ИНГИБИТОР КОРРОЗИИ В МИНЕРАЛИЗОВАННЫХ СРЕДАХ, СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД И УГЛЕКИСЛЫЙ ГАЗ
CORROSION INHIBITOR IN HYDROGEN SULPHIDE AND CARBON DIOXIDE CONTAINING MINERALISED MEDIA

Изобретение относится к средствам защиты металлов, а именно конструкционных углеродистых сталей, от коррозии в минерализованных средах, содержащих сероводород и углекислый газ, и может быть использовано при добыче, подготовке, транспортировке и переработки нефти.
Известны составы для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, включающие амины, пиридины, жирные кислоты и их производные (Патент США №4100099, кл. 252/189, Пат. РФ №2061091, C23F 11/00). Недостатком известных ингибиторов является необходимость использования больших дозировок реагентов для достижения достаточного защитного эффекта.
8
20
Известен ингибитор коррозии-бактерицид - N-алкил-2-метил-5-этил пиридиний бромид с алкилом C-C (Патент Японии №37-7237, кл. C07D 213/20, опубл. 05.07.1962 г.). Однако известный ингибитор коррозии-бактерицид дорогостоящий, не технологичен в использовании за счет повышенной температуры застывания и недостаточно эффективен.
5
20
Наиболее близким по технической сути и достигаемому эффекту к предлагаемому является ингибитор коррозии в средах, содержащих сероводород и углекислый газ, включающий жирную кислоту с числом углеродных атомов C-С - 8-20 мас.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - 7-16 мас.%, азотсодержащий компонент - оксиэтилированные алкил- или фенолметилфосфиты N-метилалкиламмония - 7-21 мас.% и растворитель - остальное (Патент РФ №2337181, C23F 11/167, 2007 г.), который может быть выбран в качестве прототипа. Недостатком известного ингибитора является недостаточно высокий защитный эффект при дозировке менее 30 мг/л.
В основу настоящего изобретения поставлена задача создания эффективного ингибитора коррозии в высокоминерализованных средах, содержащих сероводород и углекислый газ, обладающего низкой температурой застывания, и более экономичного, чем выбранный прототип, расширяющего арсенал известных ингибиторов коррозии.
8
16
Технический результат изобретения заключается в создании заявляемого ингибитора коррозии. Технический результат достигается тем, что заявляемый ингибитор коррозии содержит: жирную кислоту, азотсодержащее соединение, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), растворитель и, дополнительно, продукт взаимодействия алкилзамещенных пиридинов с алкилбромидами с числом углеродных атомов С-С при следующем соотношении компонентов, мас.%:
жирная кислота
4-18
НПАВ
6-14
азотсодержащее соединение
3-14
продукт взаимодействия алкилзамещенных
пиридинов с алкилбромидами с числом углеродных
атомов C<sub>8</sub>-C<sub>16</sub>
1-6
растворитель
остальное
5
20
5
20
В качестве жирной кислоты с числом углеродных атомов C-C могут быть использованы, например, этилгексановая кислота, олеиновая кислота по ГОСТ 7580-91, ТУ 10-04-02-62-91 или смеси жирных кислот с числом углеродных атомов C-C.
9
9
В качестве НПАВ могут быть использованы, например, оксиэтилированные моноалкилфенолы: неонол АФ-12, неонол АФ-6 по ТУ 3850769-300-93; или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля (синтанол АЛМ-10) по ТУ 6-14-864-88.
В качестве азотсодержащего соединения заявляемый ингибитор содержит, например: оксиэтилированные алкил(или фенол)метилфосфиты N-метилалкиламмония, являющиеся продуктами взаимодействия оксиэтилированных алкил(или фенол)метилфосфитов с алкиламинами (Патент РФ №2298555, C05F 9/141, опубл. 05.10.2007 г.) (ПВ 1-1), продукты взаимодействия первичных алифатических аминов с техническим диметилфосфитом (ПВ 1-2).
8
16
В качестве продукта взаимодействия алкилзамещенных пиридинов с алкилбромидами ингибитор содержит продукты взаимодействия 2-метил-5-этил-пиридина, или пиколина, или пиколиновой фракции, или 2-метил-5-винил-пиридина с алкилбромидами с числом углеродных атомов C-C.
8
16
Продукт взаимодействия пиколина или пиколиновой фракции с алкилбромидами с числом углеродных атомов C-C (ПВ 2-1) получают известным способом (Патент РФ №2261293, C23F 11/14, опубл. 27.09.2005 г, пример №1). Ведут взаимодействие 1,0 моля алкилбромида и 1,05 моля пиколинов. Пиколины добавляют в несколько приемов. Вначале к додецилбромиду добавляют 0,35 моля пиколинов, перемешивают и нагревают до 130°C, через 40 минут вводят еще 0,35 моля, перемешивают, через 40 минут вводят остальные 0,35 моля пиколинов. Процесс ведут при перемешивании 5 часов при температуре не выше 130°C. Получают легкоплавкое, кристаллическое вещество светло-коричневого цвета.
8
16
Продукт взаимодействия 2-метил-5-этил-пиридина с алкилбромидами с числом углеродных атомов C-C (ПВ 2-2) получают известным способом (Патент РФ №2243291, C23F 11/14, опубл. 27.12.2004 г., пример 1). Берут додецилбромид и метилэтилпиридин (МЭП) при мольном соотношении 1,05:1 соответственно, причем МЭП вводят в три этапа по 0,35 моля с интервалом во времени 40-50 минут при температуре процесса 115-130°C. Получают легкоплавкое, кристаллическое вещество коричневого цвета.
Продукт взаимодействия 2-метил-5-винил-пиридина с алкилбромидами (ПВ 2-3) получают известным способом взаимодействия 2-метил-5-винил-пиридина по ТУ 38.103490-80 с изм. 1-5 с алкилбромидами нормального строения с содержанием атомов углерода в алкильном радикале от 8 до 16 при их мольном соотношении 1,05:1. Процесс ведут при условиях, описанных выше при получении продуктов взаимодействия (ПВ 2-1) и (ПВ 2-2). Полученный продукт - легкоплавкий, кристаллический, темно-коричневого цвета.
В качестве растворителя могут быть использованы смеси алифатического спирта и ароматического углеводорода, например,
- метиловый спирт (МС) по ГОСТ 2222-95
- изобутиловый спирт (ИБС) ГОСТ 9536-79
- изопропиловый спирт (ИПС) ГОСТ 9805-84
- бутиловый спирт (БС) ГОСТ 5208-81
- ортоксилол по ТУ 38.101254-72 с изм.1-9
- сольвент нефтяной по ТУ 38.10297-78
- бутилбензольная фракция (ББФ) по ТУ 38.10297-78
- диэтилбензольная фракция (ДЭБФ) по ТУ 38.102144-90
- этилбензольная фракция (ЭБФ) по ТУ 6-01-10-37-78
- нефрас по ТУ 10214-78.
Готовят ингибитор простым смешением компонентов.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объектов, идентичных по заявляемой совокупности признаков и преимуществ в виде неожиданно значительно большего защитного эффекта заявляемой композиции при меньшем процентном содержании действующих компонентов, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям «новизна» и «изобретательский уровень».
Для доказательства соответствия заявляемого состава критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры получения заявленного ингибитора коррозии и данные испытаний ингибитора на защитную эффективность от коррозии, проведенных на образцах-свидетелях, изготовленных из стали марки Ст.3 “Сталь конструкционная углеродистая обыкновенного качества”.
Пример 1 (по заявленному).
5
9
9
К 10 г нефраса добавляют 70 г метилового спирта и при перемешивании добавляют 8 г жирной кислоты фракции C-C, 8 г неонола АФ-12, 3 г (ПВ1-1) и 1 г (ПВ 2-1). Смесь перемешивают до получения однородной массы.
Примеры 2-18 приготовления заявленного ингибитора осуществляют аналогично примеру 1, изменяя исходные компоненты и их количества.
Заявляемый ингибитор коррозии представляет собой прозрачную жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с температурой застывания от -25° до -50°C.
5
9
9
Пример 19 (по прототипу). К 40 г сольвента добавляют 20 г изопропилового спирта и при перемешивании последовательно добавляют 20 г синтетической жирной кислоты (СЖК) фракции C-C 12 г неонола АФ-12 и 8 г гексаоксиэтилированного октилметилфосфита N-метиламмония, перемешивают до получения однородной массы.
3
3
3
3
2
Защитный эффект определяют гравиметрическим методом в циркуляционных ячейках в ингибированном (с добавлением реагента) стандартном сероводородсодержащем растворе по ОСТ 39-099-79 «Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах», а также электрохимическим методом в растворе, содержащем сероводород и углекислый газ. В качестве агрессивной среды при гравиметрическом методе испытаний используют модель пластовой воды с плотностью 1,12 г/дм при концентрации сероводорода 100 мг/дм, при электрохимическом методе испытаний используют модель пластовой воды с плотностью 1,12 г/дм, насыщенную СO, и содержанием сероводорода 50 мг/дм. Продолжительность испытаний 6 ч.
Различные составы заявляемого ингибитора в соответствии с примерами и результаты испытаний защитного эффекта приведены в таблице.
3
3
Анализ данных, представленных в таблице, показывает, что предлагаемый ингибитор коррозии обладает высоким ингибирующим эффектом в минерализованных средах, содержащих сероводород, при дозировке 18 мг/дм, и средах, содержащих как сероводород, так и углекислый газ при дозировке 20 мг/дм, и, по сравнению с прототипом, является более эффективным реагентом.
3
3
Его защитный эффект в минерализованных средах, содержащих сероводород, при дозировке 18 мг/дм, имеет значения 89-95%, в средах, содержащих как сероводород, так и углекислый газ, при дозировке 20 мг/дм, - 86-95%.
Защитный эффект по прототипу в аналогичных условиях имеет значения 81% и 82% соответственно.
Заявляемая композиция отличается от прототипа меньшим содержанием известных компонентов, а также незначительным количеством дополнительного компонента - но это обеспечивает новой композиции, наряду со значительно большей эффективностью, более низкую стоимость. Стоимость 1 тонны продукта по заявляемой композиции по сравнению с прототипом ниже на 25%.
Таким образом, предлагаемый ингибитор коррозии по сравнению с прототипом более эффективен, имеет более низкую стоимость, может быть использован в условиях низких температур. Его производство обеспечено широкой отечественной сырьевой базой.
Таблица
№ п/п
Компоненты ингибитора коррозии, мас.%
Защитный эффект, % при дозировке 18 мг/л
Защитный эффект, % при дозировке 20 мг/л
Жирная кислота, фракций
НПАВ
Азотсодержащий компонент
Продукт взаимодействия алкилзамещенных пиридинов с алкил-бромидами
Углеводородный растворитель
МПВ+H<sub>2</sub>S
МПВ+H<sub>2</sub>S+CO<sub>2</sub>
Алифатический
Ароматический
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
СЖК
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-1)
МС
Нефрас
90
90
С<sub>5</sub>-С<sub>9</sub>
АФ<sub>9</sub>-12
3
1
70
10
8
8
2
СЖК
Неонол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-2)
ИПС
Ортоксилол
91
90
С<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
АФ<sub>9</sub>-6
3
3
50
20
10
14
3
Олеин.
Неонол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-2)
МС
ДЭБФ
94
93
кислота
АФ<sub>9</sub>-12
4
5
74
5
6
6
4
СЖК
Неонол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-1)
ИБС
Сольвент нефт.5
93
95
С<sub>5</sub>-С<sub>9</sub>
АФ<sub>9</sub>-6
3
6
70
10
6
5
Олеин. кислота
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-3)
МС
Сольвент нефт.5
94
95
2
74
6
АФ<sub>9</sub>-12
5
8
6
Олеин. кислота
Синтанол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-3)
МС
Сольвент нефт.10
95
95
11
4
61
АЛМ-10
6
8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
7
СЖК
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-1)
БС
ББФ
91
90
C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
АФ<sub>9</sub>-6
4
1
60
10
18
7
8
СЖК
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-3)
ИБС
ЭБФ
91
90
С<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
АФ<sub>9</sub>-6
3
1
60
5
18
13
9
Олеин. кислота
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-1)
МС
нефрас
94
94
5
АФ<sub>9</sub>-12
14
1
60
10
10
10
СЖК
Синтанол АЛМ-10 8
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-3)
МС
нефрас
95
94
С<sub>5</sub>-С<sub>9</sub>
8
2
62
15
5
11
СЖК
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-2)
ИПС
ДЭБФ
92
93
С<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
АФ<sub>9</sub>-12
9
1
69
10
13
6
12
Олеин. кислота
Неонол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-3)
МС
сольвент нефт.10
94
92
12
АФ<sub>9</sub>-6
8
2
61
7
13
Олеин. кислота
Неонол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-1)
МС
ББФ
89
86
4
АФ<sub>9</sub>-12
4
1
72
5
14
14
СЖК
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-3)
ИБС
сольвент нефт.10
91
93
С<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
АФ<sub>9</sub>-6
6
3
64
9
9
15
СЖК
Неонол
(ПВ 1-2)
(ПВ 2-2)
МС
нефрас
90
92
С<sub>5</sub>-С<sub>9</sub>
АФ<sub>9</sub>-12
5
4
66
10
6
11
16
СЖК
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-1)
МС
сольвент нефт.10
92
94
С<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
АФ<sub>9</sub>-6
6
2
64
9
9
1
2
3
4
5
6
7
8
9
17
Олеин. кислота
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-3)
МС
нефрас
90
90
6
АФ<sub>9</sub>-12
5
4
66
10
9
18
Олеин. кислота
Неонол
(ПВ 1-1)
(ПВ 2-2)
МС
сольвентнефт.10
90
90
8
АФ<sub>9</sub>-12
5
4
66
7
19
по прототипу
81
82