смеси ТПО/КХО и ФС с формальдегидом при 85-90°С; сушка при 90-80°С; а стадия добавления к полученному продукту сивушного масла при температуре ниже 50°С.

Для получения заявленного ингибитора коррозии используют следующие исходные компоненты:

- коксохимические пиридиновые основания (как исходное вещество процесса конденсации) по ТУ 14-7-109-91, "Основания пиридиновые тяжелые каменноугольные";

- смола фенольная (как исходные вещества процесса конденсации) - кубовый остаток получения синтетического фенола кумольным методом по ТУ 38.302.15-06-98;

- формальдегид в виде водного раствора по ГОСТ 1625-89 Формалин технический;

- одноатомные спирты С3-С5 (сивушное масло) ГОСТ 17071-91.

Причинно-следственная связь между комбинацией существенных известных и отличительных признаков и достигаемым техническим результатом от применения ингибитора коррозии заключается в следующем.

При разработке заявляемого ингибитора коррозии были использованы известные вещества, на выпуск которых имеются стандарты и технические условия. Причем порознь сами исходные вещества для получения продукта конденсации частично обладают некоторыми свойствами ингибиторов коррозии. Однако, как уже указывалось ранее при анализе уровня техники, к ингибиторам коррозии предъявляется столь большое число технических требований, которые невозможно удовлетворить только на основании выбора соответствующих исходных веществ. Необходимы были разнообразные испытания ингибитора с разными составами компонентов для обеспечения оптимальных свойств в условиях эксплуатации.

В заявляемом составе ингибитора коррозии новыми признаками является использование в качестве компонентов комбинации фенольной смолы как исходного компонента для процесса конденсации и сивушного масла как растворителя-диспергатора.

В состав фенольной смолы (ФС) - побочного продукта получения синтетического фенола кумольным способом входят альфаметилстирол, ацетофенон, диметилфенилкарбинол, фенол (2-6%), димеры альфаметилстирола, кумилфенол и тяжелые смолы, с небольшим содержанием воды (0,2-0,4 мас.%) и минеральных солей (зольность 0,8-2,0 мас.%). Плотность продукта - 1,06-1,07 г/см³.

Под каменноугольными тяжелыми пиридиновыми основаниями ТПО/КХО понимают соединения, образующиеся при коксовании каменных углей и входящих в состав коксового газа. Они представляют собой смесь гетероциклических азотсодержащих соединений (пиридин, хинолин, пиррол и их производные), содержащие некоторое количество ароматических аминов (анилин и его производные).

Смесь фенольной смолы в сочетании с каменноугольными тяжелыми пиридиновыми основаниями создает такое многообразие органических веществ, которые способствуют формированию защитной пленки на поверхности металла. Применение сивушного масла в качестве растворителя также дает неожиданный эффект в существенном улучшении диспергируемости ингибитора в воде, что облегчает формирование защитной пленки на поверхности металла из агрессивного электролита.

В результате испытаний были выбраны предельные концентрации исходных веществ в составе ингибитора коррозии, которые обеспечивают достижение технического результата.

Ингибитор обладает высоким защитным эффектом в водной и водо-углеводородной фазах наряду с высоким эффектом последействия, что обеспечивает защиту при временном прекращении его подачи в системы.

Ингибитор обладает следующими защитными и технологическими свойствами:

- защитное действие от общей коррозии - 90...95%;

- имеет температуру застывания минус 30°С;

- его вязкость при 0°С составляет 4,5 условных градуса Енглера;

- ингибитор относится к малотоксичным продуктам - IV класс опасности;

- ингибитор хорошо растворим в спиртах, легко диспергирует в воде, не растворим в предельных углеводородах;

- ингибитор производится на базе дешевого и доступного сырья (в отличие от чистых пиридиновых оснований, производство которых в СНГ практически прекращено).

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения.

Заявленный ингибирующий состав был испытан в лабораторных условиях. Испытаниям подвергались следующие составы (таблица 1)

Таблица 1
Компоненты	Содержание компонентов, % (вес.)
	Номера составов
	1	2	3	4	5	6
Продукт конденсации ТПО/КХО и фенольной смолы	100	95	90	85	80	75
Сивушное масло	0	5	10	15	20	25

Условия испытаний.

В качестве коррозионно-агрессивной испытуемой среды использована вода, минерализация от 30 до 270 г/л NaCl. Кислотность водной фазы изменялась в пределах значений рН от 3 до 6. При этом система насыщалась сероводородом до концентрации в водной фазе 2,50±0,50 г/л. Кислород из коррозионной среды не удалялся. Температура среды в экспериментах составляла 20±3°С. Продолжительность каждого эксперимента составляла 6 часов. Оценку эффективности защитного действия ингибирующих составов от общей коррозии осуществляли гравиметрическим методом.

Скорость общей коррозии определялась по образцам металла в виде пластин из стали марки Ст3 размером 45×15×2 мм с чистотой поверхности V 1,6. Каждое значение величины скорости коррозии рассчитывалось по результатам испытаний не менее 9 контрольных стальных образцов. Скорость коррозии рассчитывалась по формуле:

где - скорость коррозии, г/(м²·ч);

А - потеря массы образца металла за время исследования, г;

S - площадь поверхности образца, м²;

Т - продолжительность испытаний, часы.

Защитное действие ингибирующих составов рассчитывалось по формуле:

где z - защитное действие, %;

_о - скорость общей коррозии без ингибитора, г/(м ²·ч);

- скорость общей коррозии с ингибитором, г/(м²·ч).

Результаты испытаний и их оценка приведены в таблице 2.

Таблица 2
Ингибитор	Концентрация, мг/л	Защитная эффективность от общей коррозии, %, при минерализации, г/л
		30	100		270
1	2	3	4		5
рН=6
Состав 1	250	88	86		82
	150	85	82		78
	50	75	72		70
Состав 2	250	92	92		90
	150	90	90		88
	50	82	80		78
Состав 3	250	98	98		98
	150	98	98		98
	50	95	95		92
Состав 4	250	98	98		98
	150	98	98		95
	50	95	95		90
Состав 5	250	98	98		98
	150	98	98		98
	50	95	95		95
Состав 6	250	90	90		90
	150	87	88		85
	50	82	80		78
ИКТ-1	250	98	95		90
	150	98	95		88
	50	95	92		75
рН=3
Состав 1	250	83	82		80
	150	80	80		76
	50	72	70		68
Состав 2	250	90	90		88
	150	87	85		84
	50	78	76		70
Состав 3	250	96	96		95
	150	96	94		92
	50	92	92		90
Состав 4	250	95	95		95
	150	95	95		94
	50	92	92		90
Состав 5	250	95	95		95
	150	94	94		93
	50	92	92		91
продолжение таблицы 2
1	2	3		4		5
Состав 6	250	90		89		88
	150	84		86		82
	50	80		80		75
ИКТ-1	250	95		95		88
	150	92		92		85
	50	85		84		72

В таблице 3 приведены данные по эффекту последействия ингибиторов.

Таблица 3
Ингибитор	Эффективность последействия ингибиторов,%, при экспозиции в агрессивной среде, рН=3, ч
	6	24	96	120	240
1	2	3	4	5	6
рН=6
Состав 1	96	90	82	76	62
Состав 2	98	90	86	78	75
Состав 3	98	95	94	86	82
Состав 4	98	94	90	84	80
Состав 5	98	95	91	83	79
Состав 6	92	88	85	72	45
ИКТ-1	97	92	88	80	72
рН=3
Состав 1	94	90	80	72	58
Состав 2	96	88	82	76	70
Состав 3	96	94	90	84	80
Состав 4	97	94	90	82	80
Состав 5	96	93	89	81	76
Состав 6	91	85	76	59	42
ИКТ-1	96	92	83	71	63

Защитное действие сивушного масла не превышает 15-25% во всем диапазоне варьируемых параметров испытаний.

Из таблицы 2 следует, что добавление сивушного масла повышает эффективность ингибирующих составов. Причем это действие начинается уже с 5% содержания СМ (состав 2), максимальный защитный эффект наблюдается у составов с 10-20% CM (составы 3-5), что можно объяснить улучшением диспергирования ингибиторов в агрессивном электролите и облегчением формирования защитной пленки ингибитора из него на поверхности образцов. При увеличении содержания СМ до 25% (состав 6). защитное действие снижается, т.е. СМ наряду с диспергирующими свойствами уже проявляет свойство растворителя - приводит к снижению концентрации активного компонента (продукта конденсации ТПО/КХО и ФС).

По защитным свойствам составы 3-5 не уступают ИКТ-1 при низкой минерализации электролита и превосходят его по защитному действию в сильноминерализованных средах.

Из таблицы 3 следует, что эффект последействия составов 1-5 и ингибитора ИКТ-1 при экспозиции 6-24 часа практически одинаков, однако при увеличении экспозиции эффективность последействия составов 1, 2 и ингибитора ИКТ-1 существенно снижается, а составов 3-5 по-прежнему остается на достаточно высоком уровне.

Разница в защитном эффекте ингибиторов между таблицами 1 и 2 при одинаковой продолжительности экспозиции объясняется разными условиями формирования защитных пленок: в первом случае пленка формируется из агрессивной среды, а во втором - механическим способом, что дает некоторое повышение защитного действия. Это хорошо видно на примере образцов 1, 2 и ингибитора ИКТ-1.

В составе 6, как выше сказано, присутствует избыточное количество растворителя, следствием чего является как формирование недостаточно эффективной пленки на металле образцов, так и десорбция ингибитора из пленки в электролит.