Éthyl octynol


Éthyl octynol
CAS 5877-42-9

L'éthyl octynol est un précurseur intermédiaire dans les inhibiteurs de corrosion des champs pétrolifères.
 
Nom chimique: éthyl octynol
Synonymes chimiques: 4-éthyl-3-hydroxy-1-octyne; 4-éthyl-1-octyn-3-0l; 4-éthyl-1-octyn-3-ol; EINECS 227-545-9; Ethyloctynol; NSC 62119; UNII-L1LYK1CE9P; 1-octyn-3-ol, 4-éthyl-; 1-octyne-3-ol, 4-éthyl-; 4-éthyloct-1-yn-3-ol
SYNONYME: éthyl octynol, 4-éthyl-3-hydroxy-1-octyne; 4-éthyl-1-octyn-3-ol; 3-Hydroxy-4-éthyl-1-octyne

N ° CE / Liste: 227-545-9
N ° CAS: 5877-42-9
Mol. formule: C10H18O

Applications principales: production de pétrole et de gaz
1. Produit chimique fluide de fracturation
2. Inhibiteur de corrosion des champs pétrolifères
3. Un précurseur intermédiaire

Les utilisations et les applications de l'éthyl octynol comprennent: un inhibiteur de corrosion dans l'acidification des puits de pétrole, le décapage de l'acier doux, le nettoyage de l'acier doux dans les systèmes acides; additif pour le bain de galvanoplastie; curatif pour peintures, élastomères, adhésifs

L'éthyl octynol est un inhibiteur de corrosion acide (décapage de l'acier, acidification des puits de pétrole) et un additif de bain de galvanoplastie.

Production
• 2-éthylhexaldéhyde + acétylène (éthynylation)


Produit: 4-Ethyl-1-octyn-3-ol (ETO, ETHYL OCTYNOL)
No CAS: 5877-42-9
Utilisation: Le 4-Ethyl-1-octyn-3-ol (ETO, ETHYL OCTYNOL) est principalement utilisé dans les domaines des inhibiteurs de corrosion et également utilisé comme intermédiaire.


ATAMAN CHEMICALS propose de l'alcool acétylénique
Les alcools acétyléniques que nous proposons sont: éthyl octynol, alcool propargylique, hexynol

1-octyn-3-ol, 4-éthyl-
4-ÉTHYL-3-HYDROXY-1-OCTYNE
4-ÉTHYL-1-OCTYN-3-OL 97 +%
4-éthyl-1-octyne-3-Ol
ÉTHYLOCTINOL
NSC 62119
TIMTEC-BB SBB005885
4-éthyl-1-octyn-3-o
4-éthyl-1-octyne-3-o
4-ÉTHYL-1-OCTYN-3-OL
(2-ÉTHYL-1-HYDROXYHEXYL) ACÉTYLÈNE
ÉTHYLOCTYNOL
4-éthyloct-1-yn-3-ol
4-éthyl-1-octyn-3-ol>

Cela fait maintenant plus de 30 ans que la découverte originale a été faite que les composés acétyléniques sont efficaces pour inhiber la corrosion du fer dans les milieux acides.
Depuis lors, la pratique industrielle de l'acidification des puits de pétrole est devenue bien établie, avec des composés acétyléniques clés tels que l'alcool propargylique, l'hexynol et l'éthyl octynol assumant des rôles de plus en plus importants.
On s'attend à ce que des composés à triple liaison nouveaux et plus stables correctement formulés et mis en synergie avec des composés azotés soient utilisés plus largement à mesure que les exigences de température, de stabilité et de performance augmentent.
Une évaluation est faite des caractéristiques structurelles qui améliorent ou limitent les performances de corrosion d'un acétylénique donné.
De nouvelles données impliquant des mélanges d'acétyléniques, des complexes liés à l'hydrogène et l'utilisation de nouveaux synergistes azotés sont également couvertes.
Les données tabulaires à 200 / sup 0 / F se rapprochent des conditions les plus ardues d'un travail d'acidification de puits de pétrole utilisant un tube N-80.
Les performances d'inhibiteurs tels que l'hexynol, l'éthyl octynol ou l'OW-1 sont améliorées par l'utilisation de synergistes azotés, tels que l'éthylènediamine (EDA), le DMF, l'urée ou l'ammoniac.
Une deuxième donnée tabulaire à 250 / sup 0 / F des conditions approximatives dans des trous profonds sous pression. (15 réf.)


1. Un procédé pour inhiber la corrosion oxydante par piqûres associée au dioxyde de chlore comprenant:
générer une solution de dioxyde de chlore dans laquelle la concentration de dioxyde de chlore est comprise entre 0,01% et 10% en volume; et

injection dans la solution de dioxyde de chlore d'environ 25% à environ 100% en volume sur la base du dioxyde de chlore d'une solution d'inhibiteur constituée essentiellement d'une proportion fonctionnellement opérationnelle d'une amine quaternaire cyclique, d'un tensioactif, d'un alcool acétylinique et d'un solvant efficace pour inhiber l'oxydation corrosion par piqûres associée au dioxyde de chlore.

2. Procédé selon la revendication 1 ou 19, dans lequel l'amine quaternaire cyclique est choisie dans le groupe constitué par l'alkyl pyridine, la benzyl amine quaternaire quinoléine quaternaire amine, la cocodiméthyl amine quaternaire, la triméthylamine quaternaire de soja et leurs mélanges.

3. Le procédé selon la revendication 1 ou 19 dans le tensioactif est choisi dans le groupe constitué par l'éthoxylate de nonylphénol, l'alcool éthoxylé, l'amine éthoxylée et leurs mélanges.

4. Procédé selon la revendication 1 ou 10, dans lequel l'alcool acétylinique est choisi dans le groupe constitué par l'éthyl octynol, l'alcool propargylique et leurs mélanges.

5. Procédé selon la revendication 1 ou 10, dans lequel le solvant est choisi dans le groupe constitué par l'alcool isopropylique, l'alcool éthylique, l'alcool méthylique, l'eau et leurs mélanges.

6. Procédé selon la revendication 1 ou 19, dans lequel la solution d'inhibiteur consiste essentiellement en une alkylpyridine, un éthoxylate de nonylphénol d'amine quaternaire, d'éthyloctynol et d'alcool isopropylique.

7. Procédé selon la revendication 1 ou 19, dans lequel dans l'amine quaternaire cyclique va de 1 à 80% en volume, le tensioactif va de 0,5 à 50% en volume, l'alcool acétylinique va de 0,5 à 50% en volume et le solvant va de de 10 à 80% en volume.

8. Procédé selon la revendication 7 dans lequel l'amine quaternaire cyclique va de 10 à 40% en volume, le tensioactif va de 1 à 40% en volume, l'alcool acétylinique va de 1 à 15% en volume et le solvant va de 5 à 60% en volume.

9. Une solution pour inhiber la corrosion oxydante par piqûres associée au dioxyde de chlore, constituée essentiellement de
(a) d'environ 0,01% à 10% en volume de dioxyde de chlore, et

(b) d'environ 25% à environ 100% en volume sur la base de ladite concentration de dioxyde de chlore, d'une proportion fonctionnellement opérationnelle d'une amine quaternaire cyclique, d'un tensioactif, d'un alcool acétylinique et d'un solvant efficace pour inhiber ladite corrosion.

10. Solution selon la revendication 9, dans laquelle les amines quaternaires cycliques sont choisies dans le groupe consistant en alkyl pyridine, benzyl amine quaternaire, quinoléine quaternaire amine, cocodiméthyl amine quaternaire, soja triméthyl amine quaternaire et leurs mélanges.

11. Solution selon la revendication 9, dans laquelle l'agent tensioactif est choisi dans le groupe constitué par l'éthoxylate de nonylphénol, l'alcool éthoxylé, l'amine éthoxylée et leurs mélanges.

12. Solution selon la revendication 9, dans laquelle l'alcool acétylinique est choisi dans le groupe constitué par l'éthyl octynol, l'alcool propargylique et leurs mélanges.

13. Solution selon la revendication 9, dans laquelle le solvant est choisi dans le groupe constitué par l'alcool isopropylique, l'éthanol, le méthanol, l'eau et leurs mélanges.

14. Solution selon la revendication 9, dans laquelle l'amine quaternaire cyclique va de 1 à 80% en volume, le tensioactif va de 0,5 à 50% en volume, l'alcool acétylinique va de 0,5 à 50% en volume et le solvant va de 10 à 80% en volume.

15. Solution selon la revendication 14, dans laquelle l'amine quaternaire cyclique va de 10 à 40% en volume, le tensioactif va de 1 à 40% en volume, l'alcool acétylinique va de 1 à 15% en volume et le solvant va de 5 à 60% en volume.

16. Procédé selon la revendication 3, dans lequel l'amine éthoxylée est choisie dans le groupe constitué par les amines de soja, les coco amines, les diamines de suif, les amines de laurier et leurs mélanges.

17. Solution selon la revendication 11, dans laquelle l'amine éthoxylée est choisie dans le groupe constitué par les amines de soja, les coco amines, les diamines de suif, les amines de laurier et leurs mélanges.

18. Solution selon la revendication 9, dans laquelle la solution d'inhibiteur comprend de l'alcool isopropylique, une alkylpyridine amine quaternaire, un éthoxylate de nonylphénol et de l'éthyloctynol.

19. Procédé de traitement de puits souterrains pour inhiber la corrosion par piqûres oxydantes, qui comprend
introduire dans ledit puits un fluide aqueux contenant d'environ 0,01% à environ 10% en volume de dioxyde de chlore et un additif inhibiteur présent en une quantité d'environ 25% à environ 100% en volume sur la base dudit dioxyde de chlore, ledit additif inhibiteur étant constitué essentiellement d'une amine quaternaire cyclique, d'un tensioactif et d'un alcool acétylinique et d'un solvant en une proportion efficace pour inhiber ladite corrosion, et

pomper ledit fluide aqueux à travers ledit puits pour mettre en contact ledit fluide avec des surfaces métalliques dans ledit puits.

20. Procédé selon la revendication 19, dans lequel ledit fluide aqueux est introduit dans ledit puits à une pression comprise entre 50 et 5 000 p.s.i.

La description:
RÉFÉRENCE CROISÉE À UNE APPLICATION CONNEXE

Ceci est une application connexe de la demande de brevet américain Ser. No. 06/944 794 déposé le 22 décembre 1986, maintenant le brevet U.S. N ° 4 823 826 pour "Processus et appareil pour l'introduction de dioxyde de chlore aqueux dans les systèmes d'injection d'eau à haute pression."

CONTEXTE DE L'INVENTION

1. Domaine de l'invention

Le domaine de la présente invention est le traitement des puits d'injection d'eau à haute pression. Un autre aspect de la présente invention concerne un inhibiteur de corrosion destiné à être utilisé en relation avec de l'eau de traitement de puits d'injection, et en particulier de l'eau qui est acide ou qui comprend du dioxyde de chlore.

2. Art connexe

L'industrie pétrolière utilise une variété de techniques pour maximiser la récupération du pétrole de toute formation pétrolière particulière. L'une des méthodes utilisées est l'injection d'eau sous haute pression en un point éloigné du site d'extraction d'huile. De grandes quantités d'eau sont injectées sous haute pression dans les sables pétrolifères et sont éliminées sur le site du puits de pétrole avec le pétrole résidant. De telles méthodes nécessitent généralement jusqu'à vingt parties d'eau par partie d'huile récupérée. Compte tenu de cette grande quantité d'eau requise, de nombreux producteurs de pétrole utilisent la grande source d'eau la plus proche, qui peut être un océan environnant, une baie voisine ou de l'eau produite avec le pétrole. Peu de soin est apporté à la purification de l'eau d'injection et, par conséquent, une grande variété d'impuretés est souvent injectée dans le puits d'injection d'eau.

Le débit constant d'eau impure et l'environnement chaud, semblable à un incubateur, des systèmes de traitement de l'eau des champs pétrolifères encouragent la croissance incontrôlée de la biomasse, source de nombreux problèmes coûteux. La croissance bactérienne, si elle n'est pas contrôlée, provoque: la formation de sulfure d'hydrogène, un gaz toxique et corrosif qui se nourrit de la tuyauterie dans les systèmes de récupération d'eau et de vapeur; l'accumulation de biomasse gommeuse qui adhère aux surfaces et aux médias filtrants et réduit considérablement l'efficacité de l'équipement; formation de sulfure de fer abrasif qui porte les pompes d'injection, diminue l'injectivité, encrasse les conduites d'écoulement et provoque la corrosion; tout cela augmente les coûts d'exploitation et réduit la production de pétrole. L'accumulation résultante au niveau du tamis menant du tubage aux sables pétrolifères restreint l'écoulement de l'eau à travers le tube et le tamis. Comme le débit est restreint, moins d'eau peut être pompée à travers le système, ce qui entraîne une diminution de la production de pétrole. Si la tubulure d'injection d'eau et le tamis ne sont pas nettoyés périodiquement, le tamis peut devenir entièrement obstrué.

Une procédure communément acceptée pour nettoyer ces boîtiers d'injection d'eau consiste à injecter de l'acide chlorhydrique dans le puits d'injection d'eau. L'acide chlorhydrique, en maintenant le pH du système bas, solubilise certains des matériaux indésirables afin qu'ils puissent être éliminés du puits d'injection d'eau. Cette méthode souffre de plusieurs problèmes. Premièrement, de tels mélanges peuvent être très corrosifs et corroderont le puits d'injection d'eau. De plus, un tel mélange a peu ou pas d'effet sur la biomasse qui pourrait s'être accumulée. Cette biomasse est souvent le principal obstacle. Enfin, cette méthode de nettoyage est relativement coûteuse.

Les solutions aqueuses d'acide chlorhydrique typiques comprennent 15% en volume d'acide chlorhydrique ou 12% en volume d'acide chlorhydrique et 3% en volume d'acide fluorhydrique. Bien que de telles solutions facilitent l'injectivité des puits d'injection en réagissant avec les écailles de carbonate sur les parois du puits et des tuyaux, les solutions sont très corrosives pour les tuyaux en fer, provoquant une gravure conduisant à une dégradation supplémentaire. De plus, une fois que l'acide chlorhydrique est dissipé dans l'écoulement d'eau, le sulfure d'hydrogène provenant du puits d'injection réapparaît, provoquant ainsi une formation supplémentaire de tartre de carbonate.

Pour inhiber les effets corrosifs des solutions d'acide chlorhydrique et d'acide fluorhydrique, des inhibiteurs de corrosion sont généralement ajoutés au débit d'eau. Les inhibiteurs typiques comprennent les amines quaternaires et les alcools d'acétylène, qui sont mélangés avec un tensioactif dans une solution aqueuse.

Le dioxyde de chlore a trouvé sa place dans une utilisation limitée dans l'industrie de la production de pétrole. Ce matériau a été reconnu pour le traitement des fluides produits dans les champs pétrolifères. Il est fait référence au brevet canadien n ° 1 207 269, délivré le 8 juillet 1986, dont la divulgation est incorporée ici à titre de référence. Il est également fait référence à Smeck, brevet U.S. N ° 4 077 879, délivré le 7 mars 1978. Dans ces procédés, le dioxyde de chlore est typiquement utilisé pour le traitement de surface des fluides produits par les champs pétrolifères.

Voir également Masschelein, W. J. "Chlorine Dioxide-Chemistry and Environmental Impact of Oxychlorine Compounds", Ann Arbor Science Publishers, Inc. (1979), dont la divulgation est incorporée ici à titre de référence.

Le dioxyde de chlore est connu pour être un matériau hautement corrosif. La corrosion des métaux due au dioxyde de chlore est caractérisée par une corrosion par piqûres sévère. Une corrosion de ce type peut conduire à des défaillances catastrophiques des métaux exposés à cet environnement.

Par conséquent, il existe un besoin d'inhiber la corrosion provoquée par le dioxyde de chlore et d'autres acides si le dioxyde de chlore et ces acides sont utilisés dans un procédé pour traiter des puits d'injection d'eau ou de production de pétrole.

RÉSUMÉ DE L'INVENTION

La présente invention concerne un inhibiteur de corrosion qui peut être utilisé en relation avec un procédé à base de dioxyde de chlore pour éliminer ou contrôler l'accumulation de dépôts dans un puits d'injection d'eau ou de production de pétrole. Dans le procédé à base de dioxyde de chlore, le dioxyde de chlore est fabriqué puis injecté sous haute pression dans un courant d'injection d'eau à haute pression dans un puits. Le dioxyde de chlore dans le courant d'injection d'eau élimine la biomasse et dissout la biomasse résultante et les sulfures de fer qui peuvent s'être accumulés dans le boîtier d'injection d'eau et au tamis menant à la formation de production de pétrole. Le pH du flux d'injection combiné est maintenu à un niveau qui évite une corrosion excessive du tubage d'injection, du tamis ou d'autres parties du puits.

On a découvert qu'un inhibiteur de corrosion unique peut être ajouté à l'eau qui s'écoule en aval du point de génération de dioxyde de chlore. L'inhibiteur de corrosion réduit non seulement la vitesse de corrosion, mais facilite également de manière inattendue l'élimination de la corrosion de type piqûre. A cet égard, il doit être apprécié que l'inhibiteur de corrosion en général inhibe la corrosion acide, pas seulement la corrosion due au dioxyde de chlore.

L'inhibiteur de corrosion de la présente invention est une solution comprenant au moins quatre composants, à savoir, une amine quaternaire cyclique, un tensioactif, un alcool acétylinique et un solvant. Les solutions d'inhibiteur de corrosion de la présente invention se sont avérées efficaces pour des concentrations de dioxyde de chlore dans l'eau courante de 0,01% à 10% en volume.

L'utilisation des solutions inhibitrices de la présente invention permet l'utilisation de concentrations élevées de dioxyde de chlore dans un procédé pour éliminer ou contrôler l'accumulation de dépôts dans un puits d'injection d'eau ou de production d'huile qui est à base de dioxyde de chlore, sans subir de taux de corrosion élevés sur l'équipement. ou tubulure de puits, vannes et autres composants de puits.

BREVE DESCRIPTION DU DESSIN

FIGUE. 1 illustre schématiquement un réacteur de procédé pour produire du dioxyde de chlore

FIGUE. 2 illustre schématiquement un autre réacteur de procédé pour produire du dioxyde de chlore.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION PRÉFÉRÉS

La présente invention concerne une solution d'inhibiteur de corrosion qui est utilisée en relation avec un procédé à base de dioxyde de chlore pour éliminer ou contrôler l'accumulation de dépôts dans un puits d'injection d'eau ou de production de pétrole. Les inhibiteurs de corrosion de la présente invention comprennent au moins quatre composants, à savoir une amine quaternaire cyclique, un tensioactif, un alcool acétylinique et un solvant. De préférence, le tensioactif est un tensioactif non ionique et le solvant est une solution aqueuse ou alcoolique.

Les composés amine quaternaire cyclique comprennent les composés amine quaternaire bicyclique et comprennent également l'amine quaternaire d'alkylpyridine dans laquelle l'alkyle est n'importe quel groupe alkyle, la benzylamine quaternaire, la cocodiméthylbenzylamine quaternaire, la triméthylamine quaternaire de soja, l'amine quaternaire de quinoléine et leurs mélanges. L'alkylpyridine est préférée.

Les alcools acétyliniques comprennent n'importe lequel de la famille des alcools contenant une liaison tertiaire comme l'éthyl octynol, l'alcool propargylique, les méthoxylates de butyne diol et de butyne diol et leurs mélanges, l'éthyl octynol et l'alcool propargylique étant préférés. À cet égard, l'éthyl octynol est plus préféré dans les écoulements d'eau avec des températures supérieures à 200 ° F ou à des températures inférieures à 50 ° F.

L'agent tensioactif est de préférence non ionique et comprend l'éthoxylate de nonylphénol, les alcools éthoxylés, les amines éthoxylées et leurs mélanges. Un tensioactif est vendu par Rohm & Haas sous la marque Triton X100.

Tous les composés éthoxylés ci-dessus ont des quantités variables d'oxyde d'éthylène qui leur sont ajoutées. Aux fins de la présente invention, de 1% à 14% en volume peuvent être ajoutés, bien que des quantités plus élevées soient également acceptables. En outre, les amines éthoxylées qui peuvent être utiles comprennent celles dans la gamme C12-C18 telles que les amines de soja, les coco amines, les diamines de suif et les amines de laurier.

Le solvant est de préférence un non-hydrocarbure tel que l'eau / IPA; cependant, des alcools à chaîne droite tels que les alcools méthyliques et éthyliques peuvent également être utilisés ainsi que d'autres alcools de faible poids tels que l'alcool isopropylique et leurs mélanges.

L'inhibiteur de corrosion est de préférence pré-mélangé et peut être injecté dans la conduite d'écoulement d'eau en aval de la source de dioxyde de chlore. Par exemple, en se référant aux Fig. 1 et 2, en aval du réacteur basse pression 54.

Le dioxyde de chlore est injecté dans la conduite d'écoulement d'eau à une pression proportionnelle à la pression de l'écoulement, par exemple de 50 à 5 000 psi. À des températures plus élevées de l'écoulement, une quantité accrue d'inhibiteur de corrosion est nécessaire.

De préférence, l'inhibiteur est injecté dans la conduite d'écoulement d'eau en un point proche du réacteur, mais en aval. Dans ce cas, il est possible d'utiliser des tuyaux en acier dur en aval plutôt que des tuyaux Kynar plus chers.

Les inhibiteurs se sont avérés efficaces pour une concentration de dioxyde de chlore de 0,01% à 10% en volume. Des températures allant de 50 ° F à 200 ° F n'ont pas d'impact sur les performances des solutions inhibitrices préférées. La pression n'a aucun effet sur les performances des inhibiteurs.

L'utilisation de ces inhibiteurs permet l'utilisation de concentrations élevées de dioxyde de chlore sans subir de taux de corrosion élevés sur l'équipement, les tubes de puits ou les vannes. Les inhibiteurs ne sont pas non plus oxydés par le dioxyde de chlore.

En général, les solutions d'inhibiteur comprendront, en pourcentage en volume, de 1 à 80 amine quaternaire cyclique, de 0,5 à 50 tensioactifs, de 0,5 à 50 alcool acétylinique et de 10 à 80 solvant. De préférence, les solutions d'inhibiteur comprendront en pourcentage en volume, de 10 à 40 amine quaternaire cyclique, de 1 à 40 tensioactif, de 1 à 15 alcool acétylinique et de 5 à 60 solvant.

La quantité de solution d'inhibiteur injectée dans le système d'eau courante à base de dioxyde de chlore dépendra de la concentration de dioxyde de chlore. Pour des concentrations de dioxyde de chlore allant de 0,01% à 10% en volume, de 0,0025 à 10% en volume de la solution d'inhibiteur de corrosion sont utilisés. Typiquement, la quantité d'inhibiteur de corrosion utilisée va de 25 à 100% de la concentration de dioxyde de chlore et de préférence de 25 à 75% de la concentration de dioxyde de chlore.

Des exemples de solutions d'inhibiteur de corrosion sont présentés ci-dessous:

EXEMPLE 1

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
5
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 25
______________________________________
EXEMPLE 2

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 50
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
dix
Éthyl octynol 10
Eau 30
______________________________________
EXEMPLE 3

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Amine quaternaire de quinoléine
20
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
dix
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 4

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Cocodiméthyl benzyl amine quaternaire
20
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
dix
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 5

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Amine de soja éthoxylée (10 moles)
dix
Amine de soja éthoxylée (14 moles)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 6

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Amine de soja éthoxylée (14 moles)
dix
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 7

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Amine de soja éthoxylée (10 moles)
dix
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 8

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Quinoline Ouaternary Amine
20
Amine de soja éthoxylée (14 moles)
dix
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 9

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 10
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
60
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
5
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
5
Éthyl octynol 10
Eau 10
______________________________________
EXEMPLE 10

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 30
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
dix
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 20
______________________________________
EXEMPLE 11

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 35
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Éthoxylate de nonyl phénol (14 mole)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 25
______________________________________
EXEMPLE 12

______________________________________
INGRÉDIENT%
______________________________________

Alcool isopropylique 35
Amine quaternaire d'alkyl pyridine
20
Éthoxylate de nonyl phénol (10 moles)
dix
Éthyl octynol 10
Eau 25
______________________________________
(Notez que dans les exemples ci-dessus, "(10 ou 14 moles)" à côté d'un composant signifie que la source de composant a été éthoxylée avec 10 ou 14 moles d'oxyde d'éthylène, par exemple "(10 mole)" à côté d'un composant signifie que le la source de composant a été éthoxylée avec 10 moles d'oxyde d'éthylène.)

Les solutions d'inhibiteur de corrosion de la présente invention sont utilisées dans un procédé à base de dioxyde de chlore pour éliminer ou contrôler l'accumulation de dépôts dans un puits d'injection d'eau ou de production de pétrole. Le procédé à base de dioxyde de chlore implique le mélange d'eau, d'acide chlorhydrique, de chlorate de sodium ou de chlorite de sodium et, éventuellement, de chlorure de sodium, le mélange se produisant typiquement sous pression. Ces ingrédients peuvent être mélangés dans un système de réacteur à écoulement continu qui a trois courants d'alimentation et un courant de produit. Un flux d'alimentation est l'eau. Le deuxième flux d'alimentation est composé d'acide chlorhydrique. Le troisième contient le courant de précurseur composé de chlorate de sodium, de chlorite de sodium et éventuellement de chlorure de sodium dans un courant d'eau.

En se tournant en détail vers le dessin, un schéma d'un système de réacteur de procédé est illustré sur la Fig. 1. Un réservoir 10 contient un précurseur composé de chlorate de sodium, de chlorite de sodium et éventuellement de chlorure de sodium dans une base aqueuse. Ce mélange est pompé par une pompe précurseur 12 dans un flux d'alimentation de précurseur 14 à travers un clapet anti-retour 16. Un réservoir 18 contient de l'eau qui est pompée par une pompe à eau 20 dans un flux d'alimentation 22 et combinée avec le flux d'alimentation 14 pour former un flux d'alimentation 24. Un autre réservoir 26 contient de l'acide chlorhydrique, qui est pompé par une pompe à acide 28 dans un flux d'alimentation 30. Le flux d'alimentation 24 est pompé devant un clapet anti-retour 32 et le flux d'alimentation 30 est pompé devant un clapet anti-retour 34 où ils sont combinés pour former un flux de réaction 36. Le courant de réaction 36 passe dans un réacteur à haute pression 38 qui est équipé d'un mélangeur en ligne.

Un courant de produit 40 contient les composés résultants, y compris une grande proportion de dioxyde de chlore. La pression de l'ensemble du système doit être maintenue à un niveau suffisant pour maintenir le dioxyde de chlore dissous dans le mélange réactionnel dans un courant de produit 40. Un manomètre 42 peut être situé près d'un réacteur 38 ou à tout autre emplacement commode. Les pressions normales dépassent 500 psi. Le réacteur 38 fonctionne de préférence à une pression comprise entre 500 et 5000 livres par pouce carré de sorte qu'il puisse être facilement utilisé pour une injection en aval, soit directement, soit via une pompe d'appoint, dans le puits d'injection d'eau avec une température typique d'environ 130 ° F.

Le flux d'acide chlorhydrique 30 peut être avantageusement constitué d'environ 30% de chlorure d'hydrogène en poids, et un flux de précurseur de dioxyde de chlore 14 contient plus de 10% de chlorate de sodium et / ou de chlorite de sodium. À des niveaux supérieurs à 35%, la capacité de solubilisation peut être dépassée. Dans un mode de réalisation plus préféré, le courant de précurseur 14 contient environ 28% de chlorate de sodium, environ 3% de chlorite de sodium et environ 7% de chlorure de sodium. Il serait évident pour l'homme du métier d'optimiser la vitesse d'alimentation des divers courants d'alimentation pour obtenir le résultat le plus efficace et le plus économique. Compte tenu des courants qui viennent d'être décrits, le mode de réalisation préféré alimenterait en continu des parties égales de chacun des trois courants d'alimentation 14, 22 et 30. Une telle réaction produirait un courant de produit 40 contenant environ une livre de dioxyde de chlore pour chaque gallon de courant d'alimentation de précurseur. 14 et le courant de produit 40 aurait un pH d'environ 0,5.

Bien que l'utilisation de chlorure de sodium soit facultative, elle a tendance à augmenter le rendement en dioxyde de chlore. D'autre part, cela entraîne également une augmentation de la formation de sel et, par conséquent, nécessite de l'eau supplémentaire pour rincer de manière adéquate le système de réacteur. Un mode de réalisation d'optimisation peut impliquer l'utilisation d'un rapport légèrement plus grand d'acide chlorhydrique aux deux autres courants d'alimentation, résultant en un rapport du courant d'acide chlorhydrique 30 au courant d'eau 22 au courant d'alimentation de précurseur 14 d'environ 1,0 / 0,5 / 0,5. Bien entendu, le ratio optionnel variera en fonction des conditions présentes sur chaque site individuel.

De plus, tout acide minéral fort ou autre donneur de protons (par exemple, l'acide sulfurique, l'acide nitrique ou l'acide oxalique) peut être utilisé comme substitut de l'acide chlorhydrique. Pour diverses raisons, telles que le coût relatif du composant ou du sel résultant ou d'autres formations de dépôt, cependant, l'acide chlorhydrique est le composant de choix.

Etant donné le pH bas du produit de réaction, il est important de construire le système de réacteur en un matériau non soumis à une corrosion excessive. Un mode de réalisation préféré du présent procédé utilise un système de réacteur à haute pression composé, par exemple, d'alliages de molybdène tels que l'un de la famille des alliages "HASTELLOY" fabriqués par Cabot Satellite Division, Kokomo, Indiana, pour tous les articles en aval du clapet anti-retour 32 .

Etant donné la nature généralement explosive du dioxyde de chlore, ou la nécessité de le maintenir dans un état dissous et pressurisé, il est préférable que le dioxyde de chlore soit fabriqué sur place. Un tel système de réacteur, produisant des quantités suffisantes de dioxyde de chlore pour desservir un puits d'injection d'eau typique, peut être facilement construit sur un camion ou une remorque pour être transporté jusqu'au site du puits.

Sur le site du puits, le courant de produit 40 est acheminé vers le puits. Plusieurs applications sont possibles.
Un aiguillon, également construit en un matériau non corrosif tel que l'un des matériaux "HASTELLOY" décrits ci-dessus, peut être inséré dans le tube du puits d'injection.
Le dard doit être inséré à une profondeur telle que tout courant de produit émanant de la pointe du dard se mélange facilement avec l'eau d'injection, et ainsi, s'écoule dans le tubage du puits d'injection. Pour servir le même objectif de mélange adéquat et rapide, le dard peut être équipé de centreurs pour maintenir la pointe du dard au centre de la tubulure du puits d'injection. Pour une adaptabilité accrue, un mode de réalisation préféré a une section de tuyau flexible ou de tubulure 44 reliant le système de réacteur à l'appareil stinger. Ce tube 44 doit avoir une surface intérieure non corrodable telle que "TEFLON". En variante, une bobine peut être utilisée. Bien entendu, la bobine doit également être en matériau non corrosif. Un tube enroulé peut également être utilisé qui est inséré à travers la tête de puits jusqu'à la profondeur des perforations en fond de trou. Comme un tel tube enroulé n'est généralement pas fait d'un matériau résistant à la corrosion, il faut veiller à assurer un contrôle efficace de la corrosion tout au long du traitement.

Si le réacteur du procédé de production est maintenu à une pression suffisante, l'injection dans le tube du puits d'injection sera facilement réalisée.
Les puits d'injection d'eau standard sont conçus pour fonctionner dans la plage de mille à quatre mille psi et une pression plus élevée dans le système de réacteur permettra une injection simple.

La plage de concentration d'injection ainsi que la durée pendant laquelle le courant de dioxyde de chlore est injecté peuvent être modifiées pour optimiser le système particulier. Pour éviter une corrosion excessive du tube ou du tubage du puits d'injection, il est préférable de maintenir la vitesse d'injection du courant de dioxyde de chlore à un niveau tel que le pH des courants d'injection d'eau et de dioxyde de chlore combinés reste à 4,5 ou plus.

Un deuxième mode de réalisation sur le générateur est illustré à la Fig. 2. Dans ce système, un générateur basse pression est utilisé avec un surpresseur haute pression. Les coûts d'équipement et les considérations de sécurité suggèrent l'utilisation d'un tel système de générateur basse pression avec un surpresseur pour atteindre les pressions de tête de puits. En regardant la figure. 2, une pompe à précurseur 50 délivre le précurseur du réservoir 52 au réacteur basse pression 54. Le réacteur peut être maintenu à environ 500 psi. Une pompe à acide 56 délivre de manière similaire de l'acide à partir d'un réservoir 58 et une pompe à eau 60 délivre de l'eau à partir d'une source 62.

L'eau d'injection est prélevée à une source 64. Un inhibiteur est ajouté à partir d'un réservoir 66 par une pompe 68 au courant d'eau. Une pompe de recirculation 70 entraîne le mélange eau / inhibiteur vers une pompe d'appoint haute pression 72. Le courant haute pression est ensuite injecté dans le puits.

Comme discuté ci-dessus, un inhibiteur de corrosion est de préférence utilisé. Les taux d'injection sont tels que le pH du courant d'effluent dans le puits est faible dans le régime de corrosion acide. Les inhibiteurs standard utilisés dans les applications de surface ne sont pas efficaces dans ce type d'application. Les applications de surface sont normalement à de faibles doses (<0,05% comme précurseur) et les inhibiteurs contenant des métaux sont efficaces. Le chrome, issu du bichromate de sodium, en est un bon exemple. Les inhibiteurs de surface standard accélèrent en fait la corrosion.

Les inhibiteurs de la présente invention inhibent à la fois l'oxydant et la corrosion acide subis à des doses élevées de courant d'oxydant. L'inhibiteur préféré est efficace dans les gammes de pH inférieures et ne contient pas de composants qui seraient réactifs avec le courant d'oxydant.

Une procédure de nettoyage typique peut impliquer la mise en place du système d'injection de dioxyde de chlore de la présente invention lorsque le débit du puits de pétrole d'injection d'eau a diminué de 25 à 50 pour cent de sa capacité de pompage d'origine. Si le puits est un puits d'injection d'eau typique de 1000 à 2000 barils par jour, la procédure de nettoyage standard peut impliquer le traitement de 30 gallons par heure du flux de précurseur et l'injection du flux de produit résultant dans le puits pendant une période comprise entre 1 et 24 heures. . Après un traitement approprié, généralement plus de 75% de la capacité de pompage d'origine du puits est rétablie.

Dans un exemple spécifique, le traitement de puits d'injection d'eau à une profondeur de 1500 à 1600 pieds dans des formations de sable non consolidées a été entrepris pendant six à douze heures, tandis que le puits continue de prendre de l'eau sans arrêt. Un à deux fûts de précurseur et un à deux fûts de HCl à 30% ont été utilisés pour créer un courant d'oxydant au cours du temps de pompage. Les résultats de ces tests indiquent qu'un tel processus est comparable pour le nettoyage des puits à un travail acide normal consistant en un traitement avec 1000 gallons. de 15% de HCl. Un tel traitement normal consiste à fermer le puits, à traiter le puits et à le laisser enfermé jusqu'à 24 heures. Le précurseur est un mélange 9/1 chlorate / chlorite de sodium qui est mis à réagir avec HCl. Le chlorite de sodium peut également être utilisé comme précurseur alternatif.


1-octyn-3-ol, 4-éthyl-
1-octyne-3-ol, 4-éthyl-
4-éthyl-1-octyn-3-0l
4-éthyl-1-octyn-3-ol
4-éthyloct-1-yn-3-ol
Einecs 227-545-9
Éthyloctynol
Nsc 62119


 

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