SU1799893A1 - Cпocoб пoлучehия иhгибиtopa koppoзии - Google Patents
Cпocoб пoлучehия иhгибиtopa koppoзии Download PDFInfo
- Publication number
- SU1799893A1 SU1799893A1 SU904911979A SU4911979A SU1799893A1 SU 1799893 A1 SU1799893 A1 SU 1799893A1 SU 904911979 A SU904911979 A SU 904911979A SU 4911979 A SU4911979 A SU 4911979A SU 1799893 A1 SU1799893 A1 SU 1799893A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- inhibitor
- carrier substance
- corrosion
- oil
- water
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims description 62
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims description 24
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 36
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 12
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 12
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000011449 brick Substances 0.000 claims description 11
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 7
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 7
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 235000021552 granulated sugar Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims description 2
- 230000001954 sterilising effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 claims 1
- 208000011117 substance-related disease Diseases 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N Quinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC=CC=C21 SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- FZXODTPQAXDPNA-UHFFFAOYSA-N benzylazanium;fluoride Chemical compound [F-].[NH3+]CC1=CC=CC=C1 FZXODTPQAXDPNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NHIMHTOLHVXMSS-UHFFFAOYSA-O benzylazanium;nitrate Chemical class [O-][N+]([O-])=O.[NH3+]CC1=CC=CC=C1 NHIMHTOLHVXMSS-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- VJCFHFTUPIHCIT-UHFFFAOYSA-N benzylazanium;nitrite Chemical compound [O-]N=O.[NH3+]CC1=CC=CC=C1 VJCFHFTUPIHCIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 2
- QJFMCHRSDOLMHA-UHFFFAOYSA-N phenylmethanamine;hydrobromide Chemical compound Br.NCC1=CC=CC=C1 QJFMCHRSDOLMHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PPCHYMCMRUGLHR-UHFFFAOYSA-N phenylmethanamine;hydroiodide Chemical compound I.NCC1=CC=CC=C1 PPCHYMCMRUGLHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000005295 Nyssa aquatica Species 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 208000025865 Ulcer Diseases 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- WIDQCNTVAUOVFH-UHFFFAOYSA-N benzylazanium phosphate Chemical compound P(=O)([O-])([O-])[O-].C(C1=CC=CC=C1)[NH3+].C(C1=CC=CC=C1)[NH3+].C(C1=CC=CC=C1)[NH3+] WIDQCNTVAUOVFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XKXHCNPAFAXVRZ-UHFFFAOYSA-N benzylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].[NH3+]CC1=CC=CC=C1 XKXHCNPAFAXVRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 229940125507 complex inhibitor Drugs 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000036512 infertility Effects 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical compound C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002760 rocket fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- -1 trialkyl Chemical compound 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 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
- C23F11/02—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in air or gases by adding vapour phase inhibitors
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для защиты от коррозии, наводораживания и солепарафиноотложений подземного оборудования скважин и надземных коммуникаций, а также нефтепромысловых и нефтепродуктовых стальных резервуаров, а именно к способам получения ингибитора коррозии путем нанесения ингибитора на вещество-носитель.
Цель изобретения - направленное действие ингибитора, продление срока действия защиты, интенсификация растворения ингибитора и надежность защиты.
Поставленная цель достигается тем, что по способу получения ингибитора коррозии путем нанесения ингибитора на веществоноситель нанесение проводят методом смачивания или пропитки, используя в качестве вещества-носителя пористый твердый мате риал с удельным весом более 1 в виде гра- нул, брикетов или таблеток.
С целью повышения растворимости ингибитора коррозии, более полного раскрытия ионогенных групп ингибиторов катионного типа, таких, как триалкилбензиламмонийнитрит, -нитрат или хлорид и повышения степени перемешивания и адсорбируемости защитных пленок в качестве вещества-носителя используют гранулированный сухой лет (твердая углекислота СОг) или обычный лед, или брикетированный сахар-песок. При этом после растворения ингибитора с поверхности вещества-носителя выделяющиеся пузырьки газа перемешивают раствор и ингибитор в подкисленной ими среде полнее диссоциирует, подключая к атаке большее число ионогенных групп катионного ПАВ к адсорбционной защите металла. Аналогично диссоциация молекул воды льда, сахара и
1799893 А1 каменной соли усиливает перемешивание и растворение ингибитора коррозии.
В качестве ингибиторов коррозии применены триал кил бензиламмонийнитрит-, нитрат, -хлорид; хинолин и его производные; продукт переработки фитостерина; ингибитор Сарзин, которые не только защищают металл от коррозии, но и от наводораживания и эффективно работают в кислых средах.
Использование в качестве вещества-носителя гранулированных фосфатных удобрений позволяет защищать металл не только от коррозии и наводораживания, но и от отложения солей и парафина.
Использование в качестве вещества-носителя эластичного капиллярно-пористого материала никелида титана позволяет осуществлять автоматическую дозировку ингибитора при изменении температуры и давления увеличивая срок последействия ингибитора, не загрязняя при этом нефть и нефтепродукты в силу стерильности никелида титана.
Среди других веществ-носителей может быть использован гранулированный полиакриламид или гранулы микропористой смолы.
Ингибитор с веществом-носителем вводится в затрубное пространство скважин, и поскольку вещество-носитель тяжелее воды, он легко достигает забойной части, медленно трассируя ингибитор в агрессивную продукцию скважин, защищая их подземное оборудование. На вещество-носитель ингибитор· наносится методом смачивания или пропитки. Твердое вещество-носитель может.быть растворимым или нерастворимым материалом. Загрузка его может осуществляться также и в контейнере.
При защите нефтесборных коллекторов загрузка ингибитора с веществом-носителем осуществляется в головной мерник под струю и транспортируется по нижнему лотку трубы потоком жидкости (обводненной нефти или пластовой воды), защищая тем самым от коррозионного язвенного поражения и ручейковой коррозии низ трубопровода как наиболее коррозионно-опасную часть, где скапливается соленая пластовая вода.
При защите от коррозии стальных нефтепромысловых (сырьевых, технологических и товарных, а также нефтепродуктовых) резервуаров от коррозии в качестве вещества-носителя используется жженый глиняный кирпич, предварительно пропитанный, например, методом окунания жидким ингибитором коррозии или парогазофазным ингибитором. Пропитанный жидким ингибитором кирпич заворачивается в целлофан и крепится к веревочке и опускается на днище резервуара, где скапливается соленая вода. Пройдя слой нефти в целлофане и опускаясь в зону мертвого объема соленой пластовой воды, целлофан сматывается с кирпича и той же веревочкой вытаскивается через верхний смотровой люк. При этом ингибитор, закрепленный в порах кирпича, постепенно трассируется в мертвый объем соленой пластовой и подтоварной воды, защищая днище и нижние пояса от коррозионного язвенного порыва. Другой кирпич, смоченный парогазовым ингибитором, подвешивается под кровлей стального резервуара в газовом объеме, где скапливаются кислые газы, включая сероводород и СОг, выделяющиеся из нефти в процессе подготовки ее и хранения, и трассирует летучий ингибитор в газовый объем, предохраняя кровлю стального резервуара от разрушения и потерь легких углеводородных фракций в атмосферу. Если же вводить ингибитор непосредственно в жидкую или газовую фазу без вещества-носителя, то ингибитор быстро выносится потоком и требует непрерывного дозирования, т.е. используется неэффективно с малым сроком службы, равным времени пребывания жидкости в резервуаре, технологическом аппарате или трубопроводе. Для топливных систем ракетных двигателей и горючесмазочных материалов и нефтепродуктов в качестве вещества-носителя целесообразно применять эластично-пористое вещество-носитель - никелид титана, что делает эти продукты абсолютно стерильными с автоматическим дозированием ингибитора при изменении температуры или давления в потоке. Следует заметить, что такие брикеты из никелида титана, как и кирпичи, смоченные ингибитором, могут устанавливаться в любом месте по трассе газопровода, нефтепровода или водовода сточной промысловой воды в системе ППД, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, но предпочтительно на коррозионно-опасных участках трассы. Это могут быть мешки трассы, где скапливается влага, конденсат, вода, кислый газ. В качестве ингибитора целесообразно использовать такие ингибиторы, которые способны защищать металл от коррозии и наводораживания как в водно-нефтяных средах, так и парогазовых. К таким ингибиторам относятся галогены или нитриты, нитраты триалкил бен зил аммония (триалкилбензиламмонийхлорид, триалкилбензиламмонийиодид, триалкилбензиламмонийбромид триалкилбензиламмонийфторид, триалкил бензиламмонийнитрит, триалкил, бензиламмонийнитрат), которые применяют как в отдельности, так и в сочетании с хинолином или его производными, а также ингибиторы на основе азоторганических соединений при переработке угля, например Сарзин, представляющие собой жидкость, и ингибиторы на основе азоторганических соединений растений или древесины и гузапаи хлопчатника-продукты переработки фитостерина. Этими ингибиторами смачивается и пропитывается вещество-носитель. Они могут также разбавляться в керосине, газоконденсате, спирте или воде и затем смачиваться и пропитываться веществом-носителем. Эти ингибиторы, нанесенные на вещество-носитель, надежно защищают металл как в водно-нефтяных, так и парогазовых средах в присутствии кислых газов (H2S, СО2, НС(, 50зи О2).
В качестве вещества-носителя в роли комплексно-действующего ингибитора коррозии и солепарафиноотложений применены гранулированные фосфорные удобрения на основе конденсированных фосфатов и полифосфатов, нитроаммофоса и аммофоса, которые к тому же улучшают и механические свойства стали в приповерхностном слое.
Пропитку и смачивание вещества-носителя ингибитором или его растворами осуществляют перколяцией, фильтрацией или окунанием.
Защиту нефтепромыслового оборудования, работающего в кислой сероводородсодержащей продукции скважин, осуществляют водными или водно-спиртовыми или спиртовыми растворами фитостерина, которыми смачивается и пропитывается вещество-носитель.
Лример'1. Для защиты подземного оборудования скважины механизированной добычи от коррозии и увеличения межремонтного периода при добыче обводненной парафинистой нефти с содержанием сероводорода 317 мг/л в затрубное пространство закачивается или засыпается гранулированный нитроаммофос (ТУ-6-08433-79), предварительно смоченный и пропитанный триал кил бенз ил аммонийхлоридом, При этом эффект защиты от сероводородной коррозии, наводораживания и солепарафиноотложений соответственно составил 99,4; 99,2 и 99,0%, а межремонтный период увеличился в 2,8 раза за счет сокращения обрывов штанг, колонн НКТ (насосно-компрессорных труб) и частоты ремонта глубинного насоса. При смачивании и пропитке того же вещества-носителя триал килбензиламмонийнитритом межремонт ный период (МРП) увеличился с 70 до 210 суток, т.е. втрое. Расход смоченного ингибитором вещества-носителя на одну скважину составил 160 кг, в то время как по прототипу на обработку одной скважины требуется 1 -5 т ингибитора. Время защитного действия ингибитора по предлагаемому способу составляет 8 месяцев, что в 2 раза дольше, чем по существующему.
П р и м е р 2. Условия те же, что в примере 1, только в качестве вещества-носителя использована кирпичная крошка фракции 2-5 мм, пропитанная 10%-ным водным раствором фитостерина (продукта переработки фитостерина в виде мыла сульфатного облагороженного), ТУ 13-4000177109-86, выпускаемого Чимкентским химико-фармацевтическим заводом по цене 265 руб за тонну, и загруженная в сетчатый контейнер, опущенный в скважину. При этом эффект защиты от кислотно-сероводородной коррозии при РН=5,5 пластовой воды и минерализации 91 г/л составил 99,9% от наводораживания 99,8 и солепарафиноотложений 99,7% при увеличении МРП в 3,5 раза.
Прим р 3. Условия те же, что и в примере 1, только в качестве ингибитора для смачивания применен Сарзин, при этом МРП увеличился в 3,2 раза.
П р и м е р 4. Условия те же, что и в примере 2 и 3, при этом МРП увеличился в
3,1 раза.
П р и м е р 5. Условия те же, что и в примере 1, только ингибитор триалкилбензиламмонийхлорид нанесен на крошку сухого льда (твердая СО2) крупностью 1-5 мм, при этом эффект защиты от коррозии и солепарафиноотложений полный (100%). Аналогичные результаты с применением триал кил бензиламмонийиодидом, бромидом и фторидом.
П р и м е р 6. Нефтесборный рб коллектор протяженностью 8 км, транспортирующий обводненную нефть с обводненностью 90% с производительностью по жидкости 932 м3/сутки. Пластовая вода хлоркальциевого типа, минерализация 70 г/л, H2S=180 мг/л, pH 6,4) защищается от порывов следующим образом. В три головных мерника под струю загружается гранулированный нитроаммофос (или аммофос, или конденсированные полифосфаты), смоченный и пропитанный триалкилбензиламмонийхлоридом из расчета 25 кг/сутки в каждый мерник. При этом гранулы, смоченные и пропитанные ингибитором, тянутся по лотку трубы, оседая в мешках трассы, медленно трассируя ингибитор в соленую воду, благодаря чему в 12 раз сократилась частота порывов с после
Ί действием до 4-х месяцев после прекращения подачи ингибитора. При этом степень защиты нефтесборного коллектора от коррозии, наводораживания и солепарафиноотложений соответственно составила 99,3;
99,1 и 99%.
П р и м е р 7. Условия те же, что и в примере 6, только в качестве вещества-носителя использован жженый глиняный строительный красный кирпич, смоченный ингибитором Сарзин и в количестве поЗ штуки опущенный в каждый из трех головных мерников. При этом частота порывов снизилась в 9 раз. Аналогичные результаты получают при смачивании кирпича 10%-ным водным раствором фитостерина (продуктом переработки фитостерина (ППФ).
Примере. Пористые гранулы или таблетки, брикеты из никелида титана смачиваются и пропитываются путем окунания или перколяции в жидкие парогазофазные ингибиторы триалкилбензиламмонийхлорид, триалкилбензиламмонийиодид, триалкил бензиламмонийбромид, триалкилбензиламмонийфторид, триалкилбензиламмонийфосфат, Сарзин или ППФ и опускаются в контейнере сетчатом на заданную глубину или засыпаются в затрубное пространство в забойную часть скважины. Упруго-эластичные свойства капиллярно-пористого никелида титана заставляют под действием перепада температур и давлений сжиматься или расширяться вещество-носитель, выделяя при этом большее или меньшее количество ингибитора в агрессивную среду продукции скважин, не загрязняя ее при этом продуктами растворения вещества-носителя и обеспечивая полную защиту от сероводородной, кислотной коррозии и охрупчивания в жидкой и парогазовой фазах скважины. При контейнерной загрузке вещества-носителя никелида титана по мере израсходования жидко-летучего ингибитора за счет его испарения, вымывания и растворения в агрессивной среде, контейнер вынимается и содержимое его - вещество-носитель - регенерируется и снова смачивается жидко-парофазным ингибитором и опускается в газовую или нефтяную, или нагнетательную скважину на заданную глубину.
Предлагаемое изобретение позволяет надежно защищать сверхглубокие и глубокие скважины, работающие в жестких условиях повышенных температур, давлений и минерализации пластовой воды с повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа, поскольку указанные ингибиторы проявляют уникальные свойства с термостойкостью до 450°С и способны защищать металл от наводораживания и коррозии в кислых сероводородных жидких и газовых средах. Они могут быть использованы в смеси с хинолином или его производными, что одновременно позволяет растворять асфальтосмолопарафинистые отложения в стволе скважины.
Пропитывая капиллярно-пористые брикеты никелида титана жидкими летучими ингибиторами и размещая его в технологических аппаратах, сырьевых, технологических и товарных резервуарах, например на днищах в зоне скопления соленой подтоварной воды и в газовом пространстве под кровлями, достигается полная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии, наводораживания и охрупчивания, предотвращаются аварийные ситуации и потери нефти и легких фракций ее в атмосферу и на рельеф местности. Предлагаемое изобретение позволяет защищать нефтепродуктовые резервуары нефтебаз при хранении дизельного авиационного и ракетного топлива на срок до полного выщелачивания ингибитора с развитой поверхности капиллярно-пористого никелида титана.
Такие брикеты из капиллярно-пористого никелида титана за счет упруго-эластичных свойств при перепадах температур и давлений позволяют осуществлять автоматическое дозирование ингибитора, в том числе и летучего, и устанавливаться в газопроводах (байпасах), газокомпрессорах по компримированию и перекачке сырого сероводородсодержащего нефтяного газа с промысла до пункта его переработки.
По мере отработки брикета из никелида титана для не особо ответственных сооружений из кирпича они вынимаются, очищаются и промываются, например, в органическом растворителе или воде, высушиваются и снова смачиваются и пропитываются жидко-парофазным ингибитором и повторно или многократно, а еще лучше с помощью автоматической кассеты загружаются в технологический аппарат, резервуар, скважину или в нефтегазопровод или водовод.
Среди других веществ-носителей могут быть использованы гранулы сухого полиакриламида. При этом после израсходования ингибитора полиакриламид в дальнейшем растворяется в воде на забое скважины, например, нагнетательной и может быть использован в качестве полимерного заводнения, или водорастворимые соли, или сахар.
Claims (4)
- Формула изобретения1. Способ получения ингибитора коррозии путем нанесения ингибитора на вещество-носитель, отличающийся тем, что, 5 с целью направленного действия ингибитора, продления срока действия защиты и интенсификации растворения и надежности защиты, нанесение проводят методом смачивания или пропитки, а в качестве вещества-носителя используют пористый твердый материал с удельным весом более 1 в виде гранул, брикетов или таблеток,
- 2. Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что в качестве вещества-носителя используют гранулированный сухой лед, или лед, или брикетированный сахар-песок, кирпич, соль, гранулы полиакриламида.
- 3. Способ по пп. 1 и 2, отл ича ющий с я тем, что, с целью одновременной защиты металла от наводораживания и солепарафиноотложений, в качестве вещества-носителя используют фосфатные удобрения.
- 4. Способ по пп. 1-3, отличающийс я тем, что с целью автоматической дозировки ингибитора при изменении температуры и давления, увеличения срока последствия ингибитора, стерилизации нефти и нефтепродуктов, в качестве вещества-носителя используют эластично-капиллярно-пористый материал никелида титана.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904911979A SU1799893A1 (ru) | 1990-12-17 | 1990-12-17 | Cпocoб пoлучehия иhгибиtopa koppoзии |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904911979A SU1799893A1 (ru) | 1990-12-17 | 1990-12-17 | Cпocoб пoлучehия иhгибиtopa koppoзии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1799893A1 true SU1799893A1 (ru) | 1993-03-07 |
Family
ID=21560903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904911979A SU1799893A1 (ru) | 1990-12-17 | 1990-12-17 | Cпocoб пoлучehия иhгибиtopa koppoзии |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1799893A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1996027070A1 (en) * | 1995-02-28 | 1996-09-06 | Aea Technology Plc | Oil well treatment |
| US5893416A (en) * | 1993-11-27 | 1999-04-13 | Aea Technology Plc | Oil well treatment |
| RU2717415C1 (ru) * | 2019-07-10 | 2020-03-23 | Александр Алексеевич Делекторский | Средство для ингибирования биокоррозии металлического объекта |
| RU2741975C1 (ru) * | 2019-01-04 | 2021-02-01 | Экскор Коррозионсфоршунг Гмбх | Композиции и способы предварительной обработки субстратов с целью последующей фиксации парофазных ингибиторов коррозии |
-
1990
- 1990-12-17 SU SU904911979A patent/SU1799893A1/ru active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5893416A (en) * | 1993-11-27 | 1999-04-13 | Aea Technology Plc | Oil well treatment |
| WO1996027070A1 (en) * | 1995-02-28 | 1996-09-06 | Aea Technology Plc | Oil well treatment |
| AU698326B2 (en) * | 1995-02-28 | 1998-10-29 | Accentus Plc | Oil well treatment |
| US5964291A (en) * | 1995-02-28 | 1999-10-12 | Aea Technology Plc | Well treatment |
| RU2741975C1 (ru) * | 2019-01-04 | 2021-02-01 | Экскор Коррозионсфоршунг Гмбх | Композиции и способы предварительной обработки субстратов с целью последующей фиксации парофазных ингибиторов коррозии |
| US11827806B2 (en) | 2019-01-04 | 2023-11-28 | Excor Korrosionsforschung Gmbh | Compositions and methods for pretreating substrates for the subsequent fixing of vapor phase corrosion inhibitors |
| RU2717415C1 (ru) * | 2019-07-10 | 2020-03-23 | Александр Алексеевич Делекторский | Средство для ингибирования биокоррозии металлического объекта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20130048575A1 (en) | Systems and methods for mobile fracking water treatment | |
| CA2536763C (en) | Simultaneous development of underground caverns and deposition of materials | |
| US2426318A (en) | Inhibiting corrosion | |
| US10435989B2 (en) | Multi-stage treatment for iron sulfide scales | |
| US5665242A (en) | Inhibition of silica precipitation | |
| EA002683B1 (ru) | Способ и система для перемещения потока текучих углеводородов, содержащего воду | |
| JP2005504169A (ja) | 水和物から炭化水素を回収する方法 | |
| WO2003021079A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur gewinnung und förderung von gashydraten und gasen aus gashydraten | |
| KR20040035694A (ko) | 생고형물 처리 및 메탄 생성 방법 | |
| CA1181958A (en) | Process for the storage of recyclable liquid wastes in underground salt caverns | |
| EA004110B1 (ru) | Способ и система для хранения серы | |
| SU1799893A1 (ru) | Cпocoб пoлучehия иhгибиtopa koppoзии | |
| Newton Jr et al. | Corrosion and operational problems, CO2 project, Sacroc Unit | |
| US20130160989A1 (en) | Cleaning of water from drilling and hydraulic fracturing operations | |
| US2947578A (en) | Procedure for transporting sulphur | |
| US10800684B2 (en) | Zinc ammonium carbonate sulfide scavengers | |
| RU2525413C2 (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| US20150021269A1 (en) | Controlling microbial activity and growth in a mixed phase system | |
| CN105142683B (zh) | 海水输送在烃相关工艺中的利用 | |
| US5168930A (en) | Desiccant for well acidizing process | |
| DuBose et al. | A case history of microbiologically influenced corrosion in the Lost Hills oilfield, Kern County, California | |
| SU495847A3 (ru) | Способ транспортировки углеводородных смесей | |
| US4511001A (en) | Composition and method for corrosion inhibition | |
| Kane | Corrosion in petroleum production operations | |
| US2691631A (en) | Method of inhibiting corrosion |