WO2021225462A1 - Use of anisidine derivatives as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor - Google Patents
Use of anisidine derivatives as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor Download PDFInfo
- Publication number
- WO2021225462A1 WO2021225462A1 PCT/RU2020/000217 RU2020000217W WO2021225462A1 WO 2021225462 A1 WO2021225462 A1 WO 2021225462A1 RU 2020000217 W RU2020000217 W RU 2020000217W WO 2021225462 A1 WO2021225462 A1 WO 2021225462A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- corrosion
- inhibitor
- hydrogen embrittlement
- amide
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 116
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 97
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 97
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 45
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 45
- BHAAPTBBJKJZER-UHFFFAOYSA-N p-anisidine Chemical class COC1=CC=C(N)C=C1 BHAAPTBBJKJZER-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 28
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims abstract description 32
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 claims description 16
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 10
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 8
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 30
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 30
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract description 26
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 abstract 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 44
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 20
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- VMPITZXILSNTON-UHFFFAOYSA-N o-anisidine Chemical compound COC1=CC=CC=C1N VMPITZXILSNTON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 16
- 125000004172 4-methoxyphenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C(OC([H])([H])[H])=C([H])C([H])=C1* 0.000 description 15
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 15
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- NCBZRJODKRCREW-UHFFFAOYSA-N m-anisidine Chemical compound COC1=CC=CC(N)=C1 NCBZRJODKRCREW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 12
- 125000004204 2-methoxyphenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C(*)=C(OC([H])([H])[H])C([H])=C1[H] 0.000 description 11
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 11
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 11
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 11
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 10
- -1 nitrogen-containing organic compounds Chemical class 0.000 description 10
- 125000004207 3-methoxyphenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C(*)=C([H])C(OC([H])([H])[H])=C1[H] 0.000 description 9
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 9
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 8
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 8
- KNZWULOUXYKBLH-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-n-methylaniline Chemical compound CNC1=CC=CC=C1OC KNZWULOUXYKBLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- ZFMZSZMUFWRAOG-UHFFFAOYSA-N 3-methoxy-n-methylaniline Chemical compound CNC1=CC=CC(OC)=C1 ZFMZSZMUFWRAOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 125000000956 methoxy group Chemical group [H]C([H])([H])O* 0.000 description 6
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 6
- YVHAIVPPUIZFBA-UHFFFAOYSA-N Cyclopentylacetic acid Chemical compound OC(=O)CC1CCCC1 YVHAIVPPUIZFBA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 5
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 5
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 4
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N isopropyl alcohol Natural products CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- LJOODBDWMQKMFB-UHFFFAOYSA-N cyclohexylacetic acid Chemical compound OC(=O)CC1CCCCC1 LJOODBDWMQKMFB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZRPLANDPDWYOMZ-UHFFFAOYSA-N 3-cyclopentylpropionic acid Chemical compound OC(=O)CCC1CCCC1 ZRPLANDPDWYOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YIDKMWJJCIUSPI-UHFFFAOYSA-N 4-cyclopentylbutanoic acid Chemical compound OC(=O)CCCC1CCCC1 YIDKMWJJCIUSPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RGSFGYAAUTVSQA-UHFFFAOYSA-N Cyclopentane Chemical compound C1CCCC1 RGSFGYAAUTVSQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000677 High-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- AFBPFSWMIHJQDM-UHFFFAOYSA-N N-methylaniline Chemical compound CNC1=CC=CC=C1 AFBPFSWMIHJQDM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- 0 *CC(N(*)C1CC=*=C(*)CC1)=O Chemical compound *CC(N(*)C1CC=*=C(*)CC1)=O 0.000 description 1
- LWTIGYSPAXKMDG-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydro-1h-imidazole Chemical compound C1NC=CN1 LWTIGYSPAXKMDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HMUQGIIPSIRCIS-UHFFFAOYSA-N 3-cyclopentyl-n-(2-methoxyphenyl)propanamide Chemical compound COC1=CC=CC=C1NC(=O)CCC1CCCC1 HMUQGIIPSIRCIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical class N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical class OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000007112 amidation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000001680 brushing effect Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 150000001934 cyclohexanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- DMEGYFMYUHOHGS-UHFFFAOYSA-N heptamethylene Natural products C1CCCCCC1 DMEGYFMYUHOHGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000011089 mechanical engineering Methods 0.000 description 1
- XVAIDCNLVLTVFM-UHFFFAOYSA-N methacetin Chemical compound COC1=CC=C(NC(C)=O)C=C1 XVAIDCNLVLTVFM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002903 organophosphorus compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000013074 reference sample Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M tetraethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CC[N+](CC)(CC)CC YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001149 thermolysis Methods 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 150000004992 toluidines Chemical class 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
- C10L10/04—Use of additives to fuels or fires for particular purposes for minimising corrosion or incrustation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
- C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
- C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
- C23F11/14—Nitrogen-containing compounds
Definitions
- the invention relates to the oil and gas industry, in particular, to a corrosion inhibitor, including sulphide in the form of amides, which are the condensation products of anisidine or its derivatives with naphthenic acid, in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon corrosive environments with a high concentration of sulfur-containing compounds, in including hydrogen sulfide, chlorides and other aggressive factors, to protect metal equipment, pipelines from corrosion and hydrogen embrittlement, in particular, oil refining equipment, oil pipelines, gas processing equipment, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
- a corrosion inhibitor including sulphide in the form of amides, which are the condensation products of anisidine or its derivatives with naphthenic acid, in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon corrosive environments with a high concentration of sulfur-containing compounds, in including hydrogen sulfide, chlorides and other aggressive factors, to protect metal equipment, pipelines from corrosion and hydrogen embrittlement, in particular
- H2S hydrogen sulfide
- alkylamines C4 - C10 alkylamines C4 - C10, polyamines and imidazolines, organic ammonia derivatives such as amines (ethylamine, hexamethylenetetramine) or their salts such as tetramethylammonium chloride, tetraethylammonium chloride, a mixture of chlorides alkylbenzyldimethylammonium [A. Altsybeeva, S. Levin. Metal corrosion inhibitors. Ed. L.I. Antropova, L. Chemistry, 1968, p. 7-12, 130 and 95], on the basis of which, for quite a long time, the well-known inhibitors of hydrogen sulfide corrosion have been produced.
- organic ammonia derivatives such as amines (ethylamine, hexamethylenetetramine) or their salts such as tetramethylammonium chloride, tetraethylammonium chloride, a mixture of chlorides alky
- compositions with high inhibitory properties are being developed, based on the tertiary amine of monoalkyl phosphate, dialkyl phosphate, demulsifier, defoamer and solvent [RU 2591923 C1, publ. 20.07.2016].
- amido-imidazoline inhibitors are the most common secondary amines used to protect against hydrogen sulfide corrosion and are considered the most effective.
- the objective of the claimed invention is to develop an inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement, providing high anticorrosive properties in corrosive environments with a high content of hydrogen sulfide, chlorides and other corrosive factors.
- the technical result of the invention is to reduce the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals in environments containing hydrogen sulfide, chlorides and other factors that increase corrosive activity.
- a solution of a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor is used in a solvent with a corrosion inhibitor in solution, preferably in an amount of 15-85 May. %.
- An inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is used for corrosion protection of oil refining and gas processing equipment.
- An inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is used for corrosion protection of oil pipelines, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
- the effective concentration of the inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is in the range of 0.01-10,000 ppm in relation to the aggressive environment.
- amides or mixtures of amides of general formula I which are the condensation products of anisidine or its derivatives with naphthenic acid, they are used as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon aggressive media containing hydrogen sulfide and chloride ions; an inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement (amide of formula I), after which the mixture is stirred while ensuring its dissolution and / or distribution over the volume, in an effective concentration.
- the source of CI ions that stimulate corrosion are salts dissolved in the raw material, such as sodium chloride (NaCl), magnesium chloride (MgCl), calcium chloride (CaCl), etc.
- Table 1 shows some structural formulas of amides that are used as inhibitors, corresponding to the general formula I.
- the radical CH3O- in structural formulas occupies para-, ortho- or meta-positions.
- the inhibitor is used in pure form or in the form of a solution in a solvent, with its content in solution, preferably in an amount of 15-85 May. %.
- Toluene, xylene and other aromatic solvents, straight-run gasoline, kerosene, diesel and other hydrocarbon fractions, alcohols - isopropanol, isobutanol, ethanol, methanol and other alcohols are used as a solvent for the inhibitor.
- hydrocarbon and water-hydrocarbon aggressive medium can be selected: oil, oil fractions, hydrocarbon fractions, commercial products based on hydrocarbon raw materials and their derivatives, which contain or may contain water, hydrogen sulfide, sulfur compounds, chlorides and other impurities leading to corrosion of metals during storage and / or operation.
- oil, oil fractions, hydrocarbon fractions, commercial products based on hydrocarbon raw materials and their derivatives which contain or may contain water, hydrogen sulfide, sulfur compounds, chlorides and other impurities leading to corrosion of metals during storage and / or operation.
- the inhibitor is used for corrosion protection of oil refining and gas processing equipment.
- the inhibitor is used for corrosion protection of oil pipelines, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
- the concentration of the corrosion inhibitor is in the range of 0.01-10,000 ppm with respect to the medium, depending on its corrosivity and objectives.
- Naphthenic acids [CAS number 1338-24-5] are classified as monobasic carboxylic acids of the general formula RCOOH, where R is a naphthenic moiety composed of cyclopentane and cyclohexane derivatives.
- Naphthenic acids consist predominantly of alkyl-substituted cycloaliphatic carboxylic acids and, to a lesser extent, of acyclic aliphatic (paraffinic or fatty) acids.
- Aromatic, olefinic, hydroxy and diacid are considered minor components.
- naphthenic acids also contain varying amounts of unsaponifiable hydrocarbons, phenolic compounds, sulfur compounds, and water.
- a complex mixture of acids is obtained from straight-run petroleum distillates, mainly from kerosene and diesel fractions [J.A. Brient, P.J. Wessner and M.N. Doyle, "Naphthenic Acids” in Encyclopedia of Chemical Technology, 4th ed., Editor J. I. Kroschwitz; John Wiley & Sons: New York, 1995; Vol. 16, pp. 1017-1029].
- naphthenic acid and anisidine or its derivatives are loaded in an equimolar ratio into a reactor equipped with a mechanical stirrer, a jacket filled with a high-boiling coolant, a distillate selection system with the possibility of heating the condenser to 80 ° C and equipped with a vacuum system, in an equimolar ratio (this ratio can shift towards excess or shortage of components).
- the reaction is carried out in a nitrogen atmosphere.
- the temperature of the reactor is increased to 160 ° C and the distillation of the highly volatile fraction is started (mainly water is distilled off, which is an indicator of the course of the target reaction and a small amount of volatile organic compounds).
- the temperature of the still can be increased to 200-250 ° C until the distillation of the volatile fraction stops.
- the reaction can be carried out in a solvent.
- the completeness of the reaction is controlled by stopping the distillation of water, chromatographically using residual anisidine or its derivatives, or by IR spectrometry in descending order of the peak characteristic of naphthenic acids.
- Product quality control is carried out chromatographically by residual (unreacted) anisidine or its derivatives, or by IR spectrometry by the intensity of the characteristic peak for naphthenic acids, as well as the residual acid number.
- the inhibitor has a yellow to brown color and a honey-like consistency.
- the inhibitor has a lower nitrogen content than nitrogen-containing inhibitors available on the market.
- the resulting inhibitor is mixed with a solvent.
- a solvent toluene, xylene, alcohols, various solvents and hydrocarbon fractions.
- the resulting solutions inhibitor resistant to stratification, precipitation and other changes during long-term storage at temperatures up to minus 30 ° C and below.
- the degree of conversion of raw materials into a product is estimated by the amount of distilled water collected in a measuring container.
- the residues of unreacted raw materials (cyclopentylacetic acid, p-anisidine) are removed in vacuo.
- the reaction mixture is cooled from 160 ° C to 60 ° C and a vacuum (10 mm Hg) is created in the apparatus, unreacted raw materials are taken into the receiver, maintaining the temperature in the reactor at 60 ⁇ 5 ° C.
- the completeness of the removal of cycpopentylacetic acid from the technical product is assessed by the value of the acid number; a value of 10 or less is considered acceptable.
- Example 2 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 3-cyclopentyl-N- (2-methoxyphenyl) propanamide [o-amide 3 (see Table 1)].
- the difference from example 1 is that the reactor is charged with 3-cyclopentylpropionic acid (CAS: 140-77-2) and o-anisidine (CAS: 90-04-0) in a ratio of 1: 1.1.
- Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 80 ° C at a pressure of 15 mm Hg. Art.
- the cube is heated from 100 ° C to 250 ° C.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 3 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 4-cyclopentyl-1M- (3-methoxyphenyl) butanamide [m-amide 5 (see Table 1)].
- the difference from example 1 is that the reactor is charged with 4-cyclopentylbutanoic acid (CAS: 5732-65-0) and mansidine (CAS: 536-90-3) in a ratio of 1: 1.05.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 4 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 1P- (4-methoxyphenyl) -M-methyl-2- (oxyhydropentalene-2-yl) acetamide [p-amide 10 (see Table 1)].
- the difference from example 1 is that 2- (1, 2, 3.3 réelle, 4,5,6, 6 réelle-octahydropentalene-2-yl) acetic acid (CAS: 1545882-23-2) and N -methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) in a ratio of 1: 1.03.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 5 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 2-cyclohexyl-M- (2-methoxyphenyl) -N-methylacetamide [o-amide 12 (see Table 1)].
- the difference from example 1 is that the reactor is charged with 2-cyclohexylacetic acid (CAS: 5292-21-7) and N-methyl-o-anisidine (CAS: 10541-78-3) in a ratio of 1: 1.15.
- Vacuum distillation of the raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 70 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art.
- the cube is heated from 100 ° C to 250 ° C.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 6 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 2- (decahydronaphthalen-2-yl) -N- (2-methoxyphenyl) -1 ⁇ 1-methylacetamide [m-amide 14 (see Table 1)].
- the difference from example 1 is that 2- (1, 2, 3.4, 4a, 5, 6, 7, 8,8-decahydrohydronaphthalen-2-yl) acetic acid (CAS: 108019-28- 9) and N-methyl-m-anisidine (CAS: 14318-66-2) in a ratio of 1: 1.12.
- Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 65 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art.
- the cube is heated from 100 ° C to 250 ° C.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 7 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of M- (4-methoxyphenyl) -5- (octahydro-1H-inden-2-yl) pentanamide [p-amide 15 (see Table 1)] with 1P- (2- methoxyphenyl) -5- (octahydro-1H-inden-2-yl) pentanamide [o-amide 15 (see Table 1)].
- Example 8 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of 5- (dodecahydro-1H-fluoren-2-yl) -N- (4-methoxyphenyl) pentanamide [p-amide 17 (see Table 1)] with 5- (dodecahydro- 1H-fluoren-2-yl) -N- (3-methoxyphenyl) pentanamide [m-amide 17 (see Table 1)].
- Example 9 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of M- (2-methoxyphenyl) -5- (tetradecahydroanthracene-2-yl) pentanamide [o-amide 19 (see Table 1)] with N- (3-methoxyphenyl) -5 - (tetradecahydroanthracene-2-yl) pentanamide [m-amide 19 (see Table 1)].
- Example 10 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of 1 ⁇ 1- (2-methoxyphenyl) -2- (4b, 8,8,10a-tetramethyltetradecahydrophenanthren-1-yl) acetamide [o-amide 21 (see Table 1)] with T ⁇ 1- (3-methoxyphenyl) -2- (4b, 8, 8, 10 Economics-tetramethyltetradecahydrophenanthrene-1 - yl) acetamide [m-amide 21 (see Table 1)] and [ ⁇ 1- (4- methoxyphenyl) -2- (4b, 8,8,10-tetramethyltetradecahydrophenanthren-1-yl) acetamide [p-amide 21 (see Table 1)].
- Example 11 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with M- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see table 1) )].
- the difference from example 1 is that the reactor is charged with naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and o-anisidine (CAS: 90-04-0) in a ratio of 1.05: 0.5: 0.5.
- the results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
- Example 12 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with 1P- (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see table 1 )].
- the difference from example 1 is that the reactor is charged with naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and m-anisidine (CAS: 536-90-3) in a ratio of 1.05: 0.5: 0.5.
- the results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
- Example 13 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see table 1)] with - (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see table 1) ].
- the difference from example 1 is that the reactor is charged with naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), o-anisidine (CAS: 90-04-0) and m-anisidine (CAS: 536- 90-3) in a ratio of 1.05: 0.5: 0.5.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 14 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see Table 1)] with N- (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see table 1 )] and with 1M- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)].
- Differences from example 1 is that naphthenic acid is loaded into the reactor (CAS: 1338-24-5), o-anisidine (CAS: 90-04-0), m-anisidine (CAS: 536-90-3) and p-anisidine (CAS: 104-94-9) in the ratio 1.65: 0.5: 0.5: 0.5.
- the results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
- Example 15 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with N- (4-methoxyphenyl) -N-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see. Table 1)].
- the difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59 -1) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55.
- the results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
- Example 16 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see Table 1)] with N- (2-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [o-amide 24 (see. Table 1)].
- the difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), o-anisidine (CAS: 90-04-0) and N-methyl-o-anisidine (CAS: 10541-78 -3) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55.
- the results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
- Example 17 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see Table 1)] with M- (3-methoxyphenyl) -1M-methylnaphthenamide [m-amide 24 (see. Table 1)].
- the difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), m-anisidine (CAS: 536-90-3) and N-methyl-m-anisidine (CAS: 14318-66 -2) in a ratio of 1, 1: 0.55: 0.55.
- the results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
- Example 18 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1)] with M- (2-methoxyphenyl) - -methylnaphthenamide [o-amide 24 ( see Table 1)].
- the difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) and N-methyl-o-anisidine (CAS : 10541-78-3) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55.
- the results for reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for the mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in Tables 2-4.
- Example 19 Example 19
- Example 19 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of M- (4-methoxyphenyl) -I-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1)] with 1M- (3-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [m-amide 24 (see Table 1)].
- the difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) and N-methyl-m-anisidine (CAS : 14318-66-2) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55.
- the results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
- Example 20 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of - (4-methoxyphenyl) -N-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1)] with N- (3-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [m-amide 24 ( see Table 1)] and M- (2-methoxyphenyl) -N-methylnaphthenamide [o-amide 24 (see Table 1)].
- p-Amides N ° N ° 3,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23 containing the -OCH3 group in the para-position of the benzene ring were obtained as described in Example 1.
- o-Amides N ° N ° 1,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23 containing the -OCH3 group in the ortho-position of the benzene ring were obtained according to the description given in example 2.
- m-Amides NsNs 1,3,7,9,11,13,15,17,19,21,23 containing the -OCH3 group in the meta-position of the benzene ring were obtained as described in Example 3.
- p-Amides N ° Ns 2,4,6,8,12,14,16,18,20,22,24 containing the -OCH3 group in the para-position of the benzene ring were obtained as described in Example 4.
- o-Amides NsNs 2,4,6,8,10,14,16,18,20,22,24 containing the -OCH3 group in the ortho-position of the benzene ring were obtained as described in Example 5.
- m-Amides N ° N ° 2,4,6,8,10,12,16,18,20,22,24 containing the -OCH3 group in the meta-position of the benzene ring were obtained as described in Example 6.
- Preparation of the inhibitor in the form of a mixture of two or more amides is disclosed in examples 7-20.
- an inhibitor in the form of a mixture of amides is also possible by direct mixing of the corresponding amides, previously obtained separately.
- an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with N- (4-methoxyphenyl) -I-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1 )] can be obtained according to example 15, or by mixing separately obtained N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1), according to example 1] and N- (4-methoxyphenyl) - N-methylnaphthenamide [p -amide 24 (see table. 1), according to example 4].
- Amides or a mixture of amides (inhibitor) obtained by thermolysis of naphthenic acid and anisidines were introduced into an aggressive medium both individually and in a mixture with solvents (commercial form).
- the aggressive medium was a two-phase system hydrocarbon (kerosene) - distilled water (9: 1), simulating a corrosive environment at primary oil refining units.
- the aggressive medium (electrolyte) contained 450 ml of kerosene in accordance with GOST 10227-86 and 50 ml of distilled water, which was saturated with hydrogen sulfide.
- HCI and Na 2 S were introduced into distilled water, so that 1800 ppm H 2 S was formed during its hydrolysis in the liquid phase.
- the pH of the resulting solution was maintained in the range of 5.5 - 6.5 using a neutralizer such as 3-methoxypropylamine (MOPA), cyclohexylamine (CHA) monoethanolamine (MEA) or others.
- MOPA 3-methoxypropylamine
- CHA cyclohexylamine
- MEA monoethanolamine
- Samples prepared in accordance with the method were placed in an apparatus with an aggressive environment.
- the time of testing the samples in an inhibited and non-inhibited environment was 6 hours at a temperature of 60 ° C.
- the test time was counted from the moment the steel samples were placed on the environment.
- Comparative sample Ns 2 - Amide inhibitor (industrial design) at the declared 50% concentration of the active substance.
- Comparative sample Ns 4 - Imidazoline inhibitor (industrial design) at the declared 50% concentration of the active substance.
- Differences in efficiency between industrial designs and synthesized samples may be due to the different content of active substances in the solution (industrial design) from that declared in the accompanying documents or the quality of their production.
- the corrosion rate (k) in g / m 2 * h was calculated by the formula: where pt is the mass of the sample before testing, g; g is the mass of the sample after testing, g;
- S is the surface area, m 2 ; t - test time, h.
- the protective effect of the inhibitor (Z) was calculated using the formula:
- inhibitors as a rule, are used in closed-loop systems, where the medium is renewed periodically, when replaced, or they are in the recycling, as a rule, these are systems such as antifreeze, antifreeze, coolant, etc.
- the range of effective concentrations of the active substance is 0.01 - 10,000 ppm.
- the effect of the inhibitor on the corrosion protection of steel in an aqueous medium was studied by creating a model aggressive medium.
- the aggressive medium was a solution imitating the environment of a gas condensate field prepared on the basis of distilled water and the introduction of 0.5% NaCl and 0.25 g / L acetic acid (CH3COOH) at a concentration that ensures the pH of the solution is 3.4-3.6.
- CH3COOH 0.5% NaCl and 0.25 g / L acetic acid
- the effect of inhibitors on the corrosion of steels was determined by the gravimetric method by the decrease in the mass of samples on steel plates with an area (S) of 8.4 cm 2 and 18 cm 2 for St.08ps and St.70S2KhA, respectively.
- the samples were weighed on an analytical balance with an accuracy of 10 6 g.
- Corrosion tests in the liquid phase were carried out at room temperature in a U-shaped glass vessel in accordance with GOST 9.506-87 equipped with a "jacket" for heating and thermostating.
- the medium was circulated with a high-speed stirrer providing a uniform liquid flow.
- Flow rate set 1 m / s.
- the duration of the experiment was 1.5 h, and the concentration of the inhibitor in the working solution was 25 ppm and 50 ppm (25 mg / L and 50 mg / L).
- the final stage of testing was to determine the effect of the inhibitor on the protection of metals under condensation conditions, as well as to evaluate the aftereffect of the formed protective film.
- the assessment of the protective properties was carried out according to the method "Investigation of the protective properties of corrosion inhibitors under condensation conditions", developed by JSC "VNII NP”.
- the method is based on the determination of the protective effect of an inhibitor film previously formed on witness samples.
- the test conditions simulate the process of evaporation and condensation of low-boiling components of the model mixture.
- the method is not intended to determine the consumption rates of reagents when applied at industrial technological facilities.
- the research results are shown in table Ns4.
- Table No. 1 shows typical examples of the claimed corrosion inhibitors, which does not limit the invention.
- Tables 2 - 4 show the values of corrosion rates, protective effects and residual plasticity in the following sequence of the position of the SIZO radical in amides: para-position / ortho-position / meta-position.
- the concentrations are indicated in terms of the active substance, the inhibitors were administered both individually and in a mixture with solvents, mainly isopropyl alcohol, which did not affect the result.
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
The invention relates to the oil and gas industry, and more particularly to an inhibitor of corrosion, inter alia hydrogen sulphide-induced corrosion, in the form of amides produced by condensing anisidine or derivatives thereof with naphthenic acid, for use in aggressive aqueous, aqueous-hydrocarbon and hydrocarbon environments with a high concentration of sulphur-containing compounds, such as hydrogen sulphide, chlorides and other corrosion factors, for the purpose of protecting metallic equipment and pipes from corrosion and hydrogen embrittlement, in particular oil and gas processing equipment, oil and gas pipelines, containers for transporting and storing hydrocarbons, pumping equipment and valves. The technical result of the invention is that of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals in environments containing hydrogen sulphide, chlorides and other corrosion factors. Proposed is the use of at least one amide of general formula I as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor in aggressive aqueous, aqueous-hydrocarbon and hydrocarbon environments containing hydrogen sulphide and chloride ions, where in general formula I, R is a naphthenic moiety consisting of a mono-, bi- or tri-alicyclic radical containing from 5 to 24 carbon atoms; n = 1–5; R1 is a radical selected from the group H-, СН3; a СН3О radical occupies a para-, ortho- or meta-position.
Description
ПРИМЕНЕНИЕ ПРОИЗВОДНЫХ АНИЗИДИНА В КАЧЕСТВЕ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ И ВОДОРОДНОГО ОХРУПЧИВАНИЯ APPLICATION OF ANISIDINE DERIVATIVES AS A CORROSION INHIBITOR AND HYDROGEN BRUSHING
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ FIELD OF TECHNOLOGY
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к ингибитору коррозии в том числе сульфоводородной в виде амидов, являющихся продуктами конденсации анизидина или его производных с нафтеновой кислотой, в водных, водно-углеводородных и углеводородных агрессивных средах с высокой концентрацией серосодержащих соединений, в том числе сероводорода, хлоридов и других агрессивных факторов, для защиты металлического оборудования, трубопроводов от коррозии и водородного охрупчивания, в частности, нефтеперерабатывающего оборудования, нефтепроводов, газоперерабатывающего оборудования, газопроводов, емкостей для перевозки и хранения углеводородов, насосного оборудования и запорной арматуры. The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to a corrosion inhibitor, including sulphide in the form of amides, which are the condensation products of anisidine or its derivatives with naphthenic acid, in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon corrosive environments with a high concentration of sulfur-containing compounds, in including hydrogen sulfide, chlorides and other aggressive factors, to protect metal equipment, pipelines from corrosion and hydrogen embrittlement, in particular, oil refining equipment, oil pipelines, gas processing equipment, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ LEVEL OF TECHNOLOGY
Актуальность проблемы по защите металлов от коррозии возникает при наличии коррозионно-агрессивной среды. Одним из значимых негативных факторов, резко сокращающий срок службы оборудования, является наличие в водном и углеводородном сырье сернистых соединений, хлоридов и других агрессивных факторов, активизирующих коррозионные процессы. Особенно опасен сероводород (H2S), который не только стимулирует коррозию, но и ускоряет наводороживание стали, что приводит к потере её пластических свойств и растрескиванию [Кузнецов В. В., Халдеев Г.В., Кичигин В. И. Наводороживание металла в электролитах. М.: Машиностроение, 1993. 244 с.]. The urgency of the problem of protecting metals from corrosion arises in the presence of a corrosive environment. One of the significant negative factors, sharply reducing the service life of equipment, is the presence of sulfur compounds, chlorides and other aggressive factors in the water and hydrocarbon raw materials that activate corrosion processes. Particularly dangerous is hydrogen sulfide (H2S), which not only stimulates corrosion, but also accelerates the hydrogenation of steel, which leads to the loss of its plastic properties and cracking [Kuznetsov V.V., Khaldeev G.V., Kichigin V.I. Hydrogenation of metal in electrolytes ... M .: Mechanical Engineering, 1993. 244 p.].
Опыт эксплуатации нефтегазового оборудования показывает, что одним из наиболее эффективных и технологичных способов борьбы с коррозией является ингибиторная защита, позволяющая повысить долговечность и надежность работы оборудования без существенного вмешательства в производственный процесс [Кузнецов Ю. И., Люблинский Е. Я. Ингибиторы для защиты от коррозии при отстое, хранении и транспортировке нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 71 с. 6 - 7]. The experience of operating oil and gas equipment shows that one of the most effective and technologically advanced methods of combating corrosion is inhibitor protection, which makes it possible to increase the durability and reliability of the equipment without significant interference in the production process [Kuznetsov Yu. I., Lyublinsky E. Ya. Inhibitors for protection against corrosion during sedimentation, storage and transportation of oil. Moscow: VNIIOENG, 1980.71 p. 6 - 7].
Для защиты оборудования первичной переработки нефти от коррозии применяется комплексная химико-технологическая защита, основными инструментами которой являются ингибитор коррозии и нейтрализатор. To protect equipment for primary oil refining from corrosion, complex chemical and technological protection is used, the main tools of which are a corrosion inhibitor and a neutralizer.
Известны ингибирующие свойства азотсодержащих органических соединений: алкиламинов С4 - СЮ, полиаминов и имидазолинов, органических производных аммиака, таких как амины (этиламин, гексаметилентетрамин) или их солей таких как хлорид тетраметиламмония, хлорид тетраэтиламмония, смесь хлоридов
алкилбензилдиметиламмония [А. Алцыбеева, С. Левин. Ингибиторы коррозии металлов. Под ред. Л. И. Антропова, Л. Химия, 1968, с. 7-12, 130 и 95], на базе которых, достаточно долгое время, выпускаются известные ингибиторы сероводородной коррозии. Known inhibitory properties of nitrogen-containing organic compounds: alkylamines C4 - C10, polyamines and imidazolines, organic ammonia derivatives such as amines (ethylamine, hexamethylenetetramine) or their salts such as tetramethylammonium chloride, tetraethylammonium chloride, a mixture of chlorides alkylbenzyldimethylammonium [A. Altsybeeva, S. Levin. Metal corrosion inhibitors. Ed. L.I. Antropova, L. Chemistry, 1968, p. 7-12, 130 and 95], on the basis of which, for quite a long time, the well-known inhibitors of hydrogen sulfide corrosion have been produced.
Однако, их применение не обеспечивает эффективной защиты от коррозии и водородного охрупчивания сталей, соответствующей современным требованиям, при повышенном содержании сероводорода или хлоридов в средах, которые могут возникать при эксплуатации нефтяного и газового оборудования. However, their use does not provide effective protection against corrosion and hydrogen embrittlement of steels that meets modern requirements, with an increased content of hydrogen sulfide or chlorides in environments that can occur during the operation of oil and gas equipment.
Известны ингибиторы коррозии на основе альдегидов, в т. ч. формальдегид. [Бергман, Дж. И. Ингибиторы коррозии. Дж. И. Бергман. - М.: Химия, 1966. - 312 с.]. Основной недостаток данных ингибиторов в низкой эффективности, недостаточной степени защиты сталей от коррозии и отсутствии влияния на водородное охрупчивание, что ограничивает их применение на практике. Known corrosion inhibitors based on aldehydes, including formaldehyde. [Bergman, J. I. Corrosion inhibitors. J. I. Bergman. - M .: Chemistry, 1966. - 312 p.]. The main disadvantage of these inhibitors is their low efficiency, insufficient degree of protection of steels from corrosion, and lack of influence on hydrogen embrittlement, which limits their application in practice.
Разрабатываются различные многокомпонентные составы, с высокими ингибирующими свойствами, на основе третичного амина моноалкилфосфата, диалкилфосфата, деэмульгатора, пеногасителя и растворителя [RU 2591923 С1, опубл. 20.07.2016]. Various multicomponent compositions with high inhibitory properties are being developed, based on the tertiary amine of monoalkyl phosphate, dialkyl phosphate, demulsifier, defoamer and solvent [RU 2591923 C1, publ. 20.07.2016].
Недостатком подобных ингибиторов является многокомпонентность составов и органические соединения фосфора, которые являются каталитическими ядами катализаторов на основе Ni-, Pt- и Pd-. [И. И. Кулакова, Г. В. Лисичкин «Каталитическая химия», Часть 1. «Основы катализа», лекции по спецкурсу для студентов IV курса химического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова, Москва - 2014 г.]; [A. Review of Slurry- Phase Hydrocracking Heavy Oil Technology/Zhang Sh., Liu D., Deng W., Que G., Energy Fuels - 2007 - V. 21. Ns 6. - P. 3057.]. The disadvantage of such inhibitors is the multicomponent composition and organic phosphorus compounds, which are catalytic poisons of catalysts based on Ni-, Pt- and Pd-. [AND. I. Kulakova, GV Lisichkin "Catalytic Chemistry", Part 1. "Fundamentals of Catalysis", lectures on a special course for fourth-year students of the Faculty of Chemistry, Moscow State University. M.V. Lomonosov, Moscow - 2014]; [A. Review of Slurry-Phase Hydrocracking Heavy Oil Technology / Zhang Sh., Liu D., Deng W., Que G., Energy Fuels - 2007 - V. 21. Ns 6. - P. 3057.].
Достаточно широко изучены способы защиты от сероводородной коррозии ингибиторами на основе азотсодержащих органических соединений таких как алифатические амины, имидазолины, амидоамины и др. [Ингибиторы коррозии: Том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования. Н. А. Гафаров, В. М. Кушнаренко, Д. Е. Бугай и др.; под ред. Д. Е. Рахманкулова. - М.: Химия, 2002 - 367 с.]. Rather widely studied methods of protection against hydrogen sulfide corrosion inhibitors based on nitrogen-containing organic compounds such as aliphatic amines, imidazolines, amidoamines, etc. [Corrosion inhibitors: Volume 2. Diagnostics and protection against stress corrosion of oil and gas field equipment. N. A. Gafarov, V. M. Kushnarenko, D. E. Bugai and others; ed. D.E. Rakhmankulova. - M .: Chemistry, 2002 - 367 p.].
В практике противокоррозионной защиты нефтегазового оборудования, в основном, нашли применение продукты конденсации карбоновых кислот с этиленаминами. Опыт промышленного применения амидо-имидазолиновых ингибиторов выявил ряд системных проблем. Отмечается их негативное влияние на образование отложений, расслаивание и потеря эффективности при хранении (старение). Причинами являются протекающие в готовых продуктах реакций гидролиза и конденсации, которые приводят к образованию осадков и ухудшению растворимости. Кроме этого, нестабильность защитной способности разных промышленных партий данных ингибиторов, что скорее всего зависит от неоднородности исходного сырья и, соответственно, нестабильности технологии
производства ингибиторов, наличие в составе непрореагировавших кислот, аминов и др. примесей. Несмотря на перечисленные недостатки, амидо-имидазолиновые ингибиторы являются наиболее распространенными вторичными аминами, применяемыми для защиты от сероводородной коррозии и считаются наиболее эффективными. In the practice of anticorrosive protection of oil and gas equipment, the products of condensation of carboxylic acids with ethylene amines are mainly used. The experience of industrial application of amido-imidazoline inhibitors has revealed a number of systemic problems. They have been reported to have a negative impact on the formation of deposits, delamination and loss of storage efficiency (aging). The reasons are the reactions of hydrolysis and condensation occurring in the finished products, which lead to the formation of precipitates and deterioration of solubility. In addition, the instability of the protective ability of different industrial batches of these inhibitors, which most likely depends on the heterogeneity of the feedstock and, accordingly, the instability of the technology production of inhibitors, the presence of unreacted acids, amines and other impurities in the composition. Despite the listed disadvantages, amido-imidazoline inhibitors are the most common secondary amines used to protect against hydrogen sulfide corrosion and are considered the most effective.
Исследования в области эффективности ингибиторов коррозии показывают их различную защитную способность, а зачастую отсутствие защитных свойств некоторых реагентов в зависимости от среды и условий эксплуатации оборудования. Так, например, при первичной переработке нефти, реагент должен иметь эффективность при конденсации первых капель влаги - «точка росы», при обильной конденсации углеводородов и воды (в конденсационно-холодильном оборудовании «теплообменник») и в потоке паровой и жидкой фаз (после теплообменника). Наши исследования показали, что не все реагенты проявляют универсальность и необходимую эффективность на каждом рассмотренном участке перехода газовой фазы в жидкую. Studies in the field of the effectiveness of corrosion inhibitors show their different protective ability, and often the lack of protective properties of some reagents, depending on the environment and operating conditions of the equipment. So, for example, in the primary refining of oil, the reagent must be effective in the condensation of the first drops of moisture - the "dew point", with the abundant condensation of hydrocarbons and water (in the condensation-refrigeration equipment "heat exchanger") and in the flow of vapor and liquid phases (after the heat exchanger ). Our studies have shown that not all reagents exhibit the versatility and necessary efficiency at each considered section of the transition of the gas phase into the liquid.
Таким образом, все применяемые в настоящее время ингибиторы коррозии имеют недостатки и не обеспечивают 100% защиту, следовательно, разработка новых активных веществ с более высокой эффективностью и улучшенными потребительскими свойствами, является важной, практической задачей. Thus, all currently used corrosion inhibitors have drawbacks and do not provide 100% protection, therefore, the development of new active substances with higher efficiency and improved consumer properties is an important practical task.
Разработка и внедрение новых активных соединений и составов на их основе, позволит обеспечить защиту оборудования, трубопроводов, емкостей для хранения, насосного оборудования и запорной арматуры с максимальной эффективностью и безопасностью. The development and implementation of new active compounds and compositions based on them will ensure the protection of equipment, pipelines, storage tanks, pumping equipment and valves with maximum efficiency and safety.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ DISCLOSURE OF THE INVENTION
Задачей заявленного изобретения является разработка ингибитора коррозии и водородного охрупчивания, обеспечивающего высокие антикоррозионные свойства в агрессивных средах с высоким содержанием сероводорода, хлоридов и других коррозионно-активных факторов. The objective of the claimed invention is to develop an inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement, providing high anticorrosive properties in corrosive environments with a high content of hydrogen sulfide, chlorides and other corrosive factors.
Техническим результатом изобретения является снижение скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов в средах, содержащих сероводород, хлориды и другие факторы повышающие коррозионную активность. The technical result of the invention is to reduce the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals in environments containing hydrogen sulfide, chlorides and other factors that increase corrosive activity.
Указанный технический результат достигается за счет того, что по крайней мере один амид или смесь амидов общей формулы I применяют в качестве ингибитора коррозии и водородного охрупчивания в водных, водно-углеводородных и углеводородных агрессивных средах, содержащих сероводород и хлорид-ионы:
где R - нафтеновый фрагмент, состоящий из моно-, би- или триалициклического радикала, содержащего от 5 до 24 атомов углерода; п = 1 - 5; Ri- радикал, выбранный из группы: H-, СНз-; радикал СНзО- занимает пара-, орто- или метаположение. The specified technical result is achieved due to the fact that at least one amide or a mixture of amides of general formula I is used as an inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon aggressive media containing hydrogen sulfide and chloride ions: where R is a naphthenic moiety consisting of a mono-, bi- or trialicyclic radical containing from 5 to 24 carbon atoms; n = 1 - 5; Ri- is a radical selected from the group: H-, CH3-; the radical CH3O- occupies a para-, ortho- or meta position.
Применяют раствор ингибитора коррозии и водородного охрупчивания в растворителе при содержании ингибитора коррозии в растворе, предпочтительно, в количестве 15-85 мае. %. A solution of a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor is used in a solvent with a corrosion inhibitor in solution, preferably in an amount of 15-85 May. %.
Ингибитор коррозии и водородного охрупчивания применяют при защите от коррозии нефтеперерабатывающего и газоперерабатывающего оборудования. An inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is used for corrosion protection of oil refining and gas processing equipment.
Ингибитор коррозии и водородного охрупчивания применяют для защиты от коррозии нефтепроводов, газопроводов, емкостей для перевозки и хранения углеводородов, насосного оборудования и запорной арматуры. An inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is used for corrosion protection of oil pipelines, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
Эффективная концентрация ингибитора коррозии и водородного охрупчивания находится в диапазоне 0,01-10 000 ppm по отношению к агрессивной среде. The effective concentration of the inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is in the range of 0.01-10,000 ppm in relation to the aggressive environment.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ CARRYING OUT THE INVENTION
Для применения амидов или смесей амидов общей формулы I, являющихся продуктами конденсации анизидина или его производных с нафтеновой кислотой применяют в качестве ингибитора коррозии и водородного охрупчивания в водных, водно- углеводородных и углеводородных агрессивных средах, содержащих сероводород и хлорид-ионы, в агрессивную среду добавляют ингибитор коррозии и водородного охрупчивания (амид формулы I), после чего осуществляют перемешивание смеси при обеспечении растворения и/или распределения его по объёму, в эффективной концентрации. Источником ионов CI, стимулирующих коррозию, являются растворённые в сырье соли, такие как хлорид натрия (NaCI), хлорид магния (МдСЬ), хлорид кальция (СаСЬ) и др. В таблице 1 представлены некоторые структурные формулы амидов, которые применяются в качестве ингибиторов, соответствующих общей формуле I. Радикал СНзО- в структурных формулах занимает пара-, орто- или метаположения. For the use of amides or mixtures of amides of general formula I, which are the condensation products of anisidine or its derivatives with naphthenic acid, they are used as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon aggressive media containing hydrogen sulfide and chloride ions; an inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement (amide of formula I), after which the mixture is stirred while ensuring its dissolution and / or distribution over the volume, in an effective concentration. The source of CI ions that stimulate corrosion are salts dissolved in the raw material, such as sodium chloride (NaCl), magnesium chloride (MgCl), calcium chloride (CaCl), etc. Table 1 shows some structural formulas of amides that are used as inhibitors, corresponding to the general formula I. The radical CH3O- in structural formulas occupies para-, ortho- or meta-positions.
Ингибитор применяют в чистом виде или в виде раствора в растворителе, при содержании его в растворе, предпочтительно, в количестве 15-85 мае. %. В качестве растворителя для ингибитора применяют толуол, ксилол и другие ароматические растворители, прямогонный бензин, керосин, дизельную и другие углеводородные фракции, спирты - изопропанол, изобутанол, этанол, метанол и другие спирты. The inhibitor is used in pure form or in the form of a solution in a solvent, with its content in solution, preferably in an amount of 15-85 May. %. Toluene, xylene and other aromatic solvents, straight-run gasoline, kerosene, diesel and other hydrocarbon fractions, alcohols - isopropanol, isobutanol, ethanol, methanol and other alcohols are used as a solvent for the inhibitor.
В качестве углеводородной и водно-углеводородной агрессивной среды может быть выбрана: нефть, нефтяные фракции, углеводородные фракции, товарная продукция на основе углеводородного сырья и их производных, которые содержат или могут содержать воду, сероводород, сернистые соединения, хлориды и другие примеси, приводящие к коррозии металлов при их хранении и/или эксплуатации.
В качестве водной агрессивной среды может быть выбрана: вода, водноспиртовые растворы, растворы на основе этиленгликолей (анитифриз, тосол), которые содержат или могут содержать сероводород, сернистые соединения, хлориды и другие примеси, приводящие к коррозии металлов при их хранении и/или эксплуатации. As a hydrocarbon and water-hydrocarbon aggressive medium can be selected: oil, oil fractions, hydrocarbon fractions, commercial products based on hydrocarbon raw materials and their derivatives, which contain or may contain water, hydrogen sulfide, sulfur compounds, chlorides and other impurities leading to corrosion of metals during storage and / or operation. As an aggressive aqueous medium, the following can be selected: water, water-alcohol solutions, solutions based on ethylene glycols (antifreeze, antifreeze, antifreeze), which contain or may contain hydrogen sulfide, sulfur compounds, chlorides and other impurities that lead to corrosion of metals during storage and / or operation ...
Ингибитор применяют при защите от коррозии нефтеперерабатывающего и газоперерабатывающего оборудования. The inhibitor is used for corrosion protection of oil refining and gas processing equipment.
Ингибитор применяют для защиты от коррозии нефтепроводов, газопроводов, емкостей для перевозки и хранения углеводородов, насосного оборудования и запорной арматуры. The inhibitor is used for corrosion protection of oil pipelines, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
Предпочтительно, концентрация ингибитора коррозии находиться в диапазоне 0,01- 10000 ppm по отношению к среде, в зависимости от её коррозионной активности и поставленных задач. Preferably, the concentration of the corrosion inhibitor is in the range of 0.01-10,000 ppm with respect to the medium, depending on its corrosivity and objectives.
Нафтеновая кислота, применяемая для получения амида, в нефтяной промышленности относится ко всем карбоновым кислотам, присутствующим в сырой нефти. Нафтеновые кислоты [CAS номер 1338-24-5] классифицируются как одноосновные карбоновые кислоты общей формулы RCOOH, где R нафтеновый фрагмент, состоящий из производных циклопентана и циклогексана. Нафтеновые кислоты состоят преимущественно из алкил-замещенных циклоалифатических карбоновых кислот и в меньшем количестве из ациклических алифатических (парафиновых или жирных) кислот. Ароматические, олефиновые, гидрокси и двухосновные кислоты считаются второстепенными компонентами. Коммерческие нафтеновые кислоты также содержат различные количества неомыляемых углеводородов, фенольных соединений, соединений серы и воды. Сложная смесь кислот получается из прямогонных дистиллятов нефти, в основном из керосиновых и дизельных фракций [J.A. Brient, P.J. Wessner and M.N. Doyle, "Naphthenic Acids" in Encyclopedia of Chemical Technology, 4th ed., editor J. I. Kroschwitz; John Wiley&Sons: New York, 1995; Vol. 16, pp. 1017-1029]. The naphthenic acid used to make the amide in the petroleum industry refers to all carboxylic acids found in crude oil. Naphthenic acids [CAS number 1338-24-5] are classified as monobasic carboxylic acids of the general formula RCOOH, where R is a naphthenic moiety composed of cyclopentane and cyclohexane derivatives. Naphthenic acids consist predominantly of alkyl-substituted cycloaliphatic carboxylic acids and, to a lesser extent, of acyclic aliphatic (paraffinic or fatty) acids. Aromatic, olefinic, hydroxy and diacid are considered minor components. Commercial naphthenic acids also contain varying amounts of unsaponifiable hydrocarbons, phenolic compounds, sulfur compounds, and water. A complex mixture of acids is obtained from straight-run petroleum distillates, mainly from kerosene and diesel fractions [J.A. Brient, P.J. Wessner and M.N. Doyle, "Naphthenic Acids" in Encyclopedia of Chemical Technology, 4th ed., Editor J. I. Kroschwitz; John Wiley & Sons: New York, 1995; Vol. 16, pp. 1017-1029].
Основную часть кислот, получивших название «Нафтеновая кислота» можно также описать общей формулой R(CH2)nCOOH, где R нафтеновый фрагмент, состоящий из моно- , би- и триалициклического радикала, содержащего от 5 до 24 атомов углерода при п=1-5. The main part of the acids named "Naphthenic acid" can also be described by the general formula R (CH2) nCOOH, where R is a naphthenic fragment consisting of a mono-, bi- and trialicyclic radical containing from 5 to 24 carbon atoms at n = 1-5 ...
Синтез амидов из анизидина или его производных и нафтеновых кислот осуществляется термическим взаимодействием анизидинов с этими кислотами. The synthesis of amides from anisidine or its derivatives and naphthenic acids is carried out by thermal interaction of anisidines with these acids.
Образование амидов из анизидинов или его производных и нафтеновых кислот происходит по общей схеме:
где R - нафтеновый фрагмент, состоящий из моно-, би- и триалициклического радикала, содержащего от 5 до 24 атомов углерода; п = 1 — 5; Ri — радикал, выбранный из группы: Н- , СНз-; Радикал СН3О- занимает пара-, орто- или метаположение. The formation of amides from anisidines or its derivatives and naphthenic acids occurs according to the general scheme: where R is a naphthenic fragment consisting of a mono-, bi- and trialicyclic radical containing from 5 to 24 carbon atoms; n = 1 - 5; Ri is a radical selected from the group: H-, CH3-; The radical CH3O- occupies a para-, ortho- or meta position.
Для получения ингибитора в реактор, снабжённый механической мешалкой, рубашкой заполненной высококипящим теплоносителем, системой отбора дистиллята с возможностью обогрева конденсатора до 80°С и снабженного вакуумной системой, загружают нафтеновую кислоту и анизидин или его производные, в эквимолярном соотношении (данное соотношение может сдвигаться в сторону избытка или недостатка компонентов). Реакцию ведут в среде азота. To obtain an inhibitor, naphthenic acid and anisidine or its derivatives are loaded in an equimolar ratio into a reactor equipped with a mechanical stirrer, a jacket filled with a high-boiling coolant, a distillate selection system with the possibility of heating the condenser to 80 ° C and equipped with a vacuum system, in an equimolar ratio (this ratio can shift towards excess or shortage of components). The reaction is carried out in a nitrogen atmosphere.
Температуру реактора повышают до 160°С и начинают отгон легколетучей фракции (отгоняется в основном вода, которая является показателем хода целевой реакции и небольшое количество легколетучих органических соединений). Температуру куба можно повышать до 200-250°С до прекращения отгонки легколетучей фракции. The temperature of the reactor is increased to 160 ° C and the distillation of the highly volatile fraction is started (mainly water is distilled off, which is an indicator of the course of the target reaction and a small amount of volatile organic compounds). The temperature of the still can be increased to 200-250 ° C until the distillation of the volatile fraction stops.
Затем проводят вакуумную отгонку остатков нафтеновой кислоты и анизидина или его производных, для чего реактор охлаждают до температуры около 60 - 80°С. После этого, в аппарате создают вакуум, как правило 10 - 15 мм рт. ст. остаточного давления достаточно, чтобы отогнать остатки непрореагировавшего сырья: анизидина или его производных до следовых количеств, а нафтеновых кислот до обеспечения снижения кислотного числа до 10 и ниже, при более глубоком вакууме, результаты и скорость улучшаются. Постепенно нагревают куб до 100°С и контролируют отгоняемые, не вступившие в реакцию фракции. Постепенно нагревают куб от 100°С до 200 - 250°С. Отгонку ведут до полного отсутствия отгоняемой фракции, после чего реакционную массу охлаждают до 60°С, стравливают вакуум и сливают полученный продукт в ёмкости. Then carry out vacuum distillation of residues of naphthenic acid and anisidine or its derivatives, for which the reactor is cooled to a temperature of about 60 - 80 ° C. After that, a vacuum is created in the apparatus, usually 10 - 15 mm Hg. Art. residual pressure is sufficient to drive off the remains of unreacted raw materials: anisidine or its derivatives to trace amounts, and naphthenic acids to ensure a decrease in the acid number to 10 and below, with a deeper vacuum, the results and speed improve. The cube is gradually heated to 100 ° C and the distilled, unreacted fractions are monitored. The cube is gradually heated from 100 ° C to 200 - 250 ° C. The distillation is carried out until the distilled fraction is completely absent, after which the reaction mass is cooled to 60 ° C, the vacuum is released and the resulting product is poured into a container.
Реакцию можно вести в растворителе. The reaction can be carried out in a solvent.
Полнота реакции контролируется по прекращению отгона воды, хроматографически по остаточному анизидину или его производных либо ИК спектрометрией по убыванию пика, характерного для нафтеновых кислот. The completeness of the reaction is controlled by stopping the distillation of water, chromatographically using residual anisidine or its derivatives, or by IR spectrometry in descending order of the peak characteristic of naphthenic acids.
Контроль качества продукта выполняется хроматографически по остаточному (не вступившему в реакцию) анизидину или его производных либо ИК спектрометрией по интенсивности характерного пика для нафтеновых кислот, а также остаточному кислотному числу. Product quality control is carried out chromatographically by residual (unreacted) anisidine or its derivatives, or by IR spectrometry by the intensity of the characteristic peak for naphthenic acids, as well as the residual acid number.
Ингибитор имеет цвет от жёлтого до коричневого и мёдообразную консистенцию.The inhibitor has a yellow to brown color and a honey-like consistency.
Ингибитор имеет более низкое содержание азота по сравнению с существующими на рынке азотсодержащими ингибиторами. The inhibitor has a lower nitrogen content than nitrogen-containing inhibitors available on the market.
Для обеспечения требований к товарной форме, полученный ингибитор смешивают с растворителем. В качестве растворителя могут применяться толуол, ксилол, спирты, различные растворители и углеводородные фракции. При этом полученные растворы
ингибитора устойчивы к расслоению, выпадению осадков и др. изменениям в течении длительного хранения при температурах до минус 30°С и ниже. To meet the requirements for the commercial form, the resulting inhibitor is mixed with a solvent. Toluene, xylene, alcohols, various solvents and hydrocarbon fractions can be used as a solvent. In this case, the resulting solutions inhibitor resistant to stratification, precipitation and other changes during long-term storage at temperatures up to minus 30 ° C and below.
Пример 1 Example 1
Для получения ингибитора в виде 2-циклопентил-Г\1-(4-метоксифенил)ацетамида [п- амид 1 (см. табл. 1)] в реактор загружают циклопентилуксусную кислоту (CAS: 1123-00-8) и п-анизидин (CAS: 104-94-9) в молярном соотношении 1 :1. После чего реактор продувают азотом и при перемешивании нагревают реакционную смесь до 80°С в атмосфере азота до завершения процесса образования соответствующей соли. Затем температуру реакционной смеси повышают до 160°С и начинают отгон легколетучей фракции, состоящей из воды и незначительных количеств летучих органических примесей. Степень конверсии сырья в продукт оценивают по количеству отогнанной воды, собираемой в мерную емкость. По завершении реакции амидирования остатки непрореагировавшего сырья (циклопентилуксусная кислота, п-анизидин) удаляют в вакууме. Для чего охлаждают реакционную смесь с 160°С до 60°С и создав в аппарате вакуум (10 мм рт. ст.) отбирают непрореагировавшее сырье в приемник, поддерживая температуру в реакторе на уровне 60±5°С. Полноту удаления цикпопентилуксусной кислоты из технического продукта оценивают по значению кислотного числа, приемлемым считают значение 10 и ниже. Далее, увеличив разряжение и постепенно поднимая температуру с 60°С до 100°С из технического продукта отгоняют высококипящие примеси и следы сырья. При необходимости температуру куба поднимают до 200°С, вплоть до полного отсутствия отгоняемой фракции. Целевой продукт, оставшийся в кубовом остатке, охлаждают до 60°С и, стравив вакуум, сливают в приемную емкость. Выход получаемого таким способом амида близок к количественному и, главным образом, зависит от чистоты используемого сырья. Далее продукт может быть использован по назначению без дополнительной очистки. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. To obtain an inhibitor in the form of 2-cyclopentyl-G \ 1- (4-methoxyphenyl) acetamide [p-amide 1 (see Table 1)], cyclopentylacetic acid (CAS: 1123-00-8) and p-anisidine (CAS: 104-94-9) in a 1: 1 molar ratio. Then the reactor is purged with nitrogen and the reaction mixture is heated with stirring to 80 ° C in a nitrogen atmosphere until the formation of the corresponding salt is completed. Then the temperature of the reaction mixture is increased to 160 ° C and the distillation of a highly volatile fraction consisting of water and minor amounts of volatile organic impurities is started. The degree of conversion of raw materials into a product is estimated by the amount of distilled water collected in a measuring container. Upon completion of the amidation reaction, the residues of unreacted raw materials (cyclopentylacetic acid, p-anisidine) are removed in vacuo. For this, the reaction mixture is cooled from 160 ° C to 60 ° C and a vacuum (10 mm Hg) is created in the apparatus, unreacted raw materials are taken into the receiver, maintaining the temperature in the reactor at 60 ± 5 ° C. The completeness of the removal of cycpopentylacetic acid from the technical product is assessed by the value of the acid number; a value of 10 or less is considered acceptable. Further, by increasing the vacuum and gradually raising the temperature from 60 ° C to 100 ° C, high-boiling impurities and traces of raw materials are distilled off from the technical product. If necessary, the temperature of the cube is raised to 200 ° C, up to the complete absence of the distilled fraction. The target product remaining in the still residue is cooled to 60 ° C and, having released the vacuum, is poured into a receiving vessel. The yield of the amide obtained in this way is close to quantitative and mainly depends on the purity of the raw materials used. Further, the product can be used for its intended purpose without additional purification. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 2 Example 2
Пример 2 относится к получению ингибитора в виде 3-циклопентил-Ы-(2- метоксифенил)пропанамида [о-амид 3 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 3-циклопентилпропионовую кислоту (CAS: 140-77-2) и о- анизидин (CAS: 90-04-0) в соотношении 1:1,1. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 80°С при давлении 15 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 2 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 3-cyclopentyl-N- (2-methoxyphenyl) propanamide [o-amide 3 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that the reactor is charged with 3-cyclopentylpropionic acid (CAS: 140-77-2) and o-anisidine (CAS: 90-04-0) in a ratio of 1: 1.1. Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 80 ° C at a pressure of 15 mm Hg. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 3
Пример 3 относится к получению ингибитора в виде 4-циклопентил-1М-(3- метоксифенил)бутанамида [м-амид 5 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 4-циклопентилбутановую кислоту (CAS: 5732-65-0) и м- анзидин (CAS: 536-90-3) в соотношении 1:1,05. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 3 Example 3 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 4-cyclopentyl-1M- (3-methoxyphenyl) butanamide [m-amide 5 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that the reactor is charged with 4-cyclopentylbutanoic acid (CAS: 5732-65-0) and mansidine (CAS: 536-90-3) in a ratio of 1: 1.05. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 4 Example 4
Пример 4 относится к получению ингибитора в виде 1Ч-(4-метоксифенил)-М-метил- 2-(окгагидропентален-2-ил)ацетамида [п-амид 10 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 2-(1, 2, 3,3а, 4,5,6, 6а-октагидропентален-2- ил)уксусную кислоту (CAS: 1545882-23-2) и N-метил-п-анзидин (CAS: 5961-59-1) в соотношении 1:1,03. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 4 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 1P- (4-methoxyphenyl) -M-methyl-2- (oxyhydropentalene-2-yl) acetamide [p-amide 10 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that 2- (1, 2, 3.3а, 4,5,6, 6а-octahydropentalene-2-yl) acetic acid (CAS: 1545882-23-2) and N -methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) in a ratio of 1: 1.03. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 5 Example 5
Пример 5 относится к получению ингибитора в виде 2-циклогексил-М-(2-метоксифенил)-Ы- метилацетамида [о-амид 12 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 2-циклогексилуксусную кислоту (CAS: 5292-21-7) и N-метил-о-анизидин (CAS: 10541-78-3) в соотношении 1:1,15. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 70°С при давлении 10 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 5 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 2-cyclohexyl-M- (2-methoxyphenyl) -N-methylacetamide [o-amide 12 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that the reactor is charged with 2-cyclohexylacetic acid (CAS: 5292-21-7) and N-methyl-o-anisidine (CAS: 10541-78-3) in a ratio of 1: 1.15. Vacuum distillation of the raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 70 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 6 Example 6
Пример 6 относится к получению ингибитора в виде 2-(декагидронафтален-2-ил)-Ы-(2- метоксифенил)-1\1-метилацетамида [м-амид 14 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 2-(1, 2, 3,4, 4а, 5, 6, 7, 8,8а- декагидрогидронафтален-2-ил)уксусную кислоту (CAS: 108019-28-9) и N-метил-м-анизидин (CAS: 14318-66-2) в соотношении 1:1,12. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 65°С при давлении 10 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 6 relates to the preparation of an inhibitor in the form of 2- (decahydronaphthalen-2-yl) -N- (2-methoxyphenyl) -1 \ 1-methylacetamide [m-amide 14 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that 2- (1, 2, 3.4, 4a, 5, 6, 7, 8,8-decahydrohydronaphthalen-2-yl) acetic acid (CAS: 108019-28- 9) and N-methyl-m-anisidine (CAS: 14318-66-2) in a ratio of 1: 1.12. Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 65 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 7 Example 7
Пример 7 относится к получению ингибитора в виде смеси М-(4-метоксифенил)-5- (октагидро-1Н-инден-2-ил)пентанамида [п-амид 15 (см. табл. 1)] с 1Ч-(2-метоксифенил)-5- (октагидро-1Н-инден-2-ил)пентанамидом [о-амид 15 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 5-(2,3,За,4,5,6,7,7а-октагидро-1Н-инден-2-
ил)пентановую кислоту (CAS: 1032958-79-4), п-анизидин (CAS: 104-94-9) и о-анизидин (CAS: 90-04-0) в соотношении 1,2:0, 6:0, 6. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 70°С при давлении 10 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 7 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of M- (4-methoxyphenyl) -5- (octahydro-1H-inden-2-yl) pentanamide [p-amide 15 (see Table 1)] with 1P- (2- methoxyphenyl) -5- (octahydro-1H-inden-2-yl) pentanamide [o-amide 15 (see Table 1)]. Differences from example 1 is that 5- (2,3, 3a, 4,5,6,7,7a-octahydro-1H-indene-2- yl) pentanoic acid (CAS: 1032958-79-4), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and o-anisidine (CAS: 90-04-0) in a ratio of 1.2: 0, 6: 0 6. Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 70 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
Пример 8 Example 8
Пример 8 относится к получению ингибитора в виде смеси 5-(додекагидро-1Н-флуорен-2- ил)-Ы-(4-метоксифенил)пентанамида [п-амид 17 (см. табл. 1)] с 5-(додекагидро-1Н- флуорен-2-ил)-Ы-(3-метоксифенил)пентанамидом [м-амид 17 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 5-(2,3,4,4а,4Ь,5,6,7,8,8а,9,9а- додекагидро-1Н-флуорен-2-ил)пентановую кислоту (CAS: 1032958-81-8), п-анизидин (CAS: 104-94-9) и м-анизидин (CAS: 536-90-3) в соотношении 1,15:0,6:0,55. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 80°С при давлении 10 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п- амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 8 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of 5- (dodecahydro-1H-fluoren-2-yl) -N- (4-methoxyphenyl) pentanamide [p-amide 17 (see Table 1)] with 5- (dodecahydro- 1H-fluoren-2-yl) -N- (3-methoxyphenyl) pentanamide [m-amide 17 (see Table 1)]. Differences from example 1 is that 5- (2,3,4,4а, 4b, 5,6,7,8,8а, 9,9-dodecahydro-1H-fluoren-2-yl) pentane acid (CAS: 1032958-81-8), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and m-anisidine (CAS: 536-90-3) in a ratio of 1.15: 0.6: 0.55. Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 80 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
Пример 9 Example 9
Пример 9 относится к получению ингибитора в виде смеси М-(2-метоксифенил)-5- (тетрадекагидроантрацен-2-ил)пентанамида [о-амид 19 (см. табл. 1)] с N-(3- метоксифенил)-5-(тетрадекагидроантрацен-2-ил)пентанамидом [м-амид 19 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают 5- (1,2,3,4,4а,5,6,7,8,8а,9,9а,10,10а-тетрадекагидроантрацен-2-ил)пентановую кислоту, (CAS: 1032958-80-7), о-анизидин (CAS: 90-04-0) и м-анизидин (CAS: 536-90-3) в соотношении 1,1:0,55:0,55. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 85°С при давлении 10 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 9 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of M- (2-methoxyphenyl) -5- (tetradecahydroanthracene-2-yl) pentanamide [o-amide 19 (see Table 1)] with N- (3-methoxyphenyl) -5 - (tetradecahydroanthracene-2-yl) pentanamide [m-amide 19 (see Table 1)]. Differences from example 1 is that 5- (1,2,3,4,4а, 5,6,7,8,8а, 9,9а, 10,10а-tetradecahydroanthracene-2-yl) pentane acid, (CAS: 1032958-80-7), o-anisidine (CAS: 90-04-0) and m-anisidine (CAS: 536-90-3) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55 ... Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 85 ° C at a pressure of 10 mm Hg. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
Пример 10 Example 10
Пример 10 относится к получению ингибитора в виде смеси 1\1-(2-метоксифенил)-2- (4Ь,8,8,10а-тетраметилтетрадекагидрофенантрен-1-ил)ацетамида [о-амид 21 (см. табл. 1)] с Г\1-(3-метоксифенил)-2-(4Ь,8 ,8, 10а-тетраметилтетрадекагидрофенантрен- 1 - ил)ацетамидом [м-амид 21 (см. табл. 1)] и [\1-(4-метоксифенил)-2-(4Ь,8,8,10а- тетраметилтетрадекагидрофенантрен-1-ил)ацетамидом [п-амид 21 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают (1R,4aR,4bR,8aR,10aR)-2-
(4Ь,8,8,10а-тетраметилтетрадекагидрофенантен-1-ил)уксусную кислоту (CAS: 104154-11- 2), о-анизидин (CAS: 90-04-0), м-анизидин (CAS: 536-90-3) и п-анизидин (CAS: 104-94-9) в соотношении 1,2:0, 4:0, 4:0, 4. Вакуумную отгонку остатков сырья осуществляют после охлаждения реактора до температуры 72°С при давлении 10 мм рт. ст. Куб нагревают от 100°С до 250°С. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 10 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of 1 \ 1- (2-methoxyphenyl) -2- (4b, 8,8,10a-tetramethyltetradecahydrophenanthren-1-yl) acetamide [o-amide 21 (see Table 1)] with T \ 1- (3-methoxyphenyl) -2- (4b, 8, 8, 10а-tetramethyltetradecahydrophenanthrene-1 - yl) acetamide [m-amide 21 (see Table 1)] and [\ 1- (4- methoxyphenyl) -2- (4b, 8,8,10-tetramethyltetradecahydrophenanthren-1-yl) acetamide [p-amide 21 (see Table 1)]. Differences from example 1 is that the reactor is loaded with (1R, 4aR, 4bR, 8aR, 10aR) -2- (4b, 8,8,10a-tetramethyltetradecahydrofenanthen-1-yl) acetic acid (CAS: 104154-11-2), o-anisidine (CAS: 90-04-0), m-anisidine (CAS: 536-90- 3) and p-anisidine (CAS: 104-94-9) in a ratio of 1.2: 0, 4: 0, 4: 0, 4. Vacuum distillation of raw material residues is carried out after cooling the reactor to a temperature of 72 ° C at a pressure of 10 mm rt. Art. The cube is heated from 100 ° C to 250 ° C. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
Пример 11 Example 11
Пример 11 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(4- метоксифенил)нафтенамида [п-амид 23 (см. табл. 1)] с М-(2-метоксифенил)нафтенамида [о-амид 23 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), п-анизидин (CAS: 104-94-9) и о-анизидин (CAS: 90- 04-0) в соотношении 1,05:0,5:0,5. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п- амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 11 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with M- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see table 1) )]. The difference from example 1 is that the reactor is charged with naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and o-anisidine (CAS: 90-04-0) in a ratio of 1.05: 0.5: 0.5. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
Пример 12 Example 12
Пример 12 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(4- метоксифенил)нафтенамида [п-амид 23 (см. табл. 1)] с 1Ч-(3-метоксифенил)нафтенамида [м-амид 23 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), п-анизидин (CAS: 104-94-9) и м-анизидин (CAS: 536- 90-3) в соотношении 1,05:0,5:0,5. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п- амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 12 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with 1P- (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see table 1 )]. The difference from example 1 is that the reactor is charged with naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and m-anisidine (CAS: 536-90-3) in a ratio of 1.05: 0.5: 0.5. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
Пример 13 Example 13
Пример 13 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(2- метоксифенил)нафтенамида [о-амид 23 (см. табл. 1)] с -(3-метоксифенил)нафтенамида [м-амид 23 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), о-анизидин (CAS: 90-04-0) и м-анизидин (CAS: 536- 90-3) в соотношении 1,05:0,5:0,5. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 13 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see table 1)] with - (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see table 1) ]. The difference from example 1 is that the reactor is charged with naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), o-anisidine (CAS: 90-04-0) and m-anisidine (CAS: 536- 90-3) in a ratio of 1.05: 0.5: 0.5. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 14 Example 14
Пример 14 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(2- метоксифенил)нафтенамида [о-амид 23 (см. табл. 1)] с Ы-(3-метоксифенил)нафтенамида [м-амид 23 (см. табл. 1)] и с 1М-(4-метоксифенил)нафтенамида [п-амид 23 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту
(CAS: 1338-24-5), о-анизидин (CAS: 90-04-0), м-анизидин (CAS: 536-90-3) и п-анизидин (CAS: 104-94-9) в соотношении 1,65:0,5:0,5:0,5. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п- амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 14 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see Table 1)] with N- (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see table 1 )] and with 1M- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)]. Differences from example 1 is that naphthenic acid is loaded into the reactor (CAS: 1338-24-5), o-anisidine (CAS: 90-04-0), m-anisidine (CAS: 536-90-3) and p-anisidine (CAS: 104-94-9) in the ratio 1.65: 0.5: 0.5: 0.5. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24, presented in table. 2-4.
Пример 15 Example 15
Пример 15 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(4- метоксифенил)нафтенамида [п-амид 23 (см. табл. 1)] с Ы-(4-метоксифенил)-Ы- метилнафтенамида [п-амид 24 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), п-анизидин (CAS: 104-94-9) и N-метил-п-анзидин (CAS: 5961-59-1) в соотношении 1,1:0,55:0,55. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов представлены в табл. 2-4. Example 15 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with N- (4-methoxyphenyl) -N-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see. Table 1)]. The difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), p-anisidine (CAS: 104-94-9) and N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59 -1) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55. The results of reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are presented in table. 2-4.
Пример 16 Example 16
Пример 16 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(2- метоксифенил)нафтенамида [о-амид 23 (см. табл. 1)] с Ы-(2-метоксифенил)-М- метилнафтенамида [о-амид 24 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), о-анизидин (CAS: 90-04-0) и N- метил-о-анизидин (CAS: 10541-78-3) в соотношении 1,1 :0,55:0,55. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 16 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (2-methoxyphenyl) naphthenamide [o-amide 23 (see Table 1)] with N- (2-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [o-amide 24 (see. Table 1)]. The difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), o-anisidine (CAS: 90-04-0) and N-methyl-o-anisidine (CAS: 10541-78 -3) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
Пример 17 Example 17
Пример 17 относится к получению ингибитора в виде смеси N-(3- метоксифенил)нафтенамида [м-амид 23 (см. табл. 1)] с М-(3-метоксифенил)-1М- метилнафтенамида [м-амид 24 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), м-анизидин (CAS: 536-90-3) и N-метил-м-анизидин (CAS: 14318-66-2) в соотношении 1 ,1:0,55:0,55. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 17 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (3-methoxyphenyl) naphthenamide [m-amide 23 (see Table 1)] with M- (3-methoxyphenyl) -1M-methylnaphthenamide [m-amide 24 (see. Table 1)]. The difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), m-anisidine (CAS: 536-90-3) and N-methyl-m-anisidine (CAS: 14318-66 -2) in a ratio of 1, 1: 0.55: 0.55. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
Пример 18 Example 18
Пример 18 относится к получению ингибитора в виде смеси Ы-(4-метоксифенил)-М- метилнафтенамида [п-амид 24 (см. табл. 1)] с М-(2-метоксифенил)- -метилнафтенамида [о-амид 24 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), N-метил-п-анзидин (CAS: 5961-59-1) и N-метил-о- анизидин (CAS: 10541-78-3) в соотношении 1,1 :0,55:0,55. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл 2-4.
Пример 19 Example 18 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1)] with M- (2-methoxyphenyl) - -methylnaphthenamide [o-amide 24 ( see Table 1)]. The difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) and N-methyl-o-anisidine (CAS : 10541-78-3) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55. The results for reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for the mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in Tables 2-4. Example 19
Пример 19 относится к получению ингибитора в виде смеси М-(4-метоксифенил)-И- метилнафтенамида [п-амид 24 (см. табл. 1)] с 1М-(3-метоксифенил)-М-метилнафтенамида [м-амид 24 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), N-метил-п-анзидин (CAS: 5961-59-1) и N-метил-м- анизидин (CAS: 14318-66-2) в соотношении 1,1 :0,55:0,55. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. Example 19 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of M- (4-methoxyphenyl) -I-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1)] with 1M- (3-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [m-amide 24 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) and N-methyl-m-anisidine (CAS : 14318-66-2) in a ratio of 1.1: 0.55: 0.55. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4.
Пример 20 Example 20
Пример 20 относится к получению ингибитора в виде смеси -(4-метоксифенил)-Ы- метилнафтенамида [п-амид 24 (см. табл. 1)] с Ы-(3-метоксифенил)-М-метилнафтенамида [м-амид 24 (см. табл. 1)] и М-(2-метоксифенил)-Ы-метилнафтенамида [о-амид 24 (см. табл. 1)]. Отличия от примера 1 заключается в том, что в реактор загружают нафтеновую кислоту (CAS: 1338-24-5), N-метил-п-анзидин (CAS: 5961-59-1) и N-метил-м-анизидин (CAS: 14318- 66-2) и N-метил-о-анизидин (CAS: 10541-78-3) в соотношении 1,65:0,55:0,55:0,55. Результаты по снижению скорости коррозии и водородного охрупчивания металлов аналогичны результатам для смеси п-амида 23 и п-амида 24, представленным в табл. 2-4. п-Амиды N°N° 3,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23, содержащие группу -ОСНз в пара-положении бензольного кольца, были получены согласно описанию, приведенному в примере 1. о-Амиды N°N° 1,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23, содержащие группу -ОСНз в орто-положении бензольного кольца, были получены согласно описанию, приведенному в примере 2. м-Амиды NsNs 1,3,7,9,11,13,15,17,19,21,23, содержащие группу -ОСНз в мета-положении бензольного кольца, были получены согласно описанию, приведенному в примере 3. п-Амиды N°Ns 2,4,6,8,12,14,16,18,20,22,24, содержащие группу -ОСНз в пара-положении бензольного кольца, были получены согласно описанию, приведенному в примере 4. о-Амиды NsNs 2,4,6,8,10,14,16,18,20,22,24, содержащие группу -ОСНз в орто-положении бензольного кольца, были получены согласно описанию, приведенному в примере 5. м-Амиды N°N° 2,4,6,8,10,12,16,18,20,22,24, содержащие группу -ОСНз в мета-положении бензольного кольца, были получены согласно описанию, приведенному в примере 6. Получение ингибитора в виде смеси двух и более амидов раскрыто в примерах 7-20. Example 20 relates to the preparation of an inhibitor in the form of a mixture of - (4-methoxyphenyl) -N-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1)] with N- (3-methoxyphenyl) -M-methylnaphthenamide [m-amide 24 ( see Table 1)] and M- (2-methoxyphenyl) -N-methylnaphthenamide [o-amide 24 (see Table 1)]. The difference from example 1 is that naphthenic acid (CAS: 1338-24-5), N-methyl-p-anzidine (CAS: 5961-59-1) and N-methyl-m-anisidine (CAS : 14318-66-2) and N-methyl-o-anisidine (CAS: 10541-78-3) in a ratio of 1.65: 0.55: 0.55: 0.55. The results on reducing the rate of corrosion and hydrogen embrittlement of metals are similar to the results for a mixture of p-amide 23 and p-amide 24 presented in table. 2-4. p-Amides N ° N ° 3,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23 containing the -OCH3 group in the para-position of the benzene ring were obtained as described in Example 1. o-Amides N ° N ° 1,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23 containing the -OCH3 group in the ortho-position of the benzene ring were obtained according to the description given in example 2. m-Amides NsNs 1,3,7,9,11,13,15,17,19,21,23 containing the -OCH3 group in the meta-position of the benzene ring were obtained as described in Example 3. p-Amides N ° Ns 2,4,6,8,12,14,16,18,20,22,24 containing the -OCH3 group in the para-position of the benzene ring were obtained as described in Example 4. o-Amides NsNs 2,4,6,8,10,14,16,18,20,22,24 containing the -OCH3 group in the ortho-position of the benzene ring were obtained as described in Example 5. m-Amides N ° N ° 2,4,6,8,10,12,16,18,20,22,24 containing the -OCH3 group in the meta-position of the benzene ring were obtained as described in Example 6. Preparation of the inhibitor in the form of a mixture of two or more amides is disclosed in examples 7-20.
Так же специалисту очевидно, то получение ингибитора в виде смеси амидов возможно и прямым смешение соответствующих амидов, ранее полученных по отдельности. Например, ингибитор в виде смеси Ы-(4-метоксифенил)нафтенамида [п-амид 23 (см. табл. 1)] с М-(4-метоксифенил)-И-метилнафтенамидом [п-амид 24 (см. табл. 1)]
может быть получен согласно примеру 15, либо смешением отдельно полученных N-(4- метоксифенил)нафтенамида [п-амид 23 (см. табл. 1), по примеру 1] и Ы-(4-метоксифенил)- N-метилнафтенамидом [п-амид 24 (см. табл. 1), по примеру 4]. It is also obvious to the person skilled in the art that the preparation of the inhibitor in the form of a mixture of amides is also possible by direct mixing of the corresponding amides, previously obtained separately. For example, an inhibitor in the form of a mixture of N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1)] with N- (4-methoxyphenyl) -I-methylnaphthenamide [p-amide 24 (see Table 1 )] can be obtained according to example 15, or by mixing separately obtained N- (4-methoxyphenyl) naphthenamide [p-amide 23 (see Table 1), according to example 1] and N- (4-methoxyphenyl) - N-methylnaphthenamide [p -amide 24 (see table. 1), according to example 4].
Специалисту очевидно, что для получения ингибиторов в виде амидов 1-24 могут быть использованы природные нафтеновые кислоты, выделенные из нефтепродуктов различных месторождений: AZ, US, VE, RO и других известных месторождений. It is obvious to a person skilled in the art that to obtain inhibitors in the form of amides 1-24, natural naphthenic acids can be used, isolated from petroleum products of various fields: AZ, US, VE, RO and other known fields.
МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ TEST METHODS
Амиды или смесь амидов (ингибитор), полученные путем термолиза нафтеновой кислоты и анизидинов, вводились в агрессивную среду как в индивидуальном виде, так и в смеси с растворителями (товарная форма). Amides or a mixture of amides (inhibitor) obtained by thermolysis of naphthenic acid and anisidines were introduced into an aggressive medium both individually and in a mixture with solvents (commercial form).
Защитная эффективность нового ингибитора продемонстрирована на образцах низкоуглеродистых (Ст.З, 08пс) и высокоуглеродистой (70С2ХА) сталей в углеводородных и водных средах по следующим стандартным методикам: The protective effectiveness of the new inhibitor has been demonstrated on samples of low-carbon (St.Z, 08ps) and high-carbon (70S2KhA) steels in hydrocarbon and aqueous media using the following standard methods:
- динамические испытания в углеводородной (водно-углеродной) среде в U- образной ячейке; - dynamic tests in a hydrocarbon (water-carbon) medium in a U-shaped cell;
- динамические испытания в водной среде в U-образной ячейке; - dynamic tests in an aqueous medium in a U-shaped cell;
- оценка защитных свойств ингибитора при конденсации. - evaluation of the protective properties of the inhibitor during condensation.
Испытания в углеводородной (водно-углеводородной) средеTests in hydrocarbon (water-hydrocarbon) environment
Агрессивной средой служила двухфазная система углеводород (керосин) - дистиллированная вода (9 : 1), имитирующая коррозионную среду на установках первичной переработки нефти. Агрессивная среда (электролит) содержала 450 мл керосина по ГОСТ 10227-86 и 50 мл дистиллированной воды, которую насыщали сероводородом. Для получения H2S в дистиллированную воду вводили HCI и Na2S, с таким расчетом, что при его гидролизе в жидкой фазе образовывалось 1800 ppm H2S. pH полученного раствора поддерживали в диапазоне 5,5 - 6,5 при помощи нейтрализатора такого как 3-метоксипропиламин (МОРА), циклогексиламин (ЦГА) моноэтаноламин (МЭА) или других. Исследуемый ингибитор, предварительно растворяли в керосине при перемешивании. The aggressive medium was a two-phase system hydrocarbon (kerosene) - distilled water (9: 1), simulating a corrosive environment at primary oil refining units. The aggressive medium (electrolyte) contained 450 ml of kerosene in accordance with GOST 10227-86 and 50 ml of distilled water, which was saturated with hydrogen sulfide. To obtain H 2 S, HCI and Na 2 S were introduced into distilled water, so that 1800 ppm H 2 S was formed during its hydrolysis in the liquid phase. The pH of the resulting solution was maintained in the range of 5.5 - 6.5 using a neutralizer such as 3-methoxypropylamine (MOPA), cyclohexylamine (CHA) monoethanolamine (MEA) or others. The investigated inhibitor was previously dissolved in kerosene with stirring.
На основе ингибитора готовились рабочие растворы с целью обеспечения товарной формы, либо ингибитор использовался в чистом виде для проведения сравнительных испытаний. Растворы ингибитора в растворителях, таких как толуол, орто-ксилол, спирты и др. в концентрациях от 15-50 мае. %, демонстрируют полное соответствие требованиям, предъявляемые потребителями к данной продукции по стабильности, низкотемпературным характеристикам, совместимости и реологии. В некоторых регионах к низкотемпературным характеристикам нет жестких требований, поэтому концентрация ингибитора может увеличиваться до 85 мае. %.
Для проведения испытаний использовали стеклянный сосуд U-образной формы по ГОСТ 9.506-87 оснащённый «рубашкой» для нагрева и термостатирования. Циркуляция испытуемой среды осуществляется высокоскоростной мешалкой, обеспечивающей равномерный поток жидкости. Скорость потока устанавливали 1 м/с. On the basis of the inhibitor, working solutions were prepared in order to provide a marketable form, or the inhibitor was used in its pure form for comparative tests. Inhibitor solutions in solvents such as toluene, ortho-xylene, alcohols, etc. in concentrations from 15-50 May. %, demonstrate full compliance with the requirements set by consumers for these products in terms of stability, low-temperature characteristics, compatibility and rheology. In some regions, there are no strict requirements for low-temperature characteristics, so the concentration of the inhibitor can increase up to 85 May. %. For testing, a U-shaped glass vessel in accordance with GOST 9.506-87 equipped with a "jacket" for heating and thermostating was used. The circulation of the test medium is carried out by a high-speed stirrer, which ensures a uniform flow of liquid. The flow rate was set at 1 m / s.
Исследования выполняли на образцах стали - Ст.З. В каждом режиме проводили не менее двух параллельных испытаний на двух параллельных образцах. The studies were carried out on steel samples - St.Z. In each mode, at least two parallel tests were carried out on two parallel samples.
Подготовленные в соответствие с методикой образцы помещали в аппарат с агрессивной средой. Время испытания образцов в ингибированной и не ингибированной среде составляло 6 часов, при температуре 60°С. Время испытаний отсчитывали с момента помещения стальных образцов в среду. Samples prepared in accordance with the method were placed in an apparatus with an aggressive environment. The time of testing the samples in an inhibited and non-inhibited environment was 6 hours at a temperature of 60 ° C. The test time was counted from the moment the steel samples were placed on the environment.
Влияние ингибиторов на коррозию сталей определяли гравиметрическим методом по убыли массы образцов на стальных пластинах площадью (S) 8.4 см2. Для определения потерь массы, образцы промывали водопроводной и дистиллированной водой, высушивали фильтровальной бумагой и удаляли продукты коррозии с помощью ластика. Результаты исследований приведены в таблице Ns2. The effect of inhibitors on the corrosion of steels was determined by the gravimetric method by the decrease in the mass of the samples on steel plates with an area (S) of 8.4 cm 2 . To determine the weight loss, the samples were washed with tap and distilled water, dried with filter paper, and the corrosion products were removed with an eraser. The research results are shown in table Ns2.
В таблице Ns 2 - Синг - концентрация ингибитора, ppm. In the table Ns 2 - Sing - inhibitor concentration, ppm.
Образец сравнения Ns 1 Амид диэтилентриамина (синтезированный) при 50% концентрации действующего вещества. Comparison sample Ns 1 Diethylenetriamine amide (synthesized) at 50% concentration of active ingredient.
Образец сравнения Ns 2 - Амидный ингибитор (промышленный образец) при заявленной 50% концентрации действующего вещества. Comparative sample Ns 2 - Amide inhibitor (industrial design) at the declared 50% concentration of the active substance.
Образец сравнения Ns 3 - Амидо-имидазолиновый ингибитор (промышленный образец) при заявленной 50% концентрации действующего вещества. Comparative sample Ns 3 - Amido-imidazoline inhibitor (industrial design) at the declared 50% concentration of the active substance.
Образец сравнения Ns 4 - Имидазолиновый ингибитор (промышленный образец) при заявленной 50% концентрации действующего вещества. Comparative sample Ns 4 - Imidazoline inhibitor (industrial design) at the declared 50% concentration of the active substance.
Промышленные образцы предоставлены участниками рынка, а также синтезированы нами, путем конденсации соответствующих аминов и нафтеновых кислот по известным технологиям. Industrial designs are provided by market participants, and are also synthesized by us by condensation of the corresponding amines and naphthenic acids using well-known technologies.
Различия в эффективности между промышленными образцами и синтезированными образцами, могут быть по причине разного содержания действующих веществ в растворе (промышленный образец) от заявленного в сопроводительных документах или качества их производства. Differences in efficiency between industrial designs and synthesized samples may be due to the different content of active substances in the solution (industrial design) from that declared in the accompanying documents or the quality of their production.
Скорость коррозии (к) в г/м2*ч вычисляли по формуле:
где пт — масса образца до испытания, г; г — масса образца после испытания, г; The corrosion rate (k) in g / m 2 * h was calculated by the formula: where pt is the mass of the sample before testing, g; g is the mass of the sample after testing, g;
S — площадь поверхности, м2; t — время испытания, ч.
Защитный эффект ингибитора (Z) рассчитывался по формуле: S is the surface area, m 2 ; t - test time, h. The protective effect of the inhibitor (Z) was calculated using the formula:
Z(%) = — — к-^(2), о где Ко - скорость коррозии в не ингибированной среде; Z (%) = - - k - ^ (2), about where K0 is the corrosion rate in a non-inhibited environment;
Кин - скорость коррозии в ингибированной среде. К in - the rate of corrosion in an inhibited environment.
Результаты показывают достоверную, высокую эффективность новых ингибиторов в сравнении с известными продуктами. The results show a reliable, high efficiency of new inhibitors in comparison with known products.
Оценка эффективности ингибиторов в концентрации 0,01 ppm по отношению к среде была проведена в сравнительном эксперименте на прямогонном бензине, который проводился до проявления первых признаков коррозии. На образце без ингибитора признаки коррозии проявились раньше, что говорит об эффективности ингибитора в минимальной заявленной концентрации 0,01 ppm. Также, практические результаты подачи ингибитора коррозии на некоторых промышленных установках, в условиях переработки нефтей, достигали минимальных значений 0,01-0,02 ppm в ходе регулирования при обеспечении норм содержания инонов железа в рефлюксных емкостях и должной защите оборудования от коррозии. Evaluation of the effectiveness of inhibitors at a concentration of 0.01 ppm in relation to the medium was carried out in a comparative experiment on straight-run gasoline, which was carried out before the first signs of corrosion appeared. On the sample without an inhibitor, signs of corrosion appeared earlier, which indicates the effectiveness of the inhibitor at the minimum declared concentration of 0.01 ppm. Also, the practical results of supplying a corrosion inhibitor at some industrial plants, under conditions of oil refining, reached minimum values of 0.01-0.02 ppm during regulation, while ensuring the norms for the content of iron ions in reflux tanks and proper protection of equipment against corrosion.
Большие концентрации ингибитора, как правило, применяются системах замкнутого цикла, где обновление среды происходит периодически, при замене или они находятся в рецикле, как правило это системы типа тосол, антифриз, СОЖ и др. Large concentrations of inhibitor, as a rule, are used in closed-loop systems, where the medium is renewed periodically, when replaced, or they are in the recycling, as a rule, these are systems such as antifreeze, antifreeze, coolant, etc.
С учетом полученных данных, диапазон эффективных концентраций действующего вещества, составляет 0,01 - 10 000 ppm. Taking into account the data obtained, the range of effective concentrations of the active substance is 0.01 - 10,000 ppm.
Испытания в водной среде Tests in the aquatic environment
Влияние ингибитора на защиту от коррозии стали в водной среде изучали путем создания модельной агрессивной среды. Агрессивной средой служил раствор, имитирующий среду газоконденсатного месторождения приготовленный на основе дистиллированной воды и введении 0,5% NaCI и 0,25 г/л уксусной кислоты (СНзСООН) при концентрации, обеспечивающей величину pH раствора 3,4-3, 6. Исследования проводились при различных концентрациях H2S, содержание которого контролировали стандартным йодометрическим титрованием по ГОСТ 22387.2-97. The effect of the inhibitor on the corrosion protection of steel in an aqueous medium was studied by creating a model aggressive medium. The aggressive medium was a solution imitating the environment of a gas condensate field prepared on the basis of distilled water and the introduction of 0.5% NaCl and 0.25 g / L acetic acid (CH3COOH) at a concentration that ensures the pH of the solution is 3.4-3.6. The studies were carried out at various concentrations of H 2 S, the content of which was controlled by standard iodometric titration in accordance with GOST 22387.2-97.
Влияние ингибиторов на коррозию сталей определяли гравиметрическим методом по убыли массы образцов на стальных пластинах площадью (S) 8,4 см2 и 18 см2 для Ст.08пс и Ст.70С2ХА соответственно. Образцы взвешивали на аналитических весах с точностью до 106 г. The effect of inhibitors on the corrosion of steels was determined by the gravimetric method by the decrease in the mass of samples on steel plates with an area (S) of 8.4 cm 2 and 18 cm 2 for St.08ps and St.70S2KhA, respectively. The samples were weighed on an analytical balance with an accuracy of 10 6 g.
Коррозионные испытания в жидкой фазе проводили при комнатной температуре в стеклянном сосуде U-образной формы по ГОСТ 9.506-87 оснащённым «рубашкой» для нагрева и термостатирования. Циркуляция среды осуществлялась высокоскоростной мешалкой, обеспечивающей равномерный поток жидкости. Скорость потока
устанавливали 1 м/с. Продолжительность эксперимента составляла 1,5 ч, а концентрация ингибитора в рабочем растворе составляла 25 ppm и 50 ppm (25 мг/л и 50 мг/л). Corrosion tests in the liquid phase were carried out at room temperature in a U-shaped glass vessel in accordance with GOST 9.506-87 equipped with a "jacket" for heating and thermostating. The medium was circulated with a high-speed stirrer providing a uniform liquid flow. Flow rate set 1 m / s. The duration of the experiment was 1.5 h, and the concentration of the inhibitor in the working solution was 25 ppm and 50 ppm (25 mg / L and 50 mg / L).
Результаты исследований приведены в таблице Na 3. The research results are shown in table Na 3.
При концентрации H2S 0,3 г/л защитный эффект ингибитора в концентрации 50 ppm в жёстких, лабораторных условиях обеспечил эффективную защиту низкоуглеродистой стали (z = до 94%) и высокоуглеродистой стали (остаточная пластичность П = 76%). When the concentration of H 2 S 0,3 g / l of a protective effect of the inhibitor in a concentration of 50 ppm in the harsh, under laboratory conditions has provided effective protection of mild steel (z = up to 94%) and high carbon steel (residual ductility P = 76%).
При концентрации H2S 2 г/л защитный эффект ингибитора в концентрации 25 ppm в жёстких, лабораторных условиях обеспечил эффективную защиту низкоуглеродистой стали (z = до 89,6%) и высокоуглеродистой стали (остаточная пластичность П = 20%). At a concentration of H 2 S 2 g / L, the protective effect of the inhibitor at a concentration of 25 ppm under harsh laboratory conditions provided effective protection for low-carbon steel (z = up to 89.6%) and high-carbon steel (residual plasticity P = 20%).
Испытания ингибитора в условиях конденсацииInhibitor testing under condensation conditions
Завершающим этапом испытаний стало определение влияния ингибитора на защиту металлов в условии конденсации, а также оценка последействия образующейся защитной плёнки. Оценка защитных свойств проводилась по методу «Исследование защитных свойств ингибиторов коррозии в условиях конденсации», разработанному АО «ВНИИ НП». The final stage of testing was to determine the effect of the inhibitor on the protection of metals under condensation conditions, as well as to evaluate the aftereffect of the formed protective film. The assessment of the protective properties was carried out according to the method "Investigation of the protective properties of corrosion inhibitors under condensation conditions", developed by JSC "VNII NP".
Метод основан на определении защитного эффекта ингибиторной пленки, предварительно сформированной на образцах-свидетелях. Условия испытаний моделируют процесс испарения и конденсации низкокипящих компонентов модельной смеси. Метод не предназначен для определения расходных норм реагентов при его применении на промышленных технологических объектах. Результаты исследований приведены в таблице Ns4. The method is based on the determination of the protective effect of an inhibitor film previously formed on witness samples. The test conditions simulate the process of evaporation and condensation of low-boiling components of the model mixture. The method is not intended to determine the consumption rates of reagents when applied at industrial technological facilities. The research results are shown in table Ns4.
В таблице N°4 Образец сравнения - Амидо-имидозолиновый ингибитор (промышленный образец) при заявленной 50% концентрации действующего вещества (образец Ns3). Table N ° 4 Comparison sample - Amido-imidozoline inhibitor (industrial design) at the declared 50% concentration of the active substance (sample Ns3).
Результаты показали защитную способность нового ингибитора коррозии выше образца сравнения на 50%, даже при прекращении подачи реагента в систему (эффект последействия). The results showed that the protective ability of the new corrosion inhibitor is 50% higher than the reference sample, even when the reagent supply to the system is stopped (aftereffect).
Полученные результаты исследований показывают достоверную, лучшую эффективность новых ингибиторов относительно прототипов (ингибиторов коррозии амидного и имидазолинового ряда). Таким образом, предлагаемый ингибитор сероводородной коррозии и водородного охрупчивания черных металлов превосходит по своим защитным свойствам существующие решения. The obtained research results show reliable, better efficiency of new inhibitors relative to prototypes (corrosion inhibitors of the amide and imidazoline series). Thus, the proposed inhibitor of hydrogen sulfide corrosion and hydrogen embrittlement of ferrous metals surpasses the existing solutions in its protective properties.
Использование предлагаемого ингибитора позволит увеличить сроки службы оборудования, что имеет большое практическое значение. The use of the proposed inhibitor will increase the service life of the equipment, which is of great practical importance.
В таблице N°1 приведены, характерные примеры заявленных ингибиторов коррозии, что не ограничивает данное изобретение. Table No. 1 shows typical examples of the claimed corrosion inhibitors, which does not limit the invention.
Эффективность смесевых амидов продемонстрирована на ингибиторах, полученных из анизидинов и природных нафтеновых кислот, извлекаемых в основном из
нефти Азербайджана, Калифорнии, Венесуэлы и Румынии. В таблицах амиды будут иметь расширение в соответствие со страной происхождения нафтеновых кислот: Азербайджана (AZ), Калифорнии(иЗ), Венесуэлы (VE) и Румынии (RO). Физические свойства нафтеновых кислот отличаются, в зависимости от месторождения, однако все полученные амиды на базе анизидинов обладали сходимой, противокоррозионной активностью. Данное обстоятельство говорит о том, что амиды анизидинов и нафтеновых кислот любого состава обладают противокоррозионной активностью. The effectiveness of mixed amides has been demonstrated with inhibitors obtained from anisidines and natural naphthenic acids, which are mainly recovered from oil from Azerbaijan, California, Venezuela and Romania. In the tables, amides will have an expansion in accordance with the country of origin of naphthenic acids: Azerbaijan (AZ), California (IS), Venezuela (VE) and Romania (RO). The physical properties of naphthenic acids differ depending on the deposit, however, all the obtained amides based on anisidines had a similar anticorrosive activity. This circumstance suggests that amides of anisidines and naphthenic acids of any composition have anticorrosive activity.
Важно отметить, что высокие противокоррозионные свойства полученных амидов на базе анизидинов (класс ароматических аминов) являются неожиданными так как амиды, полученные из их ближайших гомологов, таких как анилин, N-метиланилин, толуидин не обладают такой активностью и даже амиды, полученные из фенетидинов, которые очень близки по строению анизидинам, имеют существенно более низкую эффективность. It is important to note that the high anticorrosive properties of the obtained amides based on anisidines (a class of aromatic amines) are unexpected, since amides obtained from their closest homologues such as aniline, N-methylaniline, toluidine do not have such activity, and even amides obtained from phenetidines, which are very similar in structure to anisidines, have a significantly lower efficiency.
Применение других вариантов ингибиторов в виде амидов или смесей амидов, представленных в таблице N°1, или в виде их растворов с другими растворителями, не отображенными в таблице N° 2 - 4, показали аналогичные результаты в заявленных концентрациях. The use of other variants of inhibitors in the form of amides or mixtures of amides presented in table N ° 1, or in the form of their solutions with other solvents not shown in table N ° 2 - 4, showed similar results in the stated concentrations.
В таблицах 2 - 4 представлены значения скоростей коррозии, защитных эффектов и остаточной пластичности в следующей последовательности положения радикала СИЗО- в амидах: пара-положение/орто-положение/мета-положение. Tables 2 - 4 show the values of corrosion rates, protective effects and residual plasticity in the following sequence of the position of the SIZO radical in amides: para-position / ortho-position / meta-position.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.
The invention has been disclosed above with reference to a specific embodiment. Other embodiments of the invention may be obvious to specialists without changing its essence, as it is disclosed in the present description. Accordingly, the invention should be considered limited in scope only by the following claims.
блица 1 - структурные формулы амидов
table 1 - structural formulas of amides
Таблица 2 - испытания в углеводородной (водно-углеводородной) среде.
Table 2 - tests in a hydrocarbon (water-hydrocarbon) environment.
* концентрации указаны в пересчёте на активное вещество
Таблица 3 - испытания в водной среде с 0,5% NaCI+0.25 г/л СНзСООН при концентрации сероводорода С(НгБ) = 2 г/л и концентрации ингибиторов Синг = 25 ppm
* concentrations are indicated in terms of active substance Table 3 - tests in an aqueous medium with 0.5% NaCl + 0.25 g / l СН3СООН at a concentration of hydrogen sulfide С (НгБ) = 2 g / l and a concentration of inhibitors Sing = 25 ppm
"концентрации указаны в пересчёте на активное вещество ингибиторы вводились как индивидуально, так и в смеси с растворителями, в основном изопропиловым спиртом, которые не оказывал влияния на результат.
"the concentrations are indicated in terms of the active substance, the inhibitors were administered both individually and in a mixture with solvents, mainly isopropyl alcohol, which did not affect the result.
Таблица 4 - испытания в условиях конденсации по методике АО «ВНИИ НП».
Table 4 - tests under condensation conditions according to the method of JSC "VNII NP".
* концентрации 10 ppm, указаны в пересчёте на активное вещество
* concentration 10 ppm, indicated in terms of active substance
Claims
1. Применение по крайней мере одного амида общей формулы I в качестве ингибитора коррозии и водородного охрупчивания в водных, водно-углеводородных и углеводородных агрессивных средах, содержащих сероводород и хлорид-ионы:
где R - нафтеновый фрагмент, состоящий из моно-, би- и триалицикпического радикала, содержащего от 5 до 24 атомов углерода; n=1-5; Ri- радикал, выбранный из группы: H-, СНз-; радикал СНзО- занимает пара-, орто- или метаположение. 1. The use of at least one amide of general formula I as an inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement in aqueous, water-hydrocarbon and hydrocarbon aggressive media containing hydrogen sulfide and chloride ions: where R is a naphthenic fragment consisting of a mono-, bi- and trialicyclic radical containing from 5 to 24 carbon atoms; n = 1-5; Ri- is a radical selected from the group: H-, CH3-; the radical CH3O- occupies a para-, ortho- or meta position.
2. Применение по п.1 , отличающееся тем, что ингибитор получен из природных нафтеновых кислот. 2. Use according to claim 1, characterized in that the inhibitor is obtained from natural naphthenic acids.
3. Применение по п. 1 отличающееся тем, что применяют раствор ингибитора коррозии и водородного охрупчивания в растворителе при содержании ингибитора коррозии в растворе, предпочтительно, в количестве 15-85 мас.%. 3. Use according to claim 1, characterized in that a solution of a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor is used in a solvent with a corrosion inhibitor in the solution, preferably in an amount of 15-85 wt%.
4. Применение по п. 1 отличающееся тем, что ингибитор коррозии и водородного охрупчивания применяют при защите от коррозии нефтеперерабатывающего оборудования. 4. Application according to claim 1, characterized in that the inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is used in the protection against corrosion of oil refining equipment.
5. Применение по п. 1 отличающееся тем, что ингибитор коррозии и водородного охрупчивания применяют при защите от коррозии газоперерабатывающего оборудования. 5. Application according to claim 1, characterized in that the corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor is used in the corrosion protection of gas processing equipment.
6. Применение по п. 1 отличающееся тем, что ингибитор коррозии и водородного охрупчивания применяют для защиты от коррозии нефтепроводов, газопроводов, емкостей для перевозки и хранения углеводородов, насосного оборудования и запорной арматуры. 6. Application according to claim 1, characterized in that the corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor is used for corrosion protection of oil pipelines, gas pipelines, containers for transportation and storage of hydrocarbons, pumping equipment and valves.
7. Применение по п. 1 , отличающееся тем, что эффективная концентрация ингибитора коррозии и водородного охрупчивания находится в диапазоне 0,01-10 000 ppm по отношению к агрессивной среде. 7. The use according to claim 1, characterized in that the effective concentration of the inhibitor of corrosion and hydrogen embrittlement is in the range of 0.01-10,000 ppm with respect to an aggressive environment.
8. Применение по п. 2, отличающееся тем, что эффективная концентрация ингибитора коррозии и водородного охрупчивания находится в диапазоне 0,01-10 000 ppm по отношению к среде.
8. Use according to claim 2, characterized in that the effective concentration of the corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor is in the range of 0.01-10,000 ppm with respect to the medium.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2020/000217 WO2021225462A1 (en) | 2020-05-08 | 2020-05-08 | Use of anisidine derivatives as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2020/000217 WO2021225462A1 (en) | 2020-05-08 | 2020-05-08 | Use of anisidine derivatives as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2021225462A1 true WO2021225462A1 (en) | 2021-11-11 |
Family
ID=78468172
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2020/000217 WO2021225462A1 (en) | 2020-05-08 | 2020-05-08 | Use of anisidine derivatives as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| WO (1) | WO2021225462A1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003054251A2 (en) * | 2001-12-12 | 2003-07-03 | Akzo Nobel Nv | Nitrogen-containing compounds as corrosion inhibitors |
| RU2667265C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-09-18 | Общество с ограниченной ответственностью "ИФОТОП" | Application of n,n-dimethyl-para-anisidine as inhibitor of hydrogen sulfide corrosion and hydrogen enhancing |
| RU2723123C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью «ИФОТОП» | Use of amides, which are products of condensation of anisidine or derivatives thereof with naphthenic acid as corrosion inhibitor and hydrogen embrittlement |
-
2020
- 2020-05-08 WO PCT/RU2020/000217 patent/WO2021225462A1/en active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003054251A2 (en) * | 2001-12-12 | 2003-07-03 | Akzo Nobel Nv | Nitrogen-containing compounds as corrosion inhibitors |
| RU2667265C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-09-18 | Общество с ограниченной ответственностью "ИФОТОП" | Application of n,n-dimethyl-para-anisidine as inhibitor of hydrogen sulfide corrosion and hydrogen enhancing |
| RU2723123C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью «ИФОТОП» | Use of amides, which are products of condensation of anisidine or derivatives thereof with naphthenic acid as corrosion inhibitor and hydrogen embrittlement |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| KIM, I.-H. ET AL.: "Optimization of Amide-Based Inhibitors of Soluble Epoxide Hydrolase with Improved Water Solubility", JOURNAL OF MEDICINAL CHEMISTRY, vol. 48(10, 2005, pages 3621 - 3629, XP002521393, DOI: 10.1021/JM0500929 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10207983B2 (en) | Amino and imino propionic acids, process of preparation and use | |
| RU2339739C2 (en) | Imidazoline corrosion inhibitor | |
| EP3476478B1 (en) | Method for removing a sulfur-containing compound | |
| US3981682A (en) | Corrosion inhibiting compositions and process for inhibiting corrosion of metals | |
| CN106400028B (en) | A kind of high temperature resistant bi-imidazoline amide corrosion inhibitor and preparation method thereof | |
| US3183070A (en) | Rust inhibited oil containing aliphaticaminoalkylsuccinates | |
| US3458453A (en) | Corrosion inhibiting composition containing a neutral amide and c3-c8 volatile amine | |
| CN101724464A (en) | Preparation method of oil soluble hydrogenation corrosion inhibitor for hydrogenation and reforming device | |
| RU2723123C1 (en) | Use of amides, which are products of condensation of anisidine or derivatives thereof with naphthenic acid as corrosion inhibitor and hydrogen embrittlement | |
| CN100560801C (en) | A kind of water-soluble high-temperature organic acid inhibitor and preparation method thereof and using method | |
| RU2667265C1 (en) | Application of n,n-dimethyl-para-anisidine as inhibitor of hydrogen sulfide corrosion and hydrogen enhancing | |
| WO2021225462A1 (en) | Use of anisidine derivatives as a corrosion and hydrogen embrittlement inhibitor | |
| US7335794B2 (en) | Polythiaether compounds and their use as corrosion inhibitors | |
| EP3110905A2 (en) | Quaternary fatty acid esters as corrosion inhibitors | |
| RU2667928C1 (en) | Application of n-methyl-para-anisidine as inhibitor of sulfur-diox corrosion and hydrogen enhancing | |
| US2914475A (en) | Protecting ferrous metals from corrosion | |
| EP3701064A1 (en) | A formulation for corrosion inhibition | |
| US3294705A (en) | Refinery corrosion inhibitor | |
| US3183069A (en) | Chemical compounds and their use as rust and corrosion inhibitors | |
| CN101784640A (en) | Method for inhibiting corrosion of metal in distillation units caused by organic acids | |
| RU2570648C1 (en) | Anticorrosion motor fuel additive | |
| CN102953065B (en) | Corrosion inhibition neutralizer for metal anticorrosion, and its preparation method | |
| US3201411A (en) | Reaction products of imidazolines and alkylene iminodiacetic acids | |
| SU677322A1 (en) | Mixture of esters of n-oxyethylmorpholine and synthetic fatty acids as inhibitor of corrosion of metals in hydrocarbon media | |
| CN113529091A (en) | Corrosion-resistant phosphorus-free corrosion inhibitor suitable for high-temperature part of oil refining device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 20934566 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 20934566 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 20934566 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| 32PN | Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established |
Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 12/05/2023) |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 20934566 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |