EA020064B1 - Способ обработки для ингибирования коррозии свода труб, применяемых в нефтяной промышленности - Google Patents

Способ обработки для ингибирования коррозии свода труб, применяемых в нефтяной промышленности Download PDF

Info

Publication number
EA020064B1
EA020064B1 EA200700706A EA200700706A EA020064B1 EA 020064 B1 EA020064 B1 EA 020064B1 EA 200700706 A EA200700706 A EA 200700706A EA 200700706 A EA200700706 A EA 200700706A EA 020064 B1 EA020064 B1 EA 020064B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
corrosion
ppm
inhibitory composition
reactor
condensate
Prior art date
Application number
EA200700706A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200700706A1 (ru
Inventor
Жан-Филипп Жилле
Фредерик Мозер
Тонг Эак Пу
Original Assignee
Сека С.А.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from FR0410003A external-priority patent/FR2875506B1/fr
Application filed by Сека С.А. filed Critical Сека С.А.
Publication of EA200700706A1 publication Critical patent/EA200700706A1/ru
Publication of EA020064B1 publication Critical patent/EA020064B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/14—Nitrogen-containing compounds
    • C23F11/149—Heterocyclic compounds containing nitrogen as hetero atom
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/14—Nitrogen-containing compounds
    • C23F11/141—Amines; Quaternary ammonium compounds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Объектом изобретения являются многофункциональные ингибиторы коррозии для защиты от коррозии свода и нижней линии труб, применяемых, в частности, в нефтяной промышленности. Композиции, ингибирующие коррозию, содержат в качестве ингибиторов по меньшей мере один амин с точкой кипения от 105 до 130°С.

Description

Настоящее изобретение относится к ингибированию коррозии свода (Тор о£ Ьше сотгоаоп) стальных труб, применяемых при производстве нефти и/или газа.
Настоящим изобретением предложен способ ингибирования коррозии, вызываемой конденсацией воды на верхней внутренней стенке трубы, этот тип коррозии известен под названием Μίάί сотгоыоп или коррозия свода (по-английски Тор о£ Ьше сотгоыои).
В целях ограничения коррозии углеродного типа (вызванной СО2) и/или гидросульфидного типа (вызванной Н2§) используют ряд ингибиторов для эффективной защиты металла трубы от коррозии одного и/или другого из указанных типов коррозии путем непрерывного впрыскивания в текучую коррозионную среду, которая, таким образом, однородно распределяется вдоль всей трубы. Но ситуация оказывается более сложной в случае, если присутствуют два и даже три следующих параметра: ламинарное течение текучей коррозионной среды, охлаждение трубопровода вследствие недостаточной изоляции и присутствие органической кислоты (обычно уксусной кислоты) в жидкой фазе. Это явление коррозии свода и его объяснение, приведенное выше, изображены на фиг. 1.
В трубопроводе (1) явление коррозии нижней линии (2) происходит при контакте с жидкостью, циркулирующей по трубопроводу. Жидкость состоит из водной фазы (3) и масляной фазы (4). Коррозия свода наблюдается при контакте капелек воды (5) конденсата, содержащих уксусную кислоту.
Для борьбы с коррозией свода Υ.Μ. СипаИип и А. Ве1Д1а/1 в Соп1го1 о£ Тор о£ 1ше сотгоыои Ьу сйеш1са1 1геа1теп1. ЫАСЕ Согго5юп/2001 рарег η 01033 предлагают периодическую обработку с помощью стойкого ингибитора или путем впрыскивания метилдиэтаноламина (МЭЕА) для нейтрализации кислотности водной среды, вызывающей коррозию нижней линии, но они указывают, что этот амин не нейтрализует кислотность конденсата (конденсированных капелек воды) на своде.
КЬ. Майш в 'ТпЫЬйюп о£ уарот Рйаке Сотгоыоп ίη да§ р1ре1те8, ЫАСЕ Сотго8юп/97, рарег η 337 и Ν.Ν. Апбтееу, Υυ.Ι. Кихпейоу в Уо1аЫ 1шЬйог £от СО2 Сотгоыоп ЫАСЕ Сотго5юп/98, рарег η 241 предлагают летучие коррозионные ингибиторы (УС1: Уо1аЫе Сотгоыоп 1пЫЬйот§) в очень большой дозировке (порядка нескольких процентов).
СиеШет §сйтй1, Магсе1 Зйееретк и Сетй §еидтипй в 1пЫЬйюп о£ И1е Юр о£ 1те сотгоыоп ипбег 81гаНПеб йоте, NΑСΕ Сотго8юп/2001, рарег η 01032, предлагают использовать поднимающийся ингибитор, который вводят в коррозионную среду как традиционный ингибитор. За счет своего очень слабого поверхностного натяжения ингибитор этого типа поднимается вдоль стенки к верхней внутренней части трубы (положение т1б1), ингибируя, таким образом, коррозию свода.
Однако ни одно из упомянутых известных решений не является приемлемым и действительно эффективным решением проблемы коррозии свода труб при производстве нефти и газа.
Настоящее изобретение предлагает решение проблемы коррозии свода металлических труб, в частности стальных, по которым циркулируют и/или в которых присутствуют коррозионные текучие среды (т.е. содержащие воду, насыщенную СО2 или Н2§, и органическую кислоту, главным образом уксусную кислоту) путем применения специфических аминов и/или их производных, которые после введения в коррозионную среду путем впрыскивания, предпочтительно непрерывного, с одной стороны, нейтрализуют кислотность коррозионной среды в фазе, в которой присутствует ламинарное течение, и, с другой стороны, переходят в парообразную фазу для нейтрализации кислотности конденсированных капелек воды (конденсата) на своде трубы.
Эти специфические амины имеют точку кипения от 105 до 130°С и предпочтительно представляют собой
3-метоксипропиламин (МОРА) (точка кипения 118°С), этилдиизопропиламин (ЕЭГРА) (точка кипения 127°С) и/или пиридин (точка кипения 114°С) и его производные (моно-, ди- и триалкилпиридины).
В целях упрощения далее в тексте термин амин одновременно означает амины и производные, упомянутые выше.
Эти амины можно использовать отдельно или в смеси либо в составе вместе с другими ингибиторами, предназначенными для ингибирования других типов коррозии (таких как углеродная, гидросульфидная коррозия). Амины согласно изобретению, их смеси и составы, их содержащие, предпочтительно являются полностью растворимыми в воде так, что после их непрерывного впрыскивания эти продукты находятся в водной фазе на нижней линии, а также в конденсированной водной фазе, которая является причиной коррозии свода. Предпочтительно эти продукты не должны способствовать ни образованию эмульсии масло/вода, ни образованию пены.
В качестве ингибиторов коррозии, называемых традиционными, можно, например, назвать имидазолины, и/или их производные, и/или сложные фосфорные эфиры, и/или тиокислоты.
Из предпочтительных имидазолинов можно назвать те, которые получают реакцией конденсации жирной кислоты (или смеси жирных кислот) формулы ВСООН, в которой В обозначает С12-С22алкильную линейную или разветвленную цепь, и полиалкиленполиамина, число п атомов углерода алкиленовой группы которого может изменяться от 1 до 10, такого как, например, ЭЕТА (диэтилентриамин), ТЕТА (триэтилентретрамин), ТЕРА (тетраэтиленпентамин) или РЕНА (пентаэтиленгексамин), формулы
- 1 020064
р
Предпочтительными имидазолинами являются оксиэтилированные имидазолины с 1-20 звеньями оксиэтилена.
Из тиокислот можно, например, назвать тиогликолевую кислоту или меркаптопропионовую кислоту.
Ингибирующие композиции согласно изобретению можно использовать в чистом виде (100 ингибирующих коррозию активных веществ) или разведенными в растворителе либо в виде эмульсии или суспензии.
Ингибирующие композиции используют предпочтительно для непрерывной обработки из расчета от 100 до 10000 млн.д., выраженных по весу ингибирующих коррозию веществ на одну часть объема обрабатываемых коррозионных текучих сред.
Далее описание демонстрируется со ссылкой на чертежи, где фиг. 1 отражает явление коррозии, которое обычно наблюдается в трубе в присутствии уксусной кислоты;
на фиг. 2 отражено экспериментальное устройство, моделирующее конденсацию воды, вызывающей коррозию свода;
на фиг. 3 отображено изменение рН реактора (верхняя кривая рН1) и изменение рН конденсата (нижняя кривая рН2) как функция от времени (ч);
фиг. 4 демонстрирует изменение сопротивления смещения (Кр) в Ом-см2 углеродистой стали, помещенной в реактор при 60°С как функция от времени (ч);
на фиг. 5 представлена зависимость скорости коррозии (V корр) в мм/год электрода из углеродистой стали при 60°С в водном растворе 1 г/л №101 и 1000 млн.д. уксусной кислоты от времени (мин).
Следующие примеры приведены для лучшего понимания изобретения.
Пример 1. Оценка нейтрализующей способности различных ингибиторов коррозии.
Тестируют нейтрализующую способность 3 аминов согласно изобретению и для сравнения следующих аминов:
3-изопропиламина (ΙΡΟΡΑ) (точка кипения: 103°С),
3-диметиламинопропиламина (ΌΜΑΡΑ) (точка кипения: 133°С), метилдиэтаноламина (ΜΌΕΑ) (точка кипения: 247°С), октиламина (ОА) (точка кипения: 176°С), циклогексиламина (СНА) (точка кипения: 134°С).
Экспериментальное устройство, моделирующее конденсацию воды, вызывающей коррозию свода трубы, изображено на фиг. 2. Ячейка (7) (реактор) представляет собой нижнюю линию, являющуюся коррозионной водной средой (8) с ламинарным течением. Ячейка (15) представляет собой конденсированную водную фазу (конденсат) на своде. Скорости коррозии образца из стали с углеродом измеряют методом ЬРК. Нейтрализация характеризуется путем измерения рН.
Ячейка (7) заполнена коррозионной водной средой (8), перемешиваемой при помощи магнитной мешалки (9), расположенной под ячейкой (10) для измерения коррозии. В коррозионную среду погружен вход газа (11), и впрыскивание ингибитора осуществляют в зоне (12). Электроды (13) измерения коррозии и электрод (14) измерения рН погружены в реакционную среду. Ячейка (15) состоит из ячейки (16) измерения рН, содержащей разбавленный раствор уксусной кислоты (17), в который погружен электрод (18) рН. Выход газа осуществляется через зону (19).
Обе стеклянные ячейки содержат раствор 1 г/л ИаС1 и 1000 млн.д. уксусной кислоты. Эти растворы дезаэрируют путем барботирования азота, затем насыщают СО2. Рабочая температура составляет 85°С в ячейке 1, в ячейке 2 комнатная температура (20-25°С). Проводят тесты кетеешид, в которых скорость конденсации является очень невысокой, но контролируемой. Это экспериментальное устройство позволяет узнать, может ли амин перейти в парообразную фазу и нейтрализовать кислотность конденсированной воды. Таким образом исследуют нейтрализующую способность амина. В табл. 1 указаны значения рН нейтрализации в ячейке 1 или в реакторе (водная фаза нижней линии) в зависимости от доз аминов, введенных в реактор.
- 2 020064
Таблица 1
Изменение рН воды в реакторе
Доза (млн.д.) ΙΡΟΡΑ ОМАРА МОЕ А ОД ΕΟΙΡΑ пиридин МОРА СНА
0 3,26 3,24 3,44 3, 38 3,31 3, 43 3,45 3,40
50 3,40 3, 56 3,62 3, 49 3,42 3,64 3,64 3,60
200 3,54 3,72 3,76 3, 61 3,53 3,82 3,80 3,76
500 4,23 4,60 4,58 4, 17 3,98 4,34 4,48 4,38
1000 4,58 5,42 4,90 4,56 4,27 4,61 4, 97 4,84
2000 5,29 6,40 5,83 5, 14 4,70 4,87 6,1 5, 79
Было установлено, что все тестируемые амины хорошо нейтрализуют эту водную фазу, несмотря на непрерывное барботирование СО2, и что они обладают эффектом буфера. В табл. 2 приведена скорость коррозии образца из стали, находящегося в реакторе (ячейка 1) в зависимости от доз тестируемых ами нов.
Таблица 2
Процент защиты стального образца, находящегося в коррозионной текучей среде в реакторе
доза ΙΡΟΡΑ ϋΜΑΡΑ ΜΟΕΑ ОА ΕΟΙΡΑ пиридин МОРА СНА
млн.д.
50 0 4% 54% 16% 0 0 0 0
200 0 6% 59% 22% 5% 0 3% 0
500 4% 36% 74% 42% 9% 3% 9% 2%
1000 16¾ 60% 81% 52% 21% 5% 25% 17%
2000 45% 81% 92% 74% 35% 12% 60% 51%
ΜΌΕΆ хорошо защищает сталь в коррозионной текучей среде реактора. В табл. 3 показана нейтрализующая способность аминов в кислом конденсате.
Таблица 3
Изменение рН конденсата
Доза (млн.д.} ΙΡΟΡΆ ОМАРА МОЕ А ОА ΕΟΙΡΑ пиридин МОРА СНА
0 3,16 3,24 3,26 3,18 3,26 3, 16 3,23 3,16
50 3,16 3,24 3,26 3,24 3,27 3, 19 3,24 3,17
200 3,16 3,24 3,26 3,18 3,30 3,29 3, 37 3,17
500 3,16 3,24 3,28 3,20 3, 95 3,89 3?40 3,18
1000 3,16 3,24 3,28 3,22 4,40 4,29 3,42 3,18
2000 3,16 3,26 3,27 3,20 5,02 4, 85 3,48 3,18
Было установлено, что все три амина согласно изобретению, применяемые отдельно, переходят в парообразную фазу и эффективно нейтрализуют кислотность конденсата.
Пример 2. Оценка нейтрализующей способности 3 аминов согласно изобретению.
Тестируют нейтрализующую способность ΜΌΕΆ и 3 аминов согласно изобретению в экспериментальном устройстве, подобном устройству из примера 1. В ячейке 1 (реактор) находится дистиллированная вода, в которую добавляют уксусную кислоту с нейтрализующими аминами или без них. Температура в этом реакторе составляет 95°С. Ячейка 2 предназначена для рекуперации конденсированной фазы (конденсата), поступающей из ячейки 1. Таким образом, можно непосредственно измерять значение рН конденсированной воды в зависимости от содержания амина, введенного в реактор. Эта ячейка также снабжена системой, позволяющей измерять скорость коррозии путем измерения полного сопротивления стального образца при контакте с конденсатом. Температура в ячейке 2 составляет 60°С. Скорость конденсации регулируют с помощью скорости барботирования СО2. Подробно это устройство описано в указанной выше статье Соп1го1 о£ Тор о£ 1ше соггокюи Ьу сйет1са1 1гса1тсШ. ΝΛί'Έ Соггокюи /2001 рарег η 01033. Ее устанавливают равной 0,7 мл/см2, т.е. достаточно высокой, чтобы поддерживать низкое значение рН конденсированной воды.
В табл. 4 приведены значения рН нейтрализации в реакторе, содержащем 1,043 млн.д. уксусной кислоты и конденсата в зависимости от содержания ΜΌΕΆ.
Таблица 4
Содержание ΜϋΕΑ 0 млн.д. 856 млн.д. 1843 млн.д.
рН в реакторе, содержащем 1043 млн.д» уксусной кислоты 4,10 5, 00 7,00
рН конденсата 4,10 3, 90 4,10
ΜΌΕΆ эффективно нейтрализует водную фазу, содержащуюся в реакторе. Однако этот амин не влияет на значение рН конденсата. Эти результаты подтверждают приведенные в табл. 1 результаты тестов, проводимых при низкой скорости конденсации.
- 3 020064
В табл. 5 приведены значения рН нейтрализации в реакторе и конденсата для пиридина. Таблица 5
Доза нейтрализующего средства рН воды в реакторе рН конденсата
0 (без уксусной кислоты) 4,35 4,55
0 (с 500 млн.д. уксусной 3,70 3, 60
кислоты, реактор) введенной в
100 4,10 3,80
200 4,12 3,70
400 4,30 3,95
600 4,45 4,30
800 4, 6 4,60
1000 4,8 4,80
После насыщения СО2 значение рН в реакторе составляет 4,35, а конденсата составляет 4,55. Введение 500 млн.д. уксусной кислоты в реактор вызывает падение значения рН в реакторе до 3,7, а конденсата до 3,6. Значение рН воды в реакторе и значение рН конденсата увеличиваются при повышении концентрации пиридина до 1000 млн.д.
В табл. 6 приведены значения рН нейтрализации в реакторе и конденсата для МОРА.
Таблица 6
Доза нейтрализующего средства рН воды в реакторе рН конденсата
0 (без уксусной кислоты) 4,30 4,10
0 (с 500 млн.д. уксусной кислоты, введенной в реактор) 3,60 3,60
100 4,00 4,00
200 4,30 4,30
400 4,60 4,60
600 5 4,80
800 5,50 4,80
1000 6,10 4,80
После насыщения СО2 значение рН в реакторе составляет 4,3, а конденсата составляет 4,1. Введение 500 млн.д. уксусной кислоты в реактор вызывает падение значения рН до 3,6 и конденсата также до 3,6.
Значение рН конденсата достигает насыщения при 800-1000 млн.д. МОРА. Значение рН в реакторе, напротив, продолжает повышаться.
В табл. 7 приведены значения рН нейтрализации в реакторе и конденсата для ΕΌΙΡΆ. Таблица 7
Доза средства нейтрализующего рН реактс воды ре в рН конденсата
0 (без уксусной кислоты) 4,35 4,55
0 (с 500 млн.д. уксусной 3,55 3, 60
кислоты, введенной в
реактор)
100 3,80 3,70
200 3, 90 3,90
400 4,20 4,30
600 4,30 4,45
800 4, 60 4,80
1000 4,80 4,45
После насыщения СО2 значение рН в реакторе составляет 4,35, а конденсата составляет 4,55. Введение 500 млн.д. уксусной кислоты в реактор вызывает падение значения рН до 3,55, а конденсата до 3,6.
ΕΌΙΡΆ имеет то же свойство, что и пиридин: оба рН повышаются только при 800-1000 млн.д.
В противоположность примеру 1, в котором скорость конденсации очень низкая, в примере 2, в котором скорость конденсации воды составляет 0,7 мл/см2, было установлено, что МОРА имеет более высокую нейтрализующую способность, чем пиридин и ΕΌΙΡΆ.
Пример 3-А. Измерение рН в реакторе и конденсата в зависимости от концентрации МОРА.
Применяемое экспериментальное устройство описано в примере 2.
На фиг. 3 приведены кривые изменения значения рН в реакторе (верхняя кривая (рН1)) и конденсата (нижняя кривая (рН2)). Расход конденсата составляет 0,7 мл/см.
Аликвоту 500 млн.д уксусной кислоты впрыскивают в (20), затем аликвоту 400 млн.д МОРА вводят в (21), затем аликвоту 600 млн.д МОРА добавляют в (22).
- 4 020064
В среде, насыщенной СО2, рН воды в реакторе стабилизируется около 5,4, а конденсата стабилизируется около 4,3. Введение 500 млн.д. уксусной кислоты вызывает понижение обоих значений рН до 4.
При введении 400 млн.д. МОРА значение рН конденсата стабилизируется около 4,3, а значение рН в реакторе стабилизируется около 5,3.
При введении 600 млн.д. МОРА значение рН конденсата стабилизируется около 4,7, а значение рН в реакторе стабилизируется на 5,8.
МОРА эффективно нейтрализует рН водной фазы нижней линии (реактора) и рН конденсированной водной фазы (конденсата) на своде.
Пример 3-В. Измерение скорости коррозии, вызванной конденсатом, в зависимости от концентрации МОРА.
В табл. 8 приведены значения скорости коррозии мягкого стального образца при контакте с конденсатом при разных концентрациях уксусной кислоты и МОРА.
Таблица 8
11+600 млн.д.
+500 млн.д. уксусной кислоты
11+400 млн.д.
В конденсате, насыщенном СО2, скорость коррозии образца из мягкой стали составляет 0,20 мм/год. Введение 500 млн.д. уксусной кислоты повышает эту скорость до 0,53 мм/год.
При 400 млн. д. МОРА было установлено, что скорость коррозии понижается до 0,29 мм/год. При 600 млн.д. МОРА скорость коррозии образца из мягкой стали составляет 0,22 мм/год, что приближается к 0,20 мм/год без уксусной кислоты.
МОРА нейтрализует кислотность уксусной кислоты в конденсате, а также защищает от коррозии в этой среде.
Пример 3-С. Влияние количества уксусной кислоты, введенной в реактор.
В табл. 9 приведены значения рН конденсированной воды в присутствии 1000 млн.д. уксусной кислоты, введенной в реактор в присутствии МОРА или ΜΏΕΛ.
Таблица 9
со2 1000 млн.д. введенной уксусной кислоты 400 млн.д. введенного нейтрализующего вещества 600 млн.д. введенного нейтрализующего вещества 800 млн.д. введенного нейтрализующего вещества
МОРА ΜϋΕΑ МОРА ΜϋΕΑ МОРА ΜϋΕΆ
рН 4,2 3,6 3,7 3, 7 3,7 3, 7 3,7 3,7
Ер Ω/см2 1640 600-400 900 400 1100 500 1300 500
V коррозии (мм/год) 0,2 0,53-0,82 0,36 0,82 0,29 0,65 0,25 0,65
В отношении значения рН было установлено, что МОРА имеет те же свойства, что и ΜΏΕΑ.
При повышении количества ΜΏΕΑ значение Кр остается примерно постоянным. Неожиданно было обнаружено, что при повышении количества МОРА значение Кр также повышается. Скорость коррозии уменьшается.
Следовательно МОРА может переходить в парообразную фазу для ингибирования коррозии в конденсированной воде.
Пример 4. Состав ингибитора коррозии, позволяющей защищать от коррозии свод, а также нижней линии (по-английски Ьойош 1ше).
Была получена композиция ингибитора коррозии, имеющая следующий состав, далее называемый формула Е:
амин по изобретению 96%, имидазолин 1%, этоксилированный имидазолин 2,5%, тиокислота 0,5%.
Амином по изобретению является МОРА.
Имидазолин является продуктом реакции конденсации жирной олеиновой кислоты и полиалкиленполиамина типа ΏΕΤΑ (диэтилентриамин).
Этоксилированный имидазолин является указанным выше имидазолином, число оксиэтиленовых звеньев или ОЕ которого равно 12.
Тиокислота является тиогликолевой кислотой.
Тестируют также отдельно МОРА.
- 5 020064
Пример 4-А. Измерение значения рН конденсированной воды и сопротивления смещения образца из стали, содержащей углерод, помещенного в эту воду, в зависимости от концентрации формулы Г.
В табл. 10 приведены значения рН конденсированной воды и сопротивления смещения в зависимости от концентрации МОРА и формулы Г. Исследование проводили в присутствии 1000 млн.д. уксусной кислоты.
Таблица 10
С02 1000 млн.д введенной уксусной кислоты 400 млн.д. введенного нейтрализующего вещества 600 млн.д. введенного нейтрализующего вещества 800 млн.д. введенного нейтрализующего вещества
МОРА Формула Г МОРА Формула Г МОРА Формула Е
рН 4,2 3,6 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7
Ер Ω/см2 1640 600 900 1200 1100 1400 1300 1900
V коррозии (мм/год) 0,2 0,53 0,36 0,27 0,29 0,23 0,25 0,17
При содержании до 800 млн. д. отмечали, что формула Г не нейтрализует кислотность конденсированной воды. Ее значение рН остается постоянным. Напротив, также как и в присутствии МОРА, значение Кр повышается вместе с концентрацией Г. Скорость коррозии снижается при увеличении концентрации МОРА и Г. Повышение значения Кр или снижение скорости коррозии является более выраженным в отношении формулы Г, чем в отношении одного МОРА.
Пример 4-В. Антикоррозионная эффективность нижней линии (по-английски Ьойош 11пе) формулы Г в среде, насыщенной СО2, содержащей 1000 млн.д. уксусной кислоты в статике.
На фиг. 4 показано изменение сопротивления смещения образца из стали, содержащей углерод, в деминерализованной воде, насыщенной СО2, помещенного в реактор при 60°С, в зависимости от содержания формулы Г. Этот тест является исследованием ингибирования нижней линии (по-английски Ьо11ош 11пе). Впрыскивали (24) раствор, насыщенный углекислым газом (СО2), и аликвоту в 1000 млн.д уксусной кислоты. Сопротивление смещения продолжали до тех пор, пока не было добавлено 800 млн.д (25) и 1500 млн.д. (26) ингибирующей коррозию композиции Г по изобретению. Можно отметить, что значение Кр в присутствии 1000 млн.д. уксусной кислоты составляет 800 Ω-см2 (т.е. скорость коррозии 0,41 мм/год). При содержании формулы Г, превышающем 800 млн.д., сопротивление смещения стабилизируется на значении около 3000 Ω-см2 (т.е. скорость коррозии 0,10 мм/год). Формула Г также защищает от коррозии.
Пример 4-С. Антикоррозионная эффективность нижней линии (по-английски ЬоНош 11пе) формулы Г в среде, насыщенной СО2, содержащей 1000 млн.д. уксусной кислоты в динамике.
На фиг. 5 показано изменение скорости коррозии электрода из стали, содержащей углерод, в воде, содержащей 1 г/л №С1, насыщенной СО2, с 1000 млн.д. уксусной кислоты при 60°С и при напряжении сдвига, равном 70 Па, в зависимости от времени.
Количество формулы Г составляет 1000 млн.д. Эта кривая показывает, что первоначальная скорость коррозии составляет 7,8 мм/год. После введения формулы Г эта скорость снижается и стабилизируется на значении 0,7 мм/год, что соответствует более 90% защиты.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ ограничения коррозии свода нефтяных труб, по которым циркулирует нефтяная текучая среда и которые используются при добыче нефти и/или газа, отличающийся тем, что в указанную нефтяную текучую среду впрыскивают ингибирующую композицию в чистом или разбавленном виде, где указанная ингибирующая композиция является растворимой в воде при любых соотношениях и содержит в качестве ингибитора коррозии амин, которым является 3-метоксипропиламин (МОРА).
  2. 2. Способ по п.1, в котором указанную композицию впрыскивают в указанную нефтяную текучую среду непрерывно.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором указанная ингибирующая композиция дополнительно содержит по меньшей мере один ингибитор коррозии, выбранный из имидазолинов и/или их производных, сложных фосфорных эфиров и тиокислот.
  4. 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором указанная ингибирующая композиция содержит амин, как он определен в п.1, по меньшей мере один имидазолин, по меньшей мере один этиксилированный имидазолин и по меньшей мере одну тиокислоту.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором указанную ингибирующую композицию используют в непрерывной обработке из расчета от 100 до 10000 млн.д, выраженных по весу ингибирующих коррозию веществ на одну часть объема обрабатываемых коррозийных текучих сред.
  6. 6. Применение ингибирующей композиции в чистом или разбавленном виде, растворимой в воде
    - 6 020064 при любых соотношениях и содержащей в качестве ингибитора коррозии амин, которым является 3метоксипропиламин (МОРА), для ограничения коррозии свода нефтяных труб, по которым циркулирует нефтяная текучая среда и которые используются при добыче нефти и/или газа.
  7. 7. Применение по п.6, в котором указанная ингибирующая композиция дополнительно содержит по меньшей мере один ингибитор коррозии, выбранный из имидазолинов и/или их производных, и/или сложных фосфорных эфиров, и/или тиокислот.
  8. 8. Применение по любому из пп.6, 7, в котором указанная ингибирующая композиция содержит амин, как он определен в п.6, по меньшей мере один имидазолин, по меньшей мере один этоксилированный имидазолин и по меньшей мере одну тиокислоту.
  9. 9. Применение по любому из пп.6-8 для одновременной защиты от коррозии свода (Тор о£ 1те) и нижней линии (БоИот 1те).
  10. 10. Применение по любому из пп.6-9, в котором ингибирующую композицию используют при непрерывной обработке из расчета 100-10000 млн.д., выраженных по массе веществ, ингибирующих коррозию, на одну часть объема обрабатываемых коррозионных текучих сред.
EA200700706A 2004-09-22 2005-09-20 Способ обработки для ингибирования коррозии свода труб, применяемых в нефтяной промышленности EA020064B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0410003A FR2875506B1 (fr) 2004-09-22 2004-09-22 Procede de traitement pour inhiber la corrosion de voute de pipes utilises dans l'industrie petroliere
FR0505366A FR2875510B1 (fr) 2004-09-22 2005-05-27 Procede de traitement pour inhiber la corrosion de voute de pipes utilises dans l'industrie petroliere
PCT/FR2005/002323 WO2006032774A1 (fr) 2004-09-22 2005-09-20 Procede de traitement pour inhiber la corrosion de voute de pipes utilises dans l'industrie petroliere

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200700706A1 EA200700706A1 (ru) 2007-08-31
EA020064B1 true EA020064B1 (ru) 2014-08-29

Family

ID=35735065

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700706A EA020064B1 (ru) 2004-09-22 2005-09-20 Способ обработки для ингибирования коррозии свода труб, применяемых в нефтяной промышленности

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20070261842A1 (ru)
EP (1) EP1794412B1 (ru)
AT (1) ATE535588T1 (ru)
AU (1) AU2005286408B2 (ru)
CA (1) CA2580474C (ru)
EA (1) EA020064B1 (ru)
FR (1) FR2875510B1 (ru)
NO (1) NO20072010L (ru)
WO (1) WO2006032774A1 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8261601B2 (en) * 2008-12-12 2012-09-11 Exxonmobil Upstream Research Company Top of the line corrosion apparatus
FR2979915B1 (fr) 2011-09-13 2014-11-07 Ceca Sa Inhibiteurs de corrosion de voute de conduites de transport de bruts d'extraction d'hydrocarbures
CN103075132B (zh) * 2013-01-23 2015-07-08 新疆科力新技术发展有限公司 一种用于井下固体防腐防垢剂的梯次释放方法
EP2992066A1 (en) 2013-05-02 2016-03-09 Instytut Nafty i Gazu ­ Panstwowy Instytut Badawczy Water-soluble corrosion inhibitor for protection of lifting casings and natural gas pipelines as well as the method of its production.
CN104212427B (zh) * 2013-06-05 2016-12-28 中国石油天然气股份有限公司 一种防止出砂油井使用防砂泵尾管腐蚀的方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4676834A (en) * 1986-02-24 1987-06-30 The Dow Chemical Company Novel compositions prepared from methyl substituted nitrogen-containing aromatic heterocyclic compounds and an aldehyde or ketone
US5902515A (en) * 1995-08-16 1999-05-11 Champion Technologies, Inc. Solutions and methods for inhibiting corrosion
US20030183808A1 (en) * 2002-03-28 2003-10-02 Walker Michael L. Corrosion inhibitor

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2997507A (en) * 1958-12-03 1961-08-22 Dow Chemical Co Metallic corrosion inhibition of polyhalogenated hydrocarbons with propargyldiisopropylamine
US4062764A (en) * 1976-07-28 1977-12-13 Nalco Chemical Company Method for neutralizing acidic components in petroleum refining units using an alkoxyalkylamine
US4686058A (en) * 1981-04-13 1987-08-11 Basf Corporation Thickened-water based hydraulic fluids
US5211840A (en) * 1991-05-08 1993-05-18 Betz Laboratories, Inc. Neutralizing amines with low salt precipitation potential
US6395225B1 (en) * 1997-03-18 2002-05-28 Elf Atochem S.A. Sulphydryl acid and imidazoline salts as inhibitors of carbon corrosion of iron and ferrous metals
US20070001150A1 (en) * 2005-06-29 2007-01-04 Hudgens Roy D Corrosion-inhibiting composition and method of use

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4676834A (en) * 1986-02-24 1987-06-30 The Dow Chemical Company Novel compositions prepared from methyl substituted nitrogen-containing aromatic heterocyclic compounds and an aldehyde or ketone
US5902515A (en) * 1995-08-16 1999-05-11 Champion Technologies, Inc. Solutions and methods for inhibiting corrosion
US5961885A (en) * 1995-08-16 1999-10-05 Champion Technologies, Inc. Solutions and methods for inhibiting corrosion
US20030183808A1 (en) * 2002-03-28 2003-10-02 Walker Michael L. Corrosion inhibitor

Also Published As

Publication number Publication date
AU2005286408B2 (en) 2010-12-09
NO20072010L (no) 2007-04-19
EP1794412A1 (fr) 2007-06-13
EP1794412B1 (fr) 2011-11-30
ATE535588T1 (de) 2011-12-15
WO2006032774A1 (fr) 2006-03-30
AU2005286408A1 (en) 2006-03-30
US20070261842A1 (en) 2007-11-15
EA200700706A1 (ru) 2007-08-31
CA2580474A1 (fr) 2006-03-30
CA2580474C (fr) 2012-11-27
FR2875510B1 (fr) 2007-05-25
FR2875510A1 (fr) 2006-03-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7057050B2 (en) Imidazoline corrosion inhibitors
RU2654110C2 (ru) Биоцидные композиции
CN105431571A (zh) 基于有机二硫化物的腐蚀抑制剂
US10422043B2 (en) Inhibitors of top-of-line corrosion of pipelines conveying crudes from extraction of hydrocarbons
EA020064B1 (ru) Способ обработки для ингибирования коррозии свода труб, применяемых в нефтяной промышленности
EP0810302B1 (en) Use of a mixture of surfactants for corrosion inhibiting
US5611992A (en) Corrosion inhibitor blends with phosphate esters
WO2014178738A1 (en) Water-soluble corrosion inhibitor for protection of lifting casings and natural gas pipelines as well as the method of its production.
JPH05195263A (ja) ピリジン塩を特定の陽イオン界面活性剤と組合せて使用することによる、高度に酸性の環境での腐食の抑制方法
US20140264179A1 (en) Modified Lecithin Corrosion Inhibitor In Fluid Systems
WO2001040410A1 (en) Oil production additive formulations
EP3110905A2 (en) Quaternary fatty acid esters as corrosion inhibitors
Gajek et al. Protective properties and spectral analysis of nitrogen-and oxygen-containing corrosion inhibitors for oil equipment
US11846029B2 (en) Oleyl propylenediamine-based corrosion inhibitors
US8889598B2 (en) Treatment process for inhibiting top of line corrosion of pipes used in the petroleum industry
EP1333108A2 (en) Corrosion inhibitors for the petroleum industry
KR20140137378A (ko) 금속 표면 처리를 위한 부식-방지 시스템
US7311877B2 (en) Inhibition of corrosion in fluid systems
CN112695328A (zh) 一种水溶性中和缓蚀剂及其制备方法
US20230167221A1 (en) Copolymers of (3-acrylamidopropyl)trimethyl ammonium chloride as corrosion inhibitor intermediate
RU2518034C2 (ru) Ингибитор коррозии пролонгированного действия для защиты нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования (варианты)
US12018388B2 (en) Oxyalkylated surfactants as corrosion inhibitors
US5151220A (en) Chemical abatement of carbonate cracking
RU2061098C1 (ru) Ингибитор коррозии
US20210171687A1 (en) Acryloyl based polymers with active end cap as corrosion inhibitors

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU