AT511789A2 - Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion - Google Patents
Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion Download PDFInfo
- Publication number
- AT511789A2 AT511789A2 ATA9206/2011A AT92062011A AT511789A2 AT 511789 A2 AT511789 A2 AT 511789A2 AT 92062011 A AT92062011 A AT 92062011A AT 511789 A2 AT511789 A2 AT 511789A2
- Authority
- AT
- Austria
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- gas
- corrosion
- corrosion inhibitor
- oil
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 60
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 12
- 239000010959 steel Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 title claims description 6
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 title claims description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 25
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 19
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000011044 succinic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- -1 alkyl succinic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 16
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000003595 mist Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003444 succinic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- RINCXYDBBGOEEQ-UHFFFAOYSA-N succinic anhydride Chemical class O=C1CCC(=O)O1 RINCXYDBBGOEEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 7
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000013638 trimer Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- YLAXZGYLWOGCBF-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbutanedioic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC(C(O)=O)CC(O)=O YLAXZGYLWOGCBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 3
- CFQZKFWQLAHGSL-FNTYJUCDSA-N (3e,5e,7e,9e,11e,13e,15e,17e)-18-[(3e,5e,7e,9e,11e,13e,15e,17e)-18-[(3e,5e,7e,9e,11e,13e,15e)-octadeca-3,5,7,9,11,13,15,17-octaenoyl]oxyoctadeca-3,5,7,9,11,13,15,17-octaenoyl]oxyoctadeca-3,5,7,9,11,13,15,17-octaenoic acid Chemical compound OC(=O)C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\OC(=O)C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\OC(=O)C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C\C=C CFQZKFWQLAHGSL-FNTYJUCDSA-N 0.000 description 2
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical class OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910014033 C-OH Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910014570 C—OH Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000007791 dehumidification Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009689 gas atomisation Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012770 industrial material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Anti-Oxidant Or Stabilizer Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Die Gewinnung von Öl und Erdgas aus unterirdischen Öl- und Erdgaslagerstätten unter Verwendung von Gasinjektionen kann ein zusätzlicher Zweck für die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid sein. Dies kann dort erfolgen, wo das für die Gasinjektion zugeführte Gas wenigstens teilweise Kohlendioxid aus einem Verfahren zum Abscheiden und Speichern von Kohlendioxid ist. Die Korrosion von Stahl in einem Gastransportsystem aufgrund der Anwesenheit von Kohlendioxid, Wasser und Sauerstoff kann verhindert oder zumindest abgeschwächt werden durch die Verwendung eines Korrosionsinhibitors, der die Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff und Kohlendioxid verhindert oder abschwächt. Die Korrosionsinhibitoren können Alkylbernsteinsäuren, Alkylbernsteinsäureanhydride und trimere Säuren umfassen.
Description
♦ · · ·*«·
VERHINDERUNG ODER ABSCHWÄCHUNG VON DURCH VERBRENNUNGSGAS HERVORGERUFENER STAHLKORROSION ERFINDER: RAMACHANDRAN, Sünder; JOVANCICEVIC, Vladimir; ΒΑΒΚ!:-SAMARDZIJA, Ksenija und NGUYEN, Ha M.
HINTERGRUND 1. Gebiet der Erfindung [0001 ] Die Erfindung betrifft die Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion. Die Erfindung betrifft insbesondere die Verhinderung oder Absehwächung von Korrosion bei der Abscheidung und Sequestration von Kohlendioxid oder bei verstärkter Ölgewinnung. 2. Hintergrund der Erfindung [0002] Unter Abscheidung und Sequestration von Kohlenstoff (CCS) versteht man das Verfahren zur Ableitung von Kohlendioxid, das sonst in die Atmosphäre freigesetzt würde.
Bei bestimmten Anwendungsformen umfasst CCS die Verwertung des abgeleiteten Kohlendioxids in der Industrie- und Nahrungsmittelproduktion. Bei anderen Anwendungsformen kann das Kohlendioxid zur Verdrängung von Methan aus Kohle in unterirdischen Kohleflözen verwendet werden. Bei weiteren Anwendungsformen kann das Kohlendioxid zur Reaktivierung unterirdischer Erdöl- und Erdgaslagerstätten verwendet werden (verstärkte Erdölgewinnung). Bei noch weiteren Anwendungsformen kann das Kohlendioxid bloß unterirdisch gelagert werden wie z.B. in Salzformationen und erschöpften Erdöl- und Erdgaslagerstätten.
[0003] Riesige Mengen an Kohlendioxid können entsprechend diesen Methoden gelagert werden. Man nimmt z.B. an, dass eine so hohe Menge wie 12.000 Milliarden Tonnen 1 • · « « I · * « * 9 * 9 · · 9 9 · ·« • 9 * · μ » · *·*·»·· 9 * · * · » t «9 ««· 9 « · ·* ·
Kohlendioxid während verstärkter Ölgewinnung zum Einsatz gelangen können. Bekannte tiefe Salzlagerstätten können bis zu 10.000 Milliarden Tonnen Kohlendioxid aufnehmen.
Zusammenfassung [0004] Gemäß einem Aspekt besteht die Erfindung in einem Verfahren zur Erdöl- und Erdgasgewinnung aus unterirdischen Erdöl- und Erdgaslagerstätten nach dem Gastreibverfahren, wobei Kohlendioxid zumindest teilweise aus einem CCS-Verfahren stammt und die Verbesserung den Einsatz eines wirksamen Korrosionsinhibitors unter Verhinderung oder Abschwächung der Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff umfasst.
[0005] Gemäß einem anderen Aspekt besteht die Erfindung in einem CCS-Verfahren, wobei die Verbesserung den Einsatz eines wirksamen Korrosionsinhibitors unter Verhinderung oder Abschwächung der Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff umfasst.
Beschreibung [0006] Gemäß einer Ausführungsform stellt die Erfindung eine Verbesserung der verstärkten Erdöl- und Erdgasgewinnung dar. Die verstärkte Erdölgewinnung (EOR) umfasst Methoden, wonach aus einer Lagerstätte mehr Erdöl gefördert werden kann, als das mit Hilfe natürlich vorkommender Antriebsmechanismen (Drivemechanismen) wie Lösungsgasdrive (Fluidexpansion) oder durch Einspritzen von Wasser möglich ist. EOR umfasst die Zufuhr künstlicher bzw. zusätzlicher Kräfte bzw. Energie in die Lagerstätte zur Unter Stützung der natürlichen Drivemechanismen. EOR kann auf jeder Stufe des Produktionszyklus erfolgen, obwohl es gewöhnlich auf sekundäre oder tertiäre Aspekte beschränkt ist. Einige EOR-Typen umfassen das Wasserfluten, das Gasfluten, die Dampfeinspritzung und die C02-Einspritzung.
[0007] Die Planung eines EOR-Projekts erfordert eine akribische Beachtung der verschiedenen Faktoren, welche die Auswahl eines Kandidaten für das EOR beeinflussen. Obwohl die EOR-Technik für die verstärkte Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer Produktionslagerstätte überaus geeignet ist, stellt sie jedoch nicht immer eine kommerziell realisierbare Option dar. Gewöhnlich folgt die Bewertung des EOR-Potentials von in Frage kommenden Lagerstätten unter Anwendung klassischer Lagerstättentechnik. Ingenieure 2 « * • « « · ··*· »*···· ι * • · · · « · · * · * · quantifizieren das EOR-Potential eines Erdölfeldes unter Einsatz numerischer Methoden und Verwendung feldspezifischer Daten. Dieses Verfahren kann sehr zeitaufwändig sein und fuhrt oft zu ungenauen bzw. unvollständigen Ergebnissen. Im Sinne der vorliegenden Anmeldung bedeutet „Gasfluten“ das Einspritzen von Gas für den Zugang zum Erdöl, das einer Wasserflutung nicht zugänglich ist.
[0008] Bei bestimmten Anwendungsformen der erfindungsgemäßen Methoden erfolgt abwechselnd CCb-Fluten und Wasserfluten. Zusammen mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kann jedes Verfahren zum Einsatz gelangen, das einem Durchschnittsfachmann auf dem Gebiet der Gasflutung, einschließlich abwechselnd mit Wasserflutung, verwendet werden.
[0009] Bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens, wobei dieses das Gasfluten umfasst, umfasst das verwendete Gas CO2 aus einem CCS-Verfahren. Das gesamte zugefiihrte Flutungsgas kann CCS-CO2 sein oder es kann zusätzliche Gasströme wie, ohne darauf beschränkt zu sein, Stickstoff, Erdgas und dergleichen umfassen.
[0010] Das erfmdungsgemäße Verfahren kann auch zusammen mit CCS-Verfahren durchgeführt werden. Während eines CCS-Prozesses können Abgase aus der Verbrennung von Erdgas, Kohle, Diesel, Heizöl und sogar von Bioheizölen abgeschieden werden. Dieses Abgas enthält dann CO2 oder in den meisten Fällen auch Stickstoff oder gegebenenfalls erhebliche Mengen an Sauerstoff. Es kann auch Wasser vorliegen. Das Gemisch aus Wasser, Sauerstoff und CO2 kann für den Stahl stark korrodierend sein.
[0011] Leider ist Stahl das Material der Wahl beim Transport von CCS-CO2 zu den Orten, wo es zum Einsatz gelangt, d.h. im Bohrloch oder bei der Produktion von Nahrungsmitteln oder Industriestoffen. Trotz des Korrosionsproblems kommen aufgrund der hohen Kosten andere Werkstoffe wohl nicht in Frage. Es wäre z.B. zu teuer, für das Transportsystem Glasfasern oder hochlegierten Stahl zu verwenden, der korrosionsbeständig sein könnte.
[0012] Im Sinne der vorliegenden Erfindung bedeutet der Ausdruck „Transportsystem“ ein beliebiges System zum Transport von CCS-C02 vom Abscheidungsort bis an den Ort der Speicherung (Sequestration) oder bis zum Endeinsatz. Ein Beispiel für ein solches Transportsystem sind Pipelines, Einpresssonden und bestimmte Ausführungsformen im 3
Zusammenhang mit Anlagen für die Erdöl- und Erdgasproduktion. Gemäß einer Ausfuhrungsform wird der Korrosionsinhibitor unmittelbar an der Rohrleitung der Einpresssonde verwendet. Gemäß einer weiteren Ausfuhrungsform wird der Korrosionsinhibitor auch an der Rohrleitung der Fördersonde verwendet. Eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens umfasst den Einsatz eines Inhibitors an der Einpress- oder an der Fördersonde, jedoch nicht an beiden gleichzeitig.
[0013] Gemäß einer Ausfuhrungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird ein Korrosionsinhibitor dem Transportsystem für CCS-CO2 zugefiihrt. Der Korrosionsinhibitor kann aus einer eine trimere Säure umfassenden Formulierung hergestellt werden. Trimere Säuren haben die allgemeine Formel:
CHr-OH h3c
H3C-rC Hg-f— HCV o
H,C- OH CH- CH-
X3 worin Xla, Xlb, X2a, X2b, X3 und X4 0 oder eine ganze Zahl mit einem Wert von 1 bis ca. 10 bedeuten.
[0014] Die trimeren Säuren können hergestellt werden durch Mischen einer mehrfach ungesättigten Carbonsäure mit einer Carbonsäure mit einer einzigen Ungesättigtheit in Anwesenheit eines Katalysators. Gemäß einer Ausfuhrungsform hat die trimere Säure z.B. die Formel:
4 * 9 • 9 • · ·· · *· 9 * * « Μ 9 9 9 9 · 9 · * · • i · « 9 9(99 ·« I * ' * * 9 9 9 9 9 « * · 99 9 9 9 9 9 9 99 9 [0015] Gemäß einer anderen Ausführungsform kann die trimere Säure hergestellt werden mit einer Formulierung, die mehrere Säuren umfasst bei einer Struktur, worin Xla, Xlb, X2a, X2b, X3 und X4 unterschiedliche Bedeutungen haben.
[0016] Gemäß einer anderen Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens kann der Korrosionsinhibitor hcrgestellt werden unter Verwendung von Bernsteinsäuren und/oder alkylsubstituierten Bernsteinsäureanhydriden. Diese Verbindungen haben die allgemeinen Formeln:
R R \ /
CH—HC / \ o=c c=o \ /
OH HO und
R R \ /
CH—HC / \ o 0 1 2 worin R und R gleiche oder unterschiedliche Bedeutungen haben können und Wasserstoff oder eine Alkylgruppe mit ca. 6 bis ca. 24 C-Atomen darsteilen, jedoch nicht beide Wasserstoff bedeuten, und die Gesamtzahl an C-Atomen für R1 und R2 zusammen höchstens 24 beträgt. Gemäß einer Ausführungsform umfasst z.B. das Additiv
Nonylbemsteinsäureanhydrid. Gemäß einer anderen Ausführungsform wird das Additiv unter Verwendung von Dodecylbemsteinsäure hergestellt.
[0017] Zur Herstellung der erfindungsgemäßen Korrosionsinhibitoren können auch Gemische der trimeren Säure mit Alkylbernsteinsäuren und Anhydriden verwendet werden. Gemäß einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahren werden z.B. zur Herstellung der alkylsubstituierten Bemsteinsäure Naturfette verwendet. Der erhaltene Korrosionsinhibitor 5
• · · · · * · I « « · · * # ♦ * · · · ♦ « ·· ♦·· ·· ·
weist eine Hauptkomponente auf, jedoch auch mehrere andere Oligomere. Gemäß einer anderen Ausführungsform wird ein Gemisch aus einer trimeren Säure und Dodecylbemsteinsäure verwendet. Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren kann ein beliebiges Gemisch dieser Verbindungen verwendet werden mit der Maßgabe, dass das Gemisch Slahlkorrosion in Anwesenheit von CO2, Wasser und Sauerstoff wirksam verhindert oder abschwächt.
[0018] Die erfindungsgemäß geeigneten Korrosionsinhibitoren können auch noch andere Verbindungen umfassen. Sie können z.B. Lösungsmittel, Dispergatoren, Stabilisatoren usw. umfassen. Zusammen mit den erfindungsgemäßen Korrosionsinhibitoren kann jede zusätzliche Verbindung verwendet werden, die einem Durchschnittsfachmann auf dem vorliegenden Gebiet der Technik für geeignet erscheint.
[0019] Die Korrosionsinhibitoren können auch einem Verbrennungsgastransportsystem zugesetzt werden, wobei man sich eines beiliegenden, einem Durchschnittsfachmann auf dem vorliegenden Gebiet der Technik als geeignet erscheinenden Verfahrens bedient. Gemäß einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der Korrosionsinhibitor als Nebel dem Verbrennungsgas beim Eintritt in das Transportsystem zugeführt. Gemäß einer anderen Ausführungsform wird der Korrosionsinhibitor - auch hier in Nebelform - in einer Tiefe von 100 bis 1000 m zugeführt.
[0020] Gemäß einer anderen Ausführungsform kann der Korrosionsinhibitor als flüssige Masse zugeführt werden. So z.B. kann eine Masse aus flüssigem Inhibitor der Rohrleitung eines Bohrlochs bzw. einer Pipeline in einer für die Beschichtung der Rohrleitung bzw. Pipeline ausreichenden Menge zugeführt werden. Eine derartige Behandlung kann täglich, wöchentlich, monatlich oder sogar vierteljährlich wiederholt werden. Bei bestimmten Ausführungsformen wird die Flüssigkeit kontinuierlich zugeführt.
Beispiele [0021] Die nachfolgenden Beispiele dienen der Illustrierung der Erfindung. Die Beispiele zielen nicht auf die Einschränkung des Erfindungsumfangs ab und sollten nicht so verstanden werden. Die Mengen sind in Gewichtsteilen bzw. Gewichts-%, wenn nicht anders angegeben, angeführt. 6
Beispiel 1 [0022] Korrosionstests wurden durchgeführt bei 177 °F in einer „sparged beaker“-Apparatur unter Atmosphärendruck mit einem Gas, bestehend aus 8,33 mol.-% Sauerstoff und 91,67 mol.-% CO2 (Testgas Nr. 1). Die Korrosionsgeschwindigkeit wurde anhand des Linearpolarisationswiderstandes (LPR) gemessen. Getestet wurde die Korrosionsinhibitorformulierung. Der Korrosionsinhibitor A ist ein Gemisch aus 15 % Dodecylbemsteinsäure und 20 % trimere Säure, gelöst in einem aromatischen Lösungsmittel.
[0023] Die Zufuhr von 1000 ppm Korrosionsinhibitorformulierung A zu Weichstahl führte zu einer unmittelbaren Reduktion der Korrosion von einer Geschwindigkeit von über 100 mpy auf unter 20.
[0024] Die Zufuhr von 500 ppm Korrosionsinhibitorformulierung A zu Weichstahl führte zu einer unmittelbaren Reduktion der Korrosion von einer Geschwindigkeit von über 100 mpy auf unter 20.
[0025] Die Zufuhr von 1000 ppm Korrosionsinhibitorformulierung A zu Weichstahl führte zu einer unmittelbaren Reduktion der Korrosion von einer Geschwindigkeit von über 100 mpy auf unter 20. Nach 20 Stunden kontinuierlicher Versprühung von Gas lag die Korrosionsgeschwindigkeit immer noch unter 20 mpy.
Beispiel 2 [0026] Die trimere Säure und die Dodecylbemsteinsäure wurde einzeln unter denselben Testbedingungen, wie oben angegeben, getestet. Jede Komponente wurde in einer Konzentration von 35 % eingesetzt. Die trimere Säure (Korrosionsinhibitor B) bewirkte eine kurzzeitige Reduktion der Korrosion, war jedoch nach ca. 7 Stunden unwirksam geworden. Die Dodecylbemsteinsäure (Korrosionsinhibitor C) war wirksamer als der Korrosionsinhibitor B und war noch nach 20 Stunden wirksam. In einem Test ließ er die Blindkorrosionsgeschwindigkeit von über 100 mpy auf unter 30 mpy absinken. Keine Komponente war so wirksam wie der Korrosionsinhibitor A aus Beispiel 1. 7 • · • ·
* * · « · « ·«* * · · r » »«·««*· * · * * « * ····« * · «
Beispiel 3 [0027] Der Korrosionstest wurde an Hand des „sparged beakef‘-Tests unter Verwendung von 1 % NaCl bei 177 °F mit Testgas Nr. 2 durchgefuhrt, das 16,67 mol.-% Sauerstoff enthielt, wobei der Rest auf CO2 entfiel.
[0028] Die Korrosionsinhibitoren A und C wurden auf Weichstahl in einer Konzentration von 1000 ppm aufgebracht. Beide Zusammensetzungen verursachten eine sofortige Verminderung der Korrosion von ca. 200 mpy auf ca. 30 mpy. Nach ca. 20 Stunden zeigten die Zusammensetzungen immer noch eine Korrosionsgeschwindigkeit von unter 30 mpy.
Diskussion der Beispiele [0029] Trimere Säure und Alkylbemsteinsäuresalze und -anhydride schwächen die Korrosion von Stahl in Anwesenheit von Sauerstoff, Wasser und CO2 ab. Alkylbemsteinsäuresalze und -anhydride scheinen wirksamer zu sein als trimere Säuren. Alkylbemsteinsäuresalze und -anhydride scheinen mit trimeren Säuren synergistisch zusammenzuwirken. 8
Claims (20)
- • · · · * · * • · · ·*« • · · · · » ··* ι· » ·· « Patentansprüche 1. Verfahren zur Öl- und Erdgasgewinnung aus unterirdischen Öl- und Erdgaslagerstätten durch Injektion von Kohlendioxidgas, wobei das Kohlendioxid zumindest teilweise aus einem Kohlendioxidabscheidungs- und -speicherungsprozess (CCS) stammt, das die Verwendung eines Korrosionsinhibitors umfasst, der bei der Verhinderung bzw. Abschwächung der Stahlkorrosion in Anwesenheit von Sauerstoff wirksam ist.
- 2. Verfahren nach Anspruch 1, das zusätzlich noch Wasserflutung umfasst.
- 3. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Gasinjektion und die Wasserflutung alternierend während der Öl- und Erdgasgewinnung aus unterirdischen Öl- und Erdgaslagerstätten erfolgt.
- 4. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das injizierte Gas Kohlendioxid aus einem CCS-Prozess ist.
- 5. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das injizierte Gas Kohlendioxid aus einem CCS-Prozess und eine Komponente, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Stickstoff, Erdgas und Gemischen davon, umfasst.
- 6. Verfahren zur Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid, das die Verwendung eines Korrosionsinhibitors umfasst, der bei der Verhinderung oder Abschwächung von Korrosion in Anwesenheit von Sauerstoff wirksam ist.
- 7. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der durch den Korrosionsinhibitor geschützte Stoff Stahl ist,
- 8. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Stahl in einem zum Transport von abgeschiedenem Kohlendioxid verwendeten System vorliegt.
- 9. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Korrosionsinhibitor unter Verwendung einer eine trimere Säure umfassenden Formulierung hergestellt wird.
- 10. Verfahren nach Anspruch 9, bei dem die trimere Säure die allgemeine Formel hat: 9 ψ · * * ·worin XI a, XI b, X2a, X2b, X3 und X4 0 oder eine ganze Zahl von 1 bis ca. 10 bedeuten.
- 11. Verfahren nach Anspruch 10, bei dem die trimere Säure die allgemeine Formel hat:
- 12. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Korrosionsinhibitor hergestellt wird unter Verwendung von alkylsubstituierten Bemsteinsäuren und/oder alkylsubstituierten Bemsteinsäureanhydriden.
- 13. Verfahren nach Anspruch 12, bei dem die alkylsubstituierten Bernsteinsäuren und/oder alkylsubstituierten Bemsteinsäureanhydride die allgemeine Formel haben: 10 2 ·«· ·!· Ο:HO R 1 \ / o\ CH—und R \ (/ Ο CH—HC / R 2o Ό worin R1 und R2 gleiche oder unterschiedliche Bedeutungen haben können und Wasserstoff oder eine Alkylgruppe mit ca. 6 bis ca. 24 C-Atomen darstellen, jedoch nicht beide I Λ Wasserstoff bedeuten, und die Gesamtzahl an C-Atomen für R und R zusammen höchstens 24 beträgt.
- 14. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Korrosionsinhibitor ein Gemisch aus einer trimeren Säure und Alkylbemsteinsäuren und/oder -anhydriden ist.
- 15. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem das Kohlendioxid abgeschieden wird aus der Verbrennung von wenigstens einer Komponente, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Erdgas, Kohle, Diesel, Heizöl und Bioheizölen.
- 16. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das zum Transport von abgeschiedenem Kohlendioxid verwendete System ein Verbrennungsgastransportsystem ist.
- 17. Verfahren nach Anspruch 16, bei dem der Korrosionsinhibitor als Nebel dem Verbrennungsgastransportsystem zugeführt wird. π * « 9 t 9·*·· 9999499 ····«» ·· 9 ·· ·· 9 ·· *
- 18. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das zum Transport von abgeschiedenem Kohlendioxid verwendete System ein Bohrlochrohrleitung umfasst.
- 19. Verfahren nach Anspruch 18, bei dem der Inhibitor der Bohrlochrohrleitung als flüssige Masse zugefuhrt wird.
- 20. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Korrosionsinhibitor wenigstens eine Komponente der Gruppe, bestehend aus Lösungsmitteln, Dispergatoren, Stabilisatoren und Gemischen davon umfasst. 12
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33441810P | 2010-05-13 | 2010-05-13 | |
| PCT/US2011/036451 WO2011143569A2 (en) | 2010-05-13 | 2011-05-13 | Prevention or mitigation of steel corrosion caused by combustion gas |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| AT511789A2 true AT511789A2 (de) | 2013-02-15 |
| AT511789A5 AT511789A5 (de) | 2015-06-15 |
| AT511789B1 AT511789B1 (de) | 2015-08-15 |
Family
ID=44910740
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ATA9206/2011A AT511789B1 (de) | 2010-05-13 | 2011-05-13 | Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8776901B2 (de) |
| AT (1) | AT511789B1 (de) |
| AU (1) | AU2011252890B2 (de) |
| CA (1) | CA2798515C (de) |
| DE (1) | DE112011101647B4 (de) |
| GB (1) | GB2491784B (de) |
| NO (1) | NO346458B1 (de) |
| WO (1) | WO2011143569A2 (de) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10677712B2 (en) * | 2013-10-29 | 2020-06-09 | Massachusetts Institute Of Technology | High-throughput corrosion testing platform |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4339349A (en) | 1980-02-11 | 1982-07-13 | Petrolite Corporation | Corrosion inhibitors for limited oxygen systems |
| US5020595A (en) * | 1989-07-12 | 1991-06-04 | Union Oil Company Of California | Carbon dioxide-steam co-injection tertiary oil recovery process |
| US5643534A (en) * | 1995-07-20 | 1997-07-01 | Betzdearborn Inc. | Corrosion inhibitor for alkanolamine units |
| US6192987B1 (en) | 1999-04-06 | 2001-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metal corrosion inhibitors, inhibited acid compositions and methods |
| US6443229B1 (en) * | 2000-03-23 | 2002-09-03 | Daniel S. Kulka | Method and system for extraction of liquid hydraulics from subterranean wells |
| US6877555B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-04-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation while inhibiting coking |
| US7165615B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
| US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| CN100540843C (zh) | 2001-10-24 | 2009-09-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 利用自然分布型燃烧器对含烃岩层进行就地热处理的方法 |
| US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| US7121341B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-10-17 | Shell Oil Company | Conductor-in-conduit temperature limited heaters |
| US7311877B2 (en) * | 2003-07-31 | 2007-12-25 | General Electric Company | Inhibition of corrosion in fluid systems |
| CA2483896C (en) * | 2003-10-06 | 2008-02-26 | Dennis A. Beliveau | Applications of waste gas injection into natural gas reservoirs |
| US8864876B2 (en) | 2005-02-14 | 2014-10-21 | Neumann Systems Group, Inc. | Indirect and direct method of sequestering contaminates |
| CN201031677Y (zh) * | 2007-03-30 | 2008-03-05 | 辽河石油勘探局 | 锅炉烟道气加压吸收二氧化碳液化注井采油装置 |
| US7947240B2 (en) * | 2008-10-08 | 2011-05-24 | Expansion Energy, Llc | System and method of carbon capture and sequestration |
| US8470747B2 (en) | 2008-10-20 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carboxylic acid and oxidizer clean-up compositions and associated methods of use in subterranean applications |
| US8394350B2 (en) * | 2009-05-28 | 2013-03-12 | Lawrence Livermore National Security, Llc | Catalyst functionalized buffer sorbent pebbles for rapid separation of carbon dioxide from gas mixtures |
| BR112012001165A2 (pt) | 2009-07-17 | 2016-03-01 | Worldenergy Systems Inc | aparelho de geração de vapor de fundo de poço e método para injetar mistura de fluido aquecido em um reservatório |
-
2011
- 2011-05-13 DE DE112011101647.6T patent/DE112011101647B4/de active Active
- 2011-05-13 US US13/107,074 patent/US8776901B2/en active Active
- 2011-05-13 NO NO20121202A patent/NO346458B1/no unknown
- 2011-05-13 CA CA2798515A patent/CA2798515C/en active Active
- 2011-05-13 AT ATA9206/2011A patent/AT511789B1/de not_active IP Right Cessation
- 2011-05-13 WO PCT/US2011/036451 patent/WO2011143569A2/en not_active Ceased
- 2011-05-13 GB GB1218225.9A patent/GB2491784B/en active Active
- 2011-05-13 AU AU2011252890A patent/AU2011252890B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2491784A (en) | 2012-12-12 |
| WO2011143569A2 (en) | 2011-11-17 |
| US20110278024A1 (en) | 2011-11-17 |
| NO20121202A1 (no) | 2012-11-26 |
| WO2011143569A3 (en) | 2012-01-19 |
| GB201218225D0 (en) | 2012-11-28 |
| CA2798515A1 (en) | 2011-11-17 |
| DE112011101647T5 (de) | 2013-03-14 |
| DE112011101647B4 (de) | 2023-12-28 |
| US8776901B2 (en) | 2014-07-15 |
| AU2011252890A1 (en) | 2012-11-01 |
| AT511789A5 (de) | 2015-06-15 |
| AU2011252890B2 (en) | 2016-06-09 |
| GB2491784B (en) | 2016-09-28 |
| CA2798515C (en) | 2015-10-06 |
| AT511789B1 (de) | 2015-08-15 |
| NO346458B1 (no) | 2022-08-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2874037C (en) | Synergistic h2s scavengers | |
| US9587181B2 (en) | Synergistic H2S scavenger combination of transition metal salts with water-soluble aldehydes and aldehyde precursors | |
| DE19803384C1 (de) | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und Verfahren zur Inhibierung der Bildung von Gashydraten | |
| DE3105913C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten | |
| DE69423958T2 (de) | Verwendung von n,n-dialkylamiden zum verringern von asphaltsausfällung aus rohöl | |
| DE875847C (de) | Verfahren zum Reinigen von Gasen, insbesondere Koksofengasen, von Schwefelverbindungen | |
| DE3430691A1 (de) | Oxime als desoxydationsmittel | |
| DE69203036T2 (de) | Verfahren zur Vorbeugung der Bildung von Schmutzniederschlägen auf Metalloberflächen. | |
| DE2319833A1 (de) | Korrosionsschutzmittel und -verfahren | |
| CA3066096C (en) | Compositions and methods of removing contaminants in refinery desalting | |
| AT511789B1 (de) | Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion | |
| CA3124252A1 (en) | Alkyl lactone- derived corrosion inhibitors | |
| DE917027C (de) | Rostverhindernde Kohlenwasserstoff-Gemische | |
| DE69310682T2 (de) | Neutralisierung von Aminen mit niedrigen Salzausfällungspotential | |
| US20180371871A1 (en) | Methods Of Drawing Out Oils And Fats From Solid Material Using Chlorine Dioxide | |
| DE3437936A1 (de) | Verfahren und mittel zur bekaempfung der korrosion unter reduzierenden bedingungen | |
| DE69006762T2 (de) | Zusammensetzung und Verfahren zur Korrosionsverringerung oxigenierter Salzlösungen durch Rühren mit sauren Gasen. | |
| DE1257326B (de) | Heizoele | |
| DE1545248C3 (de) | ||
| Fu | Development of non-interfering corrosion inhibitors for sour gas pipelines with co-injection of kinetic hydrate inhibitors | |
| AT411677B (de) | Wasserfördereinrichtung mit einem förderbrunnen | |
| DE1518611B1 (de) | Verfahren zur Herstellung von Salzen carboxylgruppenhaltiger acylierter Polyamine | |
| AT290440B (de) | Verfahren zum Gewinnen von Rohöl aus unterirdischen Lagerstätten mit Hilfe von in diese eingepreßtem Kohlendioxyd | |
| DE2840976B2 (de) | Inhibitor der Schwefelwasserstoffkorrosion | |
| EP1600492A1 (de) | Verfahren und Mittel zur Vermeidung von Korrosionsschäden bei der Verbrennung von schwefelarmen Brenn- und Kraftstoffen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM01 | Lapse because of not paying annual fees |
Effective date: 20230513 |