СОСТАВ ДЛЯ ИНГИБИРОВАНИЯ КОРРОЗИИ Российский патент 1997 года по МПК C23F11/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования.

В настоящее время для борьбы с коррозией используется широкий ряд сложных по составу композиций химических реагентов. Так, известен ингибитор коррозии Нефтехим-3, представляющий собой углеводородный раствор продукта конденсации кислот легкого таллового масла и аминонитрила N, N'-ди (β-цианэтил) этилендиамина 1,2 /1/. К недостаткам данного ингибитора следует отнести сложность синтеза аминонитрила N,N'- ди(b- цианэтил) этилендиамина 1,2, его дороговизну. Кроме того, эффективность ингибирования коррозии на исследуемом объекте не превышает эффективности заявляемых композиций, о чем свидетельствуют данные табл. 1.

Известны ингибиторы коррозии серии СНПХ, выпускаемые Казанским институтом Союзнефтепромхим, в частности ингибитор коррозии СНПХ-6301 /2/, представляющий собой смесь аминов изостроения и жирных органических кислот. Однако защитный эффект ингибитора значительно ниже эффекта заявляемой композиции (табл.1). Уступают по эффективности разработанной композиции и другие модификации ингибиторов серии СНПХ СНПХ-6302, СНПХ-6011, СНПХ-6014 М, о чем свидетельствуют данные табл.1.

Ингибитор коррозии Викор представляет собой продукт конденсации высших изомерных кислот с полиэтиленполиаминами общей формулы /3/

где R C₅.C₉.

Недостатком данного ингибитора является недостаточно высокая эффективность (табл.1).

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является ингибитор коррозии ИКАП-1, представляющий собой смесь аминопарафинов, содержащих 1-6 аминогрупп, получаемую аминированием продукта хлорирования жидким хлором жидких парафинов C₁₀-C₂₆ с пределами выкипания 220-345^oC процесса карбамидной депарафинизации /4,5/.

К недостаткам ингибитора коррозии ИКАП-1 относится недостаточно высокая эффективность действия, высокая температура застывания (T_заст. -20^oC в соответствии с ТУ-113-00-00203306-210-94), дороговизна реагента, что обусловлено высоким содержанием (100%) действующего начала смеси аминопарафинов, синтезируемой на основе хлорпарафинов и дорогостоящего этилендиамина.

Целью изобретения является повышение эффективности ингибирования коррозии при одновременном снижении температуры застывания и удешевлении заявляемого состава.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый состав для ингибирования коррозии содержит дополнительно ароматические либо нафтеноизопарафиновые углеводородные фракции с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% не содержащие в своем составе н-парафины, при следующем соотношении компонентов, мас%
Аминопарафины, содержащие 1-6 аминогрупп, получаемые аминированием продукта хлорирования жидких парафинов C₁₀-C₂₆ с пределами выкипания 220-345^oC 35-65
Ароматические либо нафтеноизопарафиновые углеводородные фракции с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% не содержащие в своем составе н-парафины 35-65
Аминопарафины, содержащие 1-6 аминогрупп, получаемых аминированием продукта хлорирования жидким хлором жидких парафинов C₁₀-C₂₆ с пределами выкипания 220-345^oC процесса карбамидной депарафинизации /5/, представляют собой легкоподвижную жидкость темно-коричневого цвета с температурой застывания не выше минус 20^oC, плотностью не менее 0,870 г/см³.

В качестве ароматических либо нафтеноизопарафиновых углеводородных фракций с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% не содержащих в своем составе н-парафины, могут быть использованы Нефрасы C₄ 130/350 или C₅ 150/330 либо смеси нефраса C₃ 70/150 с ароматическими нефрасами A 120/200 или A 150/330 /6/, в объемном соотношении 4:1, что позволяет получить композицию с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% Температура замерзания указанных ароматических либо нафтеноизопарафиновых углеводородных фракций с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% не превышает минус 40^oC.

Эффективность рассмотренных выше ингибиторов коррозии, прототипа и заявляемого состава определялась на модели пластовой воды, аналогичной по составу пластовым водам Мамонтовского месторождения НГДУ "Мамонтовнефть" АО "Юганскнефтегаз". По классификации Сулина модель воды относится к гидрокарбонатному типа и содержит в своем составе: Na⁺ 7,628 г/л; Ca²⁺ 0,320 г/л; Mg²⁺ 0,134 г/л; Cl^- 12,015 г/л; HCO-3

1,2230 г/л; SO2-4 0,009 г/л. Общая минерализация составляет 21,326 г/л. Готовилась искусственная пластовая вода растворением соответствующих количеств гидрокарбоната, сульфата и хлорида натрия с хлоридами кальция и магния классификации "ХЧ" в дистиллированной воде. Эксперименты проводились в соответствии с гравиметрическим методом определения эффективности ингибиторов коррозии с использованием металлических пластинок из стали марки 08 КП размером 50х10х0,5 мм.

По результатам экспериментов рассчитывали скорость коррозии и эффективность ингибиторов по формулам

где V_к скорость коррозии металла, кг/м². ч;
m₁ масса образца металла до помещения в агрессивную среду, кг;
m₂ масса образца после окончания опыта, кг;
S поверхность образца, м²;
t время экспозиции образцов, ч;
Э эффективность ингибитора коррозии,
скорость коррозии образцов металла в неингибированной агрессивной среде и ингибированной агрессивной среде соответственно, кг/м².ч.

Пересчет скорости коррозии из единицы измерения кг/м²•ч в мм/год осуществлялся по формуле
V 1,13•V_k•10³,
где V скорость коррозии, мм/год;
V_k скорость коррозии, кг/м²•ч.

Результаты определения эффективности рассматриваемых ингибиторов коррозии при концентрации в ингибируемом растворе 250 мг/л приведены в табл. 1.

Эффективность прототипа и заявляемой ингибиторной композиции исследовалась при концентрациях ингибиторов 50, 100 и 250 мг/л.

Как видно из результатов экспериментов, представленных в табл.2, использование для ингибирования коррозии заявляемого состава неожиданно привело к существенному повышению эффективности защиты (свыше 96% ) в сравнении с прототипом, максимальная эффективность которого при дозировке 250 мг/л составляла 87,1%
Увеличение эффективности ингибирования коррозии заявляемого состава по сравнению с прототипом достигается за счет облегчения доступа молекул ингибитора к защищаемой поверхности, так как введение в заявляемый состав углеводородных фракций препятствует образованию конгломератов молекул аминопарафинов, возникающих за счет донорноакцепторных связей между электроотрицательными атомами азота одной молекулы аминопарафина и частично положительно заряженных атомов водорода другой. Кроме того, введение в заявляемый состав углеводородных фракций улучшает отмыв защищаемой поверхности от различного рода загрязнений, в том числе и продуктов коррозии, что также способствует облегчению доступа ингибитора к корродирующей поверхности.

Определением температуры застывания (ГОСТ 20287-91) установлено, что заявляемый состав, содержащий в своем составе, мас.

Аминопарафины, содержащие 1-6 аминогрупп, получаемые аминированием продукта хлорирования жидких парафинов C₁₀-C₂₆ с пределами выкипания 220 345^oC, 35-65
Ароматические либо нафтеноизопарафиновые углеводородные фракции с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% не содержащие в своем составе н-парафины, 35-65
застывает при температурах не выше минус 40^oC, что позволяет использовать его для защиты нефтепромыслового оборудования, в отличие от прототипа, и в зимних условиях.

Кроме того, в связи с тем, что в заявляемый состав входят углеводородные фракции вышеназванного состава, стоимость которых на порядок ниже стоимости основного компонента-аминопарафинов (прототипа), очевидно существенное удешевление заявляемой композиции.

Таким образом, преимуществами предлагаемого состава являются более высокая степень ингибиторной защиты; низкая температура застывания; удешевление ингибитора.

Следует отметить, что аминопарафины производятся в соответствии с /5/ на Уфимском ГПП "Химпром", углеводородные фракции на большинстве нефтеперерабатывающих заводов, в частности на Уфимском АО "Уфанефтехим" /6/, т.е. способ промышленно применим, т.к. используются доступные реагенты.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Ингибитор коррозии Нефтехим-3. ТУ-38 УССР 201.479.89 г. Дрогобыч, Украина.

2. ТУ-39-576565-7-043-87, г. Казань, Татарстан.

3. Ингибитор коррозии Викор. ТУ-39-1313-88, с извещением N 2. 146-93 об изменении N 2 ТУ 39-1313-88. Стерлитамакское АО "Каустик".

4. Решение о выдаче патента от 18.10.96 по заявке 94012958/04/012784 "Смесь аминопарафинов, содержащих 1-6 аминогрупп, получаемая аминированием продукта хлорирования жидким хлором жидких парафинов C₁₀-C₂₆ с пределами выкипания 220-345^oC процесса карабамидной депарафинизации, в качестве ингибитора коррозии".

5. Ингибитор коррозии ИКАП-1. ТУ-113-00-00203306-210-94. Уфимское государственное производственное предприятие "Химпром".

6. ТУ-38-1011049-87 Е, Уфимское АО "Уфанефтехим".

С целью повышения эффективности ингибирования коррозии при одновременном снижении температуры застывания и удешевлении реагента предлагается состав, содержащий, мас.%: - аминопарафины, содержащие 1-6 аминогрупп, получаемых аминированием продукта хлорирования жидких парафинов C₁₀-C₂₆ с пределами выкипания 220-345^oC - 35-65, ароматические либо нафтеноизопарафиновые углеводородные фракции с содержанием ароматических углеводородов не менее 20%, не содержащие в своем составе 35-65 н-парафины. 2 табл.

Состав для ингибирования коррозии нефтепромыслового оборудования на основе аминопарафинов, содержащих 1 6 аминогрупп, получаемых аминированием продукта хлорирования жидких парафинов C_1 0 C_2 6 с пределами выкипания 220 345^oС, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ароматические либо нафтено-изопарафиновые углеводородные фракции с содержанием ароматических углеводородов не менее 20% не содержащие в своем составе Н-парафины, при следующем соотношении компонентов, мас.

Указанные аминопарафины 35 65
Указанные ароматические либо нафтено-изопарафиновые углеводородные фракции 35 65с