DE4003893A1 - Verfahren zur verhinderung von korrosion in fluessigkeiten bei der rohoelfoerderung - Google Patents
Verfahren zur verhinderung von korrosion in fluessigkeiten bei der rohoelfoerderungInfo
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Description
Bei der Offshore-Förderung von Rohöl werden
Korrosionsinhibitoren eingesetzt, die kationischer Natur
sind. Aber die Verwendung solcher Korrosionsschutzmittel auf
der Basis von kationischen Verbindungen bei offshore
Erdölförderplattformen wird mehr und mehr unakzeptabel aus
Gründen des Umweltschutzes. Diese Verbindungen werden, da
sie kationisch sind, von den Metalloberflächen gebunden und
begrenzen die durch Säuren beeinflußte Korrosion.
Wenn diese kationischen Korrosionsschutzmittel ihren Weg
ins Seewasser finden, werden sie von einer besonderen Art
von Algen, den Diatomeen, gebunden. Diese Algen sind ein
Teil der Nahrungskette für Muscheln.
Es ist bekannt, daß bisher noch kein Korrosionsschutzmittel
gefunden wurde, das nicht das Wachstum dieser Algen bei
Konzentrationen oberhalb von 1 ppm behindert hätten. Die
Diatomeen haben eine Skelettstruktur, die zu ungefähr 80%
aus Siliciumdioxid oder Quarz besteht. Kationische
Verbindungen, die den größten Teil der
Korrosionsschutzmittel ausmachen, werden von Quarz
genauso schnell wie von Metalloberflächen gebunden.
Kationische Verbindungen, die für die Herstellung von
Korrosionsschutzmittel genommen werden, können sein
quartäre Amine, Aminsalze, ethoxylierte Amine, Ätheramine,
Polyamine, Amidoamine. Im wesentlichen kommen alle
Verbindungen auf der Basis von Stickstoff als
Korrosionsinhibitoren in Frage.
Es wurde nun gefunden, daß dieses Problem gelöst werden
kann durch die Verwendung bestimmter Betaine als
Korrosionsinhibitoren.
Gegenstand der Erfindung ist demgemäß ein Verfahren zur
Verhinderung von Korrosion in Flüssigkeiten bei Ölfeldern,
wobei dieses Verfahren darin besteht, daß man den
Flüssigkeiten in den Ölförderanlagen eine wirksame Menge
eines Betains oder Ampholyts der Formel 1 oder 2 zugibt
R¹-⊕NH₂-CH₂CH₂-COO⊖ (2)
worin R¹ C₁₀-C₂₀-Alkyl oder C₁₀-C₂₀-Alkenyl, vorzugsweise
C₁₄-C₁₈-Alkyl oder C₁₄-C₁₈-Alkenyl und R² und R³
C₁-C₄-Alkyl, vorzugsweise Methyl bedeuten.
Diese zuvor beschriebenen Betaine und Ampholyte können als
solche eingesetzt werden oder sie können zuvor mit Säuren
neutralisiert werden, wie beispielsweise Essigsäure,
Adipinsäure, Sebacinsäure, Naphthensäuren, Paraffinsäuren,
Tallölsäuren, oder freies SO₂. Sie wirken als
Korrosionsschutzmittel in Flüssigkeiten bei der
Erdölförderung die Säuren wie etwa Kohlendioxid als
korrodierendes Agenz enthalten. Kohlendioxid ist die am
meisten verbreitete Säure in Flüssigkeiten bei der
Erdölförderung.
Darüber hinaus können diese Betaine und Ampholyte auch
zusammen mit anderen Korrosionsschutzmitteln eingesetzt
werden, um die Toxizität herunterzusetzen, vorzugsweise mit
oxalkylierten Fettaminen der Formeln 3 oder 4
R¹-NH-(C₂H₄O)xH (3)
R¹NHCH₂CH₂CH₂NH-(C₂H₄O)xH (4)
worin R¹ dieselbe Bedeutung wie oben hat und X ist eine Zahl von 5 bis 15 oder eine Verbindung der Formel 5
worin R¹ dieselbe Bedeutung wie oben hat und X ist eine Zahl von 5 bis 15 oder eine Verbindung der Formel 5
Die Betaine oder Ampholyte der Formeln 1 und 2 oder die
Mischungen dieser Verbindungen mit den Verbindungen der
Formeln 3, 4 und/oder 5 werden den Flüssigkeiten für die
Ölförderung in einer Menge zugegeben die ausreichend ist,
um die Korrosion zu verhindern. Unter üblichen Bedingungen
sind Mengen von 5 bis 300, vorzugsweise 2 bis 20 ppm
ausreichend. Wenn diese Betaine oder Ampholyte der Formeln
1 und 2 in neutrales oder alkalisches Wasser wie
beispielsweise Seewasser eingelassen werden, verlieren sie
ihren kationischen Charakter und nehmen den Charakter einer
nichtionischen oder anionischen Verbindung an.
Unter diesen Bedingungen wirken sie nicht mehr als
Korrosionsinhibitor und sie verhindern auch nicht mehr das
Wachstum der Diatomeen, wie es der Fall wäre, wenn sie ihren
kationischen Charakter beibehalten würden.
Auch die oxalkylierten Amine der Formeln 3 und 4 wirken
nicht als kationische Verbindungen und können deshalb nicht
auf das Silikat der Diatomeen aufziehen. Das gleiche gilt
für das Parahydroxybenzoesäurederivat der Formel 5, das bei
einem pH-Wert oberhalb von 7,5 hydrolyisert und nicht
toxische Benzoesäure liefert. Formulierungen für die
Anwendung auf der Grundlage der zuvor beschriebenen Betaine
und deren Mischungen mit Verbindungen der Formeln 3, 4
und/oder 5 können hergestellt werden, indem man diese
Verbindungen in einer Mischung aus Wasser und niederem
Alkohol löst.
12% Talgfettsäure-aminopropyl-N,N-dimethyl-N-
carboxymethyl-betain
5% Adipinsäure
10% Isobutanol
5% Methanol
Wasser ad 100%
5% Adipinsäure
10% Isobutanol
5% Methanol
Wasser ad 100%
12% Talgfettsäure-amidopropyl-N,N-dimethyl-N-
carboxymethyl-betain
3% SO₂
10% Isobutanol
5% Methanol
Wasser ad 100%
3% SO₂
10% Isobutanol
5% Methanol
Wasser ad 100%
8% Talgfettsäure-amidopropyl-N,N-dimethyl-N-
carboxymethyl-betain
10% Isobutanol
5% Methanol
15% einer Mischung von Alkylpyridinen
5% SO₂
Wasser ad 100%
10% Isobutanol
5% Methanol
15% einer Mischung von Alkylpyridinen
5% SO₂
Wasser ad 100%
10% Talgfettsäure-amidopropyl-N,N-dimethyl-N-
carboxymethyl-betain
5% Kokosdiamin + 15 mol Ethylenoxid
10% Isobutanol
5% Methanol
Wasser ad 100%
5% Kokosdiamin + 15 mol Ethylenoxid
10% Isobutanol
5% Methanol
Wasser ad 100%
10% Talgfettsäure-amidopropyl-N,N-dimethyl-N-
carboxymethyl-betain
5% Verbindung der Formel 3
85% einer Mischung aus Propylenglykol und Isobutanol
5% Verbindung der Formel 3
85% einer Mischung aus Propylenglykol und Isobutanol
12% N-Kokosalkylaminopropionsäure
5% Sebacinsäure
15% Butylglycol
Wasser ad 100%
5% Sebacinsäure
15% Butylglycol
Wasser ad 100%
In den zuvor beschriebenen Beispielen verstehen sich die
Prozentangaben als Gewichtsprozent.
Diese Formulierungen wurden in einem
Standardkorrosionsschutztest untersucht, bekannt als
Blasentest. In einer Mischung von 80% Salzwasser und 20%
Rohöl, gesättigt mit Kohlendioxid, ergaben die Formulierungen
in einem 24-Stunden-Test eine Schutzwirkung von mehr als
90% mit 20 ppm dieser Formulierungen. Dieselben Produkte
ergaben eine Schutzwirkung von 60% in einem dynamischen
Autoklaventest mit 3% Natriumchlorid, 10 bar
Kohlendioxiddruck, 12%, bei 8 Stahlcoupons, die sich mit
einer Geschwindigkeit von 3 m/sec drehten. Es sind eine
Reihe von kommerziellen Inhibitoren auf dem Markt, die 40%
oder weniger an Schutzwirkung bieten, andere dagegen geben
eine Schutzwirkung von mehr als 90%. Die Wirkung der
Formulierungen, wie zuvor beschrieben, liegt somit
innerhalb der Grenzen dessen, was übliche kommerzielle
Korrosionsinhibitoren leisten. Die erfindungsgemäßen
Formulierungen wurden auch untersucht im Hinblick auf die
Wachstumshemmung bei Skeletonrema Costatum, ein üblicher
Toxizitätstest für marine Diatomeen, bei 4 ppm. Dabei konnte
keine offenkundige Behinderung des Wachstums von
Skeletonrema Costatum bis zu 4 ppm und teilweise auch bis
zu 8 ppm beobachtet werden.
Claims (3)
1. Verfahren zur Verhinderung von Korrosion in
Flüssigkeiten bei Ölfeldern, dadurch gekennzeichnet,
daß man den Flüssigkeiten in den Ölförderanlagen eine
wirksame Menge eines Betains oder Ampholyts der
Formel 1 oder 2 zugibt
R¹-⊕NH₂-CH₂CH₂-COO⊖ (2)worin R¹ C₁₀-C₂₀-Alkyl oder C₁₀-C₂₀-Alkenyl,
vorzugsweise C₁₄-C₁₈-Alkyl oder C₁₄-C₁₈-Alkenyl und R²
und R³ C₁-C₄-Alkyl, vorzugsweise Methyl bedeuten.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß
man 5 bis 300, vorzugsweise 2 bis 20 ppm der Betaine
oder Ampholyte der Formeln 1 oder 2 zugibt.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß
man die Betaine der Ampholyte der Formeln 1 oder 2
zusammen mit oxalkylierten Fettaminen der Formeln 3
oder 4
R¹-NH-(C₂H₄O)xH (3)R¹NHCH₂CH₂CH₂NH-(C₂H₄O)xH (4)worin R¹ dieselbe Bedeutung wie in Anspruch 1 hat und
X ist eine Zahl von 5 bis 15 oder mit einer Verbindung
der Formel 5
einsetzt.
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| AT91101772T ATE115232T1 (de) | 1990-02-09 | 1991-02-08 | Verfahren zur korrosionshemmung in erdölförderflüssigkeiten. |
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