СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ИНГИБИТОРА СЕРОВОДОРОДНОЙ И УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ В МИНЕРАЛИЗОВАННЫХ ВОДНЫХ СРЕДАХ Российский патент 2003 года по МПК C23F11/14 

Изобретение относится к средствам защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ получения ингибитора для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии в водонефтяных средах, включающий смешение таллового масла триэтаноламина, неионогенного поверхностно-активного вещества и растворителя (патент РФ 2141542, МКИ С 23 F 11/14, 1999 г.). Известный ингибитор недостаточно эффективен в средах, содержащих углекислый газ.

Известен способ получения ингибитора для защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии путем смешения таллового масла, смеси бис(алкилгексаоксиэтилен) фосфата, 2 этилендиаминометилфенола и/или 2,6-ди(этилендиаминометил)фенола и растворителя (патент РФ 2141543, МКИ С 23 F 11/167, 1999 г.). Известный ингибитор недостаточно эффективен в высокоминерализованных водных средах.

Известен способ получения ингибитора сероводородной и углекислотной коррозии путем смешения высших жирных кислот, продукта взаимодействия жирного амина, окиси этилена и фосфорорганического соединения или смесь его с оксиэтилированным амином с числом углеродных атомов C₈-C₂₀ и степенью оксиэтилирования 10-30 и дополнительно берут ПАВ и растворитель (патент РФ 2166001, МКИ С 23 F 11/167). Известный ингибитор недостаточно эффективен в минерализованных водных средах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ получения ингибитора сероводородной и углекислотной коррозии в минерализованных водных средах путем взаимодействия жирного амина, окиси этилена и фосфорорганического соединения (патент РФ 2166002, МКИ С 23 F 11/167). Известный ингибитор недостаточно эффективен в высокоминерализованных водных средах.

В основу настоящего положена задача создания эффективного ингибитора сероводородной и углекислотной коррозии в минерализованных водных средах.

Поставленная задача решается тем, что в способе получения ингибитора сероводородной и углекислотной коррозии в минерализованных водных средах, включающем последовательное присоединение окиси этилена к жирному амину с последующим взаимодействием полученного продукта с кислотой, в качестве кислоты берут органическую олеиновую, или синтетическую жирную кислоту (СЖК) фракции C₅-C₉, или уксусную при соотношении компонентов в молях амин: окись этилена: кислота 1: (8-30): (1-5). В варианте способа ведут смешение полученного продукта с поверхностно-активным веществом (3-40 мас.%).

В преимущественном варианте полученные продукты растворяют в алифатическом и/или ароматическом растворителях до 10-60%-ной концентрации.

В качестве жирного амина используют синтетические жирные амины фракции C₁₇-C₂₀ по ТУ 2413-047-00480689-95; алифатические первичные амины нормального строения фракции C₈-C₁₈, производимые из кокосовых масел, например Генамин СС-100; алифатические первичные амины, производимые из олеиновой кислоты фракции C₁₉-C₂₂.

Окись этилена берут в соответствии с ГОСТ 7568-88.

Органические кислоты берут, например, олеиновую по ТУ 9145-012-00336444-96, синтетические жирные кислоты (СЖК) фракции C₅-C₉ по ТУ 23239-89; уксусную кислоту по ГОСТ 61-75.

В качестве поверхностно-активного вещества берут, например, неонол марки АФ₉-6 или АФ₉-12 по ТУ 2483-077-05766801-98.

В качестве растворителя могут быть использованы, например, алифатические спирты, например метиловый спирт (МС), или этиловый спирт (ЭС), или бутиловый спирт (БС), или изопропиловый спирт (ИПС), или кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза (КОПБС) или ароматические углеводороды, например нефрас АР-120/200, или нефрас АР-150/330, или этилбензольная фракция (ЭБФ) или бутилбензольная фракция (ББФ), или их смеси, а также технический формалин по ГОСТ 1625-89.

Получаемый заявленным способом ингибитор коррозии представляет собой однородную жидкость коричневого цвета с плотностью 0,850-0,920 г/см³, вязкостью кинематической при 20^oС не более 100 мм²/с, температурой застывания не выше минус 30^oС.

Пример 1 получения ингибитора заявленным способом.

В реактор загружают 28,3 г первичных аминов фракции С₁₇-С₂₀ в присутствии катализатора (гидроксиды натрия или калия 40%-ные) приблизительно 0,1-0,2 г. При температуре 110-150^oС, под давлением 4-5 атм и непрерывном перемешивании добавляют 88 г окиси этилена. По окончании реакции оксиэтилирования массу охлаждают до 50-70^oС и при постоянном перемешивании загружают 29,4 г олеиновой кислоты. После окончания загрузки перемешивание продолжают в течение 30-40 минут до достижения однородной массы.

Примеры 2-3 осуществляют аналогично примеру 1, изменяя исходные компоненты и их количества (табл.1).

Пример 4.

К полученному по примеру 1 продукту взаимодействия в количестве 180 г при температуре 30-50^oС при постоянном перемешивании добавляют 20 г неонола АФ₉-12. После окончания дозирования перемешивание проводят еще в течение 30-40 минут.

Пример 5-6 осуществляют аналогично примеру 4, изменяя исходные компоненты и их количества.

Пример 7.

К полученному по примеру 1 продукту взаимодействия в количестве 25 г при температуре 25-40^oС при непрерывном перемешивании добавляют 37,5 г нефраса АР 120/200 и 37,5 г метанола. Процесс перемешивания ведут до достижения однородной массы.

Пример 8-10 проводят аналогично примеру 7, изменяя исходные компоненты и их количества.

Пример 11.

К полученному продукту в количестве 25 г по примеру 1 последовательно прибавляют при температуре 25-40^oС и непрерывном перемешивании 36 г ЭБФ и 36 г метанола до достижения однородной массы.

Примеры 12-24 проводят аналогично примеру 11, изменяя исходные компоненты и их количества.

Пример 25 (прототип).

Защитный эффект предлагаемого ингибитора коррозии определяют в модели сточной воды, содержащей 100 мг/дм³ сероводорода, или в модели сточной воды, содержащей 1000 мг/дм³ СО₂ с общей минерализацией водных сред 220-240 г/дм³, по ОСТ 39-099-79 "Ингибиторы коррозии. Методы оценки защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных средах". Результаты испытаний представлены в табл. 2.

Данные, представленные в табл. 2, подтверждают высокую эффективность полученного заявленным способом ингибитора коррозии в высокоминерализованных средах, содержащих сероводород и углекислый газ.

Изобретение относится к средствам защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Способ включает последовательное присоединение окиси этилена к жирному амину с последующим взаимодействием полученного продукта с органической кислотой, например олеиновой, или синтетической жирной фракции С₅-С₉, или уксусной, при мольном соотношении окись этилена: жирный амин: кислота (8-30):1:(1-5) соответственно. Технический результат - повышение эффективности ингибитора в минерализованных водных средах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ получения ингибитора сероводородной и углекислотной коррозии в минерализованных водных средах путем последовательного присоединения окиси этилена к жирному амину с последующим взаимодействием полученного продукта с кислотой, отличающийся тем, что в качестве кислоты берут органическую - олеиновую или синтетическую жирную кислоту фракции С₅-С₉ или уксусную, при соотношении в молях окись этилена : жирный амин : кислота (8-30) : 1 : (1-5) соответственно. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проводят смешение продукта, полученного по п. 1, с поверхностно-активным веществом Неонолом АФ₉-12 или Неонолом АФ₉-6, взятым в количестве 3-40 мас.% по отношению к полученному продукту по п.1. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что продукт, полученный по п.1 или 2, растворяют в алифатическом и/или ароматическом растворителях и/или техническом формалине при их соотношении, мас.%:
Продукт, полученный по п.1 или 2 - 10-60
Растворитель - Остальноео