NO20072010L - Behandlingsfremgangsmåte for å inhibere korrosjon på topp av rør anvendt innenfor oljeindustrien. - Google Patents
Behandlingsfremgangsmåte for å inhibere korrosjon på topp av rør anvendt innenfor oljeindustrien.Info
- Publication number
- NO20072010L NO20072010L NO20072010A NO20072010A NO20072010L NO 20072010 L NO20072010 L NO 20072010L NO 20072010 A NO20072010 A NO 20072010A NO 20072010 A NO20072010 A NO 20072010A NO 20072010 L NO20072010 L NO 20072010L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- corrosion
- inhibitor
- pipe
- inhibitor composition
- mopa
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 71
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 28
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical group COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N pyridine Substances C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- JGFZNNIVVJXRND-UHFFFAOYSA-N N,N-Diisopropylethylamine (DIPEA) Chemical compound CCN(C(C)C)C(C)C JGFZNNIVVJXRND-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 3
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- LVWZTYCIRDMTEY-UHFFFAOYSA-N metamizole Chemical group O=C1C(N(CS(O)(=O)=O)C)=C(C)N(C)N1C1=CC=CC=C1 LVWZTYCIRDMTEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 60
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 10
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 10
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 9
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 7
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 7
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 6
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 5
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 4
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 4
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 4
- CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N thioglycolic acid Chemical compound OC(=O)CS CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N n'-[2-[2-[2-(2-aminoethylamino)ethylamino]ethylamino]ethyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCNCCN LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IOQPZZOEVPZRBK-UHFFFAOYSA-N octan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCN IOQPZZOEVPZRBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000006353 oxyethylene group Chemical group 0.000 description 2
- 238000001139 pH measurement Methods 0.000 description 2
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- DKIDEFUBRARXTE-UHFFFAOYSA-N 3-mercaptopropanoic acid Chemical compound OC(=O)CCS DKIDEFUBRARXTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N N-ethyldiethanolamine Chemical compound OCCN(CC)CCO AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000009194 climbing Effects 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 oleic fatty acid Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
Det er beskrevet multifunksjonelle korrosjonsinhibitorer for beskyttelse mot topp av rør korrosjon og bunnrørkorrosjon for rør anvendt spesielt innenfor oljeindustrien. De korrosjonsinhiberende sammensetningene inneholder minst et amin med kokepunkt mellom 105 og 130°C som inhibitorer.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører inhiberingen av stålrør mot korrosjon på topp av rør anvendt ved fremstilling av olje og/eller gass.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en behandlingsrfemgangsmåte for å inhibere korrosjonen grunnet kondensasjonen av vann på taket inne i røret; denne typen korrosjon er kjent under navnet "klokken tolv korrosjon" eller topp av rør korrosjon.
For å begrense korrosjon grunnet CO2og/eller grunnet H2S er det anbefalt i et rør å anvende tallrike inhibitorer for effektivt å beskytte mot metallet av røret mot en og/eller flere av disse typene korrosjon ved kontinuerlig injeksjon i det korrosive fluidet, som følgelig fordeles homogent langs røret. Imidlertid viser situasjonen seg å være vanskeligere i tilfelle hvor to, eller sågar tre, av de følgende parametrene er kombinert: lagformet strøm av det korrosive fluidet, avkjøling av røret grunnet mangel på isolasjon og nærvær av organisk syre (generelt eddiksyre) i den flytende fasen. Dette fenomenet med topp av rør korrosjon og forklaringen som er angitt ovenfor er vist i figur 1.
For å bekjempe korrosjon i topp av rør anbefaler Y.M. Gunaltun and A: Belghazi i "Control of Top of Line Corrosion by Chemical Treatment", NACE Corrosion/2001, Paper No. 01033 behandling med en lengevirkende inhibitor eller behandling ved injeksjon av metyldietanolamin (MDEA) for derved å nøytralisere surheten av det korrosive vandige mediet ved rørbunnen, men de fant at dette aminet ikke nøytraliserer surheten av kondensatet (kondenserte vanndråper) på taket.
R.L. Martin har foreslått i "Inhibition of Vapor Phase Corrosioin in Gas Pipelines" NACE Corrosion/97, Paper No. 337, og N.N. Andreeev and Yu. I. Kuzentsov I "Volatile Inhibitors for C02Corrosion", NACE Corrosion/98 Paper No. 241, flyktige korrosjonsinhibitorer (VCI) ved meget høy dosering (av størrelsesorden få present).
Guenter Schmitt, Marcel Sheepers and Gerit Sigmund i "Inhibition of the Top Line Corrosion under Stratified Flow" NACE Corrosion/2001, Paper No. 01032, har foreslått . anvendelse av en "klatrende" inhibitor som vil innføres i det korrosive mediet på samme måte som en konvensjonell inhibitor. På grunn av dens meget lave overflatespenning vil denne typen inhibitor klatre langs veggen mot toppen inn i røret (klokken tolv posisjon), og derved inhibere topp av rør korrosjon.
Imidlértid gir ingen av disse kjente løsningene en egnet og helt ut effektiv løsning på problemet med topp av rør korrosjon på rør anvendt ved fremstilling av olje og gass. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en løsning på problemet med topp av rør korrosjon på metallrør, spesielt stålrør, hvori korrosive fluider (dvs. omfattende vann mettet med CO2eller med H2S, pluss en organisk syre, generelt eddiksyre, sirkulerer og/eller er til stede, ved anvendelsen av spesifikke aminer og/eller deres derivater som, når de er innført i det korrosive mediet ved injeksjon, fortrinnsvis kontinuerlig injeksjon, på den ene siden nøytraliserer surheten av det korrosive mediet i fasen hvor det er lagdelt strøm og, på den andre siden, passerer inn i dampfasen for å nøytralisere surheten av vanndråpene som kondenseres (kondensat) på taket av røret.
Disse spesifikke aminene har et kokepunkt på mellom 105 og 130°C og er fortrinnsvis:
- 3-metoksypropylamin (MOPA) (kokepunkt: 118°C),
- etyldiisopropylamin (EDIPA) (kokepunkt: 127°C), og/eller
pyridin (kokepunkt; 114°C) og dets derivater (mono-, di- og trialkylpyridiner). I det følgende vil for enkelthets skyld betegnelsen "amin" samtidig dekke aminene og derivatene nevnt ovenfor.
Disse aminene kan anvendes alene eller som en blanding eller som en formulering med andre inhibitorer ment for å inhibere andre typer korrosjon som opptrer, så som korrosjon grunnet karbondioksid eller hydrogensulfid. Aminene ifølge oppfinnelsen, deres blandinger og deres formuleringer er fortrinnsvis fullstendig oppløselige i vann, slik at produktene etter kontinuerlig injeksjon, finnes i den vandige fasen i bunnen av røret og også i den kondenserte vandige fasen som er årsak til topp av rør korrosjon. Fordelaktig bør disse produktene verken fremme dannelsen av olje/vann emulsjon eller dannelsen av skum.
Som "konvensjonelle" korrosjonsinhibitorer kan for eksempel nevnes imidazoliner og/eller deres derivater og/eller fosfosyreestere og/eller tiosyrer.
Blant foretrukne imidazoliner kan nevnes de som stammer fra kondensasjonsreaksjonen mellom en fettsyre (eller en blanding av fettsyrer) av formel RCOOH, hvor R er en lineær eller forgrenet Ci2til C22alkylkjede, og polyalkylenpolyamin, hvorav antallet karbonatomer av alkylengruppen kan variere fra 1 til 10, så som for eksempel DETA (dietylentriamin), TETA (rrietylenterramin) TEPPA (tetraetylenpentamin) eller PEHA (pentaetlenheksamin), tilsvarende formelen:
De foretrukne imidazolinene er oksyetylenerte imidazoliner som har fra 1 til 20 oksyetylenenheter.
Blant tiosyrer kan for eksempel nevnes tioglykolsyre eller merkaptopropionsyre.
Inhibitorsammensetningen ifølge oppfinnelsen kan anvendes rene, (100% av korrosjonsinhiberende aktive materialer) eller fortynnet i et oppløsningsmiddel eller for øvrig som en emulsjon eller suspensjon.
Inhibitorsammesetningene anvendes fortrinnsvis ved kontinuerlig behandling, i en andel på 100 ppm til 10.000 ppm, uttrykt som vekt av de korrosjonsinhiberende materialene, til en volumdel av korrosive fluider som skal behandles.
De følgende eksemplene er ment å gi en bedre forståelse av oppfinnelsen.
Eksempel 1: Vurdering av den nøytraliserende kraften av forskjellige korrosjonsinhibitorer
Den nøytraliserende kraften av de 3 aminene ifølge oppfinnelsen testes, på samme måte som følgende aminer som sammenlikning:
3-isopropylamin (IPOPA) (kokepunkt: 103°C)
3-dimetylaminopropylamin (DMAPA) (kokepunkt: 133°)
etyldietanolamin (MDEA) (kokepunkt: 247°C)
oktylamin (OA) (kokepunkt: 176°C)
sykloheksylamin (CHA) (kokepunkt: 134°C)
Den eksperimentelle innretningen som simulerer kondensasjonen av vann for topp rør korrosjonen er representert i figur 2. Celle nr. 1 (reaktor) representerer bunnrøret, som er korrosivt vandig medium hvor strømmen er lagdelt. Celle nr. 2 representerer den vandige fasen kondensert (kondensat) ved taket. Korrosjonsratene for karbonstål måles ved LPR fremgangsmåten. Nøytralisasjonen karakteriseres ved en pH måling.
De to glasscellene inneholder en oppløsning omfattende 2 g/l NaCl og 1000 ppm eddiksyre. Disse oppløsningene utluftes ved spyling med nitrogen og mettes deretter med CO2. Arbeidstemperaturen er 85°C i celle nr. 1 og omgivelsestemperatur (20-25°C) for celle nr. 2. Oversiktstester utføres hvor kondensasjonsraten er meget lav, men ukontrollert. For denne eksperimentelle innretoingen er det mulig å vite om aminet kan passere inne i dampfasen og kan nøytralisere surheten av det kondenserte vannet. Den nøytraliserende kraften av aminet undersøkes derved. pH-verdiene for nøytralisasjon av celle nr. 1 eller reaktor (vandig fase av bunnrøret) som en funksjon av dosen av aminet tilsatt til reaktoren er vist i tabell 1.
Det er funnet at alle de testede aminene virkelig nøytraliserer den vandige fasen, på tross av den kontinuerlige spylingen av CO2og at de har en bufrende effekt. Korrosjonsraten av stålet plassert i reaktoren (celle nr. 1) som en funksjon av dosen av testede aminer er gitt i tabell 2.
MDEA beskytter klart stålet i det korrosive fluidet av reaktoren. De nøytraliserende kreftene av aminene i det sure kondensatet er vist i tabell 3.
Det finnes at bare de tre aminene ifølge oppfinnelsen passerer inn i dampfasen og effektivt nøytraliserer surheten av kondensatet.
Eksempel 2: Vurdering av den nøytraliserende kraften av de 3 aminene ifølge o ppfinnelsen
Den nøytraliserende kraften av MDEA over de 3 aminene ifølge oppfinnelsen testes i en eksperimentell innretning tilsvarende den i eksempel 1. Det destillerte vannet, hvortil eddiksyre tilsettes, med eller uten nøytraliserende aminer, finnes i celle nr. 1 (reaktor). Temperaturen av denne reaktoren er 95°C. Celle nr. 2 er ment å utvinne den kondenserte fasen (kondensat) som stammer fra celle nr. 1. Det er følgelig mulig å direkte måle pH av det kondenserte vannet som en funksjon av innholdet av amin tilsatt til reaktoren. Denne cellen er også utstyrt med et system som gjør det mulig å måle korrosjonsraten, ved måling av impedansen, av stålet i kontakt med kondensatet. Temperaturen i celle nr. 2 er 60°C. Kondensasjonsraten kontrolleres ved spylingsraten av CO2. Detaljer vedrørende denne innretningen er beskrevet i "Control of Top of Line Corrosion by Chemical Treatmént", NACE Corrosion/2001, Paper No. 01033 sitert ovenfor. Den innstilles ved 0,7 ml/s.m<2>, en relativt høy verdi, for å opprettholde pH av det kondenserte vannet ved en lav verdi.
pH for nøytralisasjon av reaktoren, omfattende 1043 ppm eddiksyre, og av kondensatet som en funksjon av MDEA innhold er gitt i tabell 4.
MDEA nøytraliserer klart nøytralisasjonen av den vandige fasen til stede i reaktoren. Imidlertid har dette aminet ingen innvirkning på pH av kondensatet. Disse resultatene bekrefter de fra tabell 1, hvor forsøkene ble utført ved en lav kondensasjonsrate.
pH verdiene for nøytralisasjon av reaktoren og av kondensatet for pyridin er vist i tabell 5.
Etter metning med CO2er pH av reaktoren 4,35 og den av kondensatet er 4,55. Tilsetningen av 500 ppm eddiksyre til reaktoren forårsaker at pH av reaktoren faller til 3,7 og den av kondensatet faller til 3,6. pH av vannet i reaktoren og den av kondensatet øker med konsentrasjonen av pyridinet opp til 1000 ppm.
pH verdiene for nøytralisasjon av reaktoren og av kondensatet for MOPA er vist i tabell 6.
Etter metning med CO2er pH av vannet i reaktoren 4,3 og den av kondensatet er 4,1. Tilsetningen av 500 ppm eddiksyre til reaktoren forårsaker av pH av reaktoren faller til 3,6 og den av kondensatet faller til 3,6-pH av kondensatet når metning fra 800 til 1000 ppm av MOPA. På den annen side fortsetter den av reaktoren å øke. pH verdiene for nøytralisasjon av reaktoren over kondensatet for EDIPA er vist i tabell 7.
Etter metning med CO2er pH av reaktoren 4,35 og den av kondensatet er 4,55. Tilsetning av 500 ppm eddiksyre til reaktoren forårsaker at pH av reaktoren faller til 3,55 og den av kondensatet faller til 3,6.
EDIPA har samme oppførsel som pyridin: de to pH verdiene bruker ikke lenger fra 800 ppm til 1000 ppm.
I motsetning til eksempel 1, hvor kondensasjonsraten er meget lav, er det i eksempel 2, med en kondensasjonsrate for vann på 0,7 ml/s.m<2>, funnet at MOPA har en større nøytraliserende kraft enn pyridin og en EDIPA.
Eksempel 3- A: pH målinger av reaktoren og av kondensatet som en funksjon av konsentrasjonen av MOPA
Den eksperimentelle innretningen som anvendes er beskrevet i eksempel 2.
Kurvene for endring i pH av reaktoren (øvre kurve) og den av kondensatet (nedre kurve) er angitt i figur 3. Strømningsraten av kondensatet er 0,7 ml/s.m.
I mediet mettet med CO2stabiliseres pH av vannet av reaktoren rundt 5,4 og den av kondensatet stabiliseres rundt 4,3. Tilsetningen av 500 ppm eddiksyre forårsaker at disse to pH verdiene faller til 4.
Ved 400 ppm av MOPA tilsatt stabiliserer pH verdien av kondensatet seg rundt 4,3 og den av reaktoren stabiliseres rundt 5,3.
Ved 600 ppm MOPA tilsatt stabiliseres pH verdien av kondensatet ved 4,7 og den av reaktoren stabiliseres ved 5,8.
MOPA nøytraliserer klart pH av den vandige fasen av bunnrøret (reaktor) og den av den kondenserte fasen (kondensat) ved taket.
Eksempel 3- B: Måling av korrosionsraten i kondensatet som en funksjon av MOPA konsentrasjon
Verdiene for kondensjonsrater av forsøksprøve av bløtt stål i kontakt med kondensatet er gitt i tabell 8 for forskjellige konsentrasjoner av eddiksyre og av MOPA.
I kondensatet mettet med CO2er korrosjonsraten av det bløte stålet 0,20 mm/år. Tilsetningen av 500 ppm eddiksyre forårsaker at denne raten øker til 0,53 mm/år.
I nærvær av 400 ppm MOPA finnes det at korrosjonsraten falt til 0,29 mm/år. Ved 600 ppm av MOPA er korrosjonsraten av det bløte stålet 0,22 mm/år, nær 0,20 mm/år uten eddiksyre.
MOPA nøytraliserer surheten av eddiksyren i kondensatet og beskytter også mot korrosjon i dette mediet.
Eksempel 3- C: Innvirkning av mengden av eddiksyre tilsatt til reaktoren
pH verdiene av kondensasjonsvannet i nærvær av 1000 ppm eddiksyre tilsatt til reaktoren, i nærvær av MOPA eller av MDEA, er gitt i tabell 9.
Det er funnet at, med hensyn på pH, oppfører MOPA seg som MDEA.
Når dosen av MDEA økes forblir polarisasjonsrestensverdien tilnærmet konstant. Overraskende fremgår at det når konsentrasjonen av MOPA øker, øker også polarisasjonsresistensverdien. Korrosjonsraten avtar. MOPA kan følgelig passere inn i dampfasen for å inhibere korrosjon i kondensasjonsvannet.
Eksempel 4: Formulerin<g>av en korrosjonsinhibitor som gjør det mulig å beskytte mot topp av rørkorrosion og også bunnrørkorrosion
En korrosjonsinhiberende formulering med følgende sammensetning ble fremstilt, denne formuleringen betegnes senere som formulering F:
Imidazolinet er et kondensasjonsprodukt mellom en olein fettsyre og et polyalkylenpolyamin av DETA (DiEtylenTriAmin) type.
Det etoksylerte imidazolinet er det ovenfor nevnte imidazolinet, antallet oksyetylen eller OE enheter av dette er 12.
Tiosyren er tioglykolsyre.
MOPA testes også alene.
Eksempel 4A: Måling av pH av det kondenserte vannet og av polarisasionsresistensen
av karbonstål plassert i dette vannet som en funksjon av konsentrasjonen av sammensetning F
Verdiene av pH av det kondenserte vannet og av polarisasjonsresistensen som en funksjon av konsentrasjonen av MOPA og av sammensetning F er vist i tabell 10. Denne undersøkelsen utføres i nærvær av 1000 ppm eddiksyre.
Opptil 800 ppm finnes det at sammensetning F ikke nøytraliserer surheten av det kondenserte vannet. Dets pH forblir konstant. På den annen side øker polarisasjonsresistensen med konsentrasjonen av F, som for MOPA. Korrosjonsraten avtar med økningen i konsentrasjonen av MOPA og av F. Økningen i polarisasjonsresistens eller reduksjonen i korrosjonsraten er større for sammensetning F enn for MOPA alene.
Eksempel 4- B: Effektivitet ved bekjempelse av korrosjon ved bunnrør ved hielp av sammensetnin<g>F i et medium mettet med CO * omfattende et 1000 ppm eddiksyre under statiske betingelser
Variasjonen i polarisasjonsersistensen av et karbonstål i deminiralisert vann mettet med CO2plassert i reaktoren ved 60°C som en funksjon av konsentrasjonen av sammensetning F er vist i figur 4. Dette forsøket representerer undersøkelsen av inhibering av bunnrøret. Det kan observeres at polarisasjonsresistensverdien i nærvær av 1000 ppm eddiksyre er 800 Q.cm<2>(dvs. en korrosjonsrate på 0,41 mm/år). Fra 800 ppm av sammensetning F stabiliserer polarisasjonsraten seg rundt 3000 Q.cm<2>(dvs. en korrosjonsrate på 0,10 mm/år). Sammensetning F beskytter også mot bunnrørkorrosjon. Eksempel 4- C: Effektivitet ved bekjempelse av korrosjon ved bunnrør ved hielp av sammensetning F i et vandig medium mettet med CO? omfattende 1000 ppm eddiksyre under dynamiske betingelser
Variasjonen i korrosjonsraten av karbonstålelektroden i vann omfattende et 1 g/l NaCl mettet med CO2med 1000 ppm eddiksyre ved 60°C og under skjærbelastning på 70 Pa som en funksjon av tid er gitt i figur 5.
Doseringen av sammensetning F er 1000 ppm. Det fremgår i denne kurven at den innledende korrosjonsraten er 7,8 mm/år. Etter tilsetning av sammensetning F faller denne raten og stabiliseres ved 0,7 mm/år, dvs. mer enn 90% beskyttelse.
Claims (10)
1.
Fremgangsmåte for å begrense av topp av rør korrosjon av oljerør, karakterisert ved at det anvendes en inhibitorsammensetning omfattende, som korrosjonsinhibitor, minst et amin med et kokepunkt mellom 105 og 130°C, og fortrinnsvis minst et amin valgt fra:
- pyridin og dets derivater (mono-, di- og trialkylpyridiner),
- 3-metoksypropylarnin (MOPA),
- Etyldiisopropylamin (EDIPA),
ved injeksjon, fortrinnsvis kontinuerlig injeksjon, av en iimibitorsammensetning, ren eller fortynnet, i petroleumsfluidet som er til stede og/eller sirkulerer i røret.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at korrosjonsinhibitoren er pyridon og/eller dets derivater:
og mono-, di- og trialkylpyridiner.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at korrosjonsinhibitoren er 3-metoksypropylamin (MOPA):
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at korrosjonsinhibitoren er etyldiisopropylamin (EDIPA):
5.
Fremgangsmåte for å begrense topp av rør korrosjon i olj erør, karakterisert ved at korrosjonsinhibitorene omfatter en blanding av minst to av aminene som definert i krav 2 til 4.
6.
Fremgangsmåte for å begrense topp av rør korrosjon av olj erør og andre typer korrosjon, spesielt grunnet karbondioksid eller hydrogensulfid, karakterisert ved at, i tillegg til minst en av korrosjonsinhibitorene som definert i krav 1 til 5, omfatter inhibitorsammensetningen minst et korrosjonsinhiberende molekyl, fortrinnsvis valgt fra imidazoliner og/eller deres derivater og/eller fosforsyreestere og/eller tiosyrer.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at inhibitorsammensetningen, anvendt ren eller fortynnet, omfatter: 50 til 97 vektdeler av minst et amin som definert i krav 1,
1 til 10 vektdeler av minst et imidazolin,
1 til 20 vektdeler av minst et etoksylert imidazolin,
1 til 20 vektdeler av minst en tiosyre.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 til 7, karakterisert ved at inhibitorsammensetningen er oppløselig i alle andeler i vann og fortrinnsvis ikke fremmer dannelsen av olje/vannemulsjon eller dannelsen av skum.
9.
Fremgangsmåte ifølge et eller flere av krav 1 til 8, karakterisert ved at inhibitorsammensetningen anvendes for å beskytte mot både topp av rørkorrosjon og mot bunnrørkorrosjon.
10. Fremgangsmåte ifølge et eller flere av krav 1 til 9, karakterisert ved at inhibitorsammensetningen anvendes i kontinuerlig behandling i en andel på 100 ppm til 10000 ppm, uttrykk som vekt av de korrosjonsinhiberende materialene, per en volumdel av korrosive fluider som skal behandles.
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 (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20072010L true NO20072010L (no) | 2007-04-19 |
Family
ID=35735065
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20072010A NO20072010L (no) | 2004-09-22 | 2007-04-19 | Behandlingsfremgangsmåte for å inhibere korrosjon på topp av rør anvendt innenfor oljeindustrien. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070261842A1 (no) |
| EP (1) | EP1794412B1 (no) |
| AT (1) | ATE535588T1 (no) |
| AU (1) | AU2005286408B2 (no) |
| CA (1) | CA2580474C (no) |
| EA (1) | EA020064B1 (no) |
| FR (1) | FR2875510B1 (no) |
| NO (1) | NO20072010L (no) |
| WO (1) | WO2006032774A1 (no) |
Families Citing this family (5)
| 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 |
Family Cites Families (9)
| 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 |
| 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 |
| US5211840A (en) * | 1991-05-08 | 1993-05-18 | Betz Laboratories, Inc. | Neutralizing amines with low salt precipitation potential |
| US5902515A (en) * | 1995-08-16 | 1999-05-11 | Champion Technologies, Inc. | Solutions and methods for inhibiting corrosion |
| ATE201240T1 (de) * | 1997-03-18 | 2001-06-15 | Ceca Sa | Zusammensetzungen auf der basis von salzen von mercaptosäuren und imidazolinen als kohlensäure- korrosionsinhibitoren für eisen und eisenlegierungen |
| US20030183808A1 (en) * | 2002-03-28 | 2003-10-02 | Walker Michael L. | Corrosion inhibitor |
| US20070001150A1 (en) * | 2005-06-29 | 2007-01-04 | Hudgens Roy D | Corrosion-inhibiting composition and method of use |
-
2005
- 2005-05-27 FR FR0505366A patent/FR2875510B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-20 AU AU2005286408A patent/AU2005286408B2/en not_active Ceased
- 2005-09-20 EA EA200700706A patent/EA020064B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-20 CA CA2580474A patent/CA2580474C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-20 WO PCT/FR2005/002323 patent/WO2006032774A1/fr not_active Ceased
- 2005-09-20 EP EP05805804A patent/EP1794412B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2005-09-20 US US11/663,506 patent/US20070261842A1/en not_active Abandoned
- 2005-09-20 AT AT05805804T patent/ATE535588T1/de active
-
2007
- 2007-04-19 NO NO20072010A patent/NO20072010L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006032774A1 (fr) | 2006-03-30 |
| FR2875510A1 (fr) | 2006-03-24 |
| EA200700706A1 (ru) | 2007-08-31 |
| CA2580474C (fr) | 2012-11-27 |
| FR2875510B1 (fr) | 2007-05-25 |
| ATE535588T1 (de) | 2011-12-15 |
| CA2580474A1 (fr) | 2006-03-30 |
| EA020064B1 (ru) | 2014-08-29 |
| US20070261842A1 (en) | 2007-11-15 |
| EP1794412B1 (fr) | 2011-11-30 |
| AU2005286408B2 (en) | 2010-12-09 |
| AU2005286408A1 (en) | 2006-03-30 |
| EP1794412A1 (fr) | 2007-06-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7057050B2 (en) | Imidazoline corrosion inhibitors | |
| CN105431571B (zh) | 基于有机二硫化物的腐蚀抑制剂 | |
| Badr | Inhibition effect of synthesized cationic surfactant on the corrosion of carbon steel in 1 M HCl | |
| US10422043B2 (en) | Inhibitors of top-of-line corrosion of pipelines conveying crudes from extraction of hydrocarbons | |
| CN105451555A (zh) | 杀生物剂组合物 | |
| WO2009088702A1 (en) | Corrosion inhibitors for oilfield applications | |
| NO20072010L (no) | Behandlingsfremgangsmåte for å inhibere korrosjon på topp av rør anvendt innenfor oljeindustrien. | |
| US5611992A (en) | Corrosion inhibitor blends with phosphate esters | |
| US5849220A (en) | Corrosion inhibitor | |
| US12516237B2 (en) | Alkyl lactone-derived corrosion inhibitors | |
| CA2157954A1 (en) | Water soluble cyclic amine-dicarboxylic acid-alkanol amine salt corrosion inhibitor | |
| NO336025B1 (no) | Nitrogenholdige forbindelser som korrosjonsinhibitorer | |
| US8889598B2 (en) | Treatment process for inhibiting top of line corrosion of pipes used in the petroleum industry | |
| US7311877B2 (en) | Inhibition of corrosion in fluid systems | |
| US20200370185A1 (en) | Mitigating Internal Corrosion of Crude Oil Transportation Pipeline | |
| Gajek et al. | Protective properties and spectral analysis of nitrogen-and oxygen-containing corrosion inhibitors for oil equipment | |
| WO2021152773A1 (en) | Method for Reducing or Preventing Corrosion or Fouling Caused by Acidic Compounds | |
| FR2875506A1 (fr) | Procede de traitement pour inhiber la corrosion de voute de pipes utilises dans l'industrie petroliere | |
| CN112695328A (zh) | 一种水溶性中和缓蚀剂及其制备方法 | |
| Murav'eva et al. | Aliphatic tertiary diamines as film-forming inhibitors of hydrogen sulfide corrosion | |
| CA3081317C (en) | Corrosion inhibitor compositions and methods of using same | |
| PL237623B1 (pl) | Inhibitor do ochrony przed korozją instalacji rafineryjnych, zwłaszcza destylacji rurowo-wieżowej | |
| US20160160361A1 (en) | Inhibiting Toxicity of Acid Systems Used for Treating Metals | |
| PL216629B1 (pl) | Inhibitor do ochrony antykorozyjnej rurociągów gazowych |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |