Ингибиторы коррозии в жидких углеводородах

При эксплуатации установок очистки газа серьезные затруднения вызывает пенообразование аминовых растворов. Это ведет к перерасходу дорогостоящего абсорбента, часть которого уносится с очищенными и кислыми газами. Причиной вспенивания является попадание в раствор различных веществ, обладающих поверхностно-активными свойствами (ингибиторов коррозии, жидких углеводородов, минерализованных вод), механических примесей, а также продуктов деградации амина. [c.64]

Работающий по этому методу завод в г. Ниагара-Фолс (шт. Нью-Йорк) перерабатывает ежегодно 9 тыс. т жидких углеводородов и производит приблизительно такое же по весу количество продуктов окисления. Из них около 30—40% составляют органические кислоты, остальное — спирты и кетоны. Полученные вещества находят разнообразное применение во всех случаях, когда этому не препятствует их сложный состав (производство консистентных смазок, смачивающих веществ, пластификаторов, добавок к смазочным маслам, ингибиторов коррозии и т. п.). По-видимому, этот процесс после войны не получил дальнейшего распространения. [c.74]

Выбор метода обработки газопроводов ингибитором зависит от степени его коррозионных поражений. При транспорте осушенного газа достаточно периодического нанесения пленки ингибитора. В присутствии жидких углеводородов, а также до 10 % воды следует проводить непрерывную обработку газопровода ингибитором в количестве 0,005-0,01 % в расчете на воду. В условиях очень высокой скорости коррозии может потребоваться непрерывное введение с дополнительной периодической обработкой с повышенной дозировкой. Поэтому весьма важен гидродинамический режим газожидкостного потока в газопроводе. [c.180]

Основная причина вспенивания — это примеси, поступающие вместе с сырым газом и попадающие в абсорбент (жидкие углеводороды, пластовая вода, механические примеси, ингибиторы коррозии, различные ПАВ, смолистые вещества и др.). Пенообразователями являются также смазочные масла, продукты коррозии и деградации амина. Все эти продукты накапливаются и при определенной их концентрации начинается вспенивание раствора. [c.140]

Патент США, № 4028117, 1977 г. Описывается ингибитор коррозии, применяемый для защиты трубопроводов, транспортирующих жидкие углеводороды, такие как сырая нефть или продукты очистки нефти. Ингибитор представляет собой смесь, части (по массе) димеризованной ненасыщенной жирной кислоты. 1,8—25, ап- [c.83]

Концентрация ингибитора < 1 мг/л является эффективной для ингибирования коррозии в жидких углеводородах при pH > 7 только в некоторых случаях. В более агрессивных условиях необходимо повысить концентрацию ингибитора для получения желаемой степени защиты. В основном концентрация от 10 до 20 мг/л является достаточной и обычно для получения максимальной степени защиты используют ингибитор в концентрации не более 40 мг/л. [c.96]

Наличие в газе влаги, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, увеличивает расход ингибиторов, усиливает коррозию, увеличивает необходимую мощность компрессорных агрегатов, способствует забиванию линий контрольно-измерительных и регулирующих приборов. Все это снижает надежность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях и газопроводах. [c.43]

Мамедова И, Ф, Изучение торможения ингибиторами наводороживания и сероводородной коррозии стали в системе жидкие углеводороды — водные растворы,— Автореф, канд, дисс, Баку, 1967, [c.394]

Her ре ев В, Ф,, Мамедов И, А,, Мамедова И. Ф. Ингибиторы коррозии в борьбе с наводороживанием стали в системе жидкие углеводороды — водные растворы. Баку, 1968. [c.394]

Второй ингибитор сероводородной коррозии И-1-А — смесь пиридиновых оснований он хорошо растворим в ароматических и жидких углеводородах, в спиртах, нерастворим в воде. [c.279]

Ингибиторы коррозии в жидких углеводородах [c.170]

G W. L U V i S i. Ингибиторы коррозии для жидких углеводородов, пат. США 2668100, 2 февраля 1954 г. [c.225]

Ингибитор коррозии стали в смеси жидких углеводородов (газолина) и морской воды [218]. [c.194]

Определенный интерес вызывает вопрос о возможности и перспективности использования для защиты от коррозии газотранспортных систем кислого газа (особенно разветвленных и состоящих из трубопроводов большого диаметра) так называемых трехфазных ингибиторов сероводородной коррозии, т. е. ингибиторов, обладающих защитным действием в паровой фазе, а также в воде и жидких углеводородах. В случае реального наличия и успешного применения ингибиторов такого типа, в принципе, можно было бы повысить уровень защиты системы при сравнительно простой технологии ингибирования. Однако ввиду отсутствия достаточных знаний и практического опыта достоверная оценка реальных возможностей данного способа при защите трубопроводов большого диаметра в настоящее время невозможна. Необходимые выводы могут быть сделаны только после соответствующих исследований и получения надежных результатов. На текущий момент достоверной информации о реальных положительных результатах использования трехфазных ингибиторов [c.48]

Наличие в газе влаги, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию, увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов, способствует забиванию линий контрольно-измерительных и регулирующих приборов. [c.10]

Однако неправильный выбор или избыток ПАВ в ингибиторе коррозии может привести к возникновению следующих проблем образованию стойкой эмульсии на границе раздела фаз "жидкие углеводороды - солевой водный раствор" в сепараторах иди в другом месте системы [c.12]

Обработка скважин ингибиторами коррозии осуществляется не всегда. В ряде случаев, оценив рабочие характеристики скважин (скорость добываемого потока ГЖС, соотношения "газ/жидкость" и "вода/жидкие углеводороды" и "Н25/С02" в добываемой среде, минерализацию воды и т.п.), делают заключение о невысокой коррозионной агрессивности добываемого потока и эксплуатируют скважины без ингибиторной защиты. [c.11]

Поток В. При условиях транспорта ГЖС, соответствующих потоку типа "В", т.е. при Уг< 3,3 м/с, капельки жидкости, диспергированные в потоке газа, или капельки воды, диспергированные в углеводородной жидкости, выпадают из потока и оседают на дне трубопровода, в результате чего может произойти локальное смачивание трубной поверхности водой. Для предотвращения коррозии в данном случав в поток следует вводить ингибитор и обеспечить перенос его носителем (жидкими углеводородами) по длине трубопровода. [c.43]

А. S t е г 1 i п, Глиоксалидиновые соли дикарбоновых кислот как ингибиторы коррозии жидких углеводородов, пат. США 2773879, И декабря 1956 г. [c.285]

Особым случаем защиты металлов от растворения является торможение коррозии металлов при совместном воздействии ингибитора коррозии и углеводорода. И. А. Мамедовым при изучении торможения коррозии металлов в системе углеводород — кислый электролит в нефтеперерабатывающей промышленности было показано [19—21], что присутствие жидких углеводородов нефти резко повышает защитную эффективность ингибиторов кислотной коррозии. Это объясняется повышением смачиваемости металлической поверхности углеводородом по сравнению со смачиваемостью ее кислым электролитом. Лучшее смачивание достигается при применении комбинированных (водо- и олеорастворимых) ингибиторов. Подобные ингибиторы гид-рофобизуют металл, способствуя тем самым лучшему смачиванию его углеводородом. [c.113]

Ингибиторы коррозии, находящиеся в системе, могут переноситься газообразными или жидкими углеводородами в установки очистки и осущки газа, сокращая срок службы осушителей (молекулярные сита, гликоли), алканоламинов, щелочей или элементов фильтров. Иногда это приводит к необходимости остановки и очистки системы, что влечет за собой потерю продукции и снижение ее качества. [c.341]

Недостатки процесса низкая, как правило, степень насыщения раствора высокие удельные расходы абсорбента и эксплуатационные затраты некоторые прИмеси (СОг, OS, Sa, H N, SOa и SOj), содержащиеся в сырых газах, при взаимодействии с растворителем образуют нерегенерируемые или труднорегенерируемые высокомолекулярные соединения, которые дезактивируют абсорбент, увеличивают вспениваемость и коррозионную активность растворителя при наличии в газе OS и Sa процесс не применяется низкое извлечение меркаптанов и других сероорганических соединений повышенная склонность абсорбента к вспениванию при попадании в систему жидких углеводородов, сульфида железа, тиосульфитов и других продуктов разложения моноэтаноламина, а также механических примесей и некоторых видов ингибиторов коррозии. [c.143]

Природный газ I с промысла поступает в сепаратор для отделения воды, ингибитора коррозии, механических примесей и жидких углеводородов. Конструкция сепаратора должна обеспечить полное извлечение этих примесей во избежание вспенивания алканоамина. В отдельных случаях целесообразна промывка газа в сепараторе легкими углеводородами, например жидким пропаном или бутаном. Такая схема оправдает себя в случае последующего извлечения сжиженных газов (пропана и бутана) из газа. В этом случае пропан, поступивший в сепаратор, будет извлечен из газа при дальнейшей переработке. [c.202]

Патент США, № 3997469, 1976 г. Предлагаются соединения, ингибирующие коррозию в жидких углеводородах с pH > 7. В качестве ингибиторов коррозии используются диамидье или смеси диамидов, полученных из 1,3-дипропилентриамина, представляющих соединение или смесь соединений,содержащих 2—3 атома углерода в линейной цепи, связанных между собой атомом азота с аминогруппами по концам цепи. Эти аминогруппы могут превращаться в амидогруппы при взаимодействии с 2 молями монокарбоновой кислоты на 1 моль амина. Кислота содержит достаточное количество атомов углерода, расположенных по концам молекулы, чтобы полученное соединение растворялось в нефти и не растворялось в воде. Такое соединение можно представить в виде следующей формулы [c.96]

Негреев В. Ф. Ингибиторы коррозии в борьбе с наводороживанием стали в системе жидкие углеводороды—водные растворы. Баку, изд-во АН Аз.ССР, 1968. 105 с. [c.340]

Сепараторы газа часто оборудуются коагуляторами, в которых происходит укрупнение мелких частиц жидкости и их удаление. Для более тщательной очистки от твердых примесей в сепараторах предусмотрена установка фильтрующих элементов. Наиболее распространены вертикальные сепараторы, которые обеспечивают удовлетворительное улавливание жидких и твердых примесей. Если в газе присутствуют капли жидкости, которые могут ускорить старение адсорбента (ингибиторы коррозии, амины, масла н др.), то для более полного их улавливания следует увеличить высоту сепарационной секции. При двухстадийной схеме осушки в газе могут содержаться амины и гликоль, которые вызывают вспенивание жидкости в сепараторе. Кроме того, вспенивание происходит и при наличии в газе ароматических углеводородов, а также ингибиторов коррозии. Ингибиторы коррозии и амины могут сократить срок службы адсорбентов более чем на 20%. Во избежание этого рекомендуется оборудовать сепараторы двухступенчатыми коагуляторами шиберного типа и с проволочной насадкой. [c.143]

В качестве загустителей в ингибированных нефтяных составах применяют твердые окисленные углеводороды, полимерные и пленкообразующйе вещества, жидкие высыхающие масла, мыла органических кислот, латексы, каучуки, битумы и силикагели. Наиболее широко используют окисленные петролатум, церезин, воск буроугольный, а также выделенные из этих продуктов фракции отдельных углеводородов. Загущающая способность их ниже, чем у твердых углеводородов, но защитные и адгезионно-когезионные и смазывающие свойства значительно выше. Особенно высокими функциональными свойствами обладают твердые высокомолекулярные кислоты, эфиры, и гетероатомные соединения, выделенные из воска буроугольного и используемые в качестве ингибитора коррозии в смазке ВНИИНП-267. [c.599]

А. St er lin, Глиоксалидиновые соли двухосновных кислот как ингибиторы коррозии для жидких углеводородов, пат. США 2773879, 11 декабря 1956 г. [c.225]

Ингибирование коррозии. Большинство алюминиевых сплавов сильно корродирует в кипящем четыреххлористом углероде с образованием хлористого алюминия и гексахлорэтана." Гексаметилендиамин может ингибировать коррозию, соединяясь с хлористым алюминием (ускоритель коррозии) по мере его образования . Гексаметилендиамин также ингибирует коррозию алюминиевого сплава Д16Т в системе щелочная водная среда — жидкие углеводороды . Продукт взаимодействия гексаметилендиамина с НаЗ (как слабой кислотой) оказался в концентрации 10 г/л эффективным ингибитором коррозии этого сплава в водно-щелочной среде при pH 13 [c.267]

Ингибиторы коррозии могут переноситься по системе газообразными или жидкими углеводородами в установки очистки и осушки газа, сокращая срок службы осушителей (молекулярных сит, гликолей), алканоламинов, щелочей или элементов фильтров. Иногда такие проблемы становятся настолько серьезными, что системы необходимо останавливать и очищать. При этом происходит потеря продукции и/или снижение ее качества. В работе [26] описаны различные случаи коррозии и другие эксплуатационные проблемы, вызываемые применением химических веществ и продуктами их деградации, а также приведены затраты на устранение этих проблем. [c.31]

Испытания, связанные с получением поляризационных кривых, проводят в соответствии с инструкцией к используемому потенциостату и ГОСТ 9.506 Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности . В качестве среды для испытаний используются электролит (например, пластовая вода или 3% раствор НаС1+ 250мг/л СНзСООН) с растворенными в них исследуемыми агрессивными газами или смеси электролит - жидкий углеводород ( углеводород-ньп1 конденсат, керосин). [c.17]

Рассмотренный электрохимический аспект механизма действия аминов является не единственным фактором, обусловливающим защитное действие аминов. На развитие коррозии стали при контакте со смесью жидких углеводородов и водных растворов солей и сероводорода большое влияние оказывает преимущественное смачивание стальной поверхности одной из этих несмешивающих-ся жидкостей, а защитный эффект от добавления ингибитора достигается в тех случаях, когда он, адсорбируясь на стальной поверхности, делает ее хорошо смачиваемой жидкими углеводородами. В тех случаях, когда стальную поверхность преимущественно смачивает водная фаза, особенно в присутствии сероводорода, наблюдается интенсивная коррозия. Показано [60], что несмотря на ингибирование водной фазы с помощью водорастворимых неионогенных ПАВ (продуктов конденсации фенолов с окисью этилена, водорастворимые амины), показавших высокий ингибирующий эффект в водной фазе, суммарный эффект замедления коррозии оказался незначительным, так как развитие коррозионного процесса в углеводородной фазе практически не было предотвращено. При [c.29]

Основное достоинство реагента — низкие вязкость и температура застывания (менее 223 К), что позволяет хранить его на открытых площадках и применять в холодное время года без предварительного подогрева. При лабораторном тестировании в жидких искусственных модельных средах (насыщенные сероводородом углеводороды, например бензин марки А-72, и 3%-й водный раствор ЫаС1) ингибитор показывает удовлетворительные защитные свойства. Его технологические свойства также соответствуют требованиям, предъявляемым к ингибиторам на промыслах нефти и газа. К недостаткам реагента относятся сильный неприятный запах, присущий пиридиновым основаниям, высокая токсичность, низкая устойчивость образующейся защитной пленки. Ингибитор Д-1 в течение некоторого времени применяли на ОНГКМ, где была отмечена его удовлетворительная защитная эффективность. Одной из проблем, вызванных применением реагента в газосборной системе ОНГКМ, явилась закупорка отложениями и продуктами коррозии импульсных трубок контрольно-измерительных приборов и автоматики и другого оборудования, что было обусловлено высокими детергентными (моющими) свойствами пиридиновых оснований. В связи с этим использование ингибитора Д-1 на ОНГКМ было прекращено. [c.345]