RU2411306C1 - Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов - Google Patents
Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2411306C1 RU2411306C1 RU2009129461/02A RU2009129461A RU2411306C1 RU 2411306 C1 RU2411306 C1 RU 2411306C1 RU 2009129461/02 A RU2009129461/02 A RU 2009129461/02A RU 2009129461 A RU2009129461 A RU 2009129461A RU 2411306 C1 RU2411306 C1 RU 2411306C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- active part
- mixture
- inhibitor
- methanol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности для предотвращения коррозии оборудования и трубопроводов, эксплуатируемых в агрессивных средах, содержащих углекислый газ и сероводород. Ингибитор включает активную часть на основе карбоновых кислот, метанол, неиногенное поверхностно-активное вещество НПАВ, при этом он дополнительно содержит спиртовую фракцию производства капролактама СФПК и масло ПОД, активная часть получена синтезом высокомолекулярных и среднемолекулярных карбоновых кислот с триэтилентетраамином, а в качестве НПАВ он содержит смесь неонолов при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: активная часть 10,0-30,0, СФПК 10,0-40,0, метанол 10,0-40,0, смесь неонолов 1,0-4,0, масло ПОД - остальное. Технический результат: изобретение позволяет расширить арсенал эффективных технологичных и экономически доступных средств борьбы с коррозией черных металлов в системах добычи и транспорта нефти и газа. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии с помощью ингибиторов и может быть использовано в нефтяной промышленности для предотвращения коррозии оборудования и трубопроводов, эксплуатируемых в агрессивных средах, содержащих углекислый газ и сероводород.
Известен ингибитор кислотной коррозии в нефтепромысловых средах, содержащий масло ПОД или его смесь со спиртовой фракцией производства капролактама (СФПК), а также моноэтаноламин или азотсодержащие отходы производства аммиака или капролактама (патент РФ №2023052, МПК C23F 11/04). Данный ингибитор имеет достаточно высокую плотность, что препятствует его широкому использованию в различных условиях эксплуатации нефтепромыслового оборудования и нефтегазотрубопроводов.
Известен ингибитор коррозии, предназначенный для использования в нефтедобывающей промышленности при защите от коррозии нефтепромыслового оборудования (патент РФ №2224823, МПК C23F 11/14). В состав этого ингибитора входят, мас.%: первичные амины или их смесь 1-4, метанол 22-25, моноэтаноламин 5-9, смесь неонолов 15-25, высшие ароматические углеводороды - остальное. Указанный ингибитор не нашел широкого применения в нефтяной промышленности, т.к. не оказывает ингибирующего действия в агрессивных средах, содержащих сероводород и диоксид углерода в количестве более 100 мг/л.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности существенных признаков является ингибитор коррозии по патенту РФ №2147627, МПК C23F 11/14, в состав которого входят следующие компоненты, мас.%: продукт взаимодействия карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов 10-30, неиногенное поверхностно-активное вещество(НПАВ) 1-10, керосин 5-15, растворитель - остальное. При этом в качестве растворителя используют метанол, толуол, сольвент, нефрас или их смеси, а в качестве НПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы, моноалкилированные эфиры полиэтиленгликоля (ОП-10 и т.п.). Наличие в составе указанной композиции 5-15 мас.% керосина значительно снижает коэффициент распределения ингибитора в водной фазе, что существенно ухудшает его действие, особенно при ламинарном режиме в нефтесборных коллекторах.
Задачей настоящего изобретения является расширение арсенала эффективных технологичных и экономически доступных средств борьбы с коррозией черных металлов в системах добычи и транспорта нефти и газа.
Поставленная задача решается за счет того, что в состав ингибитора коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов, включающий активную часть на основе карбоновых кислот, метанол, НПАВ, в отличие от прототипа дополнительно введены СФПК и масло ПОД. Активная часть ингибитора получена синтезом высокомолекулярных и среднемолекулярных карбоновых кислот с триэтилентетраамином (ТЭТА), а в качестве НПАВ он содержит смесь неонолов при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
активная часть | 10,0-30,0 |
СФПК | 10,0-40,0 |
метанол | 10,0-40,0 |
смесь неонолов | 1,0-4,0 |
масло ПОД | остальное. |
Кроме того, для защиты от бактериальной коррозии предложенный ингибитор может дополнительно содержать в качестве бактерицидной добавки алкилбензилдиметиламмоний хлорид в количестве до 15 мас.%.
Технический результат, достигаемый при использовании заявленной композиции, заключается в повышении защитных свойств ингибитора и обеспечении его растворимости как в воде, так и в газовом конденсате. Полученный продукт не содержит высокомолекулярные соединения, благодаря чему достигается регулярная структура соединений, обеспечивающая формирование более плотного адсорбционного слоя и повышение эффективности защитного действия. Входящие в состав масла ПОД кетоны, эфиры и дианон, а также циклогексанон, содержащийся в СФПК, взаимодействуя с полученной активной частью ингибитора значительно усиливают ингибирующее действие предложенного реагента. При этом наличие в составе СФПК амилового спирта, растворяющегося в воде и частично в углеводородах, обеспечивает улучшение распределения ингибитора между водной и углеводородной частями агрессивной среды. Смесь неонолов, представляющих собой оксиэтилированные и оксипропилированные спирты, попадая в нефть путем диффузии из водных растворов, подавляет аномалии ее вязкости, а кроме того, улучшает образование пленки на поверхности оборудования и препятствует наводораживанию металла.
Заявляемый ингибитор готовят следующим образом. Активная часть ингибитора была получена путем конденсации ТЭТА с высокомолекулярными и среднемолекулярными карбоновыми кислотами. Смесь кислот С10-С20 и С6-С8, взятых в соотношении 2:1, в реакторе с мешалкой нагревали с ТЭТА до 100°С, выдерживали до полной отгонки воды с получением смеси алифатических аминов, затем температуру поднимали до 150°С, выдерживали до полной отгонки воды с получением амидов и аминоамидов и затем температуру поднимали до 240-250°С, выдерживали до полной отгонки воды с получением имидазолинов. Содержание последних определяли по содержанию третичного азота. В зависимости от технологического регламента и температуры активная часть может содержать до 10-15% смеси алифатических аминов, до 20% амидов и амидоаминов и остальное - имидазолины. В составе композиции использовали СФПК - растворитель, изготовленный из отхода производства капролактама - спиртовой фракции процесса ректификации продуктов окисления циклогексана, например, по ТУ 24330-017-00205311-99; масло ПОД - кислородсодержащий отход производства капролактама, представляющий собой остаток ректификации продуктов окисления циклогексана и дегидрирования циклогексанола (ТУ 113-03-476-86, ТУ 2433-016-00205311-99); смесь неонолов АФ1-12 и АФ9-12 (2-5:5-8) по ТУ 2483-077-05766801-98 и метанол по ГОСТ 2222-95 Метанол технический.
Предложенную композицию получают путем непрерывного нагревания при постоянном перемешивании активной части и добавления к ней масла ПОД, СФПК, метанола и неонолов.
Указанный технический результат подтверждается данными проведенных экспериментов, отраженными в таблицах 1, 2. Испытания защитных свойств предложенного ингибитора проводились в соответствии с ГОСТ 9.506-87 (Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности) на металлических образцах из стали 20 в течение 8 часов при комнатной температуре. Концентрация ингибитора составляла 50 мг/л. Испытания проводились в среде NАСЕ (стандарт NACE Standart TMО177-2005), барботируемой диоксидом углерода или сероводородом, а также в пластовой воде Кулешовского месторождения ОАО «Самаранефтегаз» (общая минерализация - 250 г/л, H2S=180 мг/л, CO2=84 мг/л, pH=7,1) и среде нефтесборного коллектора (50% обводненности, H2S=250 мг/л). Исследование эффективности действия на сульфатвосстанавливающие бактерии(СВБ) ингибитора-прототипа и предлагаемого ингибитора (при содержании в его составе алкилбензилдиметиламмоний хлорида 10 мас.%) проводили в вышеуказанных пластовых водах (таблица 2).
Таким образом, как видно из приведенных данных, заявленная совокупность качественных и количественных характеристик композиции обеспечивает синергетический эффект, возможность достижения которого не вытекает из уровня техники.
Таблица 1 | |||||||||
№ п/п |
Состав, масса, % | Защитный эффект, % | |||||||
Среда | |||||||||
Активная часть | СФПК | Метанол | Смесь неанолов АФ1-12 + АФ9-12 | Масло ПОД | NACE + CO2 | NACE + H2S | Пластовая вода | Нефте- сборный коллектор | |
1.1 | 10 | 10 | 10 | 1 | 89 | 91 | 90 | 91 | |
1.2 | 20 | 10 | 10 | 1 | 92 | 93 | 90 | 91 | |
1.3 | 30 | 10 | 10 | 1 | 92 | 93 | 91 | 92 | |
2.1 | 10 | 10 | 10 | 2 | О | 90 | 91 | 89 | 90 |
2.2 | ?0 | 10 | 10 | 2 | 90 | 92 | 91 | 90 | |
2.3 | 30 | 10 | 10 | 2 | С | 91 | 93 | 92 | 91 |
3.1 | 10 | 10 | 10 | 4 | 89 | 90 | 91 | 90 | |
3.2 | 20 | 10 | 10 | 4 | Т | 90 | 92 | 91 | 91 |
3.3 | 30 | 10 | 10 | 4 | 93 | 93 | 93 | 92 | |
4.1 | 10 | 20 | 20 | 1 | А | 94 | 92 | 95 | 94 |
4.2 | 20 | 20 | 20 | 1 | 96 | 94 | 97 | 96 | |
4.3 | 30 | 20 | 20 | 1 | Л | 98 | 96 | 98 | 96 |
5.1 | 10 | 30 | 10 | 1 | 96 | 94 | 94 | 95 | |
5.2 | 20 | 30 | 10 | 1 | Ь | 97 | 96 | 95 | 96 |
5.3 | 30 | 30 | 10 | 1 | 99 | 98 | 97 | 97 | |
6.1 | 10 | 40 | 10 | 1 | Н | 97 | 96 | 94 | 95 |
6.2 | 20 | 40 | 10 | 1 | 98 | 97 | 96 | 96 | |
6.3 | 30 | 40 | 10 | 1 | О | 99 | 98 | 98 | 98 |
7.1 | 10 | 10 | 40 | 1 | 89 | 90 | 90 | 89 | |
7.2 | 20 | 10 | 40 | 1 | Е | 90 | 91 | 91 | 91 |
7.3 | 30 | 10 | 40 | 1 | 90 | 91 | 93 | 92 | |
8 | 30 | - | 68 | 2 | - | 37 | 29 | 32 | 28 |
9 | 30 | 40 | 28 | 2 | - | 55 | 49 | 48 | 51 |
10 | 30 | - | 20 | 2 | 48 | 55 | 42 | 37 | 40 |
Таблица 2 | |||
№ п/п | Концентрация ингибитора мг/л | Количество клеток СВБ | |
Планктонная форма | Адгезионная форма | ||
Прототип | 100 | 101-102 | 105-106 |
Изобретение | 50 | Не обнаружено | 102-103 |
Claims (2)
1. Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов, включающий активную часть на основе карбоновых кислот, метанол, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), отличающийся тем, что он дополнительно содержит спиртовую фракцию производства капролактама (СФПК) и масло ПОД, активная часть получена синтезом высокомолекулярных и среднемолекулярных карбоновых кислот с триэтилентетраамином, а в качестве НПАВ он содержит смесь неонолов при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
активная часть 10,0-30,0
СФПК 10,0-40,0
метанол 10,0-40,0
смесь неонолов 1,0-4,0
масло ПОД остальное
2. Ингибитор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит алкилбензилдиметиламмоний хлорид в количестве до 15 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009129461/02A RU2411306C1 (ru) | 2009-07-30 | 2009-07-30 | Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009129461/02A RU2411306C1 (ru) | 2009-07-30 | 2009-07-30 | Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2411306C1 true RU2411306C1 (ru) | 2011-02-10 |
Family
ID=46309263
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009129461/02A RU2411306C1 (ru) | 2009-07-30 | 2009-07-30 | Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2411306C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2524527C1 (ru) * | 2013-03-27 | 2014-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Башкирский государственный аграрный университет | Способ защиты стали от коррозии в минерализованных водно-нефтяных средах, содержащих диоксид углерода |
CN106245033A (zh) * | 2016-08-10 | 2016-12-21 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 咪唑啉缓蚀剂及其应用、气液双相葵二酸基咪唑啉缓蚀剂及其制备与使用方法 |
CN106283065A (zh) * | 2016-08-10 | 2017-01-04 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 气液双相棕榈酸基咪唑啉缓蚀剂及其制备与使用方法 |
CN115306950A (zh) * | 2022-08-19 | 2022-11-08 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种海底管道铺设过程中海水腐蚀控制方法 |
-
2009
- 2009-07-30 RU RU2009129461/02A patent/RU2411306C1/ru active IP Right Revival
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2524527C1 (ru) * | 2013-03-27 | 2014-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Башкирский государственный аграрный университет | Способ защиты стали от коррозии в минерализованных водно-нефтяных средах, содержащих диоксид углерода |
CN106245033A (zh) * | 2016-08-10 | 2016-12-21 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 咪唑啉缓蚀剂及其应用、气液双相葵二酸基咪唑啉缓蚀剂及其制备与使用方法 |
CN106283065A (zh) * | 2016-08-10 | 2017-01-04 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 气液双相棕榈酸基咪唑啉缓蚀剂及其制备与使用方法 |
CN106245033B (zh) * | 2016-08-10 | 2019-05-10 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 咪唑啉缓蚀剂及其应用、气液双相葵二酸基咪唑啉缓蚀剂及其制备与使用方法 |
CN106283065B (zh) * | 2016-08-10 | 2019-05-10 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 气液双相棕榈酸基咪唑啉缓蚀剂及其制备与使用方法 |
CN115306950A (zh) * | 2022-08-19 | 2022-11-08 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种海底管道铺设过程中海水腐蚀控制方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
TWI643810B (zh) | 含硫化合物去除用之組成物、使用其之方法、及其用途 | |
US7989403B2 (en) | Corrosion inhibitors containing amide surfactants for a fluid | |
US9399735B2 (en) | Mannich-base inhibitor for decalcification, preparation method and application thereof | |
CA2592447A1 (en) | Polymeric quaternary ammonium salts useful as corrosion inhibitors and biocides | |
RU2411306C1 (ru) | Ингибитор коррозии нефтепромыслового оборудования и нефтегазопроводов | |
RU2643006C2 (ru) | Водорастворимый ингибитор коррозии для защиты эксплуатационных труб и трубопроводов для природного газа, а также способ его получения | |
US11459498B2 (en) | Alkyl lactone-derived corrosion inhibitors | |
US20220363976A1 (en) | Alkyl lactone-derived hydroxyamides and alkyl lactone-derived hydroxyesters for the control of natural gas hydrates | |
RU2318864C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов | |
US4238349A (en) | Method and a composition for inhibiting corrosion | |
EP1794412B1 (fr) | Procede de traitement pour inhiber la corrosion de voute de pipes utilises dans l'industrie petroliere | |
BR112019011273A2 (pt) | método para inibir corrosão em uma superfície, uso de uma composição anticorrosão, composto, e, composição anticorrosão. | |
US20230193478A2 (en) | Oleyl propylenediamine-based corrosion inhibitors | |
KR101226307B1 (ko) | 유체 시스템에서의 부식 방지 | |
WO2014178737A1 (en) | Corrosion inhibitor for protection of crude oil extraction equipment, crude oil pipelines, and crude oil tanks as well as the method of its production | |
US10844292B2 (en) | Enhanced performance of sulfide scavengers | |
RU2603315C1 (ru) | Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
US20110180759A1 (en) | Methods and compositions for reducing stress corrosion cracking | |
CA2011083A1 (fr) | Procede et compositions pour reduire la corrosivite des solutions salines oxygenees par balayage avec des gaz acides | |
RU2518034C2 (ru) | Ингибитор коррозии пролонгированного действия для защиты нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования (варианты) | |
RU2304637C2 (ru) | Твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии | |
PL226811B1 (pl) | Termodynamiczny inhibitor hydratów odziałaniu przeciwkorozyjnym iantyaglomeracyjnym doochrony rur wydobywczych irurociagów transportujacych gaz ziemny isposób jego wytwarzania | |
RU2061098C1 (ru) | Ингибитор коррозии | |
MXPA03011659A (es) | Composicion inhibidora de corrosion a base de bisimidazolina 2-oleico-2¦-naftenica. | |
RU2564329C1 (ru) | Состав для предотвращения неорганических отложений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110809 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20150312 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170731 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180315 |