СОСТАВ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ
COMPOSITION OF CORROSION INHIBITOR AND PROCEDURE FOR ITS PRODUCTION

Группа изобретений относится к ингибиторам коррозии, которые используются в нефтяной и газовой промышленности для защиты оборудования и трубопроводов, эксплуатируемых в агрессивных средах, в условиях подверженности наводородоживанию, углекислотной и сероводородной коррозии, в частности, к составам, используемым в качестве ингибиторов коррозии в минерализованных средах, содержащих кислые примеси - сероводород, хлористый водород, углекислый газ, меркаптаны.
Наиболее близким к предлагаемому способу получения ингибитора коррозии является способ получения ингибитора коррозии, включающий взаимодействие карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов ПЭПА при нагревании и перемешивании в течение 6-12 часов смеси жирных карбоновых кислот и ПЭПА с последующим отгоном реакционной воды, охлаждением полученной реакционной массы, добавлением реагентов и растворением реакционной массы в растворителе (см. патент РФ № 2147627, кл. C23F 11/14, 2000 г.).
10
20
Наиболее близким к предлагаемому ингибитору коррозии является ингибитор коррозии для защиты в кислых и сероводородсодержащих средах, содержащий продукт взаимодействия карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов (ПЭПА) и растворитель, причем в качестве карбоновых кислот используют предельные и непредельные карбоновые кислоты С-С (см. патент РФ № 2147627, кл. C23F 11/14, 2000 г.).
10
20
Данный ингибитор коррозии представляет собой раствор амидоаминов и аминоимидазолинов, получаемый путем взаимодействия (конденсации) полиэтиленполиаминов (как индивидуальных - диэтилентриамина, триэтилентетрамина и др., так и их технических смесей) с предельными и непредельными карбоновыми кислотами С-С, и неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) в углеводородном и спиртовом растворителе.
Данный ингибитор является диспергируемым в воде и хорошо зарекомендовал себя при защите от коррозии оборудования и трубопроводов систем заводнения и сточных вод при добыче нефти.
Однако применение данного ингибитора невозможно в системах газодобычи, где используется этаноламиновая очистка газов из-за сильного пенообразования водных растворов этаноламинов, приводящего к уносу абсорбента. Кроме того, следует иметь в виду, что его применение ограничено при добыче газового конденсата, нефти в системах сбора из-за стабилизации эмульсии углеводород (газовый конденсат, нефть) - вода.
Таким образом, недостатком известного ингибитора коррозии является его низкая эффективность, которая обуславливает его низкие эксплуатационные свойства, что не позволяет в полной мере использовать данный ингибитор на газодобывающих предприятиях.
Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности ингибитора коррозии и улучшение его эксплуатационных свойств, а именно обеспечение защиты от сероводородной и углекислотной коррозии не менее 90%; защиты от наводороживания не менее 70%, низкого пенообразования в системе диэтаноламин - вода не выше 25 мм в присутствии ингибитора, быстрый распад эмульсии углеводород (газовый конденсат, нефть) - вода в течение не более 10 мин.
6
12
10
20
1
4
Данный технический результат в части способа получения ингибитора коррозии достигается за счет того, что в способе получения ингибитора коррозии, включающем взаимодействие карбоновых кислот и полиэтиленполиаминов ПЭПА при нагревании и перемешивании в течение 6-12 часов смеси жирных карбоновых кислот и ПЭПА с последующим отгоном реакционной воды, охлаждением полученной реакционной массы, добавлением реагентов и растворением реакционной массы в растворителе, согласно изобретению, в качестве жирных карбоновых кислот используют жирные карбоновые кислоты C-C, мольное соотношение которых к ПЭПА составляет 1-2,5:1, нагревание смеси осуществляют до температуры 230-250°С, охлаждение полученной реакционной массы осуществляют до температуры 60-80°С и добавляют в качестве реагентов смесь предельных или непредельных карбоновых кислот и/или нафтеновых кислот С-С, взятых в мольном соотношении 0,5-1,5:1 к ПЭПА, реакционную массу нагревают до температуры 230-250°С и выдерживают при перемешивании до прекращения отгона реакционной воды, полученную реакционную массу охлаждают при перемешивании до температуры 40-60°С, добавляют в нее деэмульгатор и растворяют в спирте С-С и/или в ароматическом углеводороде или в углеводороде изостроения, после чего для получения выходного продукта продолжают перемешивать в течение 0,5-1,0 часа.
1
4
Данный технический результат в части ингибитора коррозии достигается за счет того, что ингибитор коррозии, содержащий продукт взаимодействия карбоновых кислот и ПЭПА и растворитель, согласно изобретению, дополнительно содержит деэмульгатор, в качестве растворителя - спирт C-C и/или ароматический углеводород или углеводород изостроения, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
продукт взаимодействия карбоновых кислот и ПЭПА
10,0-70,0
деэмульгатор
0,1-2,0
спирт C<sub>1</sub>-C<sub>4</sub> и/или ароматический углеводород
или углеводород изостроения
остальное,
и получен описанным выше способом.
Сущность данной группы изобретений поясняется таблицами 1 и 2, где в таблице 1 показаны используемые при приготовлении ингибитора коррозии жирные карбоновые кислоты, в таблице 2 - составы ингибиторов коррозии и их эксплуатационные характеристики.
6
12
10
20
Сущность предлагаемого способа получения ингибитора коррозии состоит в том, что взаимодействие (конденсацию) карбоновых кислот и ПЭПА проводят в две стадии, причем на первой стадии конденсируют жирные карбоновые кислоты С-С и ПЭПА в мольном соотношении 1-2,5:1, а на второй стадии конденсируют продукт, полученный на первой стадии, с предельными или непредельными карбоновыми кислотами и/или нафтеновыми кислотами С-С в мольном соотношении к ПЭПА, равным 0,5-1,5:1.
1
4
Получаемый при реализации данного способа ингибитор коррозии включает смесь амидоаминов и аминоимидазолинов в растворителе и содержит 10,0-70,0 мас.% смеси, полученной предлагаемым способом, 0,1-2,0 мас.% деэмульгатора, остальное - спирт C-C и/или ароматический углеводород или углеводород изостроения.
При взаимодействии (конденсации) карбоновых кислот с ПЭПА при температуре 230-250°С образуется смесь аминоамидов и аминоимидазолинов. При проведении конденсации в две стадии и с использованием кислот указанного выше ингибитора (см. таблицу 1) на каждой из стадий получают сложную смесь, включающую амидоамины и аминоимидазолины, определяющие свойства предлагаемого ингибитора коррозии. Кроме того, при растворении смеси, полученной таким способом, в указанных спиртах, углеводородах или в их смесях, получают ингибитор, обладающий высокими защитными свойствами от общей коррозии, охрупчивания, обеспечивающий низкое пенообразование системы диэтаноламин - вода. При этом защита от сероводородной и углекислотной коррозии составляет не менее 90%; защита от наводороживания - не менее 70%. Кроме того, в присутствии данного ингибитора коррозии также установлено низкое пенообразование в системе диэтаноламин - вода, которое составляет не выше 25 мм.
Для сокращения времени распада эмульсии в системе газовый конденсат - вода в процессах газодобычи или в системе нефть - вода при нефтедобыче в состав ингибитора коррозии вводят 0,1-2,0 мас.% деэмульгатора, в качестве которого могут быть использованы блок-сополимеры окиси алкиленов, причем указанный распад происходит в течение не более 10 мин.
1
4
В качестве растворителя могут быть использованы спирты С-С и/или ароматические углеводороды или углеводороды изостроения или их смеси. Таким образом, состав ингибитора коррозии включает следующие компоненты, мас.%:
продукт взаимодействия карбоновых кислот и ПЭПА
10,0-70,0
деэмульгатор
0,1-2,0
спирт C<sub>1</sub>-C<sub>4</sub> и/или ароматический углеводород
или углеводород изостроения
остальное.
Состав ингибитора коррозии готовят по следующей технологии.
6
12
В реактор, снабженный мешалкой и рубашкой, загружают жирные карбоновые кислоты C-C и ПЭПА в мольном соотношении 1-2,5:1.
Смесь нагревают постепенно до 230-250°С и перемешивают в течение 6-12 часов, отгоняя реакционную воду.
10
20
10
12
После выдержки реакционной массы при перемешивании и отгонке заданного количества реакционной воды реакционную массу охлаждают до 60-80°С и в реактор загружают предельные или непредельные карбоновые кислоты С-С и (или) нафтеновые кислоты С-С. Реакционную смесь нагревают до 230-250°С и выдерживают при перемешивании до прекращения отгона реакционной воды.
Полученную реакционную смесь охлаждают при перемешивании до температуры 40-60°С, добавляют органический растворитель и расчетное количество деэмульгатора. Смесь перемешивают в течение ~0,5-1 часа.
ПРИМЕРЫ
Составы ингибиторов коррозии по данному изобретению и их свойства приведены в таблице 2. Эксплуатационные характеристики оценивались по следующим методикам:
- защитная эффективность ингибиторов коррозии - гравиметрическим методом по ГОСТ 9.506-87 (СТ СЭВ 5733-86) «Ингибитор коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности»;
- исследование пенных характеристик, определение времени распада эмульсии и степени защиты ингибитора коррозии от охрупчивания металла - в соответствии с «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности», РАО «Газпром», ВНИИГАЗ (второе издание), М., 1996 и ГОСТ 12579-93 (ИСО 7801-84) «Проволока. Метод испытания на перегиб».
6
12
18
Продукт конденсации, используемый в примерах 1, 2, 5, 6, 14, получен взаимодействием ПЭПА с предельными карбоновыми кислотами С-С на первой стадии и на второй стадии - непредельной карбоновой кислотой C.
6
12
18
20
Продукт конденсации, используемый в примерах 3, 4, 8, 10, 11, 13, получен взаимодействием ПЭПА с предельными карбоновыми кислотами С-С на первой стадии и на второй стадии - предельными карбоновыми кислотами C-C.
6
12
10
12
Продукт конденсации, используемый в примерах 7, 9, 12, получен взаимодействием ПЭПА с предельными карбоновыми кислотами C-C на первой стадии и на второй стадии - нафтеновыми кислотами С-С.
Таким образом, данный способ позволяет получать эффективные ингибиторы коррозии для нефтегазодобывающих предприятий. Их состав по своим эксплуатационным свойствам соответствует требованиям газодобывающих предприятий, а именно достигается защита от сероводородной и углекислотной коррозии не менее 90%; защита от наводороживания более 70%. Кроме того, эти составы обеспечивают низкое пенообразование в системе диэтаноламин - вода в присутствии ингибитора и быстрый распад эмульсии углеводород (газовый конденсат) - вода.
Таблица 1.Жирные карбоновые кислоты, используемые при приготовлении ингибитора коррозии
№ примера
На первой стадии
На второй стадии
1
Капроновая кислота
Олеиновая кислота
2
Капроновая кислота
Олеиновая кислота
3
2-этилгексановая кислота
Эруковая кислота
4
Лауриновая кислота
Стеариновая кислота
5
2-этилгексановая кислота
Олеиновая кислота
6
2-этилгексановая кислота
Олеиновая кислота
7
Капроновая кислота
Нафтеновые кислоты
8
Лауриновая кислота
Эруковая кислота
9
2-этилгексановая кислота
Нафтеновые кислоты
10
Капроновая кислота
Стеариновая кислота
11
2-этилгексановая кислота
Стеариновая кислота
12
Лауриновая кислота
Нафтеновые кислоты
13
Капроновая кислота
Эруковая кислота
14
Лауриновая кислота
Олеиновая кислота