AT511789B1 - Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion - Google Patents
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Abstract
Die Gewinnung von Öl und Erdgas aus unterirdischen Öl- und Erdgaslagerstätten unter Verwendung von Gasinjektionen kann ein zusätzlicher Zweck für die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid sein. Dies kann dort erfolgen, wo das für die Gasinjektion zugeführte Gas wenigstens teilweise Kohlendioxid aus einem Verfahren zum Abscheiden und Speichern von Kohlendioxid ist. Die Korrosion von Stahl in einem Gastransportsystem aufgrund der Anwesenheit von Kohlendioxid, Wasser und Sauerstoff kann verhindert oder zumindest abgeschwächt werden durch die Verwendung eines Korrosionsinhibitors, der die Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff und Kohlendioxid verhindert oder abschwächt. Die Korrosionsinhibitoren können Alkylbernsteinsäuren, Alkylbernsteinsäureanhydride und trimere Säuren umfassen.
Description
Beschreibung
HINTERGRUND
1. GEBIET DER ERFINDUNG
[0001] Die Erfindung betrifft die Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgashervorgerufener Stahlkorrosion. Die Erfindung betrifft insbesondere die Verhinderung oderAbschwächung von Korrosion bei der Abscheidung und Sequestration von Kohlendioxid oderbei verstärkter Ölgewinnung.
2. HINTERGRUND DER ERFINDUNG
[0002] Unter Abscheidung und Sequestration von Kohlenstoff (CCS) versteht man das Verfah¬ren zur Ableitung von Kohlendioxid, das sonst in die Atmosphäre freigesetzt würde. Bei be¬stimmten Anwendungsformen umfasst CCS die Verwertung des abgeleiteten Kohlendioxids inder Industrie- und Nahrungsmittelproduktion. Bei anderen Anwendungsformen kann das Koh¬lendioxid zur Verdrängung von Methan aus Kohle in unterirdischen Kohleflözen verwendetwerden. Bei weiteren Anwendungsformen kann das Kohlendioxid zur Reaktivierung unterirdi¬scher Erdöl- und Erdgaslagerstätten verwendet werden (verstärkte Erdölgewinnung). Bei nochweiteren Anwendungsformen kann das Kohlendioxid bloß unterirdisch gelagert werden wie z.B.in Salzformationen und erschöpften Erdöl- und Erdgaslagerstätten.
[0003] Riesige Mengen an Kohlendioxid können entsprechend diesen Methoden gelagert wer¬den. Man nimmt z.B. an, dass eine so hohe Menge wie 12.000 Milliarden Tonnen Kohlendioxidwährend verstärkter Ölgewinnung zum Einsatz gelangen können. Bekannte tiefe Salzlagerstät¬ten können bis zu 10.000 Milliarden Tonnen Kohlendioxid aufnehmen.
ZUSAMMENFASSUNG
[0004] Gemäß einem Aspekt besteht die Erfindung in einem Verfahren zur Erdöl- und Erdgas¬gewinnung aus unterirdischen Erdöl- und Erdgaslagerstätten nach dem Gastreibverfahren,wobei Kohlendioxid zumindest teilweise aus einem CCS-Verfahren stammt und die Verbesse¬rung den Einsatz eines wirksamen Korrosionsinhibitors unter Verhinderung oder Abschwächungder Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff umfasst.
[0005] Gemäß einem anderen Aspekt besteht die Erfindung in einem CCS-Verfahren, wobei dieVerbesserung den Einsatz eines wirksamen Korrosionsinhibitors unter Verhinderung oder Ab¬schwächung der Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff umfasst.
BESCHREIBUNG
[0006] Gemäß einer Ausführungsform stellt die Erfindung eine Verbesserung der verstärktenErdöl- und Erdgasgewinnung dar. Die verstärkte Erdölgewinnung (EOR) umfasst Methoden,wonach aus einer Lagerstätte mehr Erdöl gefördert werden kann, als das mit Hilfe natürlichvorkommender Antriebsmechanismen (Drivemechanismen) wie Lösungsgasdrive (Fluidexpan¬sion) oder durch Einspritzen von Wasser möglich ist. EOR umfasst die Zufuhr künstlicher bzw.zusätzlicher Kräfte bzw. Energie in die Lagerstätte zur Unterstützung der natürlichen Driveme¬chanismen. EOR kann auf jeder Stufe des Produktionszyklus erfolgen, obwohl es gewöhnlichauf sekundäre oder tertiäre Aspekte beschränkt ist. Einige EOR-Typen umfassen das Wasser¬fluten, das Gasfluten, die Dampfeinspritzung und die C02-Einspritzung.
[0007] Die Planung eines EOR-Projekts erfordert eine akribische Beachtung der verschiedenenFaktoren, welche die Auswahl eines Kandidaten für das EOR beeinflussen. Obwohl die EOR-Technik für die verstärkte Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer Produktionslagerstät¬te überaus geeignet ist, stellt sie jedoch nicht immer eine kommerziell realisierbare Option dar.Gewöhnlich folgt die Bewertung des EOR-Potentials von in Frage kommenden Lagerstättenunter Anwendung klassischer Lagerstättentechnik. Ingenieure quantifizieren das EOR-Potential eines Erdölfeldes unter Einsatz numerischer Methoden und Verwendung feldspezifischer Da¬ten. Dieses Verfahren kann sehr zeitaufwändig sein und führt oft zu ungenauen bzw. unvoll¬ständigen Ergebnissen. Im Sinne der vorliegenden Anmeldung bedeutet „Gasfluten“ das Ein¬spritzen von Gas für den Zugang zum Erdöl, das einer Wasserflutung nicht zugänglich ist.
[0008] Bei bestimmten Anwendungsformen der erfindungsgemäßen Methoden erfolgt abwech¬selnd C02-Fluten und Wasserfluten. Zusammen mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kannjedes Verfahren zum Einsatz gelangen, das einem Durchschnittsfachmann auf dem Gebiet derGasflutung, einschließlich abwechselnd mit Wasserflutung, verwendet werden.
[0009] Bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens, wobei dieses das Gasflutenumfasst, umfasst das verwendete Gas C02 aus einem CCS-Verfahren. Das gesamte zugeführ¬te Flutungsgas kann CCS-C02 sein oder es kann zusätzliche Gasströme wie, ohne daraufbeschränkt zu sein, Stickstoff, Erdgas und dergleichen umfassen.
[0010] Das erfindungsgemäße Verfahren kann auch zusammen mit CCS-Verfahren durchge¬führt werden. Während eines CCS-Prozesses können Abgase aus der Verbrennung von Erd¬gas, Kohle, Diesel, Heizöl und sogar von Bioheizölen abgeschieden werden. Dieses Abgasenthält dann C02 oder in den meisten Fällen auch Stickstoff oder gegebenenfalls erheblicheMengen an Sauerstoff. Es kann auch Wasser vorliegen. Das Gemisch aus Wasser, Sauerstoffund C02 kann für den Stahl stark korrodierend sein.
[0011] Leider ist Stahl das Material der Wahl beim Transport von CCS-C02 zu den Orten, woes zum Einsatz gelangt, d.h. im Bohrloch oder bei der Produktion von Nahrungsmitteln oderIndustriestoffen. Trotz des Korrosionsproblems kommen aufgrund der hohen Kosten andereWerkstoffe wohl nicht in Frage. Es wäre z.B. zu teuer, für das Transportsystem Glasfasern oderhochlegierten Stahl zu verwenden, der korrosionsbeständig sein könnte.
[0012] Im Sinne der vorliegenden Erfindung bedeutet der Ausdruck „Transportsystem“ einbeliebiges System zum Transport von CCS-C02 vom Abscheidungsort bis an den Ort der Spei¬cherung (Sequestration) oder bis zum Endeinsatz. Ein Beispiel für ein solches Transportsystemsind Pipelines, Einpresssonden und bestimmte Ausführungsformen im Zusammenhang mitAnlagen für die Erdöl- und Erdgasproduktion. Gemäß einer Ausführungsform wird der Korrosi¬onsinhibitor unmittelbar an der Rohrleitung der Einpresssonde verwendet. Gemäß einer weite¬ren Ausführungsform wird der Korrosionsinhibitor auch an der Rohrleitung der Fördersondeverwendet. Eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens umfasst denEinsatz eines Inhibitors an der Einpress- oder an der Fördersonde, jedoch nicht an beidengleichzeitig.
[0013] Gemäß einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird ein Korrosions¬inhibitor dem Transportsystem für CCS-C02 zugeführt. Der Korrosionsinhibitor kann aus einereine trimere Säure umfassenden Formulierung hergestellt werden. Trimere Säuren haben dieallgemeine Formel:
worin X1a, X1b, X2a, X2b, X3 und X4 0 oder eine ganze Zahl mit einem Wert von 1 bis ca. 10bedeuten.
[0014] Die trimeren Säuren können hergestellt werden durch Mischen einer mehrfach ungesät- tigten Carbonsäure mit einer Carbonsäure mit einer einzigen Ungesättigtheit in Anwesenheiteines Katalysators. Gemäß einer Ausführungsform hat die trimere Säure z.B. die Formel:
[0015] Gemäß einer anderen Ausführungsform kann die trimere Säure hergestellt werden miteiner Formulierung, die mehrere Säuren umfasst bei einer Struktur, worin X1a, X1b, X2a, X2b,X3 und X4 unterschiedliche Bedeutungen haben.
[0016] Gemäß einer anderen Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens kann derKorrosionsinhibitor hergestellt werden unter Verwendung von Bernsteinsäuren und/oder alkyl¬substituierten Bernsteinsäureanhydriden. Diese Verbindungen haben die allgemeinen Formeln:
und
worin R1 und R2 gleiche oder unterschiedliche Bedeutungen haben können und Wasserstoffoder eine Alkylgruppe mit ca. 6 bis ca. 24 C-Atomen darstellen, jedoch nicht beide Wasserstoffbedeuten, und die Gesamtzahl an C-Atomen für R1 und R2 zusammen höchstens 24 beträgt.Gemäß einer Ausführungsform umfasst z.B. das Additiv Nonylbernsteinsäureanhydrid. Gemäßeiner anderen Ausführungsform wird das Additiv unter Verwendung von Dodecylbernsteinsäurehergestellt.
[0017] Zur Herstellung der erfindungsgemäßen Korrosionsinhibitoren können auch Gemischeder trimeren Säure mit Alkylbernsteinsäuren und Anhydriden verwendet werden. Gemäß einerAusführungsform des erfindungsgemäßen Verfahren werden z.B. zur Herstellung der alkylsub¬stituierten Bernsteinsäure Naturfette verwendet. Der erhaltene Korrosionsinhibitor weist eineHauptkomponente auf, jedoch auch mehrere andere Oligomere. Gemäß einer anderen Ausfüh¬rungsform wird ein Gemisch aus einer trimeren Säure und Dodecylbernsteinsäure verwendet.
Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren kann ein beliebiges Gemisch dieser Verbindungenverwendet werden mit der Maßgabe, dass das Gemisch Stahlkorrosion in Anwesenheit vonC02, Wasser und Sauerstoff wirksam verhindert oder abschwächt.
[0018] Die erfindungsgemäß geeigneten Korrosionsinhibitoren können auch noch andere Ver¬bindungen umfassen. Sie können z.B. Lösungsmittel, Dispergatoren, Stabilisatoren usw. um¬fassen. Zusammen mit den erfindungsgemäßen Korrosionsinhibitoren kann jede zusätzlicheVerbindung verwendet werden, die einem Durchschnittsfachmann auf dem vorliegenden Gebietder Technik für geeignet erscheint.
[0019] Die Korrosionsinhibitoren können auch einem Verbrennungsgastransportsystem zuge¬setzt werden, wobei man sich eines beiliegenden, einem Durchschnittsfachmann auf dem vor¬liegenden Gebiet der Technik als geeignet erscheinenden Verfahrens bedient. Gemäß einerAusführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der Korrosionsinhibitor als Nebeldem Verbrennungsgas beim Eintritt in das Transportsystem zugeführt. Gemäß einer anderenAusführungsform wird der Korrosionsinhibitor - auch hier in Nebelform - in einer Tiefe von 100bis 1000 m zugeführt.
[0020] Gemäß einer anderen Ausführungsform kann der Korrosionsinhibitor als flüssige Massezugeführt werden. So z.B. kann eine Masse aus flüssigem Inhibitor der Rohrleitung eines Bohr¬lochs bzw. einer Pipeline in einer für die Beschichtung der Rohrleitung bzw. Pipeline ausrei¬chenden Menge zugeführt werden. Eine derartige Behandlung kann täglich, wöchentlich, mo¬natlich oder sogar vierteljährlich wiederholt werden. Bei bestimmten Ausführungsformen wirddie Flüssigkeit kontinuierlich zugeführt.
BEISPIELE
[0021] Die nachfolgenden Beispiele dienen der Illustrierung der Erfindung. Die Beispiele zielennicht auf die Einschränkung des Erfindungsumfangs ab und sollten nicht so verstanden werden.Die Mengen sind in Gewichtsteilen bzw. Gewichts-%, wenn nicht anders angegeben, angeführt.
Beispiel 1 [0022] Korrosionstests wurden durchgeführt bei 177 °F in einer „sparged beaker“-Apparaturunter Atmosphärendruck mit einem Gas, bestehend aus 8,33 mol.-% Sauerstoff und 91,67 mol.-% C02 (Testgas Nr. 1). Die Korrosionsgeschwindigkeit wurde anhand des Linearpolarisations¬widerstandes (LPR) gemessen. Getestet wurde die Korrosionsinhibitorformulierung. Der Korro¬sionsinhibitor A ist ein Gemisch aus 15 % Dodecylbernsteinsäure und 20 % trimere Säure,gelöst in einem aromatischen Lösungsmittel.
[0023] Die Zufuhr von 1000 ppm Korrosionsinhibitorformulierung A zu Weichstahl führte zueiner unmittelbaren Reduktion der Korrosion von einer Geschwindigkeit von über 100 mpy aufunter 20.
[0024] Die Zufuhr von 500 ppm Korrosionsinhibitorformulierung A zu Weichstahl führte zu einerunmittelbaren Reduktion der Korrosion von einer Geschwindigkeit von über 100 mpy auf unter20.
[0025] Die Zufuhr von 1000 ppm Korrosionsinhibitorformulierung A zu Weichstahl führte zueiner unmittelbaren Reduktion der Korrosion von einer Geschwindigkeit von über 100 mpy aufunter 20. Nach 20 Stunden kontinuierlicher Versprühung von Gas lag die Korrosionsgeschwin¬digkeit immer noch unter 20 mpy.
Beispiel 2 [0026] Die trimere Säure und die Dodecylbernsteinsäure wurde einzeln unter denselben Test¬bedingungen, wie oben angegeben, getestet. Jede Komponente wurde in einer Konzentrationvon 35 % eingesetzt. Die trimere Säure (Korrosionsinhibitor B) bewirkte eine kurzzeitige Reduk¬tion der Korrosion, war jedoch nach ca. 7 Stunden unwirksam geworden. Die Dodecylbernstein¬säure (Korrosionsinhibitor C) war wirksamer als der Korrosionsinhibitor B und war noch nach 20
Stunden wirksam. In einem Test ließ er die Blindkorrosionsgeschwindigkeit von über 100 mpyauf unter 30 mpy absinken. Keine Komponente war so wirksam wie der Korrosionsinhibitor Aaus Beispiel 1.
Beispiel 3 [0027] Der Korrosionstest wurde an Hand des „sparged beaker“-Tests unter Verwendung von1 % NaCI bei 177 °F mit Testgas Nr. 2 durchgeführt, das 16,67 mol.-% Sauerstoff enthielt,wobei der Rest auf C02 entfiel.
[0028] Die Korrosionsinhibitoren A und C wurden auf Weichstahl in einer Konzentration von1000 ppm aufgebracht. Beide Zusammensetzungen verursachten eine sofortige Verminderungder Korrosion von ca. 200 mpy auf ca. 30 mpy. Nach ca. 20 Stunden zeigten die Zusammen¬setzungen immer noch eine Korrosionsgeschwindigkeit von unter 30 mpy.
Diskussion der Beispiele [0029] Trimere Säure und Alkylbernsteinsäuresalze und -anhydride schwächen die Korrosionvon Stahl in Anwesenheit von Sauerstoff, Wasser und C02 ab. Alkylbernsteinsäuresalze und -anhydride scheinen wirksamer zu sein als trimere Säuren. Alkylbernsteinsäuresalze und -anhydride scheinen mit trimeren Säuren synergistisch zusammenzuwirken.
Claims (15)
- Patentansprüche 1. Verfahren zur Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid (CCS), das aus einemVerbrennungsprozess stammt, wobei das Kohlendioxid entweder in der Industrie- und Nahrungsmittelproduktion, oder zur Verdrängung von Methan aus Kohle in unterirdischen Kohleflözen, oder zur Reaktivierung unterirdischer Erdöl- und Erdgaslagerstätten, oder zur Erdöl- und Erdgasgewinnung aus unterirdischen Erdöl- und Erdgaslagerstätten nach dem Gastreibverfahren verwendet wird, oder zu seiner unterirdischen Lagerung, z.B. in Salzformationen und erschöpften Erdöl-und Erdgaslagerstätten, geführt wird, wobei das Kohlendioxid in einem Verbrennungsgastransportsystem strömt, das Stahl auf¬weist, wobei zum Schutz des Stahls die Verwendung eines Korrosionsinhibitors vorgese¬hen ist, der bei der Verhinderung oder Abschwächung von Korrosion in Anwesenheit vonSauerstoff wirksam ist, dadurch gekennzeichnet, dass der Korrosionsinhibitor unter Ver¬wendung einer eine trimere Säure umfassenden Formulierung hergestellt wird.
- 2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die trimere Säure die allgemeine Formel hat:worin X1a, X1b, X2a, X2b, X3 und X4 entweder 0 oder eine ganze Zahl von 1 bis ca. 10bedeuten.
- 3. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die trimere Säure die allgemeine Formel hat:
- 4. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Korrosionsinhibitor hergestellt wird unter Verwen¬dung von alkylsubstituierten Bernsteinsäuren und/oder alkylsubstituierten Bernsteinsäure¬anhydriden.
- 5. Verfahren nach Anspruch 4, bei dem die alkylsubstituierten Bernsteinsäuren und/oderalkylsubstituierten Bernsteinsäureanhydride die allgemeine Formel haben:undworin R1 und R2 gleiche oder unterschiedliche Bedeutungen haben können und Wasser¬stoff oder eine Alkylgruppe mit ca. 6 bis ca. 24 C-Atomen darstellen, jedoch nicht beideWasserstoff bedeuten, und die Gesamtzahl an C-Atomen für R1 und R2 zusammen höchs¬tens 24 beträgt.
- 6. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Korrosionsinhibitor ein Gemisch aus einer trime¬ren Säure und Alkylbernsteinsäuren und/oder -anhydriden ist.
- 7. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Kohlendioxid abgeschieden wird aus der Ver¬brennung von wenigstens einer Komponente, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend ausErdgas, Kohle, Diesel, Heizöl und Bioheizölen.
- 8. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Korrosionsinhibitor dem Verbrennungsgastrans¬portsystem als Nebel zugeführt wird.
- 9. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das zum Transport von abgeschiedenem Kohlendi¬oxid verwendete Verbrennungsgastransportsystem eine Bohrlochrohrleitung umfasst.
- 10. Verfahren nach Anspruch 9, bei dem der Inhibitor der Bohrlochrohrleitung als flüssigeMasse zugeführt wird.
- 11. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Korrosionsinhibitor wenigstens eine Komponenteder Gruppe, bestehend aus Lösungsmitteln, Dispergatoren, Stabilisatoren und Gemischendavon umfasst.
- 12. Verfahren nach Anspruch 1 zur Erdöl- und Erdgasgewinnung aus unterirdischen Erdöl- undErdgaslagerstätten nach dem Gastreibverfahren, dadurch gekennzeichnet, dass gege¬benenfalls zusätzlich Kohlendioxid, das nicht aus einem Kohlendioxidabscheidungs- und -speicherungsprozess (CCS) stammt, verwendet wird, und dass zusätzlich noch Wasserflu¬tung vorgenommen wird.
- 13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasinjektion und dieWasserflutung während der Öl- und Erdgasgewinnung alternierend vorgenommen werden.
- 14. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Kohlendioxid zur Gän¬ze aus einem Kohlendioxidabscheidungs- und -speicherungsprozess (CCS) stammt.
- 15. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass das injizierte Gas zusätzlicheine Komponente, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Stickstoff, Erdgas und Ge¬mischen davon, umfasst. Hierzu keine Zeichnungen
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