ETİL OKTİNOL

Etil Oktinol
CAS 5877-42-9

Etil Oktinol, Petrol Sahası korozyon inhibitörlerinde ara bir öncüdür.
 
Kimyasal Adı: Etil Oktinol
Kimyasal Eşanlamlılar: 4-Etil-3-hidroksi-1-oktin; 4-Etil-1-oktin-3-0l; 4-Etil-1-oktin-3-ol; EINECS 227-545-9; EthylOktinol; NSC 62119; UNII-L1LYK1CE9P; 1-Oktin-3-ol, 4-etil-; 1-Oktin-3-ol, 4-etil-; 4-Ethyloct-1-yn-3-ol
SYNONYM: Etil oktinol; 4-Etil-3-hidroksi-1-oktin; 4-Etil-1-oktin-3-ol; 3-Hidroksi-4-etil-1-oktin

EC / Liste no .: 227-545-9
CAS no .: 5877-42-9
Mol. formül: C10H18O

Başlıca Uygulamalar: Petrol ve Gaz Üretimi
1. Çatlatma sıvısı kimyasalı
2. Petrol sahası korozyon inhibitörü
3. Bir ara öncü

Etil oktinol kullanımları ve uygulamaları şunları içerir: Petrol kuyusu asitleştirmede korozyon inhibitörü, yumuşak çelik asitleme, asit sistemlerinde yumuşak çelik temizliği; galvanik banyo katkı maddesi; boyalar, elastomerler, yapıştırıcılar için iyileştirici

Etil Oktinol, asit korozyon inhibitörü (çelik asitleme, yağ kuyusu asitleştirme) ve elektro kaplama banyosu katkı maddesidir.

Üretim
• 2-etilheksaldehit + asetilen (etinilasyon)


Ürün: 4-Etil-1-oktin-3-ol (ETO, ETİL Oktinol)
CAS No .: 5877-42-9
Kullanım: 4-Etil-1-oktin-3-ol (ETO, ETİL Oktinol) esas olarak korozyon önleyici alanlarda kullanılır ve ayrıca ara ürün olarak da kullanılır.


ATAMAN CHEMICALS Asetilenik alkol sunar
Sunduğumuz asetilenik alkoller şunlardır: etil oktinol, propargil alkol, heksinol

1-Oktin-3-ol, 4-etil-
4-ETİL-3-HİDROKSİ-1-OKTİN
4-ETİL-1-OKTYN-3-OL 97 +%
4-Etil-1-Oktin-3-Ol
ETİLOKTİNOL

ETİL OKTİNOL
NSC 62119
TIMTEC-BB SBB005885
4-etil-1-oktin-3-o
4-etil-1-oktin-3-o
4-ETİL-1-OKTYN-3-OL
(2-ETİL-1-HİDROKSİHEKSİL) ASETİLEN
ETİLOKTYNOL
4-ethyloct-1-yn-3-ol
4-Etil-1-oktin-3-ol>

Asetilenik bileşiklerin asit ortamındaki demirin korozyonunu önlemede etkili olduğu ilk keşfin yapılmasından bu yana şimdi 30 yıldan fazladır.
O zamandan beri, petrol kuyusu asitleştirmenin endüstriyel uygulaması, propargil alkol, heksinol ve etil oktinol gibi anahtar asetilenik bileşiklerin giderek daha önemli roller üstlenmesiyle köklü hale geldi.
Nitrojen bileşikleri ile uygun şekilde formüle edilmiş ve sinerji haline getirilmiş yeni ve daha kararlı üçlü bağlı bileşiklerin, sıcaklık, kararlılık ve performans gereksinimleri arttıkça daha yaygın bir şekilde kullanılması beklenmektedir.
Belirli bir asetilenik maddenin korozyon performansını artıran veya sınırlayan yapısal özelliklerin bir değerlendirmesi yapılır.
Asetilenik karışımları, hidrojen bağlı kompleksler ve yeni nitrojen sinerjistlerinin kullanımını içeren yeni veriler de kapsanmaktadır.
200 / sup 0 / F'deki tablo verileri, N-80 tüpü kullanan bir petrol kuyusu asitleştirme işinin daha zorlu koşullarına yaklaşıktır.
Hekzinol, etil oktinol veya OW-1 gibi bu tür inhibitörlerin performansı, etilendiamin (EDA), DMF, üre veya amonyak gibi nitrojen sinerjistlerinin kullanılmasıyla geliştirilir.
250 / sup 0 / F'deki ikinci bir tablo verileri, basınç altındaki derin deliklerdeki koşulları yaklaşık olarak gösterir. (15 referans)


1. Aşağıdakiler dahil, klor dioksit ile ilişkili oksidatif oyuklanma korozyonunu inhibe etmek için bir işlem:
klor dioksit konsantrasyonunun hacimce% 0.01 ila% 10 arasında değiştiği bir klorin dioksit çözeltisinin üretilmesi; ve

Esas itibarıyla işlevsel olarak işlevsel bir oranda siklik bir kuaterner amin, bir yüzey aktif madde, bir asetilinik alkol ve oksidatifi inhibe etmek için etkili bir çözücüden oluşan bir inhibitör solüsyonunun klor dioksitine dayalı olarak hacimce yaklaşık% 25 ila yaklaşık% 100 klor dioksit solüsyonuna enjekte edilir. klor dioksit ile ilişkili çukur korozyonu.

2. İstem 1 veya 19'a uygun işlem olup, buradaki siklik kuaterner amin, alkil piridin, benzil kuaterner amin kinolin dörtlü amin, kokodimetil dörtlü amin, soya trimetil dörtlü amin ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilir.

3. Yüzey aktif maddede istem 1 veya 19'a göre işlem, nonil fenol etoksilat, etoksillenmiş alkol, etoksillenmiş amin ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilir.

4. İstem 1 veya 10'un işlemi olup, buradaki asetilinik alkol, etil oktinol, propargil alkol ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilir.

5. Çözücünün izopropil alkol, etil alkol, metil alkol, su ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçildiği, istem 1 veya 10'un işlemi.

6. İstem 1 ya da 19'a göre işlem olup, bu işlemde, engelleyici çözelti esas olarak bir alkil piridin, kuaterner amin nonil fenol etoksilat, etil oktinol ve izopropil alkolden oluşmaktadır.

7. İstem 1 veya 19'un işlemi olup, burada siklik kuaterner amin hacimce% 1 ila% 80 arasında değişir, yüzey aktif madde hacimce% 0,5 ila% 50 arasında değişir, asetilinik alkol hacimce% 0,5 ila% 50 arasında değişir ve çözücü aralıkları değişir. hacimce% 10 ila% 80.

8. İstem 7'ye göre bir işlem olup, burada siklik kuaterner amin hacimce% 10 ila% 40 arasında değişir, yüzey aktif madde hacimce% 1 ila% 40 arasında değişir, asetilinik alkol hacimce% 1 ila% 15 arasında değişir ve çözücü 5 ila Hacimce% 60.

9. Klor dioksit ile ilişkili oksidatif çukur korozyonu önlemek için esasen aşağıdakilerden oluşan bir çözüm:
(a) hacimce yaklaşık% 0.01 ila% 10 klor dioksit ve

(b) adı geçen klorin dioksit konsantrasyonuna dayalı olarak hacimce yaklaşık% 25 ila yaklaşık% 100, bir siklik kuaterner amin, bir yüzey aktif madde, bir asetilinik alkol ve adı geçen korozyonu önlemede etkili bir çözücünün işlevsel olarak işlevsel bir oranı.

10. Siklik kuaterner aminlerin alkil piridin, benzil kuaterner amin, kinolin dörtlü amin, kokodimetil dörtlü amin, soya trimetil dörtlü amin ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçildiği, istem 9'un solüsyonu.

11. İstem 9'un solüsyonu olup, buradaki yüzey aktif madde, nonil fenol etoksilat, etoksile alkol, etoksile amin ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilir.

12. İstem 9'un solüsyonu olup, buradaki asetilinik alkol, etil oktinol, propargil alkol ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilir.

13. Çözücünün, izopropil alkol, etanol, metanol, su ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçildiği istem 9'a ait çözelti.

14. İstem 9'un solüsyonu, burada siklik kuaterner amin hacimce% 1 ila% 80, yüzey aktif madde hacimce% 0,5 ila% 50, asetilinik alkol hacimce% 0,5 ila% 50 ve çözücü 10 hacimce% 80'e kadar.

15. İstem 14'ün çözeltisi, burada siklik kuaterner amin hacimce% 10 ila% 40, yüzey aktif madde hacimce% 1 ila% 40, asetilinik alkol hacimce% 1 ila% 15 ve çözücü 5 arasında değişir. hacimce% 60'a kadar.

16. İstem 3'ün işlemi olup, bu işlemde, etoksile amin, soya aminleri, koko aminleri, donyağı diaminleri, defne aminleri ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilmektedir.

17. İstem 11'in solüsyonu, burada etoksillenmiş amin soya aminleri, koko aminleri, donyağı diaminleri, defne aminleri ve bunların karışımlarından oluşan gruptan seçilir.

18. İnhibitör solüsyonunun izopropil alkol, alkil piridin dörtlü amin, nonil fenol etoksilat ve etil oktinol içerdiği istem 9'un solüsyonu.

19. Oksidatif çukur aşınmasını önlemek için yer altı kuyularının işlenmesi için bir işlem;
adı geçen kuyuya hacimce yaklaşık% 0.01 ila yaklaşık% 10 klor dioksit içeren sulu bir sıvının ve adı geçen klorin dioksite dayalı olarak hacimce yaklaşık% 25 ila yaklaşık% 100 miktarında bulunan bir önleyici katkı maddesinin verilmesi; adı geçen önleyici katkı maddesi aşağıdakileri içerir: esasen bir siklik kuaterner amin, bir yüzey aktif madde ve asetilinik alkol ve bahsedilen korozyonu önlemek için etkili bir oranda bir çözücüden ve

adı geçen sıvının adı geçen kuyudaki metal yüzeylerle temas etmesi için adı geçen sulu sıvının adı geçen kuyudan pompalanması.

20. İstem 19'un işlemi olup, bu işlemde, bahsedilen sulu akışkan, 50-5000 p.s.i. aralığında bir basınçta bahsedilen kuyuya verilmektedir.

Açıklama:
İLGİLİ UYGULAMAYA ÇAPRAZ REFERANS

Bu, ABD Patent Başvurusu Seri No. 06 / 944,794, 22 Aralık 1986'da dosyalanmış, şimdi ABD Pat. "Sulu Klor Dioksitin Yüksek Basınçlı Su Enjeksiyon Sistemlerine Katılması için İşlem ve Aparat" ile ilgili 4,823,826 sayılı ABD Patenti.

BULUŞUN ARKA PLANI

1. Buluşun Alanı

Mevcut buluşun alanı, yüksek basınçlı su enjeksiyon kuyularının arıtılmasıdır. Mevcut buluşun bir başka yönü, enjeksiyon kuyusu arıtma suyu ve özellikle asidik olan veya klorin dioksit içeren su ile bağlantılı olarak kullanım için bir korozyon inhibitörü ile ilgilidir.

2. İlgili Sanat

Petrol endüstrisi, herhangi bir petrol oluşumundan petrolün geri kazanılmasını en üst düzeye çıkarmak için çeşitli teknikler kullanır. Kullanılan yöntemlerden biri, yağın alındığı bölgeden uzaklaştırılan bir noktada yüksek basınç altında su enjeksiyonudur. Petrol üreten kumlara yüksek basınç altında büyük miktarlarda su enjekte edilir ve yerleşik petrol ile birlikte petrol kuyusu sahasından çıkarılır. Bu tür yöntemler tipik olarak geri kazanılan yağ parçası başına yirmi kısma kadar su gerektirir. Bu kadar büyük miktarda gerekli su göz önüne alındığında, birçok petrol üreticisi, çevredeki okyanus, yakındaki körfez veya petrolle üretilen su olabilecek en yakın büyük su kaynağını kullanır. Enjeksiyon suyunun arıtılması için çok az özen gösterilmekte ve bu nedenle su enjeksiyon kuyusuna çok çeşitli safsızlıklar sıklıkla enjekte edilmektedir.

Saf olmayan suyun sabit yüksek hacimli akışı ve petrol sahası su arıtma sistemlerinin sıcak, kuluçka makinesine benzer ortamı, birçok maliyetli sorunun kaynağı olan biyokütlenin kontrolsüz büyümesini teşvik eder. Bakteriyel büyüme, kontrol edilmeden bırakılırsa şunlara neden olur: Hidrojen sülfit, su ve buhar geri kazanım sistemlerinde borulardan geçen zehirli ve aşındırıcı bir gaz; yüzeylere ve filtre ortamına yapışan ve ekipman verimliliğini önemli ölçüde azaltan sakızlı biyokütle birikimi; enjeksiyon pompalarını aşındıran, enjeksiyonu azaltan, akış hatlarını bozan ve korozyona neden olan aşındırıcı demir sülfit oluşumu; hepsi artan işletme maliyetleri ve yağ üretimini düşürür. Muhafazadan yağ üreten kumlara giden ızgarada ortaya çıkan birikme, boru sistemi ve elek boyunca su akışını daraltır. Akış daraldıkça, sisteme daha az su pompalanabilir ve bu da yağ üretiminin azalmasına neden olur. Su enjeksiyon hortumu ve ızgara periyodik olarak temizlenmezse, ekran tamamen tıkanabilir.

Bu tür su enjeksiyon kovanlarının temizlenmesi için yaygın olarak kabul edilen bir prosedür, su enjeksiyon kuyusuna hidroklorik asit enjekte etmektir. Hidroklorik asit, sistemin pH'ını düşük tutarak, bazı istenmeyen maddeleri çözerek su enjeksiyonu kuyusundan yıkanmalarını sağlar. Bu yöntem birkaç problemden muzdariptir. İlk olarak, bu tür karışımlar oldukça aşındırıcı olabilir ve su enjeksiyonunu iyice aşındırır. Ek olarak, böyle bir karışımın birikmiş olabilecek herhangi bir biyokütle üzerinde çok az etkisi vardır veya hiç etkisi yoktur. Bu tür biyokütle genellikle birincil engelleyicidir. Son olarak, bu temizleme yöntemi nispeten pahalıdır.

Tipik sulu hidroklorik asit çözeltileri, hacimce% 15 hidroklorik asit veya hacimce% 12 hidroklorik asit ve hacimce% 3 hidroflorik asit içerir. Bu tür çözümler, kuyu ve boru duvarlarında karbonat pulları ile reaksiyona girerek enjeksiyon kuyularının enjekte edilebilirliğini kolaylaştırsa da, çözeltiler demir borular için çok aşındırıcıdır ve daha fazla bozulmaya neden olur. Ayrıca, hidroklorik asit su akışında dağıldığında, enjeksiyon kuyusundaki hidrojen sülfit yeniden ortaya çıkar ve böylece daha fazla karbonat tortusu oluşumuna neden olur.

Hidroklorik asit ve hidroflorik asit solüsyonlarının aşındırıcı etkilerini önlemek için, su akışına tipik olarak korozyon inhibitörleri eklenir. Tipik inhibitörler, sulu bir çözelti içinde bir yüzey aktif madde ile karıştırılan dörtlü aminler ve asetilen alkolleri içerir.

Klor dioksit, petrol üretim endüstrisinde sınırlı kullanıma girdi. Bu malzeme, petrol sahasında üretilen sıvıların işlenmesi için kabul edilmiştir. 8 Temmuz 1986'da yayınlanan ve açıklaması burada referans olarak zikredilen Kanada Patenti No. 1,207,269'a atıfta bulunulmaktadır. Ayrıca Smeck, ABD Pat. 4,077,879, 7 Mart 1978. Bu işlemlerde, klor dioksit tipik olarak petrol sahasında üretilen sıvıların yüzey işlemi için kullanılır.

Ayrıca bkz. Masschelein, W. J. "Klor Dioksit-Oksiklor Bileşiklerinin Klor Dioksit-Kimyası ve Çevresel Etkisi", Ann Arbor Science Publishers, Inc. (1979), açıklaması buraya referans olarak dahil edilmiştir.

Klor dioksitin oldukça aşındırıcı bir malzeme olduğu bilinmektedir. Klor dioksit nedeniyle metallerin korozyonu, şiddetli çukur korozyonu ile karakterizedir. Bu türden korozyon, bu ortama maruz kalan metallerde feci arızalara yol açabilir.

Bu nedenle, su enjeksiyonunu veya yağ üreten kuyuları arıtmak için bir işlemde klor dioksit ve bu tür asitler kullanılırsa, klor dioksit ve diğer asitlerin neden olduğu korozyonun önlenmesine ihtiyaç vardır.

BULUŞUN ÖZETİ

Mevcut buluş, bir su enjeksiyonu veya yağ üreten kuyudaki birikintilerin giderilmesi veya kontrol edilmesi için klor dioksit bazlı bir işlemle bağlantılı olarak kullanılabilen bir korozyon inhibitörüne yöneliktir. Klor dioksit bazlı işlemde klor dioksit üretilir ve daha sonra yüksek basınç altında bir kuyuya yüksek basınçlı su enjeksiyon akımına enjekte edilir. Su enjeksiyon akımındaki klor dioksit biyokütleyi uzaklaştırır ve sonuçta oluşan biyokütleyi ve su enjeksiyon muhafazası içinde ve filtrede birikmiş olabilecek demir sülfitleri çözerek yağ üretme oluşumuna neden olur. Birleşik enjeksiyon akımının pH'ı, enjeksiyon kasası, süzgeç veya diğer kuyu parçalarının aşırı aşınmasını önleyen bir seviyede tutulur.

Klor dioksit üretim noktasından sonra akan suya benzersiz bir korozyon inhibitörünün eklenebileceği bulunmuştur. Korozyon önleyici, sadece korozyon oranını düşürmekle kalmaz, aynı zamanda beklenmedik bir şekilde oyuklanma tipi korozyonun ortadan kaldırılmasını da kolaylaştırır. Bu bağlamda, korozyon inhibitörünün sadece klor dioksitten kaynaklanan korozyonu değil, genel olarak asit korozyonunu da önleyeceği takdir edilmelidir.

Mevcut buluşun korozyon inhibitörü, en az dört bileşen, yani bir siklik kuaterner amin, bir yüzey aktif madde, bir asetilinik alkol ve bir çözücü içeren bir çözeltidir. Mevcut buluşun korozyon önleyici çözeltilerinin, hacimce% 0.01 ila% 10 akan sudaki klor dioksit konsantrasyonları için etkili olduğu bulunmuştur.

Mevcut buluşun inhibitör solüsyonlarının kullanımı, ekipman üzerinde yüksek korozyon oranlarına maruz kalmadan, klor dioksit bazlı bir su enjeksiyonu veya yağ üreten kuyudaki birikintilerin giderilmesi veya kontrol edilmesi için bir proseste yüksek konsantrasyonlarda klorin dioksit kullanımına izin verir. veya kuyu boruları, valfler ve diğer kuyu bileşenleri.

ÇİZİMİN KISA AÇIKLAMASI

İNCİR. Şekil 1, klor dioksit üretmek için bir proses reaktörünü şematik olarak göstermektedir.

İNCİR. Şekil 2, klor dioksit üretmek için başka bir işlem reaktörünü şematik olarak göstermektedir.

TERCİH EDİLEN DÜZENLEMELERİN DETAYLI AÇIKLAMASI

Mevcut buluş, bir su enjeksiyonu veya yağ üreten kuyudaki birikintilerin giderilmesi veya kontrol edilmesi için klor dioksit bazlı bir işlemle bağlantılı olarak kullanılan bir korozyon önleyici çözeltiye yöneliktir. Mevcut buluşun korozyon inhibitörleri en az dört bileşen, yani bir siklik kuaterner amin, bir yüzey aktif madde, bir asetilinik alkol ve bir çözücü içerir. Tercihen, yüzey aktif, iyonik olmayan bir yüzey aktif maddedir ve çözücü, su veya alkollü bir çözeltidir.

Siklik dördüncül amin bileşikleri arasında bisiklik dörtlü amin bileşikleri bulunur ve ayrıca alkilin herhangi bir alkil grubu olduğu alkil piridin dörtlü amin, benzil kuaterner amin, kokodimetil benzil dörtlü amin, soya trimetil dörtlü amin, kinolin dörtlü amin ve bunların karışımları bulunur. Alkil piridin tercih edilmektedir.

Asetilinik alkoller, etil oktinol, propargil alkol, butin diol ve butin diol metoksilatlar ve bunların etil oktinol ve propargil alkol ile karışımları gibi üçüncül bir bağ içeren herhangi bir alkol ailesini içerir. Bu bağlamda etil oktinol, 200 ° F'nin üzerindeki sıcaklıklarda veya 50 ° F'nin altındaki sıcaklıklarda su akışlarında daha çok tercih edilir.

Yüzey aktif madde tercihen iyonik değildir ve nonil fenol etoksilat, etoksile alkoller, etoksile aminler ve bunların karışımlarını içerir. Bir yüzey aktif madde Triton X100 ticari markası altında Rohm & Haas tarafından satılmaktadır.

Yukarıdaki etoksillenmiş bileşiklerin tümü, onlara eklenen çeşitli miktarlarda etilen oksit içerir. Mevcut buluşun amaçları doğrultusunda, hacimce% 1 ila% 14 ilave edilebilir, ancak daha yüksek miktarlar da kabul edilebilir. Ayrıca, kullanılabilecek etoksillenmiş aminler arasında soya aminleri, koko aminleri, donyağı diaminleri ve defne aminleri gibi C12-C18 aralığındakiler yer alır.

Çözücü tercihen su / IPA gibi bir hidrokarbon değildir; bununla birlikte, metil ve etil alkoller gibi düz zincirli alkollerin yanı sıra izopropil alkol ve bunların karışımları gibi diğer düşük ağırlıklı alkoller de kullanılabilir.

Korozyon önleyici tercihen önceden karıştırılır ve klor dioksit kaynağından aşağı yönde su akış hattına enjekte edilebilir. Örneğin, ŞEK. 1 ve 2, düşük basınçlı reaktör 54'ün akış aşağısında.

Klor dioksit, örneğin 50-5000 psi gibi akışın basıncıyla orantılı bir basınçta su akış hattına enjekte edilir. Akışın daha yüksek sıcaklıklarında, artan miktarda korozyon önleyici gereklidir.

Tercihen inhibitör, reaktöre yakın bir noktada, ancak aşağı yönde su akış hattına enjekte edilir. Böyle bir durumda, daha pahalı Kynar boruları yerine sert çelik boruları aşağı akış yönünde kullanmak mümkündür.

İnhibitörlerin, hacimce% 0.01 ila% 10'luk klor dioksit konsantrasyonu için etkili olduğu bulunmuştur. 50 ° F ila 200 ° F arasında değişen sıcaklıklar, tercih edilen inhibitör solüsyonlarının performansını etkilemez. Basıncın, inhibitörlerin performansı üzerinde hiçbir etkisi yoktur.

Bu inhibitörlerin kullanılması, ekipman, kuyu boruları veya valflerde yüksek korozyon oranları yaşamadan yüksek konsantrasyonlarda klor dioksit kullanımına izin verir. İnhibitörler ayrıca klor dioksit ile oksitlenmez.

Genel olarak, inhibitör çözeltileri, hacim olarak yüzde olarak, 0.5 ila 50 yüzey aktif cisminden 1 ila 80 siklik kuaterner amin, 0.5 ila 50 asetilinik alkol ve 10 ila 80 solvent içerecektir. Tercihen, inhibitör solüsyonları hacim olarak yüzde 10 ila 40 siklik kuaterner amin, 1 ila 40 yüzey aktif madde, 1 ila 15 asetilinik alkol ve 5 ila 60 solvent içerecektir.

Klor dioksit bazlı akan su sistemine enjekte edilen inhibitör çözelti miktarı, klor dioksit konsantrasyonuna bağlı olacaktır. Hacimce% 0.01 ila% 10 arasında değişen klor dioksit konsantrasyonları için, hacimce yüzde 0.0025 ila 10 korozyon önleyici solüsyon kullanılır. Tipik olarak, kullanılan korozyon önleyicinin miktarı, klor dioksit konsantrasyonunun% 25 ila% 100'ü ve tercihen klor dioksit konsantrasyonunun% 25 ila% 75'i arasında değişir.

Korozyon önleyici çözüm örnekleri aşağıda verilmiştir:

ÖRNEK 1

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
5
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 25
______________________________________
ÖRNEK 2

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 50
Alkil Piridin Kuaterner Amin
10
Etil Oktinol 10
Su 30
______________________________________
ÖRNEK 3

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Kinolin Kuaterner Amin
20
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
10
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 4

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Cocodimethyl Benzyl Kuaterner Amin
20
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
10
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 5

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Etoksile Soya Amin (10 mol)
10
Etoksile Soya Amin (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 6

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Etoksile Soya Amin (14 mol)
10
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 7

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Etoksile Soya Amin (10 mol)
10
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 8

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Kinolin Ouaterner Amin
20
Etoksile Soya Amin (14 mol)
10
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 9

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 10
Alkil Piridin Kuaterner Amin
60
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
5
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
5
Etil Oktinol 10
Su 10
______________________________________
ÖRNEK 10

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 30
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
10
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 20
______________________________________
ÖRNEK 11

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 35
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Nonil Fenol Etoksilat (14 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 25
______________________________________
ÖRNEK 12

______________________________________
INGREDIENT%
______________________________________

İzopropil Alkol 35
Alkil Piridin Kuaterner Amin
20
Nonil Fenol Etoksilat (10 mol)
10
Etil Oktinol 10
Su 25
______________________________________
(Yukarıdaki örneklerde, bir bileşene bitişik "(10 veya 14 mol)", bileşen kaynağının 10 veya 14 mol etilen oksit ile etoksillendiği anlamına gelir, örneğin bir bileşene bitişik "(10 mol)", bileşen kaynağı, 10 mol etilen oksit ile etoksillendi.)

Mevcut buluşun korozyon önleyici çözeltileri, bir su enjeksiyonu veya yağ üreten kuyudaki birikintilerin giderilmesi veya kontrol edilmesi için klor dioksit bazlı bir işlemde kullanılır. Klor dioksit bazlı işlem, tipik olarak basınç altında meydana gelen karıştırma, su, hidroklorik asit, sodyum klorat veya sodyum klorit ve isteğe bağlı olarak sodyum klorürün karıştırılmasını içerir. Bu bileşenler, üç besleme akışı ve bir ürün akışına sahip sürekli akışlı bir reaktör sisteminde karıştırılabilir. Bir besleme akışı sudur. İkinci besleme akışı hidroklorik asitten oluşur. Üçüncüsü, bir su akışında sodyum klorat, sodyum klorit ve isteğe bağlı sodyum klorürden oluşan öncü akışı içerir.

Ayrıntılı olarak çizime dönülürse, bir proses reaktör sisteminin bir şematiği, Şekil 2'de gösterilmektedir. 1. Bir tank 10, bir su bazında sodyum klorat, sodyum klorit ve isteğe bağlı sodyum klorürden oluşan bir öncü içerir. Bu karışım, bir ön madde besleme akışındaki 14 bir ön madde pompası 12 tarafından bir çek valf 16 yoluyla pompalanır. Bir tank 18, bir besleme akışı 22'de bir su pompası 20 tarafından pompalanan ve besleme akışı 24'ü oluşturmak üzere besleme akışı 14 ile birleştirilen suyu içerir. Başka bir tank. 26, bir besleme akışında 30 bir asit pompası 28 tarafından pompalanan hidroklorik asit içerir. Besleme akışı 24, bir çek valf 32'den pompalanır ve besleme akışı 30, bir reaksiyon akışı 36 oluşturmak üzere birleştirildikleri bir çek valf 34'ün üzerinden pompalanır. Reaksiyon akışı 36, sıralı bir karıştırıcı ile donatılmış bir yüksek basınçlı reaktöre 38 geçer.

Bir ürün akışı (40), büyük oranda klor dioksit dahil olmak üzere elde edilen bileşikleri içerir. Tüm sistemin basıncı, klorin dioksiti bir ürün akımında (40) reaksiyon karışımı içinde çözünmüş halde tutmak için yeterli bir seviyede tutulacaktır. Bir basınç ölçer (42), bir reaktörün (38) yakınına veya başka herhangi bir uygun konuma yerleştirilebilir. Normal basınçlar 500 psi'yi aşıyor. Reaktör 38 tercihen inç kare başına 500 ila 5000 pound arasında bir basınçta çalışır, böylelikle doğrudan veya bir yardımcı pompa aracılığıyla aşağı akış enjeksiyonu için yaklaşık 130 ° F tipik bir sıcaklıkta su enjeksiyon kuyusu içine kolayca kullanılabilir.

Hidroklorik asit akımı 30 avantajlı olarak ağırlıkça yaklaşık% 30 hidrojen klorür olabilir ve bir klorin dioksit öncü akışı 14% 10'dan fazla sodyum klorat ve / veya sodyum klorit içerir. % 35'in üzerindeki seviyelerde, çözündürme kapasitesi aşılabilir. Daha çok tercih edilen bir düzenlemede, öncü akım (14) yaklaşık olarak% 28 sodyum klorat, yaklaşık% 3 sodyum klorit ve yaklaşık% 7 sodyum klorür içerir. En verimli ve ekonomik sonucu elde etmek için çeşitli besleme akışlarının besleme hızının optimize edilmesi, bu konuda sıradan bilgiye sahip bir kişi için açık olacaktır. Az önce tarif edilen akışlar göz önüne alındığında, tercih edilen düzenleme, üç besleme akışının (14, 22 ve 30) her birinin eşit parçalarını sürekli olarak besleyecektir. Böyle bir reaksiyon, her galon ön besleme akışı için kabaca bir pound klor dioksit içeren bir ürün akışı (40) üretecektir. 14 ve ürün akışı 40, yaklaşık olarak 0.5 pH'a sahip olacaktır.

Sodyum klorür kullanımı isteğe bağlı olmakla birlikte, klor dioksit verimini artırma eğilimindedir. Öte yandan, artan tuz oluşumuna da neden olur ve bu nedenle reaktör sistemini yeterince yıkamak için ilave su gerektirir. Bir optimizasyon düzenlemesi, hidroklorik asitin diğer iki besleme akışına biraz daha büyük bir oranının kullanılmasını içerebilir, bu da hidroklorik asit akışının (30) su akışına (22) öncü besleme akışına (14) yaklaşık 1.0 / 0.5 / 0.5'lik bir oranına yol açar. Elbette, isteğe bağlı oran, her bir sitede mevcut olan koşullara bağlı olarak değişecektir.

Ek olarak, herhangi bir güçlü mineral asit veya diğer proton donörü (örneğin sülfürik asit, nitrik asit veya oksalik asit) hidroklorik asit için bir ikame olarak kullanılabilir. Bununla birlikte, bileşenin nispi masrafı veya ortaya çıkan tuz veya diğer çökelme oluşumları gibi çeşitli nedenlerle, hidroklorik asit tercih edilen bileşendir.

Reaksiyon ürününün düşük pH'ı göz önüne alındığında, reaktör sisteminin aşırı korozyona maruz kalmayan malzemeden yapılması önemlidir. Mevcut işlemin tercih edilen bir düzenlemesi, çek valf 32'den aşağı akış yönündeki tüm öğeler için, Cabot Satellite Division, Kokomo, Indiana tarafından üretilen "HASTELLOY" alaşımları ailesinden biri gibi molibden alaşımlarından oluşan yüksek basınçlı bir reaktör sistemini kullanır 32 .

Klor dioksitin genel olarak patlayıcı niteliği veya onu çözünmüş, basınçlı bir durumda muhafaza etme ihtiyacı göz önüne alındığında, klor dioksitin yerinde imal edilmesi tercih edilir. Tipik bir su enjeksiyon kuyusuna hizmet etmek için yeterli miktarlarda klorin dioksit üreten böyle bir reaktör sistemi, kuyunun sahasına nakledilecek bir kamyon veya treyler üzerine kolaylıkla inşa edilebilir.

Kuyu sahasında, ürün akışı 40 kuyuya beslenir. Birkaç uygulama mümkündür.
Yukarıda tartışılan "HASTELLOY" malzemelerinden biri gibi yine aşındırıcı olmayan malzemeden yapılmış bir iğne enjeksiyon kuyusu borusuna sokulabilir.
İğne, iğne ucundan çıkan herhangi bir ürün akımının enjeksiyon suyuyla kolayca karışacağı ve böylece enjeksiyon kuyusu muhafazasına akacağı bir derinliğe sokulmalıdır. Yeterli ve hızlı karıştırma ile aynı amaca hizmet etmek için, iğne iğnenin ucunu enjeksiyon kuyusu borusunun merkezinde tutmak için merkezleyicilerle donatılabilir. Daha fazla uyarlanabilirlik için, tercih edilen bir düzenleme, reaktör sistemini stinger aparatına bağlayan bir esnek hortum veya boru 44 bölümüne sahiptir. Bu tüp 44, "TEFLON" gibi aşınmayan bir iç yüzeye sahip olmalıdır. Alternatif olarak, bir makara kullanılabilir. Elbette, makara da aşındırıcı olmayan malzemeden olmalıdır. Kuyu başından deliklerin alt deliğinin derinliğine kadar sokulan sarmal bir tüp de kullanılabilir. Bu tür sarmal boru sistemi tipik olarak korozyona dayanıklı malzemeden yapılmadığından, işlem boyunca etkili korozyon kontrolü sağlamak için özen gösterilmelidir.

Üretim işlemi reaktörü yeterli bir basınçta tutulursa, enjeksiyon kuyusu borularına enjeksiyon kolaylıkla gerçekleştirilecektir.
Standart su enjeksiyon kuyuları, bin ila dört bin psi aralığında çalışacak şekilde tasarlanmıştır ve reaktör sistemindeki daha yüksek bir basınç, basit enjeksiyon yapılmasını sağlayacaktır.

Enjeksiyon konsantrasyonu aralığı ve klor dioksit akışının enjekte edildiği süre, belirli sistemi optimize etmek için değiştirilebilir. Enjeksiyon kuyusu borusu veya muhafazasının aşırı aşınmasını önlemek için, klor dioksit akışı enjeksiyon oranının, kombine su enjeksiyonunun ve klorin dioksit akımlarının pH'ının 4.5 veya üzerinde kalacağı bir seviyede tutulması tercih edilir.

Jeneratör üzerindeki ikinci bir uygulama Şekil 2'de gösterilmektedir. 2. Bu sistemde, yüksek basınç yükseltici ile birlikte bir alçak basınç jeneratörü kullanılmaktadır. Ekipman maliyetleri ve güvenlik hususları, iyi kafa basınçları elde etmek için bir yükselticiye sahip bu kadar düşük basınçlı bir jeneratör sisteminin kullanılmasını önermektedir. İNCİR arıyorum. Şekil 2'ye bakıldığında, bir öncü pompa 50, tank 52'den düşük basınçlı reaktöre 54 öncül sağlar. Reaktör yaklaşık 500 psi'de tutulabilir. Bir asit pompası (56) benzer şekilde bir tanktan (58) asit verir ve bir su pompası (60) bir kaynaktan (62) su verir.

Enjeksiyon suyu bir kaynaktan 64 alınır. İnhibitör bir pompa 68 ile bir tanktan 66 su akışına eklenir. Bir devridaim pompası (70), su / inhibitör karışımını yüksek basınçlı bir yardımcı pompaya (72) sürer. Daha sonra yüksek basınçlı akım kuyuya enjekte edilir.

Yukarıda tartışıldığı gibi, tercihen bir korozyon önleyici kullanılır. Enjeksiyon oranları, asit korozyon rejiminde kuyuya giden atık akışının pH'ı düşük olacak şekildedir. Yüzey uygulamalarında kullanılan standart inhibitörler bu tip uygulamalarda etkili değildir, Yüzey uygulamaları normalde düşük dozajlarda (prekürsör olarak <% 0,05) ve metal içeren inhibitörler etkilidir. Sodyum dikromattan elde edilen krom iyi bir örnektir. Standart yüzey inhibitörleri aslında korozyonu hızlandırır.

Mevcut buluşun inhibitörleri, yüksek dozajlarda oksidan akımında yaşanan hem oksitleyiciyi hem de asit korozyonunu engeller. Tercih edilen inhibitör, daha düşük pH aralıklarında etkilidir ve oksidan akımı ile reaktif olabilecek bileşenleri içermez.

Tipik bir temizleme prosedürü, su enjeksiyon petrol kuyusunun akış hızı, orijinal pompalama kapasitesinin yüzde 25 ila 50'sine düştüğünde, mevcut buluşun klor dioksit enjeksiyon sisteminin kurulmasını içerebilir. Kuyu, tipik bir günlük 1000-2000 varil su enjeksiyon kuyusuysa, standart temizleme prosedürü, prekürsör akışının saatte 30 galon işlemesini ve sonuçta ortaya çıkan ürün akışının kuyuya 1 ila 24 saat arasında bir süre boyunca enjekte edilmesini içerebilir. . Uygun bir işlemden sonra, tipik olarak kuyunun orijinal pompalama kapasitesinin% 75'inden fazlası eski haline getirilir.

Spesifik bir örnekte, kuyu kapatılmadan su almaya devam ederken, konsolide olmayan kum oluşumlarına 1500 ila 1600 fit derinlikte su enjeksiyon kuyusu arıtımı gerçekleştirilmiştir. Pompalama süresi boyunca bir oksidan akışı oluşturmak için bir ila iki tambur öncü ve bir ila iki% 30 HCl tamburu kullanılmıştır. Bu tür testlerden elde edilen sonuçlar, böyle bir işlemin kuyuları temizlemek için 1000 gal ile işlemden oluşan normal bir asit işi ile karşılaştırılabilir olduğunu göstermektedir. % 15 HCl ile. Böyle normal bir tedavi, kuyuyu kapatmayı, kuyuyu tedavi etmeyi ve 24 saate kadar kapalı bırakmayı içerir. Öncü, HCl ile reaksiyona giren 9/1 klorat / sodyum klorit karışımıdır. Sodyum klorit, alternatif bir öncü olarak da kullanılabilir.


1-Oktin-3-ol, 4-etil-
1-Oktin-3-ol, 4-etil-
4-Etil-1-oktin-3-0l
4-Etil-1-oktin-3-ol
4-Ethyloct-1-yn-3-ol
Einecs 227-545-9
EtilOktinol
Nsc 62119
 

 

Ethyl Octynol
CAS 5877-42-9

Ethyl Octynol is an intermediate precursor in Oilfield corrosion inhibitors.
 
Chemical Name: Ethyl Octynol
Chemical Synonyms: 4-Ethyl-3-hydroxy-1-octyne; 4-Ethyl-1-octyn-3-0l; 4-Ethyl-1-octyn-3-ol; EINECS 227-545-9; Ethyloctynol; NSC 62119; UNII-L1LYK1CE9P; 1-Octyn-3-ol, 4-ethyl-; 1-Octyne-3-ol, 4-ethyl-; 4-Ethyloct-1-yn-3-ol
SYNONYM: Ethyl octynol;4-Ethyl-3-hydroxy-1-octyne; 4-Ethyl-1-octyn-3-ol; 3-Hydroxy-4-ethyl-1-octyne

EC / List no.: 227-545-9
CAS no.: 5877-42-9
Mol. formula: C10H18O

Primary Applications: Oil & Gas Production
1. Fracking fluid chemical
2. Oilfield corrosion inhibitor 
3. An intermediate precursor 

Ethyl octynol uses and applications include: Corrosion inhibitor in oil well acidizing, mild steel pickling, mild steel cleaning in acid systems; electroplating bath additive; curative for paints, elastomers, adhesives

Ethyl Octynol is acid corrosion inhibitor (steel pickling, oil-well acidising) and electroplating bath additive.

Production
• 2-ethylhexaldehyde + acetylene (ethynylation)


Product: 4-Ethyl-1-octyn-3-ol(ETO, ETHYL OCTYNOL)
CAS No.: 5877-42-9
Use: 4-Ethyl-1-octyn-3-ol(ETO, ETHYL OCTYNOL) is mainly used in corrosion inhibitor fields and also used as intermediate.


ATAMAN CHEMICALS offer Acetylenic alcohol
The acetylenic alcohols we offer are: ethyl octynol, propargyl alcohol, hexynol

1-Octyn-3-ol, 4-ethyl-
4-ETHYL-3-HYDROXY-1-OCTYNE
4-ETHYL-1-OCTYN-3-OL 97+%
4-Ethyl-1-Octyne-3-Ol
ETHYLOCTINOL
NSC 62119
TIMTEC-BB SBB005885
4-ethyl-1-octyn-3-o
4-ethyl-1-octyne-3-o
4-ETHYL-1-OCTYN-3-OL
(2-ETHYL-1-HYDROXYHEXYL)ACETYLENE
ETHYLOCTYNOL
4-ethyloct-1-yn-3-ol
4-Ethyl-1-octyn-3-ol>

It is now over 30 yr since the original discovery was made that acetylenic compounds are effective in inhibiting the corrosion of iron in acid media. 
Since then, the industrial practice of oil-well acidizing has become well-established, with key acetylenic compounds such as propargyl alcohol, hexynol, and ethyl octynol assuming increasingly important roles. 
New and more stable triple-bonded compounds properly formulated and synergized with nitrogen compounds are expected to be used more extensively as temperature, stability, and performance requirements increase. 
An evaluation is made of the structural features which enhance or limit the corrosion performance of a given acetylenic. 
New data involving mixtures of acetylenics, hydrogen-bonded complexes, and the use of new nitrogen synergists are covered also. 
Tabular data at 200/sup 0/F approximate the more strenuous conditions of an oil-well acidizing job using N-80 tubing. 
The performance of such inhibitors as hexynol, ethyl octynol or OW-1 is improved by the use of nitrogen synergists, such as ethylenediamine (EDA), DMF, urea or ammonia. 
A second tabular data at 250/sup 0/F approximate conditions in deep holes under pressure. (15 refs.)


1. A process for inhibiting oxidative pitting corrosion associated with chlorine dioxide including,
generating a chlorine dioxide solution wherein the chlorine dioxide concentration ranges from 0.01% to 10% by volume; and

injecting into the chlorine dioxide solution from about 25% to about 100% by volume based on chlorine dioxide of an inhibitor solution consisting essentially of a functionally operative proportion of a cyclic quaternary amine, a surfactant, an acetylinic alcohol and a solvent effective to inhibit oxidative pitting corrosion associated with chlorine dioxide.

2. The process according to claim 1 or 19 wherein the cyclic quaternary amine is selected from the group consisting of alkyl pyridine, benzyl quaternary amine quinoline quaternary amine, cocodimethyl quaternary amine, soya trimethyl quaternary amine and mixtures thereof.

3. The process according to claim 1 or 19 in the surfactant is selected from the group consisting of nonyl phenol ethoxylate, ethoxylated alcohol, ethoxylated amine and mixtures thereof.

4. The process of claim 1 or 10 wherein the acetylinic alcohol is selected from the group consisting of ethyl octynol, propargyl alcohol and mixtures thereof.

5. The process of claim 1 or 10 wherein the solvent is selected from the group consisting of isopropyl alcohol, ethyl alcohol, methyl alcohol, water and mixtures thereof.

6. The process according to claim 1 or 19 wherein the inhibitor solution consists essentially of an alkyl pyridine, quaternary amine nonyl phenol ethoxylate, ethyl octynol and isopropyl alcohol.

7. The process of claim 1 or 19 where in the cyclic quaternary amine ranges from 1 to 80% by volume, the surfactant ranges from 0.5 to 50% by volume, the acetylinic alcohol ranges from 0.5 to 50% by volume and the solvent ranges from 10 to 80% by volume.

8. The process of claim 7 wherein the cyclic quaternary amine ranges from 10 to 40% by volume, the surfactant ranges from 1 to 40% by volume, the acetylinic alcohol ranges from 1 to 15% by volume and the solvent ranges from 5 to 60% by volume.

9. A solution for inhibiting oxidative pitting corrosion associated with chlorine dioxide, consisting essentially of
(a) from about 0.01% to 10% by volume of chlorine dioxide, and

(b) from about 25% to about 100% by volume based on said chlorine dioxide concentration, of a functionally operative proportion of a cyclic quaternary amine, a surfactant, an acetylinic alcohol and a solvent effective to inhibit said corrosion.

10. The solution of claim 9 wherein the cyclic quaternary amines are selected from the group consisting of alkyl pyridine, benzyl quaternary amine, quinoline quaternary amine, cocodimethyl quaternary amine, soya trimethyl quaternary amine and mixtures thereof.

11. The solution of claim 9 wherein the surfactant is selected from the group consisting of nonyl phenol ethoxylate, ethoxylated alcohol, ethoxylated amine and mixtures thereof.

12. The solution of claim 9 wherein the acetylinic alcohol is selected from the group consisting of ethyl octynol, propargyl alcohol and mixtures thereof.

13. The solution of claim 9 wherein the solvent is selected from the group consisting of isopropyl alcohol, ethanol, methanol, water and mixtures thereof.

14. The solution of claim 9 wherein the cyclic quaternary amine ranges from 1 to 80% by volume, the surfactant ranges from 0.5 to 50% by volume, the acetylinic alcohol ranges from 0.5 to 50% by volume, and the solvent ranges from 10 to 80% by volume.

15. The solution of claim 14 wherein the cyclic quaternary amine ranges from 10 to 40% by volume, the surfactant ranges from 1 to 40% by volume, the acetylinic alcohol ranges from 1 to 15% by volume, and the solvent ranges from 5 to 60% by volume.

16. The process of claim 3 wherein the ethoxylated amine is selected from the group consisting of soya amines, coco amines, tallow diamines, laurel amines and mixtures thereof.

17. The solution of claim 11 wherein the ethoxylated amine is selected from the group consisting of soya amines, coco amines, tallow diamines, laurel amines and mixtures thereof.

18. The solution of claim 9 wherein the inhibitor solution comprises isopropyl alcohol, alkyl pyridine quaternary amine, nonyl phenol ethoxylate and ethyl octynol.

19. A process for treating subterranean wells to inhibit oxidative pitting corrosion, which comprises
introducing into said well an aqueous fluid containing from about 0.01% to about 10% by volume of chlorine dioxide and an inhibitor additive present in an amount of from about 25% to about 100% by volume based on said chlorine dioxide, said inhibitor additive consisting essentially of a cyclic quaternary amine, a surfactant, and acetylinic alcohol and a solvent in a proportion effective to inhibit said corrosion, and

pumping said aqueous fluid through said well to contact said fluid with metal surfaces in said well.

20. The process of claim 19 in which said aqueous fluid is introduced into said well at a pressure in the range from 50 to 5,000 p.s.i.

Description:
CROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION

This is a related application of U.S. Patent Application Ser. No. 06/944,794 filed Dec. 22, 1986, now U.S. Pat. No. 4,823,826 for "Process and Apparatus for Introducing Aqueous Chlorine Dioxide into High Pressure Water Injection Systems."

BACKGROUND OF THE INVENTION

1. Field of the Invention

The field of the present invention is the treatment of high pressure water injection wells. Another aspect of the present invention is concerned with a corrosion inhibitor for use in connection with injection well treatment water, and in particular water which is acidic or which includes chlorine dioxide.

2. Related Art

The oil industry uses a variety of techniques to maximize the recovery of oil from any particular oil formation. One of the methods used is the injection of water under high pressure at a point removed from the site of the oil removal. Large amounts of water are injected under high pressure into the oil-producing sands and are removed at the oil well site along with the resident oil. Such methods typically require up to twenty parts water per part oil recovered. Given this large amount of required water, many oil producers utilize the nearest large source of water,.which can be a surrounding ocean, nearby bay, or water produced with the oil. Little care is taken to purify the injection water and, therefore, a wide variety of impurities are often injected in the water injection well.

The constant high volume flow of impure water and the warm, incubator-like environment of oil field water treatment systems encourages the uncontrolled growth of biomass--the source of many costly problems. Bacterial growth, if left unchecked, causes: formation of hydrogen sulfide, a toxic and corrosive gas that eats through piping in water and vapor recovery systems; accumulation of gummy biomass that adheres to surfaces and filter media and substantially reduces equipment efficiency; formation of abrasive iron sulfide that wears injection pumps, decreases injectivity, fouls flow lines and causes corrosion; all increasing operating costs and lowering oil production. The resultant build-up at the screen leading from the casing into the oil-producing sands constricts the flow of water through the tubing and screen. As the flow is constricted, less water can be pumped through the system, leading to decreased oil production. If the water injection tubing and screen are not cleaned out periodically, the screen can become entirely obstructed.

A commonly accepted procedure for cleaning out such water injection casings is to inject hydrochloric acid into the water injection well. The hydrochloric acid, by keeping, the pH of the system low, solubilizes some of the unwanted materials so that they can be washed out of the water injection well. This method suffers from several problems. First, such mixtures can be highly corrosive and will corrode the water injection well. In addition, such a mixture has little or no effect on any biomass that may have built up. Such biomass is often the primary obstructor. Finally, this method of clean-out is relatively expensive.

Typical aqueous hydrochloric acid solutions include 15% by volume hydrochloric acid or 12% by volume hydrochloric acid and 3% by volume hydrofluoric acid. Although such solutions facilitate the injectivity of injection wells by, reacting with carbonate scales on the well and pipe walls, the solutions are very corrosive to the iron pipes causing etching leading to further degradation. Moreover, once the hydrochloric acid is dissipated in the water flow, hydrogen sulfide from the injection well reappears thereby causing further carbonate scale formation.

To inhibit the corrosive effects of hydrochloric acid and hydrofluoric acid solutions, corrosion inhibitors are typically added to the water flow. Typical inhibitors include quaternary amines and acetylene alcohols, which are admixed with a surfactant in an aqueous solution.

Chlorine dioxide has found its way into limited use in the oil production industry. This material has been recognized for the treatment of oil field produced fluids. Reference is made to Canadian Patent No. 1,207,269, issued July 8, 1986, the disclosure of which is incorporated herein by reference. Reference is also made to Smeck, U.S. Pat. No. 4,077,879, issued Mar. 7, 1978. In these processes, the chlorine dioxide is typically used for surface treatment of oil field produced fluids.

See also, Masschelein, W. J. "Chlorine Dioxide-Chemistry and Environmental Impact of Oxychlorine Compounds", Ann Arbor Science Publishers, Inc. (1979), the disclosure of which is incorporated herein by reference.

Chlorine dioxide is known to be a highly corrosive material. Corrosion of metals due to chlorine dioxide is characterized by severe pitting corrosion. Corrosion of this type can lead to catastrophic failures of metals exposed to this environment.

Therefore, there exists a need for inhibiting corrosion caused by chlorine dioxide and other acids if chlorine dioxide and such acids are used in a process to treat water injection or oil-producing wells.

SUMMARY OF THE INVENTION

The present invention is directed to a corrosion inhibitor which can be used in connection with a chlorine dioxide based process for removing or controlling the build-up of deposits in a water injection or oil-producing well. In the chlorine dioxide based process, chlorine dioxide is manufactured and then injected under high pressure into a high pressure water injection stream into a well. The chlorine dioxide in the water injection stream removes biomass and dissolves the resultant biomass and iron sulfides that may have built up within the water injection casing and at the screen leading to the oil-producing formation. The pH of the combined injection stream is maintained at a level that avoids excessive corrosion of the injection casing, screen, or other well parts.

It has been found that a unique corrosion inhibitor can be added to the flowing water downstream from the chlorine dioxide generation point. The corrosion inhibitor not only reduces the corrosion rate, but also unexpectedly facilitates the elimination of pitting type corrosion. In this regard, it should be appreciated that the corrosion inhibitor in general will inhibit acid corrosion, not just corrosion from chlorine dioxide.

The corrosion inhibitor of the present invention is a solution comprising at least four components, namely, a cyclic quaternary amine, a surfactant, an acetylinic alcohol and a solvent. The corrosion inhibitor solutions of the present invention have been found effective for chlorine dioxide concentrations in flowing water of 0.01% to 10% by volume.

Use of the inhibitor solutions of the present invention allows for utilization of high concentrations of chlorine dioxide in a process for removing or controlling the buildup of deposits in a water injection or oil producing well which is chlorine dioxide based, without experiencing high corrosion rates on equipment or well tubing, valves and other well components.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWING

FIG. 1 illustrates schematically a process reactor for producing chlorine dioxide

FIG. 2 illustrates schematically another process reactor for producing chlorine dioxide.

DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS

The present invention is directed to a corrosion inhibitor solution which is used in connection with a chlorine dioxide based process for removing or controlling the build up of deposits in a water injection or oil producing well. The corrosion inhibitors of the present invention comprise at least four components, namely, a cyclic quaternary amine, a surfactant, an acetylinic alcohol and a solvent. Preferably, the surfactant is a non-ionic surfactant, and the solvent is a water or alcoholic solution.

Cyclic quaternary amine compounds include bicyclic quaternary amine compounds and also include alkyl pyridine quaternary amine in which the alkyl is any alkyl group, benzyl quaternary amine, cocodimethyl benzyl quaternary amine, soya trimethyl quaternary amine, quinoline quaternary amine and mixtures thereof. Alkyl pyridine is preferred.

Acetylinic alcohols include any of the family of alcohols containing a tertiary bond such as ethyl octynol, propargyl alcohol, butyne diol and butyne diol methoxylates and mixtures thereof, with ethyl octynol and propargyl alcohol preferred. In this regard, ethyl octynol is more preferred in water flows with temperatures above 200° F. or at temperatures lower than 50° F.

The surfactant is preferably non-ionic and includes nonyl phenol ethoxylate, ethoxylated alcohols, ethoxylated amines and mixtures thereof. One surfactant is sold by Rohm & Haas under the trademark Triton X100.

All of the, above ethoxylated compounds have varying amounts of ethylene oxide added to them. For purposes of the present invention, from 1% to 14% by volume can be added, although higher quantities are also acceptable. Further, ethoxylated amines that can be of use include those in the C12-C18 range such as soya amines, coco amines, tallow diamines and laurel amines.

The solvent is preferably a non-hydrocarbon such as water/IPA; however, straight chain alcohols such as methyl and ethyl alcohols may also be used as well as other low weight alcohols such as isopropyl alcohol and mixtures thereof.

The corrosion inhibitor is preferably pre-mixed, and can be injected into the water flow line downstream from the source of chlorine dioxide. For example, referring to FIGS. 1 and 2, downstream from the low pressure reactor 54.

The chlorine dioxide is injected into the water flow line at a pressure commensurate with the pressure of the flow, for example, 50-5000 psi. At higher temperatures of the flow, an increased amount of corrosion inhibitor is needed.

Preferably, the inhibitor is injected into the water flow line at a point close to the reactor, but downstream. In such case it is possible to use hard steel pipes downstream rather than more expensive Kynar pipe.

The inhibitors have been found effective for chlorine dioxide concentration of 0.01% to 10% by volume. Temperatures ranging from 50° F. to 200° F. do not impact upon the performance of the preferred inhibitor solutions. Pressure has no effect on the performance of the inhibitors.

Use of these inhibitors allows for the utilization of high concentrations of chlorine dioxide without experiencing high corrosion rates on equipment, well tubing or valves. The inhibitors are also not oxidized by chlorine dioxide.

In general, the inhibitor solutions will include, in volume percent, from 1 to 80 cyclic quaternary amine from 0.5 to 50 surfactant, from 0.5 to 50 acetylinic alcohol and from 10 to 80 solvent. Preferably, the inhibitor solutions will include in volume percent, from 10 to 40 cyclic quaternary amine, from 1 to 40 surfactant, from 1 to 15 acetylinic alcohol and from 5 to 60 solvent.

The amount of inhibitor solution injected into the chlorine dioxide based flowing water system will depend upon the concentration of chlorine dioxide. For chlorine dioxide concentrations ranging from 0.01% to 10% by volume, from 0.0025 to 10 volume percent of the corrosion inhibitor solution is employed. Typically, the amount of corrosion inhibitor employed ranges from 25 to 100% of the chlorine dioxide concentration and preferably from 25 to 75% of the chlorine dioxide concentration.

Examples of corrosion inhibitor solutions are set forth below:

EXAMPLE 1

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
5
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 25
______________________________________
EXAMPLE 2

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 50
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
10
Ethyl Octynol 10
Water 30
______________________________________
EXAMPLE 3

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Quinoline Quaternary Amine
20
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
10
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 4

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Cocodimethyl Benzyl Quaternary Amine
20
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
10
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 5

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Ethoxylated Soya Amine (10 mole)
10
Ethoxylated Soya Amine (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 6

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Ethoxylated Soya Amine (14 mole)
10
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 7

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Ethoxylated Soya Amine (10 mole)
10
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 8

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Quinoline Ouaternary Amine
20
Ethoxylated Soya Amine (14 mole)
10
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 9

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 10
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
60
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
5
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
5
Ethyl Octynol 10
Water 10
______________________________________
EXAMPLE 10

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 30
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
10
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 20
______________________________________
EXAMPLE 11

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 35
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Nonyl Phenol Ethoxylate (14 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 25
______________________________________
EXAMPLE 12

______________________________________
INGREDIENT %
______________________________________

Isopropyl Alcohol 35
Alkyl Pyridine Quaternary Amine
20
Nonyl Phenol Ethoxylate (10 mole)
10
Ethyl Octynol 10
Water 25
______________________________________
(Note that in the above examples, "(10 or 14 mole)" adjacent to a component means that the component source was ethoxylated with 10 or 14 moles ethylene oxide, for example "(10 mole)" adjacent to a component means that the component source was ethoxylated with 10 moles of ethylene oxide.)

The corrosion inhibitor solutions of the present invention are used in a chlorine dioxide based, process for removing or controlling the buildup of deposits in a water injection or oil producing well. The chlorine dioxide based process involves mixing water, hydrochloric acid, sodium chlorate, or sodium chlorite and, optionally, sodium chloride, the mixing typically occurring under pressure. These ingredients may be mixed in a continuous flow reactor system which has three feed streams and one product stream. One feed stream is water. The second feed stream is composed of hydrochloric acid. The third contains the precursor stream comprised of sodium chlorate, sodium chlorite, and optional sodium chloride in a water stream.

Turning in detail to the drawing, a schematic of a process reactor system is illustrated in FIG. 1. A tank 10 contains a precursor comprised of sodium chlorate, sodium chlorite, and optional sodium chloride in a water base. This mixture is pumped by a precursor pump 12 in a precursor feedstream 14 through a check valve 16. A tank 18 contains water which is pumped by a water pump 20 in a feedstream 22 and combined with the feedstream 14 to form feedstream 24. Another tank 26 contains hydrochloric acid, which is pumped by an acid pump 28 in a feedstream 30. The feedstream 24 is pumped past a check valve 32 and the feedstream 30 is pumped past a check valve 34 where they are combined to form a reaction stream 36. The reaction stream 36 passes into a high pressure reactor 38 that is equipped with an in-line mixer.

A product stream 40 contains the resultant compounds, including a large proportion of chlorine dioxide. The pressure of the entire system is to be maintained at a level sufficient to keep the chlorine dioxide dissolved within the reaction mixture in a product stream 40. A pressure gauge 42 may be located near a reactor 38 or at any other convenient location. Normal pressures exceed 500 psi. The reactor 38 preferably operates at a pressure between 500 and 5000 pounds per square inch so that it may be readily used for downstream injection, either directly or through a booster pump, into the water injection well with a typical temperature of about 130° F.

The hydrochloric acid stream, 30 advantageously may be approximately 30% hydrogen chloride by weight, and a chlorine dioxide precursor stream 14 contains more than 10% sodium chlorate and/or sodium chlorite. At levels above 35%, the capacity to solubilize can be exceeded. In a more preferred embodiment, the precursor stream 14 contains approximately 28% sodium chlorate, approximately 3% sodium chlorite and about 7% sodium chloride. It would be obvious to one of ordinary skill in the art to optimize the feed rate of the various feed streams to obtain the most efficient and economical result. Given the streams just described, the preferred embodiment would continuously feed equal parts of each of the three feed streams 14, 22 and 30. Such a reaction would produce a product stream 40 containing roughly one pound of chlorine dioxide for every gallon of precursor feed stream 14 and the product stream 40 would have a pH of approximately 0.5.

While the use of sodium chloride is optional, it tends to increase the chlorine dioxide yield. On the other hand, it also results in increased salt formation and, therefore, requires additional water to adequately flush the reactor system. One optimization embodiment may involve the use of a slightly larger ratio of hydrochloric acid to the other two feed streams, resulting in a ratio of hydrochloric acid stream 30 to the water stream 22 to the precursor feed stream 14 of approximately 1.0/0.5/0.5. Of course, the optional ratio will vary depending on the conditions present at each individual site.

In addition, any strong mineral acid or other proton donor (e.g., sulfuric acid, nitric acid, or oxalic acid) can be used as a substitute for hydrochloric acid. For various reasons, such as the relative expense of the component or the resulting salt or other deposit-formations, however, hydrochloric acid is the component of choice.

Given the low pH of the reaction product, it is important to construct the reactor system of material not subject to excessive corrosion. One preferred embodiment of the present process utilizes a high pressure reactor system composed of, for example, molybdenum alloys such as one of the family of "HASTELLOY" alloys manufactured by Cabot Satellite Division, Kokomo, Indiana, for all items downstream from check valve 32.

Given the generally explosive nature of chlorine dioxide, or the need to maintain it in a dissolved, pressurized state, it is preferable that the chlorine dioxide be manufactured on-site. Such a reactor system, producing sufficient amounts of chlorine dioxide to service a typical water injection well, can be readily constructed on a truck or trailer to be transported to the site of the well.

At the well site, the product stream 40 is fed to the well. Several applications are possible. 
A stinger, also constructed of non-corrosive material such as one of the "HASTELLOY" materials discussed above, may be inserted into the injection well tubing. 
The stinger should be inserted to a depth such that any product stream emanating from the stinger tip will readily mix with the injection water, and thus, flow down into the injection well casing. To serve the same purpose of adequate and quick mixing, the stinger may be equipped with centralizers to maintain the tip of the stinger in the center of the injection well tubing. For increased adaptability, a preferred embodiment has a section of flexible hose or tubing 44 connecting the reactor system to the stinger apparatus. This tubing 44 should have a non-corrodible inner surface such as "TEFLON." Alternatively, a spool may be employed. Of course, the spool must also be of noncorrosive material. A coiled tube may also be used which is inserted through the well head to the depth of the perforations downhole. As such coiled tubing is not typically made of corrosion-resistant material, care must be taken to insure effective corrosion control throughout the treatment.

If the production process reactor is maintained at a sufficient pressure, injection into the injection well tubing will be easily accomplished. 
Standard water injection wells are designed to operate in the range of one thousand to four thousand psi and a higher pressure in the reactor system will enable simple injection.

The range of injection concentration as well as the amount of time during which the chlorine dioxide stream is injected can be varied to optimize the particular system. To avoid excessive corrosion of the injection well tubing or casing, it is preferable to maintain the rate of chlorine dioxide stream injection at a level so that the pH of the combined water injection and chlorine dioxide streams remains at 4.5 or above.

A second embodiment on the generator is illustrated in FIG. 2. In this system, a low pressure generator is used with a high pressure booster. Equipment costs and safety considerations suggest the use of such a low pressure generator system with a booster to achieve well head pressures. Looking to FIG. 2, a precursor pump 50 delivers precursor from tank 52 to the low pressure reactor 54. The reactor may be maintained at about 500 psi. An acid pump 56 similarly delivers acid from a tank 58 and a water pump 60 delivers water from a source 62.

Injection water is taken from a source 64. Inhibitor is added from a tank 66 by a pump 68 to the water stream. A recirculating pump 70 drives the water/inhibitor mixture to a high pressure booster pump 72. The high pressure stream is then injected into the well.

As discussed above, a corrosion inhibitor is preferably employed. Injection rates are such that the pH of the effluent stream into the well are low in the acid corrosion regime. Standard inhibitors used in surface applications are not effective in this type of application, The surface applications are normally at low dosages (<0.05% as precursor) and metal-containing inhibitors are effective. Chromium, from sodium dichromate, is a good example. Standard surface inhibitors actually accelerate the corrosion.

The inhibitors of the present invention inhibit both the oxidizer and acid corrosion experienced at high dosages of oxidant stream. The preferred inhibitor is effective at the lower pH ranges and does not contain components that would be reactive with the oxidant stream.

A typical clean-out procedure might involve setting up the chlorine dioxide injection system of the present invention when the flow rate of the water injection oil well has decreased to 25 to 50 percent of its original pumping capacity. If the well is a typical 1000-2000 barrel per day water injection well, the standard cleanout procedure might involve processing 30 gallons per hour of the precursor stream and injecting the resultant product stream into the well for a period of somewhere between 1 and 24 hours. After an appropriate treatment, typically more than 75% of the original pumping capacity of the well is restored.

In a specific example, water injection well treatment at a depth 1500 to 1600 feet into unconsolidated sand formations has been undertaken for six to twelve hours while the well continues to take water with no shut down. One to two drums of precursor and one to two drums of 30% HCl have been used to create an oxidant stream over the course of the pumping time. Results from such testing indicate that such a process is comparable for clearing wells to a normal acid job consisting of treatment with 1000 gal. of 15% HCl. Such a normal treatment involves shutting in the well, treating the well and leaving it shut in for up to 24 hours. The precursor has been a 9/1 mixture chlorate/sodium chlorite which is reacted with HCl. Sodium chlorite may also be used as an alternative precursor.


1-Octyn-3-ol, 4-ethyl-
1-Octyne-3-ol, 4-ethyl-
4-Ethyl-1-octyn-3-0l
4-Ethyl-1-octyn-3-ol
4-Ethyloct-1-yn-3-ol
Einecs 227-545-9
Ethyloctynol
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.