PL216583B1 - Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji - Google Patents
Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozjiInfo
- Publication number
- PL216583B1 PL216583B1 PL393186A PL39318610A PL216583B1 PL 216583 B1 PL216583 B1 PL 216583B1 PL 393186 A PL393186 A PL 393186A PL 39318610 A PL39318610 A PL 39318610A PL 216583 B1 PL216583 B1 PL 216583B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- weight
- aliphatic
- corrosion inhibitor
- amount
- hydrate
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 48
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 150000007933 aliphatic carboxylic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 54
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 12
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 12
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 12
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 10
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 10
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 6
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 claims description 5
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 claims description 4
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 15
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 6
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical group O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical group C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940035429 isobutyl alcohol Drugs 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229940083254 peripheral vasodilators imidazoline derivative Drugs 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 125000002572 propoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- UDJZTGMLYITLIQ-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylpyrrolidine Chemical compound C=CN1CCCC1 UDJZTGMLYITLIQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MXRGSJAOLKBZLU-UHFFFAOYSA-N 3-ethenylazepan-2-one Chemical compound C=CC1CCCCNC1=O MXRGSJAOLKBZLU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N Octadecylamine Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCN REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N aminoethylethanolamine Chemical compound NCCNCCO LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N benzotriazole Chemical compound C1=CC=C2N[N][N]C2=C1 QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012964 benzotriazole Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 239000000412 dendrimer Substances 0.000 description 1
- 229920000736 dendritic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 1
- 229940021013 electrolyte solution Drugs 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 125000003253 isopropoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(O*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002762 monocarboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- CYQAYERJWZKYML-UHFFFAOYSA-N phosphorus pentasulfide Chemical compound S1P(S2)(=S)SP3(=S)SP1(=S)SP2(=S)S3 CYQAYERJWZKYML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 150000000000 tetracarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000003628 tricarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- JSPLKZUTYZBBKA-UHFFFAOYSA-N trioxidane Chemical class OOO JSPLKZUTYZBBKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji, przeznaczony do ochrony rurociągów gazowych, zawiera sól pochodnej imidazoliny i alifatycznego kwasu karboksylowego w ilości od 0,1 do 10% masowych, alkoksyalkiloaminę i/lub alkilohydroksyaminę i/lub aminę alifatyczną w ilości od 0,05 do 5% masowych, alkohole alifatyczne w ilości od 55 do 99% masowych, polioksyalkilenowane aminy, korzystnie polioksyetylenowane i/lub polioksypropylenowane uwodornione aminy talowe w ilości od 0,1 do 10% masowych, oraz ewentualnie poliole alifatyczne w ilości nie większej niż 5% masowych.
Description
Opis wynalazku
Przedmiotem wynalazku jest termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji przeznaczony do ochrony rurociągów gazowych, zawierający inhibitor hydratów gazowych i substancje o działaniu antykorozyjnym i antyaglomeracyjnym.
Dużym zagrożeniem występującym w górnictwie nafty i gazu jest tworzenie się hydratów gazowych. Gaz ziemny transportowany jest gazociągami, które stanowią dogodne środowisko do tworzenia się hydratów. Razem z innymi stałymi osadami, takimi jak np.: parafiny i asfalteny, hydraty stanowią poważny problem w przemyśle wydobywczym i przesyłowym. Wysokie ciśnienie, niska temperatura i obecność wody stwarzają dogodne warunki do ich powstawania. Hydrat gazowy jest to substancja składająca się z zestalonych cząsteczek wody, we wnętrzu których znajduje się cząsteczka gazu.
Tworzenie się hydratów gazowych odbywa się w 3 etapach: nukleacja, powolny wzrost, gwałtowny wzrost. Hydraty gazowe przechodzą przez kolejne etapy wzrostu i w efekcie w końcowej fazie są tak dużych rozmiarów, że mogą całkowicie zablokować przekrój rurociągu, a co za tym idzie przepływ gazu. Zakłócenia ciśnień w instalacjach mogą także stać się przyczyną eksplozji. Zapobieganie tworzeniu się hydratów gazowych odbywa się poprzez niwelowanie wzrostu cząsteczek hydratowych, nie dopuszczanie do ich łączenia i tworzenia się większych skupisk.
Ważnym czynnikiem pozwalającym zredukować koszty i wyeliminować awarie jest zapobieganie tworzeniu się hydratów gazowych poprzez stosowanie inhibitorów hydratów. W celu uniknięcia tworzenia się hydratów gazowych, podczas transportu wielofazowych mieszanin w rurociągach gazowych lub w płuczkach wiertniczych, stosuje się stosunkowo duże ilości niższych alkoholi, takich jak np.: alkohol metylowy, glikol etylenowy lub glikol dietylenowy. Są to tzw. inhibitory termodynamiczne, których użycie powoduje ograniczenie tendencji do tworzenia się hydratów poprzez zmianę termodynamicznych warunków ich powstawania. Inhibitory termodynamiczne działają na zasadzie obniżania temperatury tworzenia hydratów. Rozpuszczający się w fazie wodnej inhibitor, np. metanol obniża jej lotność, zmieniając równocześnie potencjał chemiczny fazy wodnej. Wspomniane inhibitory termodynamiczne dodawane są w dużych stężeniach, od 10 do 60% masowych w stosunku do fazy wodnej. Pomimo, iż ich stosowanie wiąże się z wysokimi kosztami magazynowania i transportu, a także toksycznością i łatwopalnością, wykazują bardzo dużą skuteczność przejawiającą się możliwością uzyskania dużej wartości temperatury przechłodzenia.
Znane są też inne środki chemiczne do ochrony rurociągów gazowych przed hydratami gazowymi, stosowane w trakcie ich eksploatacji.
W opisie patentowym US 6080707 jako inhibitor hydratów opisano glikol etylenowy z dodatkiem do 26% NaCl.
W opisie patentowym US 6165945 opisane zostały mieszaniny glikolu etylenowego z glikolem tripropylenowym i dodatkiem do 23% NaCl. Wprowadzony NaCl dodatkowo obniżał temperaturę tworzenia się hydratów.
W opisie patentowym US 6225263 opisano zastosowanie monoalkilowych eterów glikoli polietylenowych, w których grupa alkilowa zawiera 3-5 atomów węgla, a glikol polietylenowy zawiera 3-6 grup etoksylowych.
Ujawnione w opisie patentowym US 4456067 mikrokapsułki zawierające glikol etylenowy, stopniowo uwalniają inhibitor hydratów podczas przepływu w rurociągu zapobiegając powstawaniu hydratów. Jako inhibitory hydratów mogą być zakapsułkowane także inne alkohole takie jak: metanol, etanol, etery hydroksylowe i inne glikole.
Liczne przykłady termodynamicznych inhibitorów hydratów zawierających związki organiczne oparte na glicerolu przedstawiono w opisach patentowych US 5076364, US 5076373, US 5083622, US 5085282 i US 5248665.
W zgłoszeniu patentowym US 2004/0159041 jako inhibitor korozji i hydratów przedstawiono roztwór czwartorzędowego chlorku amoniowego oraz roztwór poliwinylokaprolaktamu w butyloglikolu, o masie cząsteczkowej 5000 daltonów.
Zgłoszenie patentowe WO 2004/111161 opisuje polioksyetylenowane aminy, ich pochodne i kompozycje jako środki zapobiegające wzrostowi i aglomeracji hydratów.
W zgłoszeniu patentowym WO 2008/017018 jako skuteczny inhibitor hydratów opisano związki typu dendrymerów o trójwymiarowej strukturze.
W opisie patentowym CA 2 036084 przedstawiono alkiloarylosulfoniany jako skuteczne inhibitory hydratów.
PL 216 583 B1
Zgłoszenie patentowe US 2008/0177103 przedstawia biodegradowalny produkt, będący pochodną kwasów tri- i tetrakarboksylowych.
Według zgłoszenia patentowego US 2008/0312478 kompozycja inhibitora hydratów zawiera glikol jako termodynamiczny inhibitor hydratów, zmieszany z wodą w stosunku 1:1 oraz jeden lub więcej inhibitorów kinetycznych z grupy KHI (ang. Kinetic Hydrates Inhibitor): poli(winylopirolidyna), poli(winylokaprolaktam), poliakryloamidy, kopolimer N-metylo-N-winyloacetamidu.
Korozja rurociągów stanowi również bardzo istotny problem w przemyśle wydobywczym. Szczególnie uciążliwa jest siarczkowa korozja naprężeniowa, wynikająca z obecności siarkowodoru i korozja wżerowa wywołana obecnością ditlenku węgla. Działanie korozyjne powoduje nieodwracalne zniszczenia i wysokie koszty eksploatacji instalacji produkcyjnych, transportujących i aparatury wydobywczej. Uszkodzenia korozyjne rurociągów mogą w konsekwencji powodować przerwy w produkcji, zanieczyszczenie środowiska, zmniejszenie bezpieczeństwa pracy oraz wzrost kosztów napraw i wymiany.
Jednym ze sposobów ochrony aparatury wydobywczej oraz rurociągów gazowych przed korozją wewnętrzną jest wprowadzanie na etapie eksploatacji substancji chemicznych zwanych inhibitorami korozji.
Są to zwykle związki powierzchniowo czynne, które tworzą warstwę ochronną na metalowych powierzchniach elementów aparatury. Substancje te obniżają oddziaływanie korozyjne przesyłanego medium, które może prowadzić do zmiany składu chemicznego rur, utleniania stali węglowej oraz powstawania wad o charakterze pocienienia, tworzenia szczelin lub wżerów.
Na uzyskiwany efekt ochronny wpływ ma rodzaj użytego inhibitora, chemiczne, fizykochemiczne i hydrodynamiczne warunki panujące w środowisku korozyjnym, rodzaj chronionego metalu lub stopu oraz sposób dozowania inhibitora. W przypadku gazu ziemnego na zjawiska korozyjne szczególny wpływ ma obecność zanieczyszczeń, tzw. gazów kwaśnych: ditlenku węgla i siarkowodoru. Czynnikiem intensyfikującym zachodzenie zjawiska korozji, ze względu na powstawanie roztworów elektrolitów, jest obecność wody.
Typowe inhibitory korozji zawierają w swym składzie aminy, produkty kondensacji kwasów tłuszczowych z poliaminami, t.j. imidazoliny i/lub czwartorzędowe związki amoniowe, zwykle bazujące na aminach tłuszczowych.
Znane z polskich opisów patentowych PL 61535 i PL 85729 inhibitory imidazolinowe przeznaczone dla przemysłu naftowego, wytwarzane są w reakcji kondensacji dietylenotriaminy z kwasami tłuszczowymi lub kwasami naftenowymi.
Dla poprawy właściwości inhibitujących stosuje się inhibitory imidazolinowe o zmodyfikowanej budowie chemicznej. W tym celu używa się szeregu związków chemicznych, np. tlenku etylenu, pięciosiarczku fosforu, benzotriazolu.
Z polskiego opisu patentowego PL 175452 znane są inhibitory o podwyższonej aktywności, wytworzone na drodze kondensacji dietylenotriaminy z kwasami tłuszczowymi, modyfikowane przy użyciu urotropiny, wprowadzanej w końcowej fazie reakcji kondensacji.
W patencie PL 182943 opisano inhibitor korozji rozpuszczalny w wodzie, uzyskany poprzez neutralizację kwasem nieorganicznym lub organicznym produktu kondensacji kwasów tłuszczowych z dietylenotriaminą, modyfikowany urotropiną lub formaldehydem z mocznikiem, a następnie wprowadzenie mieszaniny alkoholi oraz dyspergatora w postaci oksyetylenowanego nonylofenolu lub jego mieszaniny z solą sodową monoestru kwasu sulfobursztynowego.
W opisie patentowym US 3758493 przedstawiono rozpuszczalne w wodzie inhibitory korozji, otrzymane w reakcji alifatycznego, nasyconego kwasu monokarboksylowego, zawierającego od 1 do 3 atomów węgla lub alifatycznego nasyconego kwasu dikarboksylowego, zawierającego od 3 do 9 atomów węgla z pochodnymi imidazolin. Te ostatnie związki zostały przygotowane w wyniku kondensacji kwasu tłuszczowego lub polimerycznych kwasów karboksylowych z polialkilenopoliaminą.
Efektywny inhibitor korozji otrzymany na bazie produktu odpadowego (pozostałości) uzyskiwanego w produkcji dietanoloaminy opisano w patencie RU 2134258. Opisany inhibitor to produkt reakcji oksyetylowych pochodnych amin i kwasów tłuszczowych zawierających od 12 do 24 atomów węgla, otrzymywany w temperaturze 120-151°C.
Z opisu brytyjskiego zgłoszenia patentowego GB 2340505 znane są pochodne imidazoliny, otrzymane w wyniku kondensacji kwasów tłuszczowych oleju talowego z aminoetyloetanoloaminą, które oprócz właściwości antykorozyjnych tworzą kompleksy z merkaptanami efektywnie zmniejszając charakterystyczny zapach związków siarki.
PL 216 583 B1
Niestety, wiele dostępnych inhibitorów hydratów i korozji do ochrony gazociągów tworzy po zmieszaniu z wodą złożową niejednorodną ciecz, wydzielając osady i wytrącając część inhibitora. Powoduje to niedostateczną ochronę przeciwkorozyjną i może być przyczyną powstawania niebezpiecznej korozji wżerowej, będącej zazwyczaj przyczyną awarii wynikającej z pęknięcia rurociągu w miejscu głębokiego wżeru. Dodatkową niedogodnością dostępnych inhibitorów hydratów i korozji jest to, że zawierają w swoim składzie dyspergatory, które są pochodnymi nonylofenolu. Grupy fenolowe są szczególnie szkodliwe dla środowiska naturalnego z uwagi na bardzo niską biodegradację.
Kolejną niedogodnością jest stosowanie w przemyśle wydobywczym nadmiernych ilości toksycznego metanolu. Kłopoty z magazynowaniem, zagrożenie pożarowe, negatywne oddziaływanie na środowisko, to tylko niektóre z uciążliwości wynikających ze stosowania dotychczas używanych inhibitorów hydratów i korozji.
Stwierdzono, że zastosowanie emulgatora z grupy oksyetylenowanych i/lub oksypropylenowanych uwodornionych amin talowych, o wysokim stopniu biodegradacji, w połączeniu z solą z pochodnej imidazoliny i alifatycznego kwasu karboksylowego oraz niskocząsteczkową aminą, rozpuszczonych w rozpuszczalniku alkoholowym, spowodowało otrzymanie inhibitora hydratów i korozji, tworzącego z wodą złożową bardzo stabilne, jednorodne ciecze, które nie tracą swej stabilności nawet w temperaturze 60°C. Stabilny układ inhibitor hydratów - inhibitor korozji - woda złożowa oraz równomierne rozproszenie substancji aktywnej w wodzie spowodowało, że właściwości takiego inhibitora nieoczekiwanie zwiększyły się kilkakrotnie.
Dodatkowo okazało się, że zastosowanie w kompozycji inhibitora polialkoksylowanej uwodornionej aminy talowej spowodowało uzyskanie znacznie wyższego stopnia zdyspergowania inhibitora w wodzie złożowej, dodatkowy efekt przeciwkorozyjny i nieoczekiwany efekt przeciwdziałania tworzeniu się hydratów, co wskazywałoby na jej działanie antyaglomeracyjne, analogiczne do wykazywanego przez inhibitory hydratów LDHI (ang. Low Dosage Hydrate Inhibitor).
Poza tym okazało się, że zastosowanie w charakterze rozpuszczalników mieszaniny alkoholu metylowego i glikolu etylenowego, w połączeniu z alkoksylowaną uwodornioną aminą talową o właściwościach dyspergujących, przeciwkorozyjnych, a równocześnie działającą jako antyaglomerat - spowodowało uzyskanie inhibitora hydratów i korozji o właściwościach przewyższających obecnie stosowane w przemyśle inhibitory.
Zgodnie z wynalazkiem, termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji, stanowi mieszaninę związków organicznych rozpuszczonych w rozpuszczalnikach organicznych, w której skład wchodzą: sól znanej pochodnej imidazoliny wytworzonej znanym sposobem i alifatycznego kwasu karboksylowego w ilości od 0,1 do 10% masowych, korzystnie od 0,3 do 5% masowych, 3-metoksypropyloaminę i/lub monoetanoloaminę i/lub dietyloaminę w ilości od 0,05 do 3% masowych, korzystnie od 0,1% do 2% masowych, alkohole alifatyczne w ilości od 70 do 99% masowych, polioksyalkilenowane aminy, korzystnie polioksyetylenowane i/lub polioksypropylenowane uwodornione aminy talowe w ilości od 0,1 do 10% masowych, korzystnie od 1 do 5% masowych oraz ewentualnie poliole alifatyczne w ilości nie większej niż 10% masowych.
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji zawiera sól, powstałą poprzez zneutralizowanie od 0,066 do 6,66% masowych, korzystnie od 0,2 do 3,33% masowych znanej pochodnej imidazoliny otrzymanej znanym sposobem, alifatycznym kwasem karboksylowym, korzystnie kwasem octowym lodowatym lub kwasem adypinowym, użytym w ilości od 0,033 do 3,33% masowych, korzystnie od 0,1 do 1,67% masowych, w temperaturze poniżej 40°C, przy zachowaniu stosunku masowego znanej pochodnej imidazoliny do kwasu alifatycznego od 1 : 0,2 - 0,5.
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji, wg wynalazku zawiera sól alifatycznego kwasu karboksylowego znanej pochodnej imidazoliny wytworzonej znanym sposobem w temperaturze 180°C - 280°C, korzystnie 220°C - 260°C w procesie kondensacji poliaminy alifatycznej o sumarycznym wzorze H2NC2H4(HNC2H4)nNH2, gdzie n równe 0 do 3 i kwasów tłuszczowych, zawierających od 12 do 22 atomów węgla w cząsteczce, korzystnie od 16 do 18 atomów węgla, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu tłuszczowego wynoszącym 1 : 0,5 - 1.
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji wg wynalazku zawiera jako aminę 3-metoksypropyloaminę i/lub monoetanoloaminę i/lub dietyloaminę.
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według wynalazku jako alkohole zawiera alkohole alifatyczne o ilości atomów węgla w cząsteczce od 1 do 6, zwłaszcza metanol i/lub izopropanol i/lub ich dowolną mieszaninę, korzystnie przy stosunku wagowym alkoholu metylowego do alkoholi wyższych wynoszącym od 1 : 0,03 do 1 : 0,2.
PL 216 583 B1
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według wynalazku jako alifatyczne poliole zawiera glikol etylenowy.
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według wynalazku zawiera polioksyalkilenowane aminy o średniej masie cząsteczkowej od 300 do 1500 daltonów, korzystnie od 300 do 1500 daltonów, które zawierają od 1 do 5, korzystnie od 1 do 3 atomów azotu.
Korzystnie termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji komponowany jest w mieszalniku zaopatrzonym w mieszadło i/lub inne urządzenia umożliwiające uzyskanie jednorodnego roztworu komponentów, przy czym reakcję otrzymywania soli prowadzi się tak, aby temperatura mieszaniny reakcyjnej utrzymywała się w granicach od 20 do 40°C.
Inhibitor wg wynalazku tworzy stabilne, jednorodne ciecze z wodą złożową. Stabilny układ inhibitor hydratów - inhibitor korozji - woda złożowa powoduje, że właściwości zarówno przeciwdziałające tworzeniu się hydratów gazowych jak i właściwości przeciwkorozyjne znacznie się zwiększyły w stosunku do inhibitorów dostępnych w przemyśle, przy zakresie dozowania znacząco niższym niż w przypadku znanych inhibitorów opartych na alkoholu metylowym.
Z uwagi na to, że poziom dozowania termodynamicznego inhibitora hydratów i korozji wg wynalazku jest niższy w porównaniu do powszechnie stosowanych, tradycyjnych inhibitorów hydratów i korozji opartych głównie na alkoholu metylowym, zastosowanie inhibitora według wynalazku powoduje znaczne obniżenie ilości stosowanego metanolu, co korzystnie wpływa na zmniejszenie toksyczności stosowanego inhibitora i jego negatywnego oddziaływania na środowisko naturalne. Równocześnie zastosowanie inhibitora według wynalazku korzystnie wpływa na parametry jakościowe przesyłanego gazu oraz pozwala zredukować koszty jego transportu.
Przedmiot wynalazku został szczegółowo przedstawiony w przytoczonych poniżej przykładach.
Badania skuteczności wytworzonego inhibitora pod kątem zapobiegania tworzeniu się hydratów przeprowadzono na aparacie przeznaczonym do badań właściwości płynów złożowych w zależności od wartości ciśnienia, temperatury i objętości. Inhibitor wg wynalazku mieszano z wodą złożową w stosunku objętościowym 10 : 100 i następnie przepuszczano gaz ziemny.
Kryterium oceny inhibitora, uzyskanego według opisów przedstawionych w przykładach od 1 do 5, była depozycja hydratów.
Skład procentowy inhibitora korozji według wynalazku został podany w procentach masowych liczonych w odniesieniu do całkowitej masy inhibitora.
P r z y k ł a d 1
Do mieszalnika wprowadzono 79,17 kg (79,17% masowych) alkoholu metylowego, a następnie 6 kg (0,6% masowych) pochodnej imidazoliny wytworzonej w temperaturze 220°C w wyniku procesu kondensacji dietylenotriaminy i kwasu oleinowego. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 2 kg (0,2% masowych) kwasu octowego lodowatego. Po pełnym przereagowaniu do postaci soli wprowadzono 80 kg (8% masowych) etoksylowanej, uwodornionej aminy talowej zawierającej 3 grupy etoksylowe i 1,3 kg (0,13% masowych) etoksylowanej uwodornionej aminy talowej zawierającej 8 grup etoksylowych. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 5 kg (0,5% masowych) 3-metoksypropyloaminy, 30 kg (3% masowych) glikolu etylenowego i 84 kg (8,4% masowych) alkoholu izopropylowego. Po ujednorodnieniu uzyskano 1000 kg (100% masowych) inhibitora, który stanowił klarowną, niskolepką ciecz. W badaniu skuteczności wytworzonego inhibitora nie stwierdzono depozycji hydratów.
P r z y k ł a d 2
Do mieszalnika wprowadzono 783 kg (78,3% masowych) alkoholu metylowego i 27 kg (2,7% masowych) alkoholu izopropylowego, a następnie 40 kg (4% masowych) pochodnej imidazoliny wytworzonej w temperaturze 280°C w wyniku procesu kondensacji trietylenotetraaminy i kwasu oleinowego. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 10 kg (1% masowych) kwasu adypinowego. Po pełnym przereagowaniu do postaci soli wprowadzono 100 kg (10% masowych) polioksyalkilenowanej, uwodornionej aminy talowej zawierającej 5 grup etoksylowych i 3 grupy propoksylowe. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 20 kg (2% masowych) glikolu etylenowego i 20 kg (2% masowych) 3-metoksypropyloaminy Po ujednorodnieniu uzyskano 1000 kg (100% masowych) inhibitora, który stanowił klarowną, niskolepką ciecz. W badaniu skuteczności wytworzonego inhibitora nie stwierdzono depozycji hydratów.
P r z y k ł a d 3
Do mieszalnika wprowadzono 870 kg (87,0% masowych) alkoholu metylowego, 40 kg (4% masowych) alkoholu izopropylowego i 16 kg (1,6% masowych) alkoholu izobutylowego. Po wymieszaniu zawartości mieszalnika wprowadzono 30 kg (3% masowych) pochodnej imidazoliny wytworzonej
PL 216 583 B1 w temperaturze 280°C w wyniku procesu kondensacji trietylenopentaaminy i kwasu oleinowego. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 12 kg (1,2% masowych) kwasu octowego lodowatego. Po pełnym przereagowaniu do postaci soli wprowadzono 10 kg (1% masowych) etoksylowanej, uwodornionej aminy stearylowej zawierającej 3 grupy etoksylowe i 2 kg (0,2% masowych) etoksylowanej aminy talowej zawierającej 22 grupy etoksylowe. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 20 kg (2% masowych) monoetanoloaminy. Po ujednorodnieniu uzyskano 1000 kg (100% masowych) inhibitora, który stanowił klarowną, niskolepką ciecz. W badaniu skuteczności wytworzonego inhibitora nie stwierdzono depozycji hydratów.
P r z y k ł a d 4
Do mieszalnika wprowadzono 800 kg (80,0% masowych) alkoholu metylowego, 44 kg (4,4% masowych) alkoholu izopropylowego i 40 kg (4% masowych) alkoholu izobutylowego, a następnie 8 kg (0,8% masowych) pochodnej imidazoliny wytworzonej w temperaturze 260°C w wyniku procesu kondensacji dietylenotriaminy i kwasu oleinowego. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 4 kg (0,4% masowych) kwasu octowego lodowatego. Po pełnym przereagowaniu do postaci soli wprowadzono 1 kg (0,1% masowych) polioksyalkilenowanej, uwodornionej aminy talowej zawierającej 8 grup etoksylowych i 4 grupy propoksylowe. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 1,5 kg (0,15% masowych) 3-metoksypropyloaminy i 1,5 kg dietyloaminy (0,15% masowych) oraz 100 kg (10% masowych) glikolu etylenowego. Po ujednorodnieniu uzyskano 1000 kg (100% masowych) inhibitora, który stanowił klarowną, niskolepką ciecz. W badaniu skuteczności wytworzonego inhibitora nie stwierdzono depozycji hydratów.
P r z y k ł a d 5
Do mieszalnika wprowadzono 887 kg (88,7% masowych) alkoholu metylowego, 5 kg (0,5% masowych) pochodnej imidazoliny wytworzonej w temperaturze 240°C w wyniku procesu kondensacji dietylenotriaminy i kwasów tłuszczowych oleju talowego. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 2 kg (0,2% masowych) kwasu adypinowego. Po pełnym przereagowaniu do postaci soli wprowadzono 40 kg (4% masowych) polioksyalkilenowanej, uwodornionej aminy talowej zawierającej 6 grup etoksylowych i 2 grupy propoksylowe. Po całkowitym rozpuszczeniu wprowadzono 16 kg (1,6% masowych) dietyloaminy oraz 50 kg (5% masowych) glikolu dietylenowego. Po ujednorodnieniu uzyskano 1000 kg (100% masowych) inhibitora, który stanowił klarowną, niskolepką ciecz. W badaniu skuteczności wytworzonego inhibitora nie stwierdzono depozycji hydratów.
Wytworzony według przykładów inhibitor charakteryzuje się niską lepkością, niską temperaturą płynięcia, poniżej - 30°C, alkalicznym odczynem pH, bardzo dobrą kompatybilnością z wodami złożowymi obecnymi w procesie wydobywania ropy i gazu. Skutecznie zapobiega tworzeniu się hydratów i skutecznie przeciwdziała korozji na powierzchniach aparatury wydobywczej, rurociągów i zbiorników, zabezpieczając prawidłową, bezawaryjną ich eksploatację. Zakres korzystnego dozowania inhibitora 3 wg wynalazku wynosi od 5 do 10 litrów na ok. 100 litrów wody złożowej, co odpowiada 12 tys. m3 gazu ziemnego, podczas gdy typowe dozowanie termodynamicznych inhibitorów hydratów zawierających głównie metanol wynosi około 20 litrów na 100 litrów wody złożowej.
Badania właściwości przeciwkorozyjnych inhibitorów według przykładów od 1 do 5, prowadzono wg testu kołowego Wheel Test zgodnie z normą ASTM NACE 1 D 182 „Metoda badania trwałości warstwy ochronnej, tworzonej przez inhibitory korozji rur w odwiertach”. Jest to konwencjonalna metoda badania ubytku masy, która stosowana jest do oceny wydajności inhibitora poprzez symulację ciągłego przepływu medium korozyjnego.
Do szczelnie zamykanych butelek szklanych naważano wymaganą ilość inhibitora korozji, następnie butelki napełniano syntetyczną wodą morską zmieszaną z ropą naftową w stosunku objętościowym 90 do 10, w butelkach umieszczano wcześniej zważone próbki metalu typu „Sand blasted mild steel Shimstock” o wymiarach 0,13 x 12,7 x 76 mm, zawartość butelek nasycano ditlenkiem węgla z butli, butelki zamykano i umieszczono w termostacie na aparacie obrotowym, który obracał się z prędkością 30 obrotów/minutę. Badanie prowadzono w temperaturze 65,5°C przez 72 godziny.
Procent ochrony i stopień korozji obliczano z ubytku masy próbki metalu w obecności inhibitora W(inhib) oraz bez udziału inhibitora W(0).
Procentowa ochrona,% P = W (0) - W(inhib.) /W(0) x 100.
Z uwagi na korzystne dozowanie termodynamicznego inhibitora korozji wg wynalazku, wynoszące od 5 do 10 litrów na ok. 100 litrów wody złożowej, co odpowiada w praktyce przemysłowej 3 ok. 12 tys. m3 gazu ziemnego, właściwości przeciwkorozyjne przebadano w tym samym zakresie.
PL 216 583 B1
Wyniki badań korozyjnych inhibitorów otrzymanych wg przykładów 1 do 5 przedstawiono w tabeli poniżej.
| Inhibitor | Przykład 1 | Przykład 2 | Przykład 3 | Przykład 4 | Przykład 5 |
| Dozowanie inhibitora na 100% objętościowych medium korozyjnego [% obj.] | [% ochrony] | ||||
| 5 | 92 | 94 | 95 | 95 | 93 |
| 8 | 96 | 98 | 98 | 96 | 95 |
| 10 | 95 | 98 | 97 | 96 | 96 |
Zastrzeżenia patentowe
Claims (7)
- Zastrzeżenia patentowe1. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji do ochrony rurociągów gazowych, zawierający sól pochodnej imidazoliny i alifatycznego kwasu karboksylowego oraz alkohole alifatyczne, znamienny tym, że zawiera sól pochodnej imidazoliny i alifatycznego kwasu karboksylowego w ilości od 0,1 do 10% masowych, korzystnie od 0,3 do 5% masowych, 3-metoksypropyloaminę i/lub monoetanoloaminę i/lub dietyloaminę w ilości od 0,05 do 3% masowych, korzystnie od 0,1% do 2% masowych, alkohole alifatyczne w ilości od 70 do 99% masowych, polioksyalkilenowane aminy, korzystnie polioksyetyIenowane i/lub polioksypropylenowane uwodornione aminy talowe w ilości od 0,1 do 10% masowych, korzystnie od 1 do 5% masowych oraz ewentualnie poliole alifatyczne w ilości nie większej niż 10% masowych.
- 2. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według zastrz. 1, znamienny tym, że zawarta w nim sól stanowi produkt neutralizacji od 0,066 do 6,66% masowych, korzystnie od 0,2 do 3,33% masowych pochodnej imidazoliny alifatycznym kwasem karboksylowym, korzystnie kwasem octowym lodowatym lub kwasem adypinowym, użytym w ilości od 0,033 do 3,33% masowych, korzystnie od 0,1 do 1,67% masowych, w temperaturze poniżej 40°C, przy zachowaniu stosunku masowego znanej pochodnej imidazoliny do kwasu alifatycznego od 1 : 0,2 - 0,5.
- 3. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według zastrz. 2, znamienny tym, że użyta do otrzymania soli alifatycznego kwasu karboksylowego znana pochodna imidazoliny wytworzona jest znanym sposobem w temperaturze 180°C - 280°C, korzystnie 220°C - 260°C w procesie kondensacji poliaminy alifatycznej o sumarycznym wzorze H2NC2H4(HNC2H4)nNH2, gdzie n równe 0 do 3 i kwasów tłuszczowych, zawierających od 12 do 22 atomów węgla w cząsteczce, korzystnie od 16 do 18 atomów węgla, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu tłuszczowego wynoszącym 1 : 0,5 - 1.
- 4. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według zastrz. 1, znamienny tym, że zawarta w nim amina jest 3-metoksypropyloaminą i/lub monoetanoloaminą i/lub dietyloaminą.
- 5. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według zastrz. 1, znamienny tym, że zawiera alkohole alifatyczne o ilości atomów węgla w cząsteczce od od 1 do 6, zwłaszcza metanol i/lub izopropanol i/lub ich dowolną mieszaninę, korzystnie przy stosunku wagowym alkoholu metylowego do alkoholi wyższych wynoszącym od 1 : 0,03 do 1 : 0,2.
- 6. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według zastrz. 1, znamienny tym, że zawarty w nim poliol alifatyczny jest glikolem etylenowym.
- 7. Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji według zastrz. 1, znamienny tym, że zawarte w nim polioksyalkilenowane aminy mają średnią masę cząsteczkową od 300 do 1500 daltonów, korzystnie od 400 do 1300 daltonów i zawierają od 1 do 5, korzystnie od 1 do 3 atomów azotu.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL393186A PL216583B1 (pl) | 2010-12-09 | 2010-12-09 | Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL393186A PL216583B1 (pl) | 2010-12-09 | 2010-12-09 | Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL393186A1 PL393186A1 (pl) | 2012-06-18 |
| PL216583B1 true PL216583B1 (pl) | 2014-04-30 |
Family
ID=46210711
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL393186A PL216583B1 (pl) | 2010-12-09 | 2010-12-09 | Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| PL (1) | PL216583B1 (pl) |
-
2010
- 2010-12-09 PL PL393186A patent/PL216583B1/pl unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| PL393186A1 (pl) | 2012-06-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7989403B2 (en) | Corrosion inhibitors containing amide surfactants for a fluid | |
| US7851414B2 (en) | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications | |
| MX2013009634A (es) | Inhibidores de hidratos gaseosos anti-aglomerantes para utilizarse en sistemas petroliferos y de gas natural. | |
| BR112017020172B1 (pt) | Composição, seu uso como depurador de sulfidrila e processo para eliminar as moléculas de sulfidrila em operações de campo petrolífero e sistemas de processo | |
| US20130175477A1 (en) | Corrosion inhibitor for high temperature environments | |
| EP2992066A1 (en) | Water-soluble corrosion inhibitor for protection of lifting casings and natural gas pipelines as well as the method of its production. | |
| CN104531323A (zh) | 不含亚硝酸盐快速生物降解矿山支架用浓缩液及制备方法 | |
| US7285519B2 (en) | Oil production additive formulations | |
| RU2641148C2 (ru) | Ингибитор коррозии для защиты оборудования для добычи сырой нефти, трубопроводов и резервуаров для сырой нефти, а также способ его получения | |
| CN102268677A (zh) | 一种抑制h2s/co2腐蚀的缓蚀剂及其制备方法 | |
| PL216583B1 (pl) | Termodynamiczny inhibitor hydratów i korozji | |
| PL216427B1 (pl) | Kinetyczny inhibitor hydratów i korozji | |
| US4238348A (en) | Method and a composition for inhibiting corrosion | |
| PL226810B1 (pl) | Termodynamiczny inhibitor hydratów odziałaniu przeciwkorozyjnym iantyaglomeracyjnym doochrony urzadzen wydobywczych, rurociagów transportujacych rope naftowa isposób jego wytwarzania | |
| PL216629B1 (pl) | Inhibitor do ochrony antykorozyjnej rurociągów gazowych | |
| PL226811B1 (pl) | Termodynamiczny inhibitor hydratów odziałaniu przeciwkorozyjnym iantyaglomeracyjnym doochrony rur wydobywczych irurociagów transportujacych gaz ziemny isposób jego wytwarzania | |
| DK181797B1 (en) | Synergistic h2s scavenging compositions and methods thereof | |
| EP3571330A2 (en) | Synergistic corrosion inhibitors | |
| PL243758B1 (pl) | Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie | |
| PL237623B1 (pl) | Inhibitor do ochrony przed korozją instalacji rafineryjnych, zwłaszcza destylacji rurowo-wieżowej | |
| EP3417091B1 (en) | Corrosion inhibitor comprising complex oligomeric structures derived from vegetable oils | |
| GB2028810A (en) | Corrosion-retarding compositions comprising hydrazine salts | |
| PL237473B1 (pl) | Inhibitor korozji do strumieni węglowodorowych | |
| PL237624B1 (pl) | Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów | |
| CN115491678A (zh) | 一种管道预膜缓蚀剂及其制备方法 |