ингибитор коррозии в водонефтяных средах

Формула изобретения

Ингибитор коррозии в водонефтяных средах, включающий смесь производных карбоновых кислот, отличающийся тем, что в качестве смеси производных карбоновых кислот содержит талловое масло и дополнительно триэтаноламин, неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Талловое масло - 20 - 30

Триэтаноламин - 4 - 6

Неионогенное поверхностно-активное вещество - 4 - 6

Растворитель - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для защиты нефтепромыслового оборудования в водонефтяных средах от сероводородной коррозии.

Известен ингибитор сероводородной коррозии, включающий хлоргидрат аминопарафина АНП-2 (авт. св. N 652315, МКИ E 21 В 43/00, 1979 г.). Данный ингибитор эффективен в сероводородных средах при высоких дозировках (500 г/м³), имеет высокую температуру застывания.

Известен ингибитор коррозии, представляющий собой смесь солей жирных кислот таллового масла и полиэтиленполиамина (авт. св. N 374440, МКИ E 21 В 43/00, 1973 г. ). Однако действие такого ингибитора ограничивается нейтральными водными средами, в которых защитный эффект составляет 80-90%.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является ингибитор коррозии в водонефтяных средах, включающий смесь производных карбоновых кислот (авт. св. N 1202291, МКИ C 23 F 11/00, 1995 г.). Однако ингибитор недостаточно эффективен.

В основу настоящего изобретения положена задача создания эффективного ингибитора коррозии в водонефтяных средах.

Поставленная задача решается тем, что ингибитор коррозии, содержащий смесь производных карбоновых кислот, в качестве смеси производных карбоновых кислот содержит талловое масло и дополнительно триэтаноламин, неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Талловое масло - 20-30

Триэтаноламин - 4-6

Неионогенное поверхностно-активное вещество - 4-6

Растворитель - остальное

Талловое масло представляет собой смесь жирных и смоляных карбоновых кислот в соответствии с ТУ 13-02810-78-119-89.

Триэтаноламин (ТЭА) - в соответствии с ТУ 6-02-916-79.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют синтанол АЛМ-10 по ТУ 6-14-864-88 - моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе высших жирных спиртов.

В качестве растворителя ингибитор содержит смесь ароматических углеводородов - Нефрас Ар 120/200 по ТУ 38-101809-90 или кубовые остатки производства бутиловых спиртов (КОПБС) - по ТУ 38.102.167-85 или их смесь.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объектов, аналогичных по заявляемой совокупности признаков и наличию вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим примеры конкретного выполнения.

Пример 1 (прототип).

Пример 2 (предлагаемый).

К 20 г таллового масла добавляют 6 г триэтаноламина (ТЭА), 6 г синтанола АЛМ-10 и 68 г растворителя - КОПБС. Смесь перемешивают до однородного состояния.

Примеры N 3-12 выполняют аналогично примеру N 2, изменяя количественное соотношение компонентов.

Полученный ингибитор представляет собой жидкость темно-коричневого цвета с плотностью d= 0,92 г/см³, вязкостью при 20^oC = 10 мм²/с и температурой застывания - не выше -50^oC. Варианты состава ингибитора приведены в таблице.

Защитный эффект предлагаемого ингибитора от сероводородной коррозии определяют по ОСТ 39-099-79 "Ингибитор коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных средах" в модели сточной воды, содержащей 100 г/м³ H₂S, и в отстое эмульсии нефть - вода, содержащей 100 г/м³ H₂S, по РД 39-3-519-81 "Методика испытания ингибиторов коррозии в двухфазных сероводородсодержащих средах".

Результаты испытаний представлены в таблице.

Анализ представленных в таблице данных показывает следующее:

- предлагаемый ингибитор является более эффективным по сравнению с прототипом в сероводородсодержащих водных и водонефтяных средах;

- предлагаемый ингибитор имеет температуру застывания от -40^oC до -60^oC и может применяться в широком интервале температур.