PL237624B1

PL237624B1 - Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów

Info

Publication number: PL237624B1
Application number: PL427278A
Authority: PL
Inventors: Barbara GAŹDZIK; Barbara Gaździk; Stefan PTAK; Stefan Ptak; Kamil Pomykała; Mieczysław SOCHA; Mieczysław Socha; Michał PAJDA; Michał Pajda; Roman Kempiński; Zbigniew PAĆKOWSKI; Zbigniew Paćkowski
Original assignee: Inst Nafty I Gazu Panstwowy Inst Badawczy; Pachemtech Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia
Priority date: 2018-09-29
Filing date: 2018-09-29
Publication date: 2021-05-04
Also published as: PL427278A1

Abstract

Przedmiotem zgłoszenia jest inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów zawierający pochodne imidazoliny, oksyetylenowane uwodornione aminy tłuszczowe, aminy, alkoholowe i węglowodorowe rozpuszczalniki. Inhibitor charakteryzuje się tym, że zawiera, w przeliczeniu na całkowitą masę inhibitora: składnik a) w ilości 0,002 do 90% masowych soli amoniowej, otrzymywanej z 3-metoksypropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do aminy 1:1 do 1,5; składnik b) w ilości od 0,002 do 50,0% masowych polieterów silikonowych, o lepkości od 40 do 2400 mm2/s w 25°C i ekwiwalencie HLB (Hydrophilic Lipophilic Balance) od 6 do 12, gdzie ekwiwalent HLB stanowi 20-krotność ilorazu masy cząsteczkowej tlenku etylenu i masy cząsteczkowej polimeru silikonowego; składnik c) w ilości od 0,002 do 30,0% masowych soli sodowej kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3)n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000; składnik d) w ilości od 0,05 do 60,0% masowych co najmniej jednej pochodnej imidazoliny wybranej spośród: produkt kondensacji dietylenotriaminy z kwasami tłuszczowymi oleju talowego lub aminoetylo-imidazolina lub mieszanina zmodyfikowanych pochodnych imidazoliny, składnik e) w ilości od 0,03 do 40,0% masowych co najmniej jednej alkoksylowanej aminy tłuszczowej, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 5 do 17; składnik f) w ilości od 0,03 do 40,0% masowych co najmniej jednej aminy wybranej spośród 3-metoksypropyloaminy lub monoetanoloaminy lub dietyloaminy lub trietanoloaminy lub ich mieszaniny; składnik g) w ilości od 10,0 do 99,6% masowych co najmniej dwóch rozpuszczalników, z których jeden jest węglowodorem, a drugi jest niskocząsteczkowym alkoholem; ewentualnie składnik h) w ilości od 0,001 do 0,2% masowych, to jest środki przeciwpienne, które stanowią pochodne siloksanowe i/lub oleje metylosilikonowe i/lub fluorosilikony i/lub inne znane środki przeciwpienne przeznaczone do stosowania w układach weglowodory-woda.

Description

Opis wynalazku

Przedmiotem wynalazku jest inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów, do zastosowania w przemyśle wydobywczym ropy naftowej.

Inhibitory korozji wciąż odgrywają kluczową rolę w przeciwdziałaniu skutkom korozji związanej z wydobyciem i transportem ropy naftowej. W kopalniach ropy naftowej materiałami konstrukcyjnymi jest na ogół stal węglowa i stopowa. Takie materiały, szczególnie stal węglowa, wykazują niską odporność na korozję. Przepływ wielofazowych układów wodno-ropo-gazowych, temperatura i ciśnienie, to główna przyczyna korozji w odwiertach naftowych.

Zjawisko korozji stalowych materiałów konstrukcyjnych jest wynikiem chemicznych lub elektrochemicznych reakcji ze środowiskiem. Wydobywana ropa naftowa i towarzysząca jej woda złożowa, zawierają sole nieorganiczne tj. chlorki i siarczany sodu, potasu, wapnia, magnezu oraz węglany, w takich układach łatwo zachodzi korozja elektrochemiczna. Efektem korozji elektrochemicznej jest głównie korozja wżerowa. Intensywną korozję w odwiertach naftowych i ropociągach wywołuje również ditlenek węgla. Ditlenek węgla rozpuszczając się w wodzie tworzy kwas węglowy H2CO3, który reaguje z żelazem tworząc węglan żelaza FeCO3, tworzy się również przy tym wodór H2. Ropy naftowe zawierają od kilku do kilkunastu procent siarkowodoru. W wyniku reakcji siarkowodoru z żelazem powstaje siarczek żelaza FeS oraz wodór H2, a część wodoru wnika do stali i staje się przyczyną pęcherzenia stali i kruchości wodorowej.

W kopalniach ropy procesy korozyjne wywołane są głównie działaniem bakterii SRB redukujących siarczany (z ang. SRB Sulfate Reducing Bacteria), z gatunku beztlenowych Desulfovibrio Desulfuricans, które namnażają się w warunkach anaerobowych w ropie naftowej. Bakterie te są najbardziej aktywne pod powierzchnią kamienia, powstałego na skutek osadzania osadów. Bakterie SRB powodują redukcję jonów siarczanowych do siarczków i siarkowodoru.

Szybkość korozji stali węglowych i stali stopowych w odwiertach naftowych zwiększa się wraz z zawartością tlenu w układzie. Tlen przedostaje się do płuczek w czasie, gdy przechodzą one przez urządzenia obsługujące kopalnie i zbiorniki. Szybkość korozji jest również uzależniona od temperatury, im jest ona wyższa, tym szybkość korozji jest większa i osiąga maksimum w temperaturze około 70°C, w kopalniach nie zabezpieczonych inhibitorami korozji może wynosić nawet do kilku mm/rok.

Skutki procesów korozyjnych to zmniejszenie grubości ścianek rur wydobywczych i przesyłowych, głębokie wżery, które mogą prowadzić do rozszczelnienia rur oraz silnego spadku ich własności wytrzymałościowych.

W celu zapobiegania korozji w kopalniach ropy stosowane są inhibitory korozji do dozowania ciągłego, które w sposób ciągły uzupełniają ochronny film na powierzchniach stalowych, nie dopuszczając do kontaktu materiału konstrukcyjnego odwiertów i ropociągów z medium korozyjnym.

W charakterze inhibitorów korozji do dozowania ciągłego, stosowane są różnorodne pod względem charakteru chemicznego związki i mieszaniny związków.

W opisach patentowych US 3629104 i US 3758493 przedstawiono wodorozpuszczalne inhibitory korozji zawierające sól kwasów karboksylowych pochodnej imidazoliny wytworzonej w wyniku kondensacji dimeryzowanych kwasów tłuszczowych z dietylenotriaminą, a w opisie patentowym US 5759485 ujawniono sposób wytwarzania inhibitora korozji poprzez neutralizację kwasów C22-trikarboksylowych, a następnie przyłączenie imidazoliny lub amidoaminy.

W zgłoszeniu patentowym WO 2003/054251 opisano dobre właściwości przeciwkorozyjne etoksylowanych tłuszczowych alkiloamin, szczególnie etoksylowanych alkiloeteroamin.

Opisy patentowe P.61535 i P.85729 ujawniają wytwarzanie inhibitorów imidazolinowych w reakcji kondensacji dietylenotriaminy z kwasami tłuszczowymi lub kwasami naftenowymi. W patencie P.182943 wodorozpuszczalny inhibitor korozji zawiera sól niskocząsteczkowych kwasów karboksylowych oraz pochodnej imidazoliny, stanowiącej produkt kondensacji kwasów tłuszczowych z dietylenotriaminą i urotropiną lub formaldehydem.

Zgłoszenie patentowe US 2004/0087448 ujawnia stosowanie jako inhibitora korozji produktu kondensacji dimerów nienasyconych kwasów tłuszczowych Cis (zawierających 1 lub 2 podwójne wiązania) i dietylenotriaminy.

W opisie patentowym US 7057050 opisano sposób wytworzenia wodorozpuszczalnego inhibitora korozji poprzez reakcję kwasu akrylowego z N-propylo-2-heptadecenyloimidazoliną.

PL 237 624 B1

W zgłoszeniu patentowym WO 2006/078723 opisano sposób wytwarzania mikroemulsji zawierającej pochodne imidazoliny i amidoaminy wytworzone przy udziale kwasu oleinowego. Mikroemulsja zawiera również etoksylowane nonylofenole i kwas octowy.

W opisie patentowym US 5322630 ujawniono imidazolinowy inhibitor korozji będący produktem reakcji nienasyconych kwasów monokarboksylowych z aminami tłuszczowymi, amino-amidami lub imidazoloaminami tłuszczowymi.

W opisie patentowym RU 2394941 opisana jest mieszanina modyfikowanych pochodnych imidazoliny z aldiminami lub zasadami Schiffa. Według tego patentu pochodna imidazoliny jest produktem reakcji poliamin z kwasem oleinowym lub kwasami monokarboksylowymi. Pochodna imidazoliny jest następnie cyjanoetylenowana nitrylami, kwasem akrylowym lub poddawana oksyalkilenowaniu.

W opisie patentowym US 5785895 cytowana jest jako inhibitor korozji N-etoksylowana pochodna imidazoliny podstawiona nienasyconymi i nasyconymi łańcuchami tłuszczowymi w pozycji 2.

Patent US 5723061 i zgłoszenie US 2007/0152191 opisują kompozycje, w skład których wchodzą sole nie będące produktem kondensacji, powstałe w reakcji kwasów dikarboksylowych C10-C12 z poliaminami.

Inhibitory korozji, w skład których wchodzą bis-amidy, opisane zostały w patentach amerykańskich US 4614600 i US 4344861. Bis-amid, jako produkt reakcji poliamin z dimerami kwasów tłuszczowych opisuje patent US 4614600, natomiast produkt reakcji poliamin z kwasami dikarboksylowymi opisuje patent US 4344861.

Niestety wiele dostępnych inhibitorów korozji do ciągłego dozowania do ochrony przed korozją odwiertów i ropociągów powoduje, że ropa naftowa tworzy z wodą złożową trudną do rozdzielenia emulsję. Tworzeniu się emulsji sprzyja przepływ turbulentny ropy naftowej z wodą złożową, pod dużym ciśnieniem. Wytworzona mieszanina jest typową emulsją „woda w oleju” (W/O). Wytworzona emulsja charakteryzuje się znacznie wyższą lepkością niż lepkość ropy naftowej, co znacznie utrudnia jej transport. Działanie korozyjne takiej ropy naftowej uwidacznia się już na drodze pomiędzy kopalnią ropy naftowej i rafinerią. Korozji ulegają ropociągi, zbiorniki i tankowce.

Stabilność emulsji zwiększa się wraz z udziałem w ropie emulgatorów naturalnych, takich, jak: asfalteny, kwasy naftenowe i żywice, sprzyja jej również obecność małych, skrystalizowanych cząsteczek parafin i glinokrzemianów.

Często głównym czynnikiem powodującym zemulgowanie ropy naftowej z wodą do postaci trudnej do rozdzielenia emulsji są inhibitory korozji. Pełnią one niekorzystną rolę środka powierzchniowoczynnego, z uwagi na ich charakter hydrofobowo-hydrofilowy.

Na polu naftowym ropa jest oddzielana od wody, często dodatkowo przemywana wodą słodką w celu wyekstrahowania nadmiaru chlorków. Proces rozdziału jest wspomagany temperaturą i deemulgatorami.

Niejednokrotnie nie jest możliwy ostry rozdział ropy naftowej od wody, z uwagi na obecność inhibitorów korozji, które niestety uniemożliwiają ten proces. Zamiast dwóch czystych faz: czystej ropy naftowej i czystej wody, powstają trzy fazy: ropa naftowa o zbyt dużej ilości wody i chlorków, międzyfaza, stanowiąca emulsję zawierającą kilka tysięcy mg/litr chlorków i zanieczyszczona węglowodorami woda złożowa, o wysokim Chemicznym Zapotrzebowaniu Tlenu (CHZT) i Biologicznym Zapotrzebowaniu Tlenu (BZT). Bardzo wysoki poziom chlorków w ropie naftowej często wielokrotnie przewyższa poziom wymagany przez odbiorcę tj. rafinerię. Niestety chlorki magnezu i wapnia zawarte w ropie docierającej do rafinerii są odpowiedzialne za najbardziej intensywną korozję podczas przerobu ropy w rafinerii na instalacji destylacji rurowo-wieżowej. Powoduje to tworzenie się osadów na wymiennikach ciepła oraz intensywną korozję instalacji, szczególnie szczytu kolumny atmosferycznej. Woda złożowa zawierająca duże ilości węglowodorów wykazuje bardzo wysokie Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu, którego poziom często nie mieści się w zakresie wymagań środowiskowych.

Inną niedoskonałością dostępnych inhibitorów korozji do ochrony przed korozją odwiertów i ropociągów w przemyśle wydobywczym ropy jest brak ich kompatybilności z węglowodorami i wodą złożową w wysokich temperaturach. Przejawia się to tworzeniem się osadów, wypadaniem inhibitora, tworzeniem zawiesin. Brak kompatybilności inhibitora korozji z węglowodorami i wodą złożową powoduje, że dozowany inhibitor nie spełnia swojej podstawowej funkcji i niewystarczająco chroni przed korozją.

Innym poważnym mankamentem dostępnych inhibitorów korozji do ochrony przed korozją odwiertów i ropociągów w przemyśle wydobywczym ropy jest ich niska wydajność. Powoduje to znaczny wzrost kosztów związanych z ochroną przeciwkorozyjną, gdyż konieczne jest dozowanie wysokich ilości inhibitora.

PL 237 624 Β1

Głównym celem wynalazku było opracowanie inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów, który nie będzie wykazywał skłonności do tworzenia i stabilizacji emulsji ropy naftowej z wodą złożową, a rozdział ropy od wody będzie procesem krótkotrwałym, o wysokiej efektywności. Uzyskana ropa naftowa będzie zawierała niewielką ilości chlorków i wody.

Innym celem było opracowanie inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów, który bardzo dobrze rozpuszcza się w ropie naftowej i wodzie złożowej, a roztwór inhibitora w wodzie złożowej jest stabilną cieczą, odporną na działanie co najmniej 65°C, z której nie powinny wytrącać się osady, zawiesiny i żele.

Inhibitor wg wynalazku powinien zapewnić znacznie lepsze właściwości przeciwdziałania korozji odwiertów i ropociągów w przemyśle wydobywczym ropy niż dotychczas stosowane inhibitory korozji.

Innym dodatkowym celem było również zapewnienie znacznie lepszych właściwości przeciwdziałania tworzeniu się osadów mineralnych na stalowych elementach instalacji w kopalniach ropy.

Nieoczekiwanie okazało się, że cele te spełnia inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów, według niniejszego wynalazku, zawierający pochodne imidazoliny, alkoksylowane aminy tłuszczowe, aminy, alkoholowe i węglowodorowe rozpuszczalniki, który charakteryzuje się tym, że zawiera, w przeliczeniu na całkowitą masę inhibitora:

- składnik a) w ilości 0,002 do 90% masowych soli amoniowej, otrzymywanej z 3-metoksypropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do aminy 1:1 do 1,5;

- składnik b) w ilości od 0,002 do 50,0% masowych polieterów silikonowych, o lepkości od 40 do 2400 mm²/s w 25°C i ekwiwalencie HLB (Hydrophilic Lipophilic Balance) od 6 do 12, gdzie ekwiwalent HLB stanowi 20-krotność ilorazu: (masa cząsteczkowa tlenku etylenu/masa cząsteczkowa polimeru silikonowego);

- składnik c) w ilości od 0,002 do 30,0% masowych soli sodowej kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3) n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000;

- składnik d) w ilości od 0,05 do 60,0% masowych minimum jednej pochodnej imidazoliny wybranej spośród: produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasami oleju talowego lub aminoetyloimidazoliny lub mieszaniny zmodyfikowanych pochodnych imidazoliny, o wzorach ogólnych (1) i (2),

składnik e) w ilości od 0,03 do 40,0% masowych minimum jednej alkoksylowanej aminy tłuszczowej, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 5 do 17;

PL 237 624 B1

- składnik f) w ilości od 0,03 do 40,0% masowych minimum jednej aminy wybranej spośród 3-metoksypropyloaminy lub monoetanoloaminy lub dietyloaminy lub trietanoloaminy lub ich mieszaniny;

- składnik g) w ilości od 10,0 do 99,6% masowych minimum dwóch rozpuszczalników, z których jeden jest węglowodorem, a drugi jest niskocząsteczkowym alkoholem;

- ewentualnie składnik h) w ilości od 0,001 do 0,2% masowych, to jest środki przeciwpienne, które stanowią pochodne siloksanowe i/lub oleje metylosilikonowe i/lub fluorosilikony i/lub inne znane środki przeciwpienne przeznaczone do stosowania w układach węglowodo ry-woda.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik a) zawiera sól 3-metoksypropyloaminy z kwasem dedecylobenzenosulfonowym, o średniej masie cząsteczkowej 300 do 350.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik a) oprócz soli amoniowych, otrzymywanych z 3-metoksypropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego zawiera sole amoniowe, otrzymywane z alifatycznych poliamin o sumarycznym wzorze H2NC2H4 (HNC2H4) nNH2 gdzie n wynosi od 0 do 5, korzystnie od 0 do 3 z kwasem alkilobenzenosulfonowym o średniej masie cząsteczkowej od 200 do 500, zawierających w grupie alkilowej od 4 do 20 atomów węgla, korzystnie od 8 do 14 atomów węgla, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:1 do 1: (n+2), gdzie n jest równe 0 do 3.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik b) zawiera, od 0,1 do 30% masowych, polieterów silikonowych, o średniej masie cząsteczkowej korzystnie od 382 do 1042, o lepkości korzystnie od 350 do 2000 mm²/s i ekwiwalencie HLB od 7 do 9.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik b) oprócz polieterów silikonowych zawiera, od 0,1 do 3,0% masowych, deemulgatora alkoksylowanej żywicy alkilofenolowej, o RSN (ang. Relative Solubility Number) 7-8.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik b) oprócz polieterów silikonowych zawiera od 0,1 do 3,0% masowych kopolimerów blokowych tlenku etylenu i tlenku propylenu o sumarycznym wzorze H (OCH2CH2) xO (CH3CH2CH2O) y (CH2CH2O) zH gdzie x+z wynosi od 5 do 200, korzystnie od 7 do 195, a y wynosi od 20 do 40, korzystnie od 25 do 35.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik c) zawiera sól sodową kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3) n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000, o stężeniu w wodzie minimum 38%, o pH 1% roztworu w wodzie w granicach 8,5 do 11,5, o gęstości około 1,3 g/cm³ i o lepkości korzystnie 20-60 mPas w 20°C.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik c) zawiera, w ilości 0,05 do 10,0% masowych, soli sodowej kwasu poliasparginowego w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1% roztworu w wodzie w granicach 9,5-10,5 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej od 20-60 mPas.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik d) zawiera, w ilości od 0,5 do 30,0% masowych, produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasami oleju talowego, o liczbie neutralizacji od 208 do 222 mg KOH/g.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik d) zawiera, w ilości od 0,5 do 30,0% masowych, aminoetylo-imidazoliny, o masie cząsteczkowej ok. 310, o liczbie neutralizacji od 100 do 300 mg KOH/g.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik e) zawiera, w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, aminy talowej, korzystnie uwodornionej, oksyetylenowanej 2 do 22 cząsteczkami tlenku etylenu, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 3 do 17.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik e) zawiera, w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, aminy kokosowej oksyetylenowanej 2 do 22 cząsteczkami tlenku etylenu, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 3 do 17.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku zawiera jako składnik e) w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, uwodornione aminy talowe oksyetylenowane od 3 do 10 cząsteczek tlenku etylenu.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku zawiera jako składnik e) w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, aminę kokosową oksyetylenowaną od 3 do 10 cząsteczek tlenku etylenu.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik f) zawiera, w ilości od 3,0 do 30,0% masowych, 3-metoksypropyloaminę.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik f) zawiera, w ilości od 3,0 do 30,0% masowych, monoetanoloaminę.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik g) zawiera rozpuszczalniki węglowodorowe stanowiące frakcje aromatyczne o zakresie temperatur wrzenia od 50 do 300°C, korzystnie od 60 do 250°C.

PL 237 624 B1

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik g) zawiera rozpuszczalnik węglowodorowy ksylen.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik g) zawiera rozpuszczalnik alkoholowy alkohol metylowy.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik g) zawiera rozpuszczalnik alkoholowy alkohol izopropylowy.

Korzystnie inhibitor wg wynalazku jako składnik g) może zawierać dodatkowo wodę w ilości od 0,05 do 50,0% masowych.

Skład procentowy inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku został podany w procentach masowych liczonych w odniesieniu do całkowitej masy inhibitora.

Z uwagi na to, że zastosowane w inhibitorze według wynalazku składniki wykazują wielofunkcyjne działanie, stwierdzono występowanie synergizmu pomiędzy poszczególnymi składnikami w zakresie przeciwdziałania tworzeniu się emulsji, zwielokrotnienia właściwości przeciwkorozyjnych oraz zwiększenia kompatybilności z wodami złożowymi.

Synergizm składników a), b), e) i f) spowodował uzyskanie doskonałych właściwości przeciwdziałania tworzeniu się emulsji ropy naftowej z wodą złożową i spowodował, że rozdział obu faz podczas procesu odstawania następuje natychmiast, do 15 sekund, a oddzielona ropa naftowa zawiera poniżej 0,1% objętościowych wody i poniżej 50 ppm chlorków, a faza wodna jest pozbawiona węglowodorów, zawiesin, osadów, jest całkowicie przeźroczysta i wykazuje niskie CHZT (Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu) świadczące o niskim zanieczyszczeniu substancjami chemicznymi. Efekt deemulgowania jest znacznie wyższy, niż w przypadku znanych ze stanu techniki inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów i ropociągów.

Synergizm składników a), c), d) e) i f) spowodował uzyskanie wysokich właściwości przeciwkorozyjnych w warunkach wydobycia ropy naftowej już przy niskim dozowaniu inhibitora do odwiertu lub ropociągu, znacznie wyższych, niż w przypadku znanych ze stanu techniki inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów i ropociągów. Inhibitor wg wynalazku tworzy na powierzchni ze stali węglowej i stopowej wyjątkowo trwałe warstewki chroniące przed korozją równomierną, wżerową oraz podosadową i jest skuteczny w szerokim zakresie parametrów ropy naftowej i wody złożowej. Dodatkowo inhibitor wg wynalazku zapobiega tworzeniu się i wytrącaniu się osadów soli nieorganicznych, głównie węglanów wapnia, dysperguje już wytworzone osady węglanów.

Synergizm wszystkich składników a) - f) spowodował, że inhibitor korozji według wynalazku tworzy po zmieszaniu z wodami złożowymi o zróżnicowanym składzie, zawierającymi od 100 do 300000 ppm chlorków jednorodną ciecz, bez osadów i zawiesin i nawet w temperaturze 80°C nie obserwuje się zjawiska wytrącania się z nich inhibitora, co znacząco zwiększa ochronę przeciwkorozyjną w wodzie, doskonale zabezpieczając przed korozją wżerową, a opisana powyżej kompatybilność z wodami złożowymi jest znacznie wyższa niż w przypadku znanych ze stanu techniki inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów i ropociągów.

Dodatkowo, nieoczekiwanie, synergizm składników a) i e) spowodował uzyskanie właściwości przeciwdziałania tworzeniu się osadów parafinowych, wytrącających się z parafinowej ropy naftowej. Ta cecha sprawia, że inhibitor wg wynalazku wykazuje dodatkowo cechy dyspergatora parafin, a efekt dyspergowania parafin jest znacznie wyższy, niż w przypadku znanych ze stanu techniki inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów.

Inhibitor wg wynalazku jest klarowną niskolepką cieczą, o niskiej temperaturze płynięcia, łatwo rozpuszczający się w ropie naftowej i znakomicie dyspergujący w wodzie złożowej.

Zastosowanie inhibitora według wynalazku przyczynia się do przedłużenia żywotności chronionych instalacji w odwiertach i ropociągach, ograniczenia kosztów remontowych i ograniczenie czasu postoju remontowego.

Inhibitor korozji według wynalazku może być dozowany w ilości 5-100 ppm, korzystnie 10-50 ppm w sposób ciągły, w przeliczeniu na łączną objętość ropy naftowej i wody złożowej. Może być dozowany bezpośrednio lub po rozpuszczeniu w kondensacie gazowym, frakcji oleju napędowego lub metanolu.

Dodatkowo, inhibitor korozji według wynalazku rozpuszczony w metanolu może być dozowany jako dwufunkcyjny inhibitor hydratów i korozji.

Poniższe przykłady ilustrują wynalazek nie ograniczając jego zakresu.

Przykład 1 dotyczy wytwarzania mieszaniny zmodyfikowanych pochodnych imidazoliny, przykłady od 2 do 6 dotyczą wytwarzania inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku, a przykłady od 7 do 9 dotyczą badań inhibitora według wynalazku.

PL 237 624 B1

P r z y k ł a d 1

Do reaktora wprowadzono 103,17 kg dietylenotriaminy, 254,22 kg kwasów tłuszczowych oleju talowego i 10,11 kg kwasu sebacynowego. Zawartość ogrzewano przy ciągłym mieszaniu mieszadłem mechanicznym i dodatkowo stosowano barbotaż azotem w celu usunięcia wody powstającej podczas reakcji. Po uzyskaniu temperatury 150°C utrzymywano ją przez 3 godziny do uzyskania produktu o liczbie kwasowej 6,3 mg KOH/g, a następnie ogrzewano nadal, aż do osiągnięcia temperatury 220°C. Reakcję prowadzono 2 godziny, utrzymując temperaturę na stałym poziomie 220°C i równocześnie stosując barbotaż azotem w celu usunięcia wody z reakcji. Uzyskano 308 kg produktu (mieszaniny zmodyfikowanych pochodnych imidazoliny) o liczbie kwasowej 0,8 mg KOH/g.

P r z y k ł a d 2

Do mieszalnika wprowadzono 136,0 kg (13,6% masowych) frakcji aromatycznej o zakresie temperatur wrzenia od 155°C do 180°C, 63,0 kg (6,3% masowych) alkoholu metylowego, 232,0 kg (23,2% masowych) alkoholu izopropylowego, a następnie 150 kg (15,0% masowych) soli kwasu dodecylobenzenosulfonowego z 3-metoksypropyloaminą, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu do aminy 1: 1,1 oraz 150 kg (15,0% masowych) polieterów silikonowych Dow Corning DM1 o lepkości w 25°C 2000 mm²/s i ekwiwalencie HLB wynoszącym 7. Następnie wprowadzono 20,0 kg (2,0% masowych) soli sodowej kwasu poliasparginowego, o masie cząsteczkowej 2000, w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1 % roztworu roztworu w granicach 9,8 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej 30 mPas. Po ujednorodnieniu wprowadzono 100,0 kg (10,0% masowych) produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasem oleinowym i kwasem azelainowym, o liczbie kwasowej 0,92 mg KOH/g, wytworzonego sposobem według Przykładu 1. Po całkowitym ujednorodnieniu składników, wprowadzono 64,0 kg (6,4% masowych) uwodornionych amin talowych oksyetylenowanych 6 cząsteczkami tlenku etylenu, o masie cząsteczkowej 530 i HLB 9,8. Po ujednorodnieniu składników wprowadzono 85,0 kg (8,5% masowych) 3- metoksypropyloaminy. Po całkowitym rozpuszczeniu wszystkich składników uzyskano inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg wynalazku w ilości 1000 kg (100,0% masowych), stanowiący klarowną ciecz, o temperaturze płynięcia - 42°C.

P r z y k ł a d 3

Do mieszalnika wprowadzono 255,0 kg (25,5% masowych) węglowodorów parafinowych o zakresie temperatur wrzenia od 187 do 211°C i lepkości kinematycznej w 25°C wynoszącej 1,57 mm²/s oraz 350,99 kg (35,099% masowych) alkoholu metylowego, a następnie 25 kg (2,5% masowych) sól 3-metoksypropyloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowego, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu do aminy 1:1,2 oraz 50 kg (5,0% masowych) soli kwasu izododecylobenzenosulfonowego i dietylenotriaminy, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu do aminy 1:2. Po ujednorodnieniu wszystkich składników wprowadzono 25 kg (2,5% masowych) polieterów silikonowych Dow Corning DM5 o lepkości w 25°C 350 mm²/s i ekwiwalencie HLB wynoszącym 9,2. Następnie wprowadzono 10,0 kg (1,0% masowych) soli sodowej kwasu poliasparginowego, o masie cząsteczkowej 5000, w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1% roztworu w granicach 10,1 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej 40 mPas. Po ujednorodnieniu wprowadzono 200,0 kg (20,0% masowych) produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasami oleju talowego, o liczbie neutralizacji 212 mg KOH/g i liczbie kwasowej 0,92 mg KOH/g. Po całkowitym ujednorodnieniu składników, wprowadzono 25,0 kg (2,5% masowych) aminę kokosową oksyetylenowaną 2 cząsteczkami tlenku etylenu, o masie cząsteczkowej 290 i HLB 6,0. Po ujednorodnieniu składników wprowadzono 59,0 kg (5,9% masowych) dietyloaminy oraz 0,01 kg (0,001% masowych) środka przeciwpiennego Foam Ban HP 732. Po całkowitym rozpuszczeniu wszystkich składników uzyskano inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku w ilości 1000 kg (100,0% masowych), stanowiący klarowną ciecz, o temperaturze płynięcia - 39°C.

P r z y k ł a d 4

Do mieszalnika wprowadzono 88,0 kg (8,8% masowych) ksylenu, 415,0 kg (41,5% masowych) alkoholu izopropylowego, 232,0 kg (23,2% masowych) alkoholu izopropylowego, a następnie 1 kg (0,1% masowych) soli 3-metoksypropyloaminy z kwasem dedecylobenzenosulfonowym, o średniej masie cząsteczkowej kwasu 320, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu do aminy 1:1,5 oraz 2 kg (0,2% masowych) soli kwasu alkilobenzenosulfonowego zawierającego 10 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, o średniej masie cząsteczkowej kwasu 350 i tetraetylenopentaminy, przy zachowaniu stosunku

PL 237 624 B1 molowego kwasu do aminy 1:2, które to sole zostały wytworzone w osobnych mieszalnikach w temperaturze wynikającej z ich egzotermicznego charakteru. Po ujednorodnieniu zawartości mieszalnika wprowadzono 3 kg (0,3% masowych) polieterów silikonowych Dow Corning DM1 o lepkości w 25°C 2000 mm²/s i ekwiwalencie HLB wynoszącym 7 oraz 5 kg (0,5% masowych) alkoksylowanej żywicy alkilofenolowej o RSN 7,5. Następnie wprowadzono 20,0 kg (2,0% masowych) soli sodowej kwasu poliasparginowego, o masie cząsteczkowej 6000, w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1% roztworu w granicach 9,7 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej 50 mPas. Po ujednorodnieniu wprowadzono 200,0 kg (20,0% masowych) aminoetylo-imidazoliny o masie cząsteczkowej 310 i o liczbie neutralizacji 260 mg KOH/g. Po całkowitym ujednorodnieniu składników, wprowadzono 140,0 kg (1,0% masowych) uwodornionych amin talowych oksyetylenowanych 2 cząsteczkami tlenku etylenu oraz 5,0 kg (0,5% masowych) uwodornionych amin talowych oksyetylenowanych 20 cząsteczkami tlenku etylenu. Po ujednorodnieniu składników wprowadzono 80,0 kg (8,0% masowych) monetanoloaminy. Po całkowitym rozpuszczeniu wszystkich składników uzyskano inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku w ilości 1000 kg (100,0% masowych), stanowiący klarowną ciecz, o temperaturze płynięcia - 48°C.

P r z y k ł a d 5

Do mieszalnika wprowadzono 265,0 kg (26,5% masowych) węglowodorów parafinowych o zakresie temperatur wrzenia od 187 do 211°C i lepkości kinematycznej w 25°C wynoszącej 1,57 mm²/s, 44,0 kg (4,4% masowych) alkoholu metylowego, 330,0 kg (33,0% masowych) alkoholu izopropylowego. Następnie wprowadzono 20 kg (0,2% masowych) soli 3-metoksypropyloaminy z kwasem kwasu izododecylobenzenosulfonowego przy zachowaniu stosunku molowego kwasu do aminy 1:1,1 mola oraz 5 kg (0,5% masowych) polieterów silikonowych Dow Corning DM 1 o lepkości w 25°C 2000 mm²/s i ekwiwalencie HLB wynoszącym 7, a następnie wprowadzono 10 kg (1,0 % masowych) kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu, o masie cząsteczkowej 2300 i HLB 4,7. Po wymieszaniu składników wprowadzono 50 kg (5,0% masowych) soli sodowej kwasu poliasparginowego, o masie cząsteczkowej 2000, w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1% roztworu 9, 8 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej 30 mPas. Po ujednorodnieniu składników wprowadzono 170,0 kg (17,0% masowych) produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasem oleinowym i kwasem azelainowym, o liczbie kwasowej 0,92 mg KOH/g, wytworzonego sposobem według Przykładu 1. Po całkowitym ujednorodnieniu składników wprowadzono 45,0 kg (4,5% masowych) aminy kokosowej oksyetylenowanej 5 cząsteczkami tlenku etylenu, o HLB 10. Po ujednorodnieniu składników wprowadzono 59,0 kg (5,9% masowych) 3-metoksypropyloaminy i 20,0 kg (2,0% masowych) trietanoloaminy. Po całkowitym rozpuszczeniu wszystkich składników uzyskano inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku w ilości 1000 kg (100,0% masowych), stanowiący klarowną ciecz, o temperaturze płynięcia - 42°C.

P r z y k ł a d 6 - wersja rozcieńczona.

Do mieszalnika wprowadzono 20,0 kg (2,0% masowych) ksylenu, 966,71 kg (96,671% masowych) alkoholu metylowego, 5,0 kg (0,5% masowych) alkoholu izopropylowego, 5,0 kg (0,5% masowych) kondensatu wodnego. Następnie wprowadzono 0,04 kg (0,004% masowych) soli 3-metoksypropyloaminy z kwasem kwasu izododecylobenzenosulfonowego przy zachowaniu stosunku molowego kwasu do aminy 1:1,4 mol oraz 0,05 kg (0,005% masowych) polieterów silikonowych Dow Corning DM 3 o lepkości w 25°C 280 mm²/s i ekwiwalencie HLB wynoszącym 6,6. Następnie wprowadzono 0,1 kg (0,01% masowych) soli sodowej kwasu poliasparginowego, o masie cząsteczkowej 1500, w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1% roztworu 9,0 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej 25 mPas. Po ujednorodnieniu wprowadzono 1,0 kg (0,1% masowych) produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasem oleinowym i kwasem azelainowym, o liczbie kwasowej 0,92 mg KOH/g, wytworzonego sposobem według Przykładu 1 oraz 1,0 kg (0,1% masowych) produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasami tłuszczowymi oleju talowego, o liczbie neutralizacji 212 mg KOH/g i liczbie kwasowej 0,92 mg KOH/g. Po całkowitym ujednorodnieniu składników, wprowadzono 0,6 kg (0,06% masowych) aminy kokosowej oksyetylenowanej 2 cząsteczkami tlenku etylenu. Po ujednorodnieniu składników wprowadzono 0,5 kg (0,05% masowych) tritanoloaminy. Po całkowitym rozpuszczeniu wszystkich składników uzyskano inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku w ilości 1000 kg (100,0% masowych), stanowiący klarowną ciecz, o temperaturze płynięcia - 75°C.

PL 237 624 B1

P r z y k ł a d 7

Badania właściwości przeciwkorozyjnych inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku oraz szybkości tworzenia się osadu na stalowych płytkach, prowadzono wg testu dynamicznego Wheel Test zgodnie z normą NACE 1 D 182 „Metoda badania trwałości warstwy ochronnej, tworzonej przez inhibitory korozji rur w odwiertach”.

Jest to konwencjonalna metoda badania ubytku masy, stosowana do oceny wydajności inhibitora poprzez symulację ciągłego przepływu medium korozyjnego. Do butelek testowych wlewano ropę naftową parafinową o zawartości 6% parafin, zawierającą siarkowodór i wodę złożową zawierającą wysoki poziom chlorków, pobrane w kopalni ropy naftowej. Wodę złożową dodatkowo poddano barbotażowi dwutlenkiem węgla. Wodę z ropą zmieszano w stosunku 50:50% (v/v). Następnie wprowadzano inhibitor wg Przykładu 2-5 w ilości 20 mg/litr oraz inhibitor w rozcieńczonej wersji wg Przykładu 6 w ilości 1000 mg/litr. Następnie w butelkach testowych umieszczano płytki metalowe Sand blasted mild steel Shimstock, o wymiarach 0,13 x 12,7 x 76 mm. Do butelek testowych nad powierzchnię cieczy dozowano CO2, następnie butelki szczelnie zamykano i umieszczano w termostacie w temperaturze 65,5°C, w aparacie obrotowym, który obracał się z prędkością 15 obrotów/minutę. Test prowadzono przez minimum 72 godziny. Po badaniu płytki metalu oczyszczano i oceniano ubytek masy płytki, ilość osadów oraz ewentualną obecność korozji wżerowej. Wyniki badań w porównaniu do znanego komercyjnego inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów zamieszczono w Tabeli 1.

P r z y k ł a d 8

Kompatybilność z wodą złożową inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku wykonywano wg ASTM G 170-06 „Standard Guide for Evaluating and Qualifying Oilfield and Refinery Corrosion Inhibitors in the Laboratory”.

Badania przeprowadzano dla zróżnicowanych wód złożowych. Do cylindra o pojemności 100 ml dozowano wodę złożową, a następnie inhibitor wg Przykładu 2-5 w ilości 1% (v/v) oraz inhibitor w rozcieńczonej wersji wg Przykładu 6 w ilości 30% (v/v). Obydwie fazy intensywnie mieszano, pozostawiano w temperaturze 20°C i 80°C na 24 godziny. Obserwowano wygląd po zestawieniu, po 1 godzinie i po 24 godzinach. Wyniki badań w porównaniu do znanego komercyjnego inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów zamieszczono w Tabeli 2.

P r z y k ł a d 9

Skłonność do emulgowania mieszanki ropa naftowa-woda złożowa z udziałem inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów według wynalazku badano zgodnie z ASTM G 170-06 „Standard Guide for Evaluating and Qualifying Oilfield and Refinery Corrosion Inhibitors in the Laboratory”.

Skłonność do emulgowania jest właściwością inhibitora, która powoduje, że woda i mieszanina węglowodorów tworzą emulsję. Utworzona emulsja może być stabilna, co znacząco pogarsza jakość ropy naftowej. Badania przeprowadzano dla mieszaniny faz: ropa naftowa parafinową o zawartości 6% parafin oraz woda złożowa, zmieszanych w stosunku 75:25% (v/v). Obydwie fazy mieszano, następnie dozowano inhibitor wg Przykładu 2-5 w ilości 100 mg/litr oraz inhibitor w rozcieńczonej wersji wg Przykładu 6 w ilości 3000 mg/litr. Każdą próbkę mieszano intensywnie, po czym odstawiano. Obserwowano wygląd warstw: węglowodorowej i wodnej oraz wygląd granicy międzyfazowej po 15 sekundach i 30 minutach. Następnie dokonywano porównania z próbą ślepą (bez inhibitora). Oceniono również czas potrzebny na pełne oddzielenie się obu faz. Wyniki badań w porównaniu do znanego komercyjnego inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów zamieszczono w Tabeli 3.

PL 237 624 Β1

Tabela 1. Wyniki badań właściwości przeciwkorozyjnych i szybkości tworzenia się osadów, zgodnie z Przykładem 7, wykonanych dla inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg Przykładu 2, 3, 4, 5, 6, w porównaniu doznanego komercyjnego inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów.

Inhibitor	Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg wynalazku	Inhibitor komercyjn y
Przykład	2	3	4	5	6
20 ppm	Szybkość korozji stali, mm/rok	0,003	0,015	0,026	0,018	-	0,220
% ochrony przed korozją	98,9	94,6	90,6	94,5	-	79,6
Szybkość tworzenia się osadu na stali, g/(doban?)	0,04	0,4	0,05	0,15	-	3,8
% ochrony przed osadami	98,0	80,0	98,0	92,5		θ,θ
1000 ppm	Szybkość korozji stali, mm/rok	-	-	-	-	0,023	-
% ochrony przed korozją	-	-	-	-	90,3	-
Szybkość tworzenia się osadu na stali, g/(dobam²)	-	-	-	-	0,07	-
% ochrony przed osadami	-	-	-	-	96,0	-

Tabela 2. Wyniki badań kompatybilności z wodą złożową, zgodnie z Przykładem 8, inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg Przykładu 2, 3, 4, 5, 6, w porównaniu do znanego komercyjnego inhibitora do inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów. Badania wykonano dla wody złożowej, o wysokim stopniu mineralizacji, pobranej z kopalni ropy naftowej.

Inhibitor	Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów' wg wynalazku	Inhibitor komercyjny
Przykład	2	3	4	5	6
Roztwór inhibitora w wodzie złożowej, wy gląd w temperaturze w 20°C
Dozowanie	1,0%^)	30 % (v/v)	1 % (v/v)
PO wytworzeniu	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz
po 1 godzinie	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jedno rodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz
po 24 godzinach	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	wy dzielona u góry faza w postaci ciemnego oleju
Roztwór inhibitora w wodzie złożowej, wygląd w temperaturze w 80°C
Dozowanie		30,0 % (v/v)	1,0 % (νΛ)
Ρθ wytworzeniu	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz
po 1 godzinie	jedno rodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	wydzielona u góry faza w postaci ciemnego oleju
po 24 godzinach	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	jednorodna ciecz	wydzielona u góry faza w postaci ciemnego oleju

PL 237 624 Β1

Tabela 3. Wyniki badań właściwości deemulgujących zgodnie z Przykładem 9, wykonanych dla inhibitorów do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg Przykładu 2, 3, 4, 5, 6, w porównaniu do znanego komercyjnego inhibitora do inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów. Dozowanie inhibitora w układzie ropa-woda zmieszanych w stosunku 75 ml do 25 ml, dla inhibitora wg Przykładu 2-5: 100 mg/litr oraz dla inhibitora w rozcieńczonej wersji wg Przykładu 6: 3000 mg/litr. Dozowanie inhibitora kilkakrotnie przewyższało zalecane dozowanie inhibitora wg wynalazku, dla uzyskania jak najostrzejszych warunków procesu deemulgowania.

Inhibitor	Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg wynalazku	Próba zerowa	Inhibitor komercyjny
Przykład	2	3	4	5	6
Po 15 sekundach odstawama uzyskano
ropa naftowa	75 ml	75 ml	75 ml	75 ml	75 ml	0 ml	70 ml
międzyfaza	brak między fezy	brak międzyfazy	brak międzyfazy	brak międzyfazy	brak międzyfazy	100 ml	10 ml międzyfazy
woda złożowa	25 ml przeźroczyste j cieczy	25 ml przeźroczys te j cieczy’	25 ml przeźroczys tej cieczy	25 ml przeźroczys tej cieczy	25 ml przeźroczyste j cieczy	0 ml	20 ml przeźroczystej cieczy
Po 30 min odstawania uzyskano
ropa naftowa	75 nil	75 ml	75 ml	75 ml	75 ml	0 ml	75 ml
międzyfaza	brak międzyfezy	brak międzyfazy	brak międzyfazy	brak międzyfazy	brak między fazy	100 ml	5 ml międzyfazy
woda złożowa	25 ml przeźroczyste j cieczy	25 ml przeźroczys lej cieczy	25 ml przeźroczys tej cieczy	25 ml przeźroczys lej cieczy	25 ml przeźroczyste j cieczy	0 ml	20 ml przeźroczystej cieczy

Przeprowadzone badania przemysłowe inhibitora do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów wg wynalazku w kopalni, gdzie wydobywana jest parafinowa ropa naftowa o zawartości parafin 5%. Ropie naftowej towarzyszyła woda złożowa zawierająca 25% soli nieorganicznych. Podczas badań dozowano w sposób ciągły inhibitor wg wynalazku w ilości 20 mg/litr (20 ppm) na ropę naftową i wodę łącznie. Badania wykazały, że uzyskana średnia szybkość korozji dla stali węglowej wynosiła poniżej 0,05 mm/rok, a średnia szybkość tworzenia się osadu na elementach stalowych wynosiła poniżej 0,08 g/(doba-m²). Nie stwierdzono żadnych zakłóceń procesu wydobycia ropy naftowej, przepływ płynu złożowego był ciągły, z niezakłóconą normatywną wydajnością, nie stwierdzono zbyt niskiego ani zbyt wysokiego ciśnienia, nie zaobserwowano tworzenia się osadów nieorganicznych ani parafinowych, nie stwierdzono skłonności inhibitora do emulgowania ropy, nie zaobserwowano również skłonności inhibitora do pienienia.

Claims

1. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów zawierający pochodne imidazoliny, oksyetylenowane uwodornione aminy tłuszczowe, aminy, alkoholowe i węglowodorowe rozpuszczalniki, znamienny tym, że zawiera, w przeliczeniu na całkowitą masę inhibitora:

- składnik a) w ilości 0,002 do 90% masowych soli amoniowej, otrzymywanej z 3-metoksypropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla

PL 237 624 Β1 w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do aminy 1:1 do 1,5;

- składnik d) w ilości od 0,05 do 60,0% masowych minimum jednej pochodnej imidazoliny wybranej spośród: produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasami oleju talowego lub aminoetylo-imidazoliny lub mieszaniny zmodyfikowanych pochodnych imidazoliny, o wzorach ogólnych (1) i (2),

gdzie R2: C7 lub Cg

- składnik e) w ilości od 0,03 do 40,0% masowych minimum jednej alkoksylowanej aminy tłuszczowej, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 5 do 17;

- ewentualnie składnik h) w ilości od 0,001 do 0,2% masowych, to jest środki przeciwpienne, które stanowią pochodne siloksanowe i/lub oleje metylosilikonowe i/lub fluorosilikony i/lub inne znane środki przeciwpienne przeznaczone do stosowania w układach węg I o wod o ry-wod a.

2. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik a) zawiera sól 3-metoksypropyloaminy z kwasem dedecylobenzenosulfonowym, o średniej masie cząsteczkowej 300 do 350.

3. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1 i 2, znamienny tym, że jako składnik a) oprócz soli amoniowych, otrzymywanych z 3-metoksypropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego zawiera sole amoniowe, otrzymywane z alifatycznych poliamin o sumarycznym wzorze H2NC2H4 (HNC2H4) nNH2 gdzie n wynosi od 0 do 5, korzystnie od 0 do 3 z kwasem alkilobenzenosulfonowym o średniej masie cząsteczkowej od 200 do 500, zawierających

PL 237 624 B1 w grupie alkilowej od 4 do 20 atomów węgla, korzystnie od 8 do 14 atomów węgla, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:1 do 1: (n+2), gdzie n jest równe 0 do 3.

4. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik b) zawiera, od 0,1 do 30% masowych, polieterów silikonowych, o średniej masie cząsteczkowej korzystnie od 382 do 1042, o lepkości korzystnie od 350 do 2000 mm²/s i ekwiwalencie HLB od 7 do 9.

5. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1 i 4, znamienny tym, że jako składnik b) oprócz polieterów silikonowych zawiera, od 0,1 do 3,0% masowych, deemulgatora alkoksylowanej żywicy alkilofenolowej o RSN (ang. Relative Solubility Number) od 7 do 8.

6. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1 i 4, znamienny tym, że jako składnik b) oprócz polieterów silikonowych zawiera od 0,1 do 3,0% masowych kopolimerów blokowych tlenku etylenu i tlenku propylenu o sumarycznym wzorze H (OCH2CH2) xO (CH3CH2CH2O) y (CH2CH2O) zH gdzie x+z wynosi od 5 do 200, korzystnie od 7 do 195, a y wynosi od 20 do 40, korzystnie od 25 do 35.

7. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik c) zawiera sól sodową kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3) _n, o stężeniu w wodzie minimum 38%, o pH 1% roztworu w wodzie w granicach 8,5 do 11,5, o gęstości około 1,3 g/cm³.

8. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1 i 7, znamienny tym, że jako składnik c) zawiera, w ilości 0,05 do 10,0% masowych, soli sodowej kwasu poliasparginowego w postaci 40% roztworu w wodzie, o pH 1% roztworu w wodzie w granicach 9,5-10,5 oraz o lepkości dynamicznej w 20°C wynoszącej od 20-60 mPas.

9. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik d) zawiera, w ilości od 0,5 do 30,0% masowych, produktu kondensacji dietylenotriaminy z kwasami oleju talowego, o liczbie neutralizacji od 208 do 222 mg KOH/g.

10. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik d) zawiera, w ilości od 0,5 do 30,0% masowych, aminoetylo-imidazolinę, o masie cząsteczkowej ok. 310, o liczbie neutralizacji od 100 do 300 mg KOH/g.

11. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik e) korzystnie zawiera, w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, aminę talową, korzystnie uwodornioną, oksyetylenowaną 2 do 22 cząsteczkami tlenku etylenu, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 3 do 17.

12. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik e) korzystnie zawiera, w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, aminę kokosową oksyetylenowaną 2 do 22 cząsteczkami tlenku etylenu, o masie cząsteczkowej łącznej od 200 do 1500 i HLB od 3 do 17.

13. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik e) zawiera w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, uwodornione aminy talowe oksyetylenowane od 3 do 10 cząsteczek tlenku etylenu.

14. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik e) zawiera w ilości od 1,0 do 20,0% masowych, aminę kokosową oksyetylenowaną od 3 do 10 cząsteczek tlenku etylenu.

15. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik f) zawiera, w ilości od 3,0 do 30,0% masowych, 3-metoksypropyloaminę.

16. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik f) zawiera, w ilości od 3,0 do 30,0% masowych, monoetanoloaminę.

17. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik g) zawiera rozpuszczalniki węglowodorowe stanowiące frakcje aromatyczne o zakresie temperatur wrzenia od 50 do 300°C, korzystnie od 60 do 250°C.

18. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1 i 17, znamienny tym, że jako składnik g) zawiera rozpuszczalnik węglowodorowy ksylen.

19. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, 17 i 18, znamienny tym, że jako składnik g) zawiera rozpuszczalnik alkoholowy alkohol metylowy.

20. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, 17, 18, 19, znamienny tym, że jako składnik g) zawiera rozpuszczalnik alkoholowy alkohol izopropylowy.

21. Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej wg zastrz. 1, 17-20, znamienny tym, że jako składnik g) zawiera dodatkowo wodę w ilości od 0,05 do 50,0% masowych.