RU2421549C2 - Composition of corrosion inhibitor and procedure for its production - Google Patents
Composition of corrosion inhibitor and procedure for its production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2421549C2 RU2421549C2 RU2009134348/02A RU2009134348A RU2421549C2 RU 2421549 C2 RU2421549 C2 RU 2421549C2 RU 2009134348/02 A RU2009134348/02 A RU 2009134348/02A RU 2009134348 A RU2009134348 A RU 2009134348A RU 2421549 C2 RU2421549 C2 RU 2421549C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carboxylic acids
- pepa
- reaction mass
- hydrocarbon
- interaction
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 9
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 12
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- GTACSIONMHMRPD-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[2-(benzenesulfonamido)ethylsulfanyl]-2,6-difluorophenoxy]acetamide Chemical compound C1=C(F)C(OCC(=O)N)=C(F)C=C1SCCNS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GTACSIONMHMRPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 10
- 101710130081 Aspergillopepsin-1 Proteins 0.000 claims abstract 10
- 102100031007 Cytosolic non-specific dipeptidase Human genes 0.000 claims abstract 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 12
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 10
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 claims description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 6
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 5
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 5
- MSYFITFSZJKRQJ-UHFFFAOYSA-N 4,5-dihydroimidazol-1-amine Chemical class NN1CCN=C1 MSYFITFSZJKRQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWVDCJCCHSXYRO-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)azanium;hydroxide Chemical compound [OH-].OCC[NH2+]CCO RWVDCJCCHSXYRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 3
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M (2r)-2-ethylhexanoate Chemical compound CCCC[C@@H](CC)C([O-])=O OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MSUPRPSLLHHDII-UHFFFAOYSA-N C(CCCCCCCC=C/CCCCCCCC)(=O)O.C(C)C(C(=O)O)CCCC Chemical compound C(CCCCCCCC=C/CCCCCCCC)(=O)O.C(C)C(C(=O)O)CCCC MSUPRPSLLHHDII-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102220491117 Putative postmeiotic segregation increased 2-like protein 1_C23F_mutation Human genes 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N alpha-ethylcaproic acid Natural products CCCCC(CC)C(O)=O OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FRFQDHFSTZBLKN-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexanoic acid;octadecanoic acid Chemical compound CCCCC(CC)C(O)=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O FRFQDHFSTZBLKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical class NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- BGGDRACWOICIIC-KVVVOXFISA-N dodecanoic acid;(z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O BGGDRACWOICIIC-KVVVOXFISA-N 0.000 description 1
- IACVYVRXYOKCDI-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid;octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IACVYVRXYOKCDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к ингибиторам коррозии, которые используются в нефтяной и газовой промышленности для защиты оборудования и трубопроводов, эксплуатируемых в агрессивных средах, в условиях подверженности наводородоживанию, углекислотной и сероводородной коррозии, в частности, к составам, используемым в качестве ингибиторов коррозии в минерализованных средах, содержащих кислые примеси - сероводород, хлористый водород, углекислый газ, меркаптаны.The group of inventions relates to corrosion inhibitors, which are used in the oil and gas industry to protect equipment and pipelines operating in aggressive environments, subject to exposure to hydrogenation, carbon dioxide and hydrogen sulfide corrosion, in particular, to compositions used as corrosion inhibitors in mineralized environments, containing acidic impurities - hydrogen sulfide, hydrogen chloride, carbon dioxide, mercaptans.
Наиболее близким к предлагаемому способу получения ингибитора коррозии является способ получения ингибитора коррозии, включающий взаимодействие карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов ПЭПА при нагревании и перемешивании в течение 6-12 часов смеси жирных карбоновых кислот и ПЭПА с последующим отгоном реакционной воды, охлаждением полученной реакционной массы, добавлением реагентов и растворением реакционной массы в растворителе (см. патент РФ № 2147627, кл. C23F 11/14, 2000 г.).Closest to the proposed method for producing a corrosion inhibitor is a method for producing a corrosion inhibitor, comprising the interaction of carboxylic acids and PEPA polyethylene polyamines by heating and stirring a mixture of fatty carboxylic acids and PEPA for 6-12 hours, followed by distillation of the reaction water, cooling the resulting reaction mass, and adding reagents and dissolving the reaction mass in a solvent (see RF patent No. 2147627, CL C23F 11/14, 2000).
Наиболее близким к предлагаемому ингибитору коррозии является ингибитор коррозии для защиты в кислых и сероводородсодержащих средах, содержащий продукт взаимодействия карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов (ПЭПА) и растворитель, причем в качестве карбоновых кислот используют предельные и непредельные карбоновые кислоты С10-С20 (см. патент РФ № 2147627, кл. C23F 11/14, 2000 г.).Closest to the proposed corrosion inhibitor is a corrosion inhibitor for protection in acidic and hydrogen sulfide-containing environments, containing the product of the interaction of carboxylic acids and polyethylene polyamines (PEPA) and a solvent, and C 10 -C 20 saturated and unsaturated carboxylic acids are used as carboxylic acids (see patent RF No. 2147627, class C23F 11/14, 2000).
Данный ингибитор коррозии представляет собой раствор амидоаминов и аминоимидазолинов, получаемый путем взаимодействия (конденсации) полиэтиленполиаминов (как индивидуальных - диэтилентриамина, триэтилентетрамина и др., так и их технических смесей) с предельными и непредельными карбоновыми кислотами С10-С20, и неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) в углеводородном и спиртовом растворителе.This corrosion inhibitor is a solution of amido amines and aminoimidazolines obtained by reacting (condensing) polyethylene polyamines (both individual diethylenetriamine, triethylenetetramine, etc., and their technical mixtures) with saturated and unsaturated C 10 -C 20 carboxylic acids, and non-ionic surface active substance (surfactant) in a hydrocarbon and alcohol solvent.
Данный ингибитор является диспергируемым в воде и хорошо зарекомендовал себя при защите от коррозии оборудования и трубопроводов систем заводнения и сточных вод при добыче нефти.This inhibitor is water-dispersible and has proven itself in the protection against corrosion of equipment and pipelines of waterflooding and wastewater systems in oil production.
Однако применение данного ингибитора невозможно в системах газодобычи, где используется этаноламиновая очистка газов из-за сильного пенообразования водных растворов этаноламинов, приводящего к уносу абсорбента. Кроме того, следует иметь в виду, что его применение ограничено при добыче газового конденсата, нефти в системах сбора из-за стабилизации эмульсии углеводород (газовый конденсат, нефть) - вода.However, the use of this inhibitor is impossible in gas production systems where ethanolamine gas purification is used due to the strong foaming of aqueous solutions of ethanolamines, which leads to the entrainment of the absorbent. In addition, it should be borne in mind that its use is limited in the extraction of gas condensate, oil in the collection systems due to the stabilization of the emulsion hydrocarbon (gas condensate, oil) - water.
Таким образом, недостатком известного ингибитора коррозии является его низкая эффективность, которая обуславливает его низкие эксплуатационные свойства, что не позволяет в полной мере использовать данный ингибитор на газодобывающих предприятиях.Thus, the disadvantage of the known corrosion inhibitor is its low efficiency, which leads to its low operational properties, which does not allow the full use of this inhibitor in gas production enterprises.
Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности ингибитора коррозии и улучшение его эксплуатационных свойств, а именно обеспечение защиты от сероводородной и углекислотной коррозии не менее 90%; защиты от наводороживания не менее 70%, низкого пенообразования в системе диэтаноламин - вода не выше 25 мм в присутствии ингибитора, быстрый распад эмульсии углеводород (газовый конденсат, нефть) - вода в течение не более 10 мин.The technical result, which the proposed group of inventions is aimed at, is to increase the effectiveness of a corrosion inhibitor and improve its operational properties, namely, to provide protection against hydrogen sulfide and carbon dioxide corrosion of at least 90%; protection against hydrogenation of at least 70%, low foaming in the diethanolamine-water system of no higher than 25 mm in the presence of an inhibitor, rapid decay of the hydrocarbon emulsion (gas condensate, oil) - water for no more than 10 minutes.
Данный технический результат в части способа получения ингибитора коррозии достигается за счет того, что в способе получения ингибитора коррозии, включающем взаимодействие карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов ПЭПА при нагревании и перемешивании в течение 6-12 часов смеси жирных карбоновых кислот и ПЭПА с последующим отгоном реакционной воды, охлаждением полученной реакционной массы, добавлением реагентов и растворением реакционной массы в растворителе, согласно изобретению, в качестве жирных карбоновых кислот используют жирные карбоновые кислоты C6-C12, мольное соотношение которых к ПЭПА составляет 1-2,5:1, нагревание смеси осуществляют до температуры 230-250°С, охлаждение полученной реакционной массы осуществляют до температуры 60-80°С и добавляют в качестве реагентов смесь предельных или непредельных карбоновых кислот и/или нафтеновых кислот С10-С20, взятых в мольном соотношении 0,5-1,5:1 к ПЭПА, реакционную массу нагревают до температуры 230-250°С и выдерживают при перемешивании до прекращения отгона реакционной воды, полученную реакционную массу охлаждают при перемешивании до температуры 40-60°С, добавляют в нее деэмульгатор и растворяют в спирте С1-С4 и/или в ароматическом углеводороде или в углеводороде изостроения, после чего для получения выходного продукта продолжают перемешивать в течение 0,5-1,0 часа.This technical result in terms of the method of obtaining a corrosion inhibitor is achieved due to the fact that in the method of producing a corrosion inhibitor, which includes the interaction of carboxylic acids and polyethylene polyamines PEPA with heating and stirring for 6-12 hours a mixture of fatty carboxylic acids and PEPA followed by distillation of reaction water by cooling the resulting reaction mass, adding reagents and dissolving the reaction mass in a solvent according to the invention, fatty acids are used as fatty carboxylic acids C 6 -C 12 arboxylic acids, the molar ratio of which to PEPA is 1-2.5: 1, the mixture is heated to a temperature of 230-250 ° C, the resulting reaction mass is cooled to a temperature of 60-80 ° C and added as reagents a mixture of saturated or unsaturated carboxylic acids and / or naphthenic acids With 10 -C 20 taken in a molar ratio of 0.5-1.5: 1 to PEPA, the reaction mass is heated to a temperature of 230-250 ° C and kept under stirring until the end of distillation reaction water, the resulting reaction mass is cooled with stirring SRI to a temperature of 40-60 ° C, the demulsifier is added thereto and dissolved in an alcohol C 1 -C 4 and / or in an aromatic hydrocarbon or branched chain hydrocarbon, and then to produce an output product stirring is continued for 0.5-1.0 hours.
Данный технический результат в части ингибитора коррозии достигается за счет того, что ингибитор коррозии, содержащий продукт взаимодействия карбоновых кислот и ПЭПА и растворитель, согласно изобретению, дополнительно содержит деэмульгатор, в качестве растворителя - спирт C1-C4 и/или ароматический углеводород или углеводород изостроения, при следующем соотношении компонентов, мас.%:This technical result in the part of the corrosion inhibitor is achieved due to the fact that the corrosion inhibitor containing the product of the interaction of carboxylic acids and PEPA and the solvent according to the invention additionally contains a demulsifier, the solvent is C 1 -C 4 alcohol and / or aromatic hydrocarbon or hydrocarbon isostroeniya, in the following ratio of components, wt.%:
и получен описанным выше способом.and obtained as described above.
Сущность данной группы изобретений поясняется таблицами 1 и 2, где в таблице 1 показаны используемые при приготовлении ингибитора коррозии жирные карбоновые кислоты, в таблице 2 - составы ингибиторов коррозии и их эксплуатационные характеристики.The essence of this group of inventions is illustrated in tables 1 and 2, where table 1 shows the fatty carboxylic acids used in the preparation of the corrosion inhibitor, and table 2 shows the compositions of corrosion inhibitors and their operational characteristics.
Сущность предлагаемого способа получения ингибитора коррозии состоит в том, что взаимодействие (конденсацию) карбоновых кислот и ПЭПА проводят в две стадии, причем на первой стадии конденсируют жирные карбоновые кислоты С6-С12 и ПЭПА в мольном соотношении 1-2,5:1, а на второй стадии конденсируют продукт, полученный на первой стадии, с предельными или непредельными карбоновыми кислотами и/или нафтеновыми кислотами С10-С20 в мольном соотношении к ПЭПА, равным 0,5-1,5:1.The essence of the proposed method for producing a corrosion inhibitor is that the interaction (condensation) of carboxylic acids and PEPA is carried out in two stages, and the fatty carboxylic acids C 6 -C 12 and PEPA are condensed in the first stage in a molar ratio of 1-2.5: 1, and in the second stage, the product obtained in the first stage is condensed with saturated or unsaturated carboxylic acids and / or C 10 -C 20 naphthenic acids in a molar ratio to PEPA of 0.5-1.5: 1.
Получаемый при реализации данного способа ингибитор коррозии включает смесь амидоаминов и аминоимидазолинов в растворителе и содержит 10,0-70,0 мас.% смеси, полученной предлагаемым способом, 0,1-2,0 мас.% деэмульгатора, остальное - спирт C1-C4 и/или ароматический углеводород или углеводород изостроения.Obtained during the implementation of this method, the corrosion inhibitor comprises a mixture of amidoamines and aminoimidazolines in a solvent and contains 10.0-70.0 wt.% Of the mixture obtained by the proposed method, 0.1-2.0 wt.% Demulsifier, the rest is alcohol C 1 - C 4 and / or aromatic hydrocarbon or hydrocarbon isostructure.
При взаимодействии (конденсации) карбоновых кислот с ПЭПА при температуре 230-250°С образуется смесь аминоамидов и аминоимидазолинов. При проведении конденсации в две стадии и с использованием кислот указанного выше ингибитора (см. таблицу 1) на каждой из стадий получают сложную смесь, включающую амидоамины и аминоимидазолины, определяющие свойства предлагаемого ингибитора коррозии. Кроме того, при растворении смеси, полученной таким способом, в указанных спиртах, углеводородах или в их смесях, получают ингибитор, обладающий высокими защитными свойствами от общей коррозии, охрупчивания, обеспечивающий низкое пенообразование системы диэтаноламин - вода. При этом защита от сероводородной и углекислотной коррозии составляет не менее 90%; защита от наводороживания - не менее 70%. Кроме того, в присутствии данного ингибитора коррозии также установлено низкое пенообразование в системе диэтаноламин - вода, которое составляет не выше 25 мм.During the interaction (condensation) of carboxylic acids with PEPA at a temperature of 230-250 ° C, a mixture of aminoamides and aminoimidazolines is formed. When conducting condensation in two stages and using the acids of the above inhibitor (see table 1), at each stage a complex mixture is obtained, including amidoamines and aminoimidazolines, which determine the properties of the proposed corrosion inhibitor. In addition, by dissolving the mixture obtained in this way in the indicated alcohols, hydrocarbons, or in mixtures thereof, an inhibitor is obtained having high protective properties against general corrosion, embrittlement, and low foaming of the diethanolamine-water system. At the same time, protection against hydrogen sulfide and carbon dioxide corrosion is at least 90%; hydrogen protection - not less than 70%. In addition, in the presence of this corrosion inhibitor, low foaming was also established in the diethanolamine-water system, which is not higher than 25 mm.
Для сокращения времени распада эмульсии в системе газовый конденсат - вода в процессах газодобычи или в системе нефть - вода при нефтедобыче в состав ингибитора коррозии вводят 0,1-2,0 мас.% деэмульгатора, в качестве которого могут быть использованы блок-сополимеры окиси алкиленов, причем указанный распад происходит в течение не более 10 мин.To reduce the decay time of the emulsion in the gas condensate-water system in gas production processes or in the oil-water system during oil production, 0.1-2.0 wt.% Demulsifier is introduced into the composition of the corrosion inhibitor, which can be used alkylene oxide block copolymers moreover, the specified decay occurs within no more than 10 minutes
В качестве растворителя могут быть использованы спирты С1-С4 и/или ароматические углеводороды или углеводороды изостроения или их смеси. Таким образом, состав ингибитора коррозии включает следующие компоненты, мас.%:As a solvent, C 1 -C 4 alcohols and / or aromatic hydrocarbons or iso-building hydrocarbons or mixtures thereof can be used. Thus, the composition of the corrosion inhibitor includes the following components, wt.%:
Состав ингибитора коррозии готовят по следующей технологии.The composition of the corrosion inhibitor is prepared according to the following technology.
В реактор, снабженный мешалкой и рубашкой, загружают жирные карбоновые кислоты C6-C12 и ПЭПА в мольном соотношении 1-2,5:1.C 6 -C 12 fatty carboxylic acids and PEPA in a molar ratio of 1-2.5: 1 are charged into a reactor equipped with a stirrer and a jacket.
Смесь нагревают постепенно до 230-250°С и перемешивают в течение 6-12 часов, отгоняя реакционную воду.The mixture is gradually heated to 230-250 ° C and stirred for 6-12 hours, distilling off the reaction water.
После выдержки реакционной массы при перемешивании и отгонке заданного количества реакционной воды реакционную массу охлаждают до 60-80°С и в реактор загружают предельные или непредельные карбоновые кислоты С10-С20 и (или) нафтеновые кислоты С10-С12. Реакционную смесь нагревают до 230-250°С и выдерживают при перемешивании до прекращения отгона реакционной воды.After holding the reaction mass with stirring and distilling off a predetermined amount of reaction water, the reaction mass is cooled to 60-80 ° C and the saturated or unsaturated C 10 -C 20 carboxylic acids and (or) C 10 -C 12 naphthenic acids are loaded into the reactor. The reaction mixture is heated to 230-250 ° C and maintained with stirring until the end of the distillation of the reaction water.
Полученную реакционную смесь охлаждают при перемешивании до температуры 40-60°С, добавляют органический растворитель и расчетное количество деэмульгатора. Смесь перемешивают в течение ~0,5-1 часа.The resulting reaction mixture is cooled with stirring to a temperature of 40-60 ° C. An organic solvent and a calculated amount of demulsifier are added. The mixture is stirred for ~ 0.5-1 hours.
ПРИМЕРЫEXAMPLES
Составы ингибиторов коррозии по данному изобретению и их свойства приведены в таблице 2. Эксплуатационные характеристики оценивались по следующим методикам:The composition of the corrosion inhibitors according to this invention and their properties are shown in table 2. Performance was evaluated by the following methods:
- защитная эффективность ингибиторов коррозии - гравиметрическим методом по ГОСТ 9.506-87 (СТ СЭВ 5733-86) «Ингибитор коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности»;- protective effectiveness of corrosion inhibitors - by the gravimetric method according to GOST 9.506-87 (ST SEV 5733-86) “Inhibitor of metals in water-oil environments. Methods for determining the protective ability ";
- исследование пенных характеристик, определение времени распада эмульсии и степени защиты ингибитора коррозии от охрупчивания металла - в соответствии с «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности», РАО «Газпром», ВНИИГАЗ (второе издание), М., 1996 и ГОСТ 12579-93 (ИСО 7801-84) «Проволока. Метод испытания на перегиб».- study of foam characteristics, determination of emulsion decay time and degree of protection of a corrosion inhibitor from embrittlement of metal - in accordance with the Methodological Instructions for Testing Corrosion Inhibitors for the Gas Industry, RAO Gazprom, VNIIGAZ (second edition), M., 1996 and GOST 12579-93 (ISO 7801-84) “Wire. Kink test method. "
Продукт конденсации, используемый в примерах 1, 2, 5, 6, 14, получен взаимодействием ПЭПА с предельными карбоновыми кислотами С6-С12 на первой стадии и на второй стадии - непредельной карбоновой кислотой C18.The condensation product used in examples 1, 2, 5, 6, 14 was obtained by the interaction of PEPA with saturated carboxylic acids C 6 -C 12 in the first stage and in the second stage with unsaturated C 18 carboxylic acid.
Продукт конденсации, используемый в примерах 3, 4, 8, 10, 11, 13, получен взаимодействием ПЭПА с предельными карбоновыми кислотами С6-С12 на первой стадии и на второй стадии - предельными карбоновыми кислотами C18-C20.The condensation product used in Examples 3, 4, 8, 10, 11, 13 was obtained by the reaction of PEPA with C 6 -C 12 saturated carboxylic acids in the first stage and in the second stage with C 18 -C 20 saturated carboxylic acids.
Продукт конденсации, используемый в примерах 7, 9, 12, получен взаимодействием ПЭПА с предельными карбоновыми кислотами C6-C12 на первой стадии и на второй стадии - нафтеновыми кислотами С10-С12.The condensation product used in examples 7, 9, 12 was obtained by the interaction of PEPA with C 6 -C 12 saturated carboxylic acids in the first stage and in the second stage with C 10 -C 12 naphthenic acids.
Таким образом, данный способ позволяет получать эффективные ингибиторы коррозии для нефтегазодобывающих предприятий. Их состав по своим эксплуатационным свойствам соответствует требованиям газодобывающих предприятий, а именно достигается защита от сероводородной и углекислотной коррозии не менее 90%; защита от наводороживания более 70%. Кроме того, эти составы обеспечивают низкое пенообразование в системе диэтаноламин - вода в присутствии ингибитора и быстрый распад эмульсии углеводород (газовый конденсат) - вода.Thus, this method allows to obtain effective corrosion inhibitors for oil and gas companies. Their composition according to their operational properties meets the requirements of gas producers, namely, protection against hydrogen sulfide and carbon dioxide corrosion of at least 90% is achieved; hydrogen protection over 70%. In addition, these compositions provide low foaming in the diethanolamine-water system in the presence of an inhibitor and the rapid decay of the hydrocarbon (gas condensate) -water emulsion.
Жирные карбоновые кислоты, используемые при приготовлении ингибитора коррозииTable 1.
Fatty carboxylic acids used in the preparation of a corrosion inhibitor
Claims (2)
и получен способом по п.1. 2. A corrosion inhibitor containing the product of the interaction of carboxylic acids and PEPA and a solvent, characterized in that it additionally contains a demulsifier, and as a solvent alcohol C 1 -C 4 and / or aromatic hydrocarbon or hydrocarbon isostructure in the following ratio, wt.% :
and obtained by the method according to claim 1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009134348/02A RU2421549C2 (en) | 2009-09-14 | 2009-09-14 | Composition of corrosion inhibitor and procedure for its production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009134348/02A RU2421549C2 (en) | 2009-09-14 | 2009-09-14 | Composition of corrosion inhibitor and procedure for its production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009134348A RU2009134348A (en) | 2011-03-20 |
| RU2421549C2 true RU2421549C2 (en) | 2011-06-20 |
Family
ID=44053443
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009134348/02A RU2421549C2 (en) | 2009-09-14 | 2009-09-14 | Composition of corrosion inhibitor and procedure for its production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2421549C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2518829C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Башкирская содовая компания" | Method of obtaining acid corrosion inhibitor |
| RU2591923C1 (en) * | 2015-04-02 | 2016-07-20 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Inhibitor of sulphide corrosion and hydrogenation |
| RU2710700C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-01-09 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Corrosion inhibitor and method of its production |
| RU2780332C1 (en) * | 2022-05-31 | 2022-09-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук (ИФХЭ РАН) | Volatile corrosion inhibitor for ferrous metals |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2147627C1 (en) * | 1998-11-12 | 2000-04-20 | Закрытое акционерное общество АМДОР | Corrosion inhibitor composition |
| RU2326990C2 (en) * | 2006-06-26 | 2008-06-20 | Открытое акционерное общество "Каустик" (ОАО "Каустик") | The method of corrosion inhibitor |
| RU2357006C2 (en) * | 2007-03-09 | 2009-05-27 | Открытое акционерное общество "Каустик" (ОАО "Каустик") | Method of acid corrosion inhibitor receiving |
-
2009
- 2009-09-14 RU RU2009134348/02A patent/RU2421549C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2147627C1 (en) * | 1998-11-12 | 2000-04-20 | Закрытое акционерное общество АМДОР | Corrosion inhibitor composition |
| RU2326990C2 (en) * | 2006-06-26 | 2008-06-20 | Открытое акционерное общество "Каустик" (ОАО "Каустик") | The method of corrosion inhibitor |
| RU2357006C2 (en) * | 2007-03-09 | 2009-05-27 | Открытое акционерное общество "Каустик" (ОАО "Каустик") | Method of acid corrosion inhibitor receiving |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2518829C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Башкирская содовая компания" | Method of obtaining acid corrosion inhibitor |
| RU2591923C1 (en) * | 2015-04-02 | 2016-07-20 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Inhibitor of sulphide corrosion and hydrogenation |
| RU2710700C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-01-09 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Corrosion inhibitor and method of its production |
| RU2780332C1 (en) * | 2022-05-31 | 2022-09-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук (ИФХЭ РАН) | Volatile corrosion inhibitor for ferrous metals |
| RU2825111C1 (en) * | 2024-03-05 | 2024-08-20 | Василий Михайлович Орлянский | Method of producing corrosion inhibitor |
| RU2848790C1 (en) * | 2024-06-06 | 2025-10-21 | Ильдус Файрусович Мингазетдинов | Corrosion inhibitor-bactericide for mineralised hydrogen sulphide-containing and carbonic acid environments on a polymer basis |
| RU2849431C1 (en) * | 2024-12-24 | 2025-10-24 | Владимир Игоревич Мишуров | Method for obtaining a corrosion inhibitor |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009134348A (en) | 2011-03-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| US7057050B2 (en) | Imidazoline corrosion inhibitors | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2643006C2 (en) | Water-soluble inhibitor of corrosion for protection of operating pipes and pipelines for natural gas and also method of its obtaining | |
| RU2421549C2 (en) | Composition of corrosion inhibitor and procedure for its production | |
| CN101724464B (en) | Preparation method of oil soluble hydrogenation corrosion inhibitor for hydrogenation and reforming device | |
| CN110066999B (en) | Cleaning agent for 3003 aluminum material | |
| CN100526508C (en) | Corrosion inhibitor for inhibiting metal corrosion and preparation method thereof | |
| KR101364325B1 (en) | Corrosion inhibitor | |
| RU2641148C2 (en) | Corrosion inhibitor to protect equipment for production of crude oil, pipelines and reservoirs for crude oil and method of its production | |
| EP3110905A2 (en) | Quaternary fatty acid esters as corrosion inhibitors | |
| US10253274B2 (en) | Compounds and methods for inhibiting corrosion in hydrocarbon processing units | |
| EP1333108A2 (en) | Corrosion inhibitors for the petroleum industry | |
| RU2411306C1 (en) | Corrosion inhibitor for oil field equipment and oil and gas pipelines | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| JP2009285530A (en) | Water treatment agent for boiler device, and water treatment method for boiler device | |
| CN109402640A (en) | Corrosion inhibitor and preparation method thereof | |
| CA1180031A (en) | Amine salts of polymaleic acids as corrosion inhibitors | |
| KR20100051702A (en) | Method for inhibiting corrosion of metal in distillation units caused by organic acids | |
| RU2825111C1 (en) | Method of producing corrosion inhibitor | |
| RU2063478C1 (en) | Inhibitor of acid steel corrosion | |
| RU2518034C2 (en) | Corrosion inhibitor of prolonged action for protection of oil field and oil-refining equipment (versions) | |
| RU2776113C1 (en) | Composition for inhibiting acid corrosion of steel | |
| RU2591923C1 (en) | Inhibitor of sulphide corrosion and hydrogenation | |
| RU2478735C2 (en) | Method of producing inhibiting compositions for protection of carbon steels in acid medium |