Innowacyjne inhibitory korozji do strumieni węglowodorowych w kopalniach ropy naftowej i w rafineriach

• Autorzy: Gaździk Barbara , Kempiński Roman , Gaździk Andrzej , Pomykała Kamil

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2019.06.07

Warianty tytułu

EN

Innovative corrosion inhibitors for hydrocarbon streams in oilfields and refineries

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Korozja instalacji podczas procesu wydobycia i przeróbki ropy naftowej stwarza ogromny problem techniczny i ekonomiczny, dlatego stosowane są różne metody ochrony przed korozją, w tym wykorzystywanie inhibitorów korozji. W publikacji opisano przyczyny powstawania korozji oraz przemysłowe metody jej zapobiegania w kopalniach i rafineriach. Przedstawiono metody badań oraz wyniki badań laboratoryjnych inhibitorów korozji opracowanych w ramach projektu: Innowacyjne środki chemiczne z udziałem zmodyfikowanej imidazoliny dla przemysłu rafineryjnego, wydobywczego ropy naftowej, hutniczego i maszynowego, dofinansowanego ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. Badania korozyjne wykonane według NACE 1D182 wykazały, że przy dozowaniu do mieszanki ropa–woda 25 mg/litr inhibitora korozji do dozowania ciągłego do odwiertów i ropociągów Pachem-CWR-1011 szybkość korozji płytek Steel Shimstock obniżyła się z wartości około 1,4 mm/rok do poniżej 0,05 mm/rok, poziom ochrony przed korozją wynosił 96,7%, a rozdział ropy od wody nastąpił w czasie do 15 minut. Badania skłonności do emulgowania według ASTM G 170-06, z udziałem tego inhibitora w ilości 50 mg/litr, wykazały, że do 15 minut zaobserwowano ostry rozdział ropy naftowej od wody. Badania, według NACE 1D182, inhibitora korozji do dozowania okresowego do odwiertów i ropociągów Pachem-CWR-1021 wykazały, że przy jego dozowaniu w I etapie – w celu wytworzenia powłoki ochronnej – w ilości 10 000 mg/litr mieszanki ropa–woda szybkość korozji płytek Steel Shimstock w II etapie obniżyła się do poniżej 0,05 mm/rok, a stopień ochrony przed korozją wynosił 98,60%. Po badaniu do 15 minut zaobserwowano wyraźny rozdział ropy naftowej od wody. Badania grubości warstwy wykazały, że Pachem-CWR-1021 tworzy powłokę ochronną o grubości około 20 mikrometrów. Przeprowadzono badania inhibitora Pachem-CR-1012 do dozowania w sposób ciągły do rur oparowych i orosień kolumn destylacyjnych w celu ochrony przed korozją kolumn destylacyjnych, układów kondensacyjnych i rurociągów na instalacji destylacji ruro- wo-wieżowej DRW. Badania według NACE 1D182 wykazały, że inhibitor przy dozowaniu 15 mg/litr benzyny ogranicza szybkość korozji z poziomu około 2 mm/rok do poniżej 0,01 mm/rok, a stopień ochrony przed korozją wynosi 99,8%. Inhibitor znakomicie przeciwdziała tworzeniu się emulsji – po badaniu uzyskano niezawodnioną, pozbawioną produktów korozji benzynę surową i czystą, pozbawioną węglowodorów wodę kondensacyjną.

EN

Corrosion of installations during the process of oil production and processing creates a huge technical and economic problem, which is why various methods of corrosion protection are applied, including the use of corrosion inhibitors. The paper describes the causes of corrosion and industrial methods of its prevention in oilfields and refineries. The research methods and laboratory test results of corrosion inhibitors developed as part of the Project: Innovative chemicals with modified imidazoline for the refinery, oilfields, metallurgy and machinery industries, co-financed by the National Center for Research and Development. Corrosion tests (NACE 1D182) have shown that dosing the Pachem-CWR-1011 corrosion inhibitor for continuous injection to wells and pipelines to an oil/water mixture at 25 mg/liter, decreased the corrosion rate of Steel Shimstock plates from ca 1.4 mm/year to below 0.05 mm/year, and corrosion protection was 96.7%. Emulsification tendency evaluation (ASTM G 170-06) showed a sharp separation of crude oil and water phases within up to 15 minutes when 50 mg/liter of this inhibitor was used. Tests of the Pachem-CWR-1021 corrosion inhibitor for periodical injection to wells and pipelines showed that the rate of corrosion of Steel Shimstock plates, in the second stage, decreased to a level below 0.05 mm/year, and the degree of corrosion protection was 98.60% when a treat rate of 10,000 mg/liter of oil-water mixture was used in the first stage to produce a protective coating. After the tests, a clear separation of oil and water was observed within up to 15 minutes. The film layer thickness measurements showed that Pachem-CWR-1021 forms a protective film with a thickness of about 20 micrometers. Corrosion inhibitor PachemCR-1012 for continuous dosing into the vapor pipes and refractory distillation columns to protect against corrosion of the installation on the CDU plant was also tested. The NACE 1D182 tests have shown that the inhibitor, dosed at the rate of 15 mg/liter of gasoline reduces the corrosion rate from 2 mm/year to below 0.01 mm/year, and the degree of corrosion protection is 99.8%. The inhibitor is excellent in protecting against the formation of emulsions – after the test, a non-watery crude oil free corrosion products and clear condensation water free of hydrocarbons were obtained.

Słowa kluczowe

PL

ropa naftowa; kopalnia; rafineria; inhibitor; korozja

EN

crude oil; oil well; refinery; inhibitor; corrosion

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2019
• Tom: R. 75, nr 6
• Strony: 356--372
• Opis fizyczny: Bibliogr. 30 poz.

Twórcy

autor

Gaździk Barbara

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Kempiński Roman

• Pachemtech Sp. z.o.o

autor

Gaździk Andrzej

• ArcellorMittal Poland S.A.

autor

Pomykała Kamil

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Abd El-Lateef H.M., Abbasov V.M., Aliyeva L.I., Ismayilov T.A., 2012. Corrosion Protection of Steel Pipelines Against CO2 Corrosion-A Review. Chemistry Journal, 2(2): 52–63.
• Arora A., Pandey S.K., 2012. Review on Materials for Corrosion Prevention in Oil Industry. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/155211-MS.
• Baszkiewicz J., Kamiński M., 2006. Korozja materiałów. Warszawa: OWPW, 9–13, 152–153.
• Chen H.J., Jepson W.P., Hong T., 2000. High temperature corrosion inhibition performance of imidazoline and amide. International conference CORROSION. Paper No. NACE-00035. NACE International.
• Fang C., 2001. Batch-inhibitor treatment size, shut-in time determined. Oil and Gas Journal, 99(15): 45–49.
• Fink J., 2003. Oil field chemicals. Elsevier Science, 82–102.
• Fink J., 2011. Petroleum engineer’s guide to oil field chemicals and fluids. Elsevier Inc., 217–252.
• Gaździk B., 2016. Procesy korozyjne w rafineriach i zapobieganie ich skutkom poprzez stosowanie inhibitorów korozji. Nafta-Gaz, 3: 198– 206. DOI: 10.18668/NG.2016.03.07.
• Groysman A., 2016. The Role of Corrosion Management in Prevention of Corrosion Failures. International conference CORROSION. Paper No. NACE-2016-7252. NACE International.
• Jewulski J., 2007. Metody intensyfikacji wydobycia płynów złożowych. Kraków: Wydawnictwa AGH, 15–26.
• Jewulski J., Wojnarowski P., 2007. Wybrane zagadnienia doskonalenia technologii wtórnych metod eksploatacji złóż ropy naftowej. Wiertnictwo, Nafta, Gaz, 24(2): 769–776.
• Kuznetsov Yu.I., Vagapov R.K., 2000. On Steel Protection with Volatile Corrosion Inhibitors in H2S-Containing Media. Protection of Metals, 36(5): 474–478. DOI: 10.1007/BF02764095.
• Manning F.S., Thompson R.E., 1995. Oilfield processing. Volume 2: Crude Oil, PennWell Corporation, 61–77, 269–291.
• Menendez C.M., Bojes J.M., Lerbscher J., 2011. Batch Corrosion Inhibitor Film Thickness Measurements Using Optical Profiler, Corrosion. The Journal of Science and Engineering, 67(3): 1–12. DOI: 10.5006/1.3560117.
• Moiseeva L.S., Kuznetsov Yu.I., 1997. Inhibition of carbon-dioxide corrosion of equipment of the petroleum and gas industry. Chemical and Petroleum Engineering, 33(1): 81–87. DOI: 10.1007/BF02416791.
• Moiseeva L.S., Yupashevskii V.E., Kamenshchikov F.A., Pushina O.I., Grigor’eva T.M., Sadov A.M., 1998. Effectiveness of corrosion inhibitors used in oil and gas fields. Chemical and Petroleum Engineering, 34(7): 482–486. DOI: 10.1007/BF02418894.
• Osokogwu U., Oghenekaro E., 2012. Evaluation of corrosion inhibitors effectiveness in oilfield production operations. International Journal of Scientific and Technology Research, 1(4): 19–23.
• Papavinasam S., 2000. Evaluation and Selection of Corrosion Inhibitors. [W:] Winston Revie R. (ed.): Uhlig’s Corrosion Handbook. Second Edition (s. 1169–1178). John Wiley & Sons, Inc.
• Pawłowska B., Olszewska J., 2006. Problemy korozji w rafinerii. [W:] Surygała J. (red.): Ropa naftowa: właściwości, przetwarzanie, produkty (s. 540–560). Warszawa: WNT.
• Popoola L.T., Grema A.S., Latinwo G.K., Gutti B., Balogun A.S., 2013. Corrosion problems oil and gas production and its mitigation. International Journal of Industrial Chemistry, 4(1): 1–15. DOI: 10.1186/2228-5547-4-35.
• Reiss Ł., Toporowski R., 2000a. Badania skuteczności inhibitorów korozji w roztworach solnych. Konferencja Naukowo-Techniczna Geopetrol 2000, Zakopane, 690–695.
• Reiss Ł., Toporowski R., 2000b. Dobór organicznych krajowych inhibitorów korozji do płynów nadpakerowych. Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna AGH, Kraków, 93–101.
• Reiss Ł., Toporowski R., 2000c. Korozja rur wydobywczych i uzbrojenia wgłębnego odwiertów gazowych. Ochrona przed Korozją, 1: 6–8.
• Sintoorahat P., Wairatpanich A., Chimam S., Mongkholkhajornsilp D., Kang C., 2008. Performance of corrosion inhibitors at high CO2 pressures. ASME. 7th International Pipeline Conference, Volume 2, 227–232. DOI: 10.1115/IPC2008-64114.
• Stachowicz A., 2009. Monitoring korozji przez pomiary stężenia jonów żelaza w płynach produkcyjnych odwiertów. Nafta-Gaz, 9: 978–981.
• Stachowicz A., 2010. Inhibitorowa ochrona antykorozyjna dla urządzeń eksploatacyjnych i przesyłowych kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego. Nafta-Gaz, 3: 197–202.
• Stachowicz A., 2013. Korozja rur w odwiertach oraz dobór ochrony inhibitowanej w płynach nadpakerowych. Nafta-Gaz, 7: 525–531.
• Tishkevich L.F., Vartapetov A.S., Kamlyk A.S., Filippov N.G., Frolov K.I., Miklyasheva I.V., 1996. Tests of Dodigen 481 Inhibitor in Corrosive Media at the Perm’ Petroleum Refinery. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 32(1): 26–27. DOI: 10.1007/BF00729854.
• Wang H., Shi H., Jepson W.P., Hong T., Kang C., 2001. Characterization of Inhibitor and Corrosion Product Film Using Electrochemical Impedance Spectroscopy (EIS). International Conferences CORROSION. Paper No. NACE-01023. NACE International.
• Wojnar K., 1997. Wiertnictwo – technika i technologia. Kraków: Wydawnictwa AGH, 555–598.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2019).