DE3029790A1

DE3029790A1 - Verfahren zur korrosionsinhibierung in gasquellen von hoher temperatur und hohem druck

Info

Publication number: DE3029790A1
Application number: DE19803029790
Authority: DE
Inventors: Shelby Perry Sharp; Lyman Yarborough
Original assignee: Standard Oil Co
Current assignee: Standard Oil Co
Priority date: 1979-08-06
Filing date: 1980-08-06
Publication date: 1981-02-26
Also published as: FR2463197B1; FR2463197A1; CA1131002A

Description

Die Erfindung betrifft ein verbessertes Korrosionsinhibitorsysten für.die Verwendung in Gasquellen hoher Temperatur und hohen Drucks. Insbesondere betrifft sie ein relativ nicht-flüchtiges Fettamin, das gegebenenfalls einen öllöslichen Korrosionsinhibitor enthält und das befähigt ist, unter den Bedingungen einer Grur.dbohrung bei hoher Temperatur und hohem Druck in Abwesenheit einer Erdölkonuensatphase einen Schutzfilm aufrechtzuerhalten.

Die Verwendung chemischer Korrosionsinhibitoren zum Schutz
von Metalloberflächen bei verschiedenen Stufen der Öl— und
Gasproduktion wurde seit langem als notwendige Maßnahme für
die Öl- und Gasproduktion angesehen. Während des vergangenen
halben Jahrhunderts wurden zahlreiche chemische Korrosionssysteme und Methoden für deren Anwendung entwickelt and führten zu einer ungeheuren Anzahl an Patenten und technischen Literaturstellen. Somit wird heute die Korrosionstechnik als Bestandteil der Planung und Durchführung von nahezu jeder Stufe
der Öl- und Gasproduktion angesehen.

Bei. den stets anwachsenden weltweiten Energieanforderuiigen
und dem Auftreten internationaler Brennstoffverknappungen wurde die Öl- und Gasindustrie gezwungen, tiefer und tiefer in zunehmend ungünstiger Umgebung auf der Suche nach dem dringend erforderlichen Brennstoff zu bohren. Als Ergebnis hiervon wurden in der gesamten Welt bestimmte Gasfelder in tiefer Schicht von hoher Temperatur und hohem Druck aufgefunden, die für die
gegenwärtige Korrosionstechnologie eine ernsthafte Herausfor-

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derung darstellen, wenn man versucht, große Naturgasvolumina in diesen Feldern zu erzeugen.

Die für die vorliegende Erfindung besonders interessanten Gasquellen sind durch eine Kombination von Eigenschaften gekennzeichnet, die zu Korrosionsgeschwindigkeiten führen, die um ein Vielfaches höher sind als die in anderen Gasfeldern festgestellten. Zu allererst erstrecken sich die Gasquellen in große Tiefen, die in zahlreichen Fällen 6100 m (20 0OC ft) übersteigen. Demzufolge: befinden sich die Gasquellen zwangsweise unter hohen Temperaturen und hohem Druck. Als allgemeine Regel kann man bei Temperaturen am Bohrgrund von über 121°C (250 F) und Drucken am Bohrgrund in der Größenordnung von etwa

27 600 ♦ 10 Pa (4000 psi) eine ernsthafte Korrosion vorhersehen. Da diese Temperaturen und Drucke des Bohrgrunds zunehmen, ist das Problem noch größer, so daß bei 204 C (400°F) und bei Drucken von höher als 34 450 · 10 Pa (5000 psi) die Verwendung zahlreicher korrosionsinhibierender Systeme und Methoden praktisch nicht möglich ist. Die für die vorliegende Erfindung interessanten Gasquellen weisen eine derartige Natur auf.

Weiterhin sind die speziellen Gasquellen von Interesse trockene Quel]en in dem Sinn, daß unter den Bedingungen des Bohrgrunds keine flüssige Erdölphase vorliegt. Somit ist kein schützender Ölfilm anwesend, um das Gehäuse zu überziehen und als Korrosionsinhibitorträger zu wirken. In der Tat ist, da unter den Bedingungen des Bohrgrunds keine Kondensatphase existiert, das Einspritzen von öllöslichen Inhibitoren in einen Ercölkondensatt.väger auf Grund einer vorzeitigen Verdampfung des Trägers vor Erreichen des ^rundes uer Quelle unwirksam. Das Fehlen einer Erdölkondensatphase unter den Bedingungen des Eohrcrunds wird dadurch noch erschwert, daß die Gasquellen von Ir.teresse keine wäßrige oder Solen-Phase aufweisen, was in Kombination mit sauren Gasen, wie Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid oder dergleichen eine außerordentlich korrosive Urr.aebur.c schafft. Bei der Gasproduktion in der Größenordnung von 2 830 COO m~ unter Normalbedingungen (10 Killionen standard cubic feet) je

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Tag scheidet die Möglichkeit der Aufrechterhaltung einer Ölkondensatphase unter den Bedingungen des Bohrgrunds für sämtliche praktischen- Zwecke aus.

In einem Artikel mat dem Titel "Deep Wells - A Corrosion Engineering Challenge" yon R.N. Tuttle und T.W. Hamby, der beim International Corrosion Eorum, 14. bis IS. April 1975, abgehalten in Toronto/Ontario, vorgelegt wurde, wurde zugestanden, daß das neuerliche Schwergewicht auf tiefen Feldern hoher Temperatur und hohen Drucks als potentifile Gasprodukttionsstätten und die hiermit verbundenen widrigen Umgebungen eine ernsthafte Herausforderung an die gegenwärtige Technologie darstellen. In dem Artikel wurde hervorgehoben, daß Temperaturen am Bohrgrund in einer Höhe von 288°C (550 P) in Süd-Texas aufgefunden wurden und Drucke am Bohrgrund, die

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151 600 · 10. Pa (22 000. psi) überschreiten, in Mississippi auftreten- Es wurde, auch dargelegt, daß ein durch Korrosion in tiefen Quellen hervorgerufenes Versagen der Verrohrung 18 Monate lang in dem Lacqfeld in Frankreich, Deutschland, Österreich und auch Mississippi durchgemacht werden mußte. Das Thomasville-Piney Woods-Feld nahe Jackson, Mississippi, wird al= Beispiel dafür angegeben, daß es Gasquellen aufweist, die der vorstehenden Beschreibung entsprechen und ernsthafte Korrosionsprobleme aufweisen. Von dem False River-Feld in Louisiana wird angenommen, d"aß es Gasquellen enthält, die die für die vorliegende Erfindung charakteristischen Bohr— grundbedingungen aufweisen. Der Artikel schließt mit der Feststellung, daß ein neues korrosxonsxnhibxerendes System, das fließenden Bedingungen im Bereich von 124 000 * 10 Pa (18 000 psi) bis 137 700 · 10 ² Pa (20 000 psi) und 19 3 bis 232°C (380 bis 450°F) genügt, für den Betrieb zukünftiger Quellen in Süd-Texas und Mississippi erforderlich ist.

Im Hinblick auf die ernsthaften Korrosionsprobleme, die bei Gasquellen auftreten, bei denen aus einer sehr tiefen Schicht hohen Drucks und hoher Temperatur produziert wird und bei denen keine Erdölkoncansatphase am Bohrgrund vorliegt, sondern eine wäßrige oder Salzlösungs-Phase bzw. Sole-Phase vorliegen

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kann, wurde ein Verfahren zur Korrosionsinhibierung in derartigen Quellen entwickelt, umfassend die Stufe eines Einspritzens einer wirksamen Menge eines Fettamins mit hohem Molekulargewicht mit etwa 12 bis 30 Kohlenstoffatomen in die Gasquelle, um auf diese Weise eine einen Schutzfilm bildende Phase unter den Bedingungen des Bohrgrunds zu bilden.

Gemäß einem Aspekt der Erfindung wird das Fettamin in den Grund der Gasquelle als solches eingespritzt. Gemäß einem weiteren Aspekt wird eine geringe, jedoch wirksame Menge eines öllöslichen oder ölvertragliehen Korrosionsinhibitors zu dem filmbildenden Fettaminträger vor dem Einspritzen in die Gasquelle zugegeben. Somit ist primäres Ziel der Erfindung die Schaffung einer filmbildenden flüssigen Phase, die verträglich ist mit herkömmlichen Korrosionsinhibitoren auf Ölbasis, derart, daß das Einspritzen geringer Volumina der Flüssigkeit in Gasquellen bzw. Gasbohrlöcher, in denen keine Erdölkondensatphase vorliegt, zu einer schützenden korrosionsinhibierenden flüssigen Phase am Bohrgrund bzw. in dem abwärts gerichteten Bohrloch führt. Mit anderen Worten ist es vorrangiges Ziel der Erfindung, einen weiteren Korrosionsinhibitorträger zu schaffen, der in Gasbohrlöchern hoher Temperatur und hohen Drucks, die kein Kondensat aufweisen, analog zu der Leistungsfähigkeit eines Ölkondensat/Inhibitor-Systems in einem eine flüssige Erdölpha.se enthaltenden Gasbohrloch wirksam ist.

Die Zeichnung veranschaulicht den Volun.'jnf aktor in Abhängigkeit vom Druck für die N-Alkyl-1,3-propandiamin-Mischung (im Handel erhältlich als Duomeen -—J T) in Gegenwart eines trockenen Gases bei 177°C (35O°F).

Bei Erkenntnis der schwerwiegenden Korrosionsprobleme, die verbunden sind r.it den vorgenannten Gasbohrloch-Typen, und unter Berücksichtigung dessen, daß das Fehlen einer einen schützenden Film bildenden Kondensatphase unter Bedingungen des Bohrgrunds die Ursache von Problemen ist, ist lediglich eine begrenzte Anzahl von Alternativen neben dem Verschließen des

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Bohrlochs und dem Abbrechen der Förderung verfügbar. Jede dieser Alternativen ist in einer Hinsicht weniger als voll annehmbar. Da eine wäßrige Phase unter Bohrgrundbedingungen vorliegt, ist die Verwendung -^ines wasserlöslichen Korrosionsinhibitors eine Alternative. Jedoch sind anerkanntermaßen die schutzfilmbildenden Eigenschaften einer wäßrigen Phase schlechter als diejenigen eines Ölfilns, und in Kombination mit hohen Gasströmungsgeschwindigkeiten, die kennzeichnenderweise

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2 830 000 m unter Normalbedingungen je Tag (10 MMSCFP = million standard cubic feet per day) überschreiten, wird die Verwendung eines Wasserkorrosionsinhibitorsystems unwirksam. Da die Ölkondensatphase unter den Bedingungen des Bohrgrunds nicht existent ist, ist die herkömmliche Zugabe eines öllöslichen Korrosionsinhibitors, der in einem Ölträger gelöst ist, praktisch unmöglich. Jedoch ist das Überlagern der Gasbohrung mit großen Volumina Öl, das einen Inhibitor auf Ölbasis enthält, eine Alternative. Eine derartige Alternative ist kostspielig, da große Volumina erforderlich sind, die ihrerseits die Gasproduktionsgeschwindigkeit reduzieren und eine kostspielige überdimensionale Vorrichtung erfordern, um die notwendigen Einspritzraten zu erzielen. Es wurden weniger flüchtige Schweröle bei der Überlagerungstechnik verwendet, um teilweise die extrem großen Volumina auszugleichen. Es wurde auch empfohlen, kostspieligere, außergewöhnliche nicht-korrosive Metalle zu verwenden, und es wurden häufiger die Förderrohre herausgezogen und ersetzt. Nach wie vor erwies sich keine der Alternativen oder Kombinationen der Alternativen als äquivalent in bezug auf das, was man sich erwartet, wenn eine Ölkondensatphase unter Bohrgrundbedingungen aufrechterhalten werden könnte. Der zuvor zitierte Artikel von R.N. Tuttle et al. faßc eine ideale Lösung des Problems in der folgenden V/eise zusammen.; "A simplier approach would be to use a heavy oil which would provide a high dei^-point pressure at low concentrations in the mixed gas/oil inhibitor phase (if one can be found)" ["Eine einfachere Methode wäre es, Schweröl zu verwenden, das einen höheren T?upunkt-Druck bei niedrigen Konsentrationen in der gemischten Gas/öl-Inhibitorphase ergeben würde (wenn eines gefunden v/erden kann)"].

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Die vorliegende Erf inuring betrifft ein derartiges System. Es wurde gefunden^ daß Fettamine mit hohem Molekulargewicht befähigt sind, in einer flüssigen Phase unter Bohrgrundbedingungen zu existieren, die charakteristisch sind für d">e interessierenden trockenen Gasquellen. Diese flüssige Phase erwies sich axs ein wirksamer Korrosionsinhibitor sowie als ein wirksamer Korrosionsinhibitorträger auf Ölbasis mit ausgezeichneten filmbil-d'änden- Eigenschaften. Somit sind derartige 7usammensetzungen-in hohem Ausmaß bei der Unterdrückung der Korrosion bei den sehr- widrigen interessierenden Umgebung sbedingung en verwendbar. Dementsprechend wurde eine flüssige Phase bei hohen Temperaturen und hohen Drucken in Gegenwart von dem, was hohen Gasströmungsgeschwindigkeiten entspricht, beobachtet, selbst wenn relativ geringe Mengen an korrosionsinhibierenden Zusammensetzungen verwendet wurden.

Das bei weitem wichtigste Merkmal der Erfindung in bezug auf das, was bisher verwendet wurde, ist, daß die Zusammensetzungen des Stands der Technik nicht in der Lage sind, unter den Bedingungen, die für die interessierenden Gasbohrlöcher charakteristisch sind, eine flüssige Phe.se aufrechtzuerhalten, wohingegen die erfindungsgemäßen Zusammensetzungen unter den gleichen widrigen Bedingungen in flüssiger Phase vorliegen. Dieser Unterschied im Phasenverhalten stellt eine Folge der zusammensetzuncomäßigen Unterschiede dar, die die Verwendung des Fettamins mit sich bringt.

Die bei der Erfindung verwendeten Fettamine mit hohem Molekulargewicht sind im wesentlichen langkettige Alkylamine, die gewöhnlich aus natürlich vorkommenden Fettsäuren, bei denen die betroffenen Alkylcruppen eine durchschnittliche; Länge von mehr als 12 Kohlenstoffatomen auf v/ei sen, synthetisiert werden. Im Handel erhältliche Fettamine enthalten gewöhnlich Mischungen von Alkylkettenlär.qen, da sie sich von in der Natur auftretenden Fettsäuren ableiten. Häufig führt dies auch zu einem Überfluß an Species mit gerader Kohlenstoffanzahl und der Anwesenheit vor. Unsä bticungen, wie tie in der ölsäure, der Palmitinsäure und dergleichen Strukturen aufgefunden werden,

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Es wird jedoch jedes langkettige, überwiegend aliphatische Amin, ob es sich urrt eine einzige Species mit entweder einer geraden oder ungeraden Anzahl an Kohlenstoffatomen oder um Mischungen dieser Species handelt, als geeignetes Arain mit hohem Molekulargewicht für die Zwecke der Erfindung in Betracht gezogen werden. Diese Fettamine sind vorzugsweise wachsartige Feststoffe oder halbfeste Substanzen, die leicht bei dei' Temperaturen, die für die interessierenden Gasbohrungen charakteristisch sind, geschmolzen werden- Die bevorzugten Amine umfassen Kohlenstoffkettenlängen von 16 i*is 3O Kohlenstoffatomen. Dieser bevorzugte Bereich stimmt mit der gegenwärtigen Ansicht überein, daß eine Zunahme des Molekulargewichts zur Verminderung der Flüchtigkeit von außerordentlicher Bedeutung ist, um die gewünschte flüssige Phase bei den hohen Temperaturen und hohen Drucken des Bohrgrunds zu erhalten. Eine bevorzugte Unterklasse der Fettamine, die sich als besonders für die Erfindung verwendbar erwiesen haben, sind die N-Alkyl-1,3-propandiamine. Für eine vollständigere Diskussion der aliphatischen Amine mit hohem Molekulargewicht, ihrer jeweiligen chemischen Identität, ihrer Bezugsqueller im Handel, ihrer physikalischen und chemischen Eigenschaften, ihrer bekannten Verwendung und ihrer Syntheseverfahren wird durch Bezugnahme das Kapitel "FATTY AMINES", beginnend auf Seite 283 der 3. Ausgabe, Band 2, Kirk-Othmer, "Encyclopedia of Chemical Technology" von der Erfindung mit umfaßt.

Es wird angenommen, daß die Anwesenheit der flüssigen Fettamin-Phase in Anwesenheit einer hohen Gasströmungsgeschwindigkeit bei hohen Temperaturen und hohen Drucken kritisch ist für eine erfolgreiche Korrosionsinhibierung. Um die Anwesenheit der gewünschten flüssigen Phase unter Bohrgrundbedingungen zu bestätigten, wurde eine Reihe von Phasenverteilungsmessungen in einer Fenster-PVT-Zelle mit variierbarem Volumen vorgenommen.

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Das bei der Untersuchung verwendete spezielle 7ettarnin war eine Mischung von N-Alkyl-1,3-propandiaminen mit einer
durchschnittlichen Kohlenstoffanzahl von 18, die von Armak of Chicago unter der Handelsbezeichnung Duomeen w T bezogen wurde. Dieses Fettamin wird als ein N-Talg-1,3-propandiamin der allgemeinen Formel RNHCHpCH-NHp beschrieben. Die zusammensetzungsmäßige Verteilung einer typischen Mischung der Alkylreste (der Rest R in der vorstehende! Formel) und einige typische Eigenschaften dieses Fettamins werden in
der Tabelle I angegeben.

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Tabelle I

Typische Eigenschaften von Duomeen

Verteilung der Alkylkettenlänge

ο Dodecyl C _Λ0

O r,
CO

Tetradecyl

_o Pentadecyl C^₅

cn Hexadecyl C₁₆ Heptaciecyl C^₇ Octadecyl C₁₈ Tetradecenyl C Kexadecenyl C^ Octadecenyl C. Octadecadienyl

1,0 3,0 0,5 29,0 1,0

23,0

1,0

3,0

37,0

1,5

Siede- Schmelz- Spezifische
Scheinbares punkt punk · Dichte
Molekulargewicht ⁰C °c (°F> (25°C)

350

90 95

0,841

Jodzahl min. max.

45

3 ίτΓν

Zunächst wurde die PVT-Zelle mit 3,8O cm Duon.een ^T bei
11 700 · 1O³ Pa (1700 psia) und 43,33°C (HO⁰P) und 7,OH g-Mol Gas mit der in der Tabelle II. angegebenen Zusammensetzung beschickt..

Tabelle II Komponente Mo1-%

Stickstoff 4,3

Methan 86,5

Kohlendioxid 9, 2

Diese spezielle Zusammensetzung entspricht 647 1 (4,06 barreis)

3
in das Gasbohrloch eingespritzem Fettamin je 283 000 m

(1 million standard cubic feet) aus dem Bohrloch produziertem Gas (Bbl/l-lMSCF). Die PVT-Zelle wurde bei 177°C (351°F) gehalten, während das Volumen derart variiert wurde, daß der Druck in der Zelle sich von etwa 20 630 · 10 Pa (3000 psia) bis zu 103 600 · 10 Pa (15 000 psia) erstreckte. Das Gesamtvolumen
der Zelle und das Volumen der in der Zelle anwesenden flüssigen Phase wurden bei den verschiedenen Drucken aufgezeichnet
und in der Tabelle III und in dor Zeichnung wiedergegeben.

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Tabelle III

RJ

Ergebnisse des Phasenverteilungstests und Voluraenfaktoren für Duomeen^T in einer

Mischung von 647 1 Duomeen m³ Gas ⁽¹⁾ (4,06 BbI Duomeen ^T/MMSCP Gas)

LO	Druck Pa (psia)	Gesamtvolumen cm^
000$	20460·ΙΟ³ (2976)	1301,74
3/0850	35200·ΙΟ³ (5103) 48600-ΙΟ³ (7057)	811,99 637,15
	62400·ΙΟ³ (9061)	543,27
	75900·ΙΟ³ (11018)	486,39
	90000·ΙΟ³ (13080) 103500·ΙΟ³ (15036)	445,50 417,38

bei 177°C (35O°F)

Volumen Flüssigkeit bei Tempe-Flüssigkeitsvolumen Volumen-% ratur und-JDruck je Volumen

Flüssigkeit Dvoneen CS/ T-Beschickung

3,4 3,0 2,4 1,8 1,4 1,0 0,9

0,26 0,37 0,38 0,33 0,29 0,22 0,22

0,895 0,789 0,631 ü.,474 0,368 0,263 0,237

CD N3 CO

Wie aus der dritten und vierten Spalte der Tatolle III hervorgeht, war eine beträchtliche Menge an flüssiger Phase während des gesamten Druckbereichs unter den untersuchten Bedingungen vorhanden. Dies zeigt, daß die unbedingt erforderliche flüssige Phase unter den Bedingungen des Bohrlochbodens entsprechend den Testbedingungen vorliegt. Die fünfte Spalte zeigt das Verhältnis von Flüssigkeitsvolumen bei der angegebenen Temperatur und dem angegebenen Druck je Volumen eingespritztem Fettamin. Derartige Daten sind von prakLischer Bedeutung, um eine kommerzielle Bohrlochbehandlung vorzunehmen insoweit, als sie quantitativ das relative Volumen der bei verschiedenen Drucken (Tiefen) der in dem Bohrloch verbliebenen Phase berücksichtigen, wenn 647 1 (4,06 barreis) Fettamine je 283 000 m"³ (MMSCF) produziertes Gas eingespritzt werden. Beispielsweise beträgt bei etwa 103 300 · 10 Pa (15 000 psi) das Volumen der flüssigen Phase unter Bohrlochbedingungen 23,7 % des eingespritzten Volumensο Dieses Merkmal wird weiter anhand der Zeichnung veranschaulicht, in der eine kontinuierliche Kurve,die den VoIu-

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menfaktor von Duorneen ^>* T von etwa 20 630 · 10 Pa (3000 psia) bis zu 103 300 · 10 Pa (15 000 psia) zeigt, die Anwesenheit einer kritischen flüssigen Phase während des gesamten Bereichs veranschaulicht. Es ist von Bedeutung, festzustellen, daß die flüssige Phase vorhanden ist, selbst wenn die eingespritzte Menge etwa 6 37 1 pro 283 000 m³ gebildetem Gas (4 Bbls/MMSCF) entspricht. Im Gegensatz hierzu ist es nicht ungewöhnlich bei außerordentlich widrigen Bohrlochbedingungen von Interesse, zuvor die Menge an eingespritzem ^luid in Zehntausender, von Litern je 283 000 m (Hunderten von barrels/MMSCF) zu bestimmen. Die Erfindung gestattet es somit, das zu erreichen, was der zuvor erv/ähnte Artikel von R.N. Tuttle et al. als eine ideale Lösung des Problems beschrieb. Hierbei macht die vorgeschlagene Methode das Volumen an eingespritzem Fluid im wesentlichen äquivalent zu dem, was herkömmlich bei flacheren Bohrlöchern verwendet wird, bei dem die Bedingungen des Bohrlochbodens sich mit der Anwesenheit einer flüssigen Erdölkondensatphase vertragen. Dies bedeutet, daß die Erfindung mit einer Vorrichtung und mit Verfahren durchgeführt v/erden kann, die im wesentlichen identisch sind mit den weniger widrigen

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und Gasquellen.

Aus der Art der Phasenverteilungsdaten, die vorliegend gezeigt wurden, können bestimmte Grundkonzepte in bezug auf die Praxis der Erfindung entnommen v/erden. Vor allem führt die Verwendung des Fettamins als Korrosionsinhibitor oder Korrosionsinhibitorträger zur Anwesenheit einer flüssigen Phase, selbst unter außerordentlich hohen Temperaturen und Drucken in Verbindung mit. dem tiefen, trockenen Gasbohrloch von Interesse. Weiterhin können beträchtiiche Volumina an flüssiger Phase unter den Bedingungen des Bohrlochbodens bei sehr hohen Geschwindigkeiten für die Bildung von trockenem Gas bei lediglich 637 1 eingespritztem Öl je 283 000 m gebildetem trockenen Gas (4 Bbls/MMSCF) aufrechterhalten werden. Wie zuvor angegeben, können, da die erfindungsgemäßen Zusammensetzungen die erwünschte flüssige Phase bei sehr günstigen niedrigen Einspritzungs- bzw. Injektionsraten erreichen lassen, diese analog zu früheren Praktiken im Hinblick auf die Korrosionsinhibierung in Gasbohrlöchern verwendet werden, bei denen eine Kondensatphase unter den Bedingungen des Bohrlochbodens existieren kann. Derartige Methoden umfassen das periodische oder kontinuierliche Einspritzen des Korrosionsinhibitors mit oder ohne ein Verdünnungsmittel und dergleichen.

Zusätzlich zur Anwesenheit einer flüssigen Phase bei diesen widrigen Bohrlochbodenbedingungen besitz-en die Fettamine der Erfindung inhärent andere vorteilhafte Eigenschaften. Zunächst zeigen die Fettamine ausgezeichnete filmbildende Eigenschaften bei hohen Temperaturen und Drucken. Dies wird als günstig im Hinblick auf die Unterdrückung der Korrosion angesehen, insoweit, als gute filmbildende Eigenschaften zu einem gleichmäßigeren Überzug der ausgesetzten Stahloberflächen führen und eine Korrosionsinhibierung optimieren. Zweitens zeigen die Fettamine selbst eine Korrosionsinhibierung in einer Weise analog zu derjenigen, die im Hinblick auf organische Amine bekannt ist, wenn sie bei weniger strengen Temperaturen ur.d Drucken verwendet werden. Bezüglich der korrosionsinhibierenden Eigenschaft werden wiederum die

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N-Alkyl-l,3-propandiamine als die bevorzugten Fettamine angesehen, insoweit, als die Anwesenheit des zweiten Aminstickstoffs die Korrosionsinhibierung erhöht.

Um die korrosionsinhibierenden Eigenschaften des Fettamins weiter zu verbessern, kann eine wirksame Menge eines öllöslichen Korrosionsinhibitors oder eines Korro^ionsinhititors auf Ölbasis vor dem Einspritzen in das Bohrloch zugegeben werden. Auf diese Weise wirkt das Fettamin als Korrosionsinhibitor träger analog zu dem, was üblicherweise in der Öl- und Gasproduktionsindustrie bei niedrigeren Drucken und Temperaturen praktiziert wird, wobei verschiedene Ölkondensate, Dieselöl und dergleichen als Träger verwendet werden. Ein derartiges Verfahren umfaßt die Zugabe einer wirksamen Menge des herkömmlichen öllöslichen Korrosionsinhibitors oder des sogenannten Konosionsinhibitors auf Ölbasis zu dem Fettamin und das anschließende Einspritzen der Mischung in das zu behandelnde Gasbohrloch. Diese öllöslichen Korrosionsinhibitoren oder Korrosionsinhibitoren auf Öibasis umfassen in nicht einschränkender V/eise Additive, wie organische polare und heteropolare Verbindungen, die Stickstoff, Sauerstoff, Schwefel und/oder andere Elemente in den Gruppen V und VI enthalten, die Amine, Amide, Mercaptane, heterocyclische Stickstoffverbindungen, Harnstoffe, Thioharnstoffe, Phosphate, Polyphosphate, Oxyalkyiate und dergleichen einschließen. Wiederum umfaßt der einzigartige Aspekt der Verwendung des Fettamins als Korrosionsinhibitorträger die Fähigkeit des Fettamins, eine flüssige filmbildende Phase unter sehr widrigen Bedingungen aufrechtzuerhalten, selbst wenn sehr geringe Volumina an eingespritztem Fluid verwendet werden.

Das eigentliche Einspritzen der erfindungsgemäßen korrosicnsinhibierenden Zusammensetzungen kann nach jeder Methode, wie sie üblicherweise in der Öl- und Gasindustrie zur Unterdrückung der Korrosion oder zur Zugabe von Additiven zu den Bohrlochflüssigkeiten tzw. Fluids durchgeführt wird, bewirkt v/erden. Da die gewünschte .flüssige Phase mit Hilfe relativ geringer Volumina an eingespritzten Σ Straminen erreicht werden kann, ist die Verwendung eines Spaghettistrang-Einspritzsystems odor dergleichen bevorzugt·

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L e e r s e i t

Claims

Patentansprüche

1,^; Verfahren zur Korrosionsinhibierung in einer Gasquelle mit hoher Temperatur und hohem Druck, bei der eine wäßrige oder Salzwasser- bzw. Sole-Phase anwesend sein kann, jedoch unter den Bedingungen der Grundbohrung bzw. des Bohrgrunds keine Erdölkondensat-Phase existiert, dadurch gekennzeichnet, daß es das Einspritzen einer wirksamen Menge eines Pettamins mit hohem Molekulargewicht mit einem Überschuß von 12 Kohlenstoffatomen in die Gasquelle umfaßt, um somit eine einer. Schutzfilm bildende Phase unter den Bedingungen der Grundbohrung zu bilden.
2. Verfahren zur Korrosionsinhibierung gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Fettamin einen öllöslichen Korrosionsinhibitor enthält.
3. Verfahren zur Korrosionsinhibierung gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Fettamin ein N-AIkyl-1,3-propandiamin ist.
4. Verfahren zur Korrosionsinnibierung gemäß Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, da3 die Alkylgrvppe ca. 16 bis 30 Kohlenstoffatome enthält.

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