Этил октинол

Этил октинол
CAS 5877-42-9

Этилоктинол является промежуточным предшественником ингибиторов коррозии на нефтяных месторождениях.
 
Химическое название: этил октинол
Химические синонимы: 4-этил-3-гидрокси-1-октин; 4-этил-1-октин-3-0л; 4-этил-1-октин-3-ол; EINECS 227-545-9; Этилоктинол; NSC 62119; UNII-L1LYK1CE9P; 1-октин-3-ол, 4-этил-; 1-октин-3-ол, 4-этил-; 4-этилокт-1-ин-3-ол
СИНОНИМ: этилоктинол, 4-этил-3-гидрокси-1-октин; 4-этил-1-октин-3-ол; 3-гидрокси-4-этил-1-октин

EC / Номер списка: 227-545-9
Номер CAS: 5877-42-9
Мол. формула: C10H18O

Основные области применения: добыча нефти и газа
1. Химический флюид гидроразрыва
2. Ингибитор нефтяной коррозии.
3. Промежуточный прекурсор

Применение и применение этилоктинола включает: ингибитор коррозии при кислотной обработке нефтяных скважин, травлении низкоуглеродистой стали, очистке низкоуглеродистой стали в кислотных системах; добавка для гальванических ванн; отвердитель для красок, эластомеров, клеев

Этилоктинол - ингибитор кислотной коррозии (травление стали, кислотная обработка нефтяных скважин) и добавка для гальванических ванн.

Производство
• 2-этилгексальдегид + ацетилен (этинилирование)


Продукт: 4-этил-1-октин-3-ол (ETO, ETHYL OCTYNOL)
Номер CAS: 5877-42-9
Использование: 4-Этил-1-октин-3-ол (ETO, ETHYL OCTYNOL) в основном используется в области ингибиторов коррозии, а также используется в качестве промежуточного продукта.


ATAMAN CHEMICALS предлагает ацетиленовый спирт
Предлагаемые нами ацетиленовые спирты: этилоктинол, пропаргиловый спирт, гексинол.

1-октин-3-ол, 4-этил-
4-ЭТИЛ-3-ГИДРОКСИ-1-ОКТИН
4-ЭТИЛ-1-ОКТИН-3-OL 97 +%
4-этил-1-октин-3-ол
ЭТИЛОКТИНОЛ
NSC 62119
TIMTEC-BB SBB005885
4-этил-1-октин-3-о
4-этил-1-октин-3-о
4-ЭТИЛ-1-ОКТИН-3-OL
(2-ЭТИЛ-1-ГИДРОКСИГЕКСИЛ) АЦЕТИЛЕН
ЭТИЛОКТИНОЛ
4-этилокт-1-ин-3-ол
4-Этил-1-октин-3-ол>

Прошло уже более 30 лет с тех пор, как было сделано первоначальное открытие, что ацетиленовые соединения эффективны в подавлении коррозии железа в кислой среде.
С тех пор промышленная практика кислотной обработки нефтяных скважин стала хорошо развитой, и ключевые ацетиленовые соединения, такие как пропаргиловый спирт, гексинол и этилоктинол, стали играть все более важную роль.
Ожидается, что новые и более стабильные соединения с тройной связью, правильно сформулированные и синергизированные с соединениями азота, будут более широко использоваться по мере повышения требований к температуре, стабильности и характеристикам.
Оцениваются структурные особенности, которые увеличивают или ограничивают коррозионные характеристики данного ацетиленового соединения.
Также освещаются новые данные, касающиеся смесей ацетиленовых соединений, комплексов с водородными связями, и использования новых синергистов азота.
Табличные данные при 200 / sup 0 / F приблизительно соответствуют наиболее напряженным условиям кислотной обработки нефтяной скважины с использованием НКТ N-80.
Эффективность таких ингибиторов, как гексинол, этилоктинол или OW-1 улучшается за счет использования азотных синергистов, таких как этилендиамин (EDA), DMF, мочевина или аммиак.
Вторые табличные данные при 250 / sup 0 / F приблизительны для условий в глубоких скважинах под давлением. (15 исх.)


1. Способ ингибирования окислительной точечной коррозии, связанной с диоксидом хлора, включая:
получение раствора диоксида хлора, в котором концентрация диоксида хлора находится в диапазоне от 0,01% до 10% по объему; а также

впрыскивание в раствор диоксида хлора от примерно 25% до примерно 100% по объему в пересчете на диоксид хлора раствора ингибитора, состоящего по существу из функционально действующей пропорции циклического четвертичного амина, поверхностно-активного вещества, ацетилинового спирта и растворителя, эффективного для ингибирования окислительного точечная коррозия, связанная с диоксидом хлора.

2. Способ по п.1 или 19, в котором циклический четвертичный амин выбран из группы, состоящей из алкилпиридина, четвертичного бензилхинолина, четвертичного амина кокодиметил, триметилчетвертичного амина сои и их смесей.

3. Способ по п.1 или 19, в котором поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилата нонилфенола, этоксилированного спирта, этоксилированного амина и их смесей.

4. Способ по п.1 или 10, в котором ацетилиновый спирт выбран из группы, состоящей из этилоктинола, пропаргилового спирта и их смесей.

5. Способ по п.1 или 10, в котором растворитель выбран из группы, состоящей из изопропилового спирта, этилового спирта, метилового спирта, воды и их смесей.

6. Способ по п.1 или 19, в котором раствор ингибитора состоит по существу из алкилпиридина, этоксилата четвертичного амина нонилфенола, этилоктинола и изопропилового спирта.

7. Способ по п.1 или 19, в котором циклический четвертичный амин составляет от 1 до 80 об.%, Поверхностно-активное вещество составляет от 0,5 до 50 об.%, Ацетилиновый спирт составляет от 0,5 до 50 об.%, А растворитель находится в диапазоне. от 10 до 80% об.

8. Способ по п.7, в котором циклический четвертичный амин составляет от 10 до 40 об.%, Поверхностно-активное вещество составляет от 1 до 40 об.%, Ацетилиновый спирт составляет от 1 до 15 об.%, А растворитель составляет от 5 до 5 об.%. 60% по объему.

9. Раствор для ингибирования окислительной точечной коррозии, связанный с диоксидом хлора, состоящий в основном из
(а) от примерно 0,01% до 10% по объему диоксида хлора, и

(b) от примерно 25% до примерно 100% по объему в расчете на указанную концентрацию диоксида хлора функционально действующей доли циклического четвертичного амина, поверхностно-активного вещества, ацетилинового спирта и растворителя, эффективного для ингибирования указанной коррозии.

10. Раствор по п.9, в котором циклические четвертичные амины выбраны из группы, состоящей из алкилпиридина, четвертичного бензилового амина, четвертичного амина хинолина, четвертичного кокодиметилового амина, триметил-четвертичного амина сои и их смесей.

11. Раствор по п.9, в котором поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из этоксилата нонилфенола, этоксилированного спирта, этоксилированного амина и их смесей.

12. Раствор по п.9, в котором ацетилиновый спирт выбран из группы, состоящей из этилоктинола, пропаргилового спирта и их смесей.

13. Раствор по п.9, в котором растворитель выбран из группы, состоящей из изопропилового спирта, этанола, метанола, воды и их смесей.

14. Раствор по п.9, в котором циклический четвертичный амин составляет от 1 до 80 об.%, Поверхностно-активное вещество составляет от 0,5 до 50 об.%, Ацетилиновый спирт составляет от 0,5 до 50 об.%, А растворитель составляет от 10 до 10. до 80% об.

15. Раствор по п.14, в котором циклический четвертичный амин составляет от 10 до 40 об.%, Поверхностно-активное вещество составляет от 1 до 40 об.%, Ацетилиновый спирт составляет от 1 до 15 об.%, А растворитель находится в диапазоне от 5 об.%. до 60% об.

16. Способ по п.3, в котором этоксилированный амин выбран из группы, состоящей из соевых аминов, кокосовых аминов, диаминов твердого жира, лауреламинов и их смесей.

17. Раствор по п.11, в котором этоксилированный амин выбран из группы, состоящей из соевых аминов, кокосовых аминов, диаминов твердого жира, лауреламинов и их смесей.

18. Раствор по п.9, в котором раствор ингибитора содержит изопропиловый спирт, четвертичный амин алкилпиридина, этоксилат нонилфенола и этилоктинол.

19. Способ обработки подземных скважин для предотвращения окислительной точечной коррозии, который включает
введение в указанную скважину водного флюида, содержащего от примерно 0,01% до примерно 10% по объему диоксида хлора и ингибирующую добавку, присутствующую в количестве от примерно 25% до примерно 100% по объему в расчете на указанный диоксид хлора, указанная добавка-ингибитор, состоящая из по существу из циклического четвертичного амина, поверхностно-активного вещества и ацетилинового спирта и растворителя в соотношении, эффективном для подавления указанной коррозии, и

прокачивание указанной водной жидкости через указанную скважину для контакта указанной жидкости с металлическими поверхностями в указанной скважине.

20. Способ по п.19, в котором указанный водный флюид вводят в указанную скважину под давлением в диапазоне от 50 до 5000 фунт / кв. Дюйм.

Описание:
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННОЕ ЗАЯВЛЕНИЕ

Это родственная заявка заявки на патент США сер. № 06/944,794, поданной 22 декабря 1986 г., теперь пат. № 4823826 на «Способ и устройство для введения водного диоксида хлора в системы впрыска воды под высоким давлением».

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Область изобретения

Область настоящего изобретения - обработка скважин для нагнетания воды под высоким давлением. Другой аспект настоящего изобретения касается ингибитора коррозии для использования с водой для обработки нагнетательных скважин, и в частности с водой, которая является кислой или которая включает диоксид хлора.

2. Родственное искусство

В нефтяной промышленности используются различные методы для максимального извлечения нефти из любого конкретного нефтяного пласта. Один из используемых методов - закачка воды под высоким давлением в точку, удаленную от места удаления нефти. Большое количество воды закачивается под высоким давлением в нефтеносные пески и удаляется на площадке нефтяной скважины вместе с остаточной нефтью. Такие методы обычно требуют до двадцати частей воды на часть добытой нефти. Учитывая такое большое количество необходимой воды, многие производители нефти используют ближайший крупный источник воды, которым может быть окружающий океан, близлежащий залив или вода, добываемая с нефтью. Для очистки нагнетательной воды уделяется мало внимания, поэтому в скважину для нагнетания воды часто закачивается большое количество различных примесей.

Постоянный большой объемный поток загрязненной воды и теплая, похожая на инкубатор среда систем очистки воды нефтяных месторождений способствует неконтролируемому росту биомассы - источнику многих дорогостоящих проблем. Рост бактерий, если его не остановить, вызывает: образование сероводорода, токсичного и едкого газа, который поедает через трубопроводы в системах улавливания воды и паров; накопление липкой биомассы, которая прилипает к поверхностям и фильтрующим материалам и существенно снижает эффективность оборудования; образование абразивного сульфида железа, который изнашивает нагнетательные насосы, снижает приемистость, загрязняет трубопроводы и вызывает коррозию; все увеличивают эксплуатационные расходы и снижают добычу нефти. Возникающее в результате отложение на экране, ведущем из обсадной колонны в нефтеносные пески, сужает поток воды через насосно-компрессорные трубы и фильтр. Поскольку поток сужается, через систему может прокачиваться меньше воды, что приводит к снижению добычи нефти. Если трубку для нагнетания воды и сетку периодически не чистить, сетка может полностью засориться.

Общепринятой процедурой очистки таких обсадных труб для нагнетания воды является закачка соляной кислоты в скважину для нагнетания воды. Соляная кислота, поддерживая низкий pH системы, солюбилизирует некоторые из нежелательных материалов, так что их можно вымыть из скважины для нагнетания воды. Этот метод имеет несколько проблем. Во-первых, такие смеси могут быть очень коррозионными и вызывать коррозию нагнетательной скважины. Кроме того, такая смесь практически не влияет на любую накопившуюся биомассу. Такая биомасса часто является основным препятствием. Наконец, этот метод очистки относительно дорог.

Типичные водные растворы соляной кислоты включают 15% по объему соляную кислоту или 12% по объему соляную кислоту и 3% по объему фтористоводородную кислоту. Хотя такие решения облегчают приемистость нагнетательных скважин, реагируя с карбонатными отложениями на стенках скважины и труб, растворы очень агрессивны по отношению к железным трубам, вызывая травление, ведущее к дальнейшему разрушению. Более того, как только соляная кислота растворяется в потоке воды, сероводород из нагнетательной скважины снова появляется, вызывая дальнейшее образование карбонатных отложений.

Для подавления коррозионного воздействия соляной кислоты и растворов плавиковой кислоты в поток воды обычно добавляют ингибиторы коррозии. Типичные ингибиторы включают четвертичные амины и ацетиленовые спирты, которые смешаны с поверхностно-активным веществом в водном растворе.

Диоксид хлора нашел свое ограниченное применение в нефтедобывающей промышленности. Этот материал был признан для обработки жидкостей, добываемых на нефтяных месторождениях. Ссылка сделана на патент Канады № 1207269, выданный 8 июля 1986 г., раскрытие которого включено в настоящий документ посредством ссылки. Ссылка также сделана на Smeck, патент США No. № 4077879, выданный 7 марта 1978 г. В этих процессах диоксид хлора обычно используется для обработки поверхности жидкостей, добываемых на нефтяных месторождениях.

См. Также Masschelein, W.J. «Химия диоксида хлора и воздействие оксихлорсодержащих соединений на окружающую среду», Ann Arbor Science Publishers, Inc. (1979), описание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

Двуокись хлора, как известно, является очень коррозионным материалом. Коррозия металлов из-за диоксида хлора характеризуется сильной точечной коррозией. Коррозия этого типа может привести к катастрофическим отказам металлов в этой среде.

Следовательно, существует потребность в ингибировании коррозии, вызываемой диоксидом хлора и другими кислотами, если диоксид хлора и такие кислоты используются в процессе обработки нагнетательных или нефтедобывающих скважин.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение направлено на ингибитор коррозии, который можно использовать в процессе на основе диоксида хлора для удаления или регулирования образования отложений в скважине для нагнетания воды или нефтедобывающей скважине. В процессе на основе диоксида хлора диоксид хлора производится и затем закачивается под высоким давлением в поток воды, нагнетаемый под высоким давлением в скважину. Диоксид хлора в потоке нагнетания воды удаляет биомассу и растворяет образовавшуюся биомассу и сульфиды железа, которые могли накопиться внутри обсадной колонны для нагнетания воды и на экране, ведущем в нефтедобывающую формацию. Уровень pH объединенного нагнетаемого потока поддерживается на уровне, позволяющем избежать чрезмерной коррозии нагнетательной обсадной колонны, экрана или других частей скважины.

Было обнаружено, что уникальный ингибитор коррозии может быть добавлен в проточную воду после точки образования диоксида хлора. Ингибитор коррозии не только снижает скорость коррозии, но также неожиданно способствует устранению точечной коррозии. В этом отношении следует понимать, что ингибитор коррозии в целом ингибирует кислотную коррозию, а не только коррозию от диоксида хлора.

Ингибитор коррозии по настоящему изобретению представляет собой раствор, содержащий по меньшей мере четыре компонента, а именно циклический четвертичный амин, поверхностно-активное вещество, ацетилиновый спирт и растворитель. Было обнаружено, что растворы ингибиторов коррозии по настоящему изобретению эффективны при концентрациях диоксида хлора в проточной воде от 0,01% до 10% по объему.

Использование растворов ингибиторов по настоящему изобретению позволяет использовать высокие концентрации диоксида хлора в процессе удаления или контроля образования отложений в водонагнетательной или нефтедобывающей скважине, основанной на диоксиде хлора, без высоких скоростей коррозии оборудования. или насосно-компрессорные трубы, клапаны и другие компоненты скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖА

ИНЖИР. 1 схематично показан технологический реактор для производства диоксида хлора.

ИНЖИР. 2 схематично показан другой технологический реактор для получения диоксида хлора.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Настоящее изобретение направлено на раствор ингибитора коррозии, который используется в процессе на основе диоксида хлора для удаления или регулирования образования отложений в скважине для нагнетания воды или в нефтедобывающей скважине. Ингибиторы коррозии по настоящему изобретению содержат по меньшей мере четыре компонента, а именно циклический четвертичный амин, поверхностно-активное вещество, ацетилиновый спирт и растворитель. Предпочтительно поверхностно-активное вещество представляет собой неионное поверхностно-активное вещество, а растворитель представляет собой водный или спиртовой раствор.

Циклические соединения четвертичного амина включают соединения бициклического четвертичного амина, а также включают четвертичный амин алкилпиридина, в котором алкил представляет собой любую алкильную группу, четвертичный бензил, кокодиметилбензил четвертичный амин, триметил четвертичный амин сои, четвертичный амин хинолина и их смеси. Алкилпиридин является предпочтительным.

Ацетилиновые спирты включают любой из семейства спиртов, содержащих третичную связь, такого как этилоктинол, пропаргиловый спирт, бутиндиол и метоксилаты бутиндиола и их смеси, при этом предпочтительны этилоктинол и пропаргиловый спирт. В этом отношении этилоктинол более предпочтителен в потоках воды с температурами выше 200 ° F или ниже 50 ° F.

Поверхностно-активное вещество предпочтительно является неионным и включает этоксилат нонилфенола, этоксилированные спирты, этоксилированные амины и их смеси. Одно поверхностно-активное вещество продается Rohm & Haas под торговой маркой Triton X100.

Все вышеперечисленные этоксилированные соединения содержат различные количества добавленного к ним оксида этилена. Для целей настоящего изобретения может быть добавлено от 1% до 14% по объему, хотя допустимы и более высокие количества. Кроме того, этоксилированные амины, которые могут быть использованы, включают амины из диапазона C12-C18, такие как соевые амины, кокосовые амины, диамины твердого жира и лауреламины.

Растворителем предпочтительно является неуглеводород, такой как вода / IPA; однако также могут использоваться спирты с прямой цепью, такие как метиловый и этиловый спирты, а также другие спирты с низкой массой, такие как изопропиловый спирт и их смеси.

Ингибитор коррозии предпочтительно предварительно смешан и может быть введен в линию подачи воды ниже по потоку от источника диоксида хлора. Например, обращаясь к фиг. 1 и 2, после реактора 54 низкого давления.

Диоксид хлора вводится в линию подачи воды под давлением, соизмеримым с давлением потока, например 50-5000 фунтов на квадратный дюйм. При более высоких температурах потока требуется повышенное количество ингибитора коррозии.

Предпочтительно, ингибитор вводят в линию подачи воды в точке, близкой к реактору, но ниже по потоку. В таком случае можно использовать трубы из твердой стали ниже по потоку, а не более дорогие трубы Kynar.

Было обнаружено, что ингибиторы эффективны при концентрации диоксида хлора от 0,01% до 10% по объему. Температуры в диапазоне от 50 ° F до 200 ° F не влияют на характеристики предпочтительных растворов ингибиторов. Давление не влияет на эффективность ингибиторов.

Использование этих ингибиторов позволяет использовать диоксид хлора в высоких концентрациях, не вызывая высоких скоростей коррозии оборудования, насосно-компрессорных труб или клапанов. Ингибиторы также не окисляются диоксидом хлора.

В общем, растворы ингибиторов будут включать в объемных процентах от 1 до 80 циклических четвертичных аминов, от 0,5 до 50 поверхностно-активных веществ, от 0,5 до 50 ацетилиновых спиртов и от 10 до 80 растворителей. Предпочтительно растворы ингибиторов будут включать в объемных процентах от 10 до 40 циклических четвертичных аминов, от 1 до 40 поверхностно-активных веществ, от 1 до 15 ацетилиновых спиртов и от 5 до 60 растворителей.

Количество раствора ингибитора, вводимого в систему проточной воды на основе диоксида хлора, будет зависеть от концентрации диоксида хлора. Для концентраций диоксида хлора от 0,01% до 10% по объему используется от 0,0025 до 10% по объему раствора ингибитора коррозии. Обычно количество применяемого ингибитора коррозии составляет от 25 до 100% от концентрации диоксида хлора и предпочтительно от 25 до 75% от концентрации диоксида хлора.

Примеры растворов ингибиторов коррозии представлены ниже:

ПРИМЕР 1

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
5
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 25
______________________________________
ПРИМЕР 2

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 50
Алкилпиридин четвертичный амин
10
Этил октинол 10
Вода 30
______________________________________
ПРИМЕР 3

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Хинолин четвертичный амин
20
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
10
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 4

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Кокодиметилбензил четвертичный амин
20
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
10
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 5

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилированный соевый амин (10 моль)
10
Этоксилированный соевый амин (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 6

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилированный соевый амин (14 моль)
10
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 7

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилированный соевый амин (10 моль)
10
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 8

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Хинолин Ouaternary Amine
20
Этоксилированный соевый амин (14 моль)
10
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 9

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 10
Алкилпиридин четвертичный амин
60
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
5
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
5
Этил октинол 10
Вода 10
______________________________________
ПРИМЕР 10

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 30
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
10
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 20
______________________________________
ПРИМЕР 11

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 35
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилат нонилфенола (14 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 25
______________________________________
ПРИМЕР 12

______________________________________
ИНГРЕДИЕНТ%
______________________________________

Изопропиловый спирт 35
Алкилпиридин четвертичный амин
20
Этоксилат нонилфенола (10 моль)
10
Этил октинол 10
Вода 25
______________________________________
(Обратите внимание, что в приведенных выше примерах «(10 или 14 моль)» рядом с компонентом означает, что источник компонента был этоксилирован 10 или 14 молями этиленоксида, например «(10 моль)» рядом с компонентом означает, что источник компонента был этоксилирован 10 молями этиленоксида.)

Растворы ингибиторов коррозии по настоящему изобретению используются в процессе на основе диоксида хлора для удаления или регулирования образования отложений в скважине для нагнетания воды или в нефтедобывающей скважине. Процесс на основе диоксида хлора включает смешивание воды, соляной кислоты, хлората натрия или хлорита натрия и, необязательно, хлорида натрия, причем смешивание обычно происходит под давлением. Эти ингредиенты могут быть смешаны в системе реактора с непрерывным потоком, которая имеет три исходных потока и один поток продукта. Один поток подачи - вода. Второй поток сырья состоит из соляной кислоты. Третий содержит поток предшественника, состоящий из хлората натрия, хлорита натрия и необязательно хлорида натрия в потоке воды.

Обращаясь подробно к чертежу, схематическая система технологического реактора проиллюстрирована на фиг. 1. Резервуар 10 содержит прекурсор, состоящий из хлората натрия, хлорита натрия и, возможно, хлорида натрия на водной основе. Эту смесь перекачивают насосом-прекурсором 12 в потоке исходных материалов 14 через обратный клапан 16. Резервуар 18 содержит воду, которая перекачивается водяным насосом 20 в потоке исходных материалов 22 и объединяется с потоком исходных материалов 14, образуя поток исходных материалов 24. Другой резервуар. 26 содержит соляную кислоту, которая перекачивается кислотным насосом 28 в потоке сырья 30. Поток исходного материала 24 прокачивается через обратный клапан 32, а поток сырья 30 прокачивается через обратный клапан 34, где они объединяются, образуя реакционный поток 36. Реакционный поток 36 проходит в реактор 38 высокого давления, оборудованный встроенным смесителем.

Поток продукта 40 содержит полученные соединения, включая большую часть диоксида хлора. Давление во всей системе должно поддерживаться на уровне, достаточном для растворения диоксида хлора в реакционной смеси в потоке продукта 40. Манометр 42 может быть расположен рядом с реактором 38 или в любом другом удобном месте. Нормальное давление превышает 500 фунтов на квадратный дюйм. Реактор 38 предпочтительно работает при давлении от 500 до 5000 фунтов на квадратный дюйм, так что его можно легко использовать для последующей закачки, либо напрямую, либо через подкачивающий насос, в скважину для нагнетания воды с типичной температурой около 130 ° F.

Поток соляной кислоты 30 преимущественно может составлять приблизительно 30% по массе хлористого водорода, а поток 14 предшественника диоксида хлора содержит более 10% хлората натрия и / или хлорита натрия. При уровнях выше 35% способность растворяться может быть превышена. В более предпочтительном варианте поток 14 предшественника содержит приблизительно 28% хлората натрия, приблизительно 3% хлорита натрия и приблизительно 7% хлорида натрия. Для рядового специалиста в данной области будет очевидно оптимизировать скорость подачи различных потоков сырья для получения наиболее эффективного и экономичного результата. Учитывая только что описанные потоки, в предпочтительном варианте осуществления будут непрерывно подаваться равные части каждого из трех потоков сырья 14, 22 и 30. Такая реакция будет давать поток продукта 40, содержащий примерно один фунт диоксида хлора на каждый галлон потока исходного материала-предшественника. 14, и поток продукта 40 будет иметь pH приблизительно 0,5.

Хотя использование хлорида натрия необязательно, оно имеет тенденцию к увеличению выхода диоксида хлора. С другой стороны, это также приводит к повышенному солеобразованию и, следовательно, требует дополнительной воды для надлежащей промывки реакторной системы. Один вариант оптимизации может включать использование немного большего отношения хлористоводородной кислоты к двум другим потокам сырья, в результате чего отношение потока 30 соляной кислоты к потоку 22 воды и потоку исходного материала 14 предшественника составляет приблизительно 1,0 / 0,5 / 0,5. Конечно, необязательное соотношение будет варьироваться в зависимости от условий, существующих на каждом отдельном участке.

Кроме того, любая сильная минеральная кислота или другой донор протонов (например, серная кислота, азотная кислота или щавелевая кислота) может использоваться в качестве заменителя соляной кислоты. Однако по различным причинам, таким как относительная стоимость компонента или образующейся соли или других отложений, предпочтительным компонентом является соляная кислота.

Учитывая низкий pH продукта реакции, важно сконструировать реакторную систему из материала, не подверженного чрезмерной коррозии. В одном предпочтительном варианте осуществления настоящего процесса используется реакторная система высокого давления, состоящая, например, из молибденовых сплавов, таких как сплавы одного из семейства "HASTELLOY", производимых Cabot Satellite Division, Kokomo, Indiana, для всех элементов, расположенных ниже обратного клапана 32 .

Учитывая обычно взрывоопасную природу диоксида хлора или необходимость поддерживать его в растворенном состоянии под давлением, предпочтительно, чтобы диоксид хлора производился на месте. Такая реакторная система, производящая достаточное количество диоксида хлора для обслуживания типичной водонагнетательной скважины, может быть легко сконструирована на грузовике или трейлере для транспортировки к месту расположения скважины.

На площадке скважины поток продукта 40 подается в скважину. Возможны несколько приложений.
Стингер, также изготовленный из некоррозионного материала, такого как один из материалов «HASTELLOY», описанных выше, может быть вставлен в насосно-компрессорные трубы нагнетательной скважины.
Стингер следует вводить на такую ​​глубину, чтобы любой поток продукта, исходящий из наконечника стингера, легко смешивался с нагнетаемой водой и, таким образом, стекал вниз в обсадную трубу нагнетательной скважины. Чтобы служить той же цели адекватного и быстрого перемешивания, стингер может быть оборудован центраторами, чтобы удерживать кончик стингера в центре трубопровода нагнетательной скважины. Для повышения адаптируемости предпочтительный вариант осуществления имеет участок гибкого шланга или трубки 44, соединяющий реакторную систему с устройством стингера. Эта трубка 44 должна иметь внутреннюю поверхность, не подверженную коррозии, такую ​​как «ТЕФЛОН». В качестве альтернативы можно использовать катушку. Конечно, катушка также должна быть из коррозионно-стойкого материала. Также может использоваться спиральная труба, которая вводится через устье скважины на глубину перфорационных отверстий в скважине. Поскольку такие гибкие НКТ обычно не изготавливаются из коррозионно-стойкого материала, необходимо следить за тем, чтобы обеспечить эффективный контроль коррозии на протяжении всей обработки.

Если в производственном реакторе поддерживать достаточное давление, закачка в насосно-компрессорные скважины будет легко осуществлена.
Стандартные скважины для нагнетания воды спроектированы для работы в диапазоне от одной тысячи до четырех тысяч фунтов на квадратный дюйм, а более высокое давление в системе реактора позволит осуществить простую закачку.

Диапазон концентрации впрыска, а также количество времени, в течение которого впрыскивается поток диоксида хлора, можно изменять для оптимизации конкретной системы. Чтобы избежать чрезмерной коррозии насосно-компрессорных труб или обсадных труб, предпочтительно поддерживать скорость закачки потока диоксида хлора на таком уровне, чтобы pH комбинированных потоков закачки воды и диоксида хлора оставался равным 4,5 или выше.

Второй вариант выполнения генератора показан на фиг. 2. В этой системе генератор низкого давления используется с усилителем высокого давления. Стоимость оборудования и соображения безопасности предполагают использование такой системы генератора низкого давления с бустером для достижения давления на устье скважины. На фиг. 2, насос 50 прекурсора подает прекурсор из резервуара 52 в реактор 54 низкого давления. В реакторе можно поддерживать давление около 500 фунтов на квадратный дюйм. Кислотный насос 56 аналогичным образом подает кислоту из резервуара 58, а водяной насос 60 подает воду из источника 62.

Вода для закачки отбирается из источника 64. Ингибитор добавляется из резервуара 66 насосом 68 в поток воды. Циркуляционный насос 70 подает смесь воды / ингибитора к подкачивающему насосу 72 высокого давления. Затем в скважину нагнетают поток высокого давления.

Как обсуждалось выше, предпочтительно использовать ингибитор коррозии. Скорости закачки таковы, что pH выходящего потока в скважину является низким в режиме кислотной коррозии. Стандартные ингибиторы, используемые при нанесении на поверхность, неэффективны в этом типе нанесения. При нанесении на поверхность обычно используются низкие дозировки (<0,05% в качестве предшественника), а металлсодержащие ингибиторы эффективны. Хром из дихромата натрия является хорошим примером. Стандартные поверхностные ингибиторы фактически ускоряют коррозию.

Ингибиторы по настоящему изобретению ингибируют как окислительную, так и кислотную коррозию, испытываемую при высоких дозах потока окислителя. Предпочтительный ингибитор эффективен при более низких диапазонах pH и не содержит компонентов, которые могут вступать в реакцию с потоком окислителя.

Типичная процедура очистки может включать настройку системы закачки диоксида хлора по настоящему изобретению, когда скорость потока нефтяной скважины с закачкой воды снизилась до 25-50 процентов от ее первоначальной производительности закачки. Если скважина представляет собой типичную скважину для нагнетания воды мощностью 1000-2000 баррелей в день, стандартная процедура очистки может включать обработку 30 галлонов в час потока прекурсора и закачку полученного потока продукта в скважину в течение периода от 1 до 24 часов. . После соответствующей обработки обычно восстанавливается более 75% первоначальной насосной мощности скважины.

В конкретном примере обработка водонагнетательной скважины на глубине от 1500 до 1600 футов в рыхлые песчаные образования проводилась в течение шести-двенадцати часов, в то время как скважина продолжает забирать воду без остановки. От одной до двух бочек с прекурсором и от одной до двух бочек с 30% HCl использовались для создания потока окислителя в течение времени откачки. Результаты таких испытаний показывают, что такой процесс для очистки скважин сопоставим с обычной кислотной обработкой, состоящей из обработки 1000 галлонов. 15% HCl. Такая обычная обработка включает в себя закрытие скважины, обработку скважины и оставление ее закрытой на срок до 24 часов. Предшественником была смесь хлорат / хлорит натрия 9/1, которая реагирует с HCl. В качестве альтернативного прекурсора можно также использовать хлорит натрия.


1-октин-3-ол, 4-этил-
1-октин-3-ол, 4-этил-
4-этил-1-октин-3-0l
4-этил-1-октин-3-ол
4-этилокт-1-ин-3-ол
Einecs 227-545-9
Этилоктинол
NSC 62119

Bu internet sitesinde sizlere daha iyi hizmet sunulabilmesi için çerezler kullanılmaktadır. Çerezler hakkında detaylı bilgi almak için Kişisel Verilerin Korunması Kanunu mevzuat metnini inceleyebilirsiniz.