一种油田高温防垢缓蚀剂及其制备方法与流程

1.本发明属于化学防垢缓蚀技术领域，涉及一种防垢缓蚀剂，尤其涉及一种油田高温防垢缓蚀剂。


背景技术：

2.目前有些海上油田开始采取井下加药或将生产水加热后进行注水或热采作业，虽然能充分利用资源，减少排放，但结垢和腐蚀问题越发严重，当前常用的防垢剂，如聚丙烯酸钠、聚环氧琥珀酸钠和多元共聚物等，在温度超过100℃后，应用效果明显下降，同时对腐蚀没有抑制作用。而针对高温生产水腐蚀抑制效果较好的缓蚀剂为阳离子含氮化合物，与防垢剂有明显拮抗效应，因此需要开发新型的防垢缓蚀剂来解决作业过程中的结垢和腐蚀问题。本发明通过多种羧酸共聚，提高高温防垢效果，同时利用分子链中的酰胺基团与醛和杂环化合物缩合，形成非离子型抗高温腐蚀的缓蚀官能团，再通过复配利用协同效应，得到兼具抗高温结垢和腐蚀的油田高温防垢缓蚀剂。


技术实现要素：

3.本发明目的是开发出一种油田高温防垢缓蚀剂，该高温防垢缓蚀剂能有效缓解油田高温结垢和腐蚀，井下管柱的结垢和腐蚀。具有加药量小，防垢效果好，防垢率高、耐高温、稳定和适用范围广等特点。
4.本发明是通过以下技术方案实现的：
5.一种油田高温防垢缓蚀剂，通过下述步骤制得：
6.步骤一、在反应容器中加入等摩尔的烯基酰胺、烯基磺酸、马来酸酐和衣康酸，以及四者总质量5倍的蒸馏水，开启搅拌并持续通氮气；
7.步骤二、将反应容器中烯基酰胺质量6-10倍的丙烯酸(aa)、烯基酰胺质量25-40％的双氧水，分别承装于两个高位滴液槽内；
8.步骤三、反应容器中通氮气时间大于15分钟后，向反应容器中加入烯基酰胺质量的 25-40％次亚磷酸钠；
9.步骤四、开始升温，温度达到50℃以上后，同时滴加步骤二中配置的丙烯酸和双氧水，控制温度不超过90℃；
10.步骤五、滴加完后，停止通氮气，控制温度75-90℃，反应2-4小时；
11.步骤六、依次加入与烯基酰胺摩尔比为0.8:0.95的甲基含氮杂环化合物，烯基酰胺质量10％-20％的酸酐，继续控制温度不超过90℃，滴加与烯基酰胺摩尔比为1:1.05的福尔马林；
12.步骤七、滴加完后，在80-95℃下反应4-8小时，制得中间体a；
13.步骤八、降低至常温，加入中间体a总质量20-30％的多氨基多醚基甲叉膦酸 (papemp)、加入中间体a总质量20-30％的多元醇膦酸酯酸(pape)、加入中间体 a总质量5-10％的十二烷基二甲基苄基氯化铵、加入中间体a总质量0.1-0.5％的烷基酸三乙醇胺，搅
98.06g马来酸酐(1mol)和130.08g衣康酸，以及2036.7g蒸馏水，开启搅拌并持续通氮气；
34.②
将426.48g丙烯酸(aa)(6倍)、17.77g的双氧水(25％)，分别承装于两个高位滴液槽内；
35.③
反应容器中通氮气时间大于15分钟后，向反应容器加入17.77g次亚磷酸钠 (25％)；
36.④
开始升温，温度达到50℃以上后，同时滴加步骤二中配置的丙烯酸和双氧水，控制温度不超过90℃；
37.⑤
滴加完后，停止通氮气，控制温度75℃，反应4小时；
38.⑥
依次加入136.03g甲基喹啉(0.95mol)，加入7.11g甲酸酐(10％)，继续控制温度不超过90℃，滴加85.22g福尔马林(1.05mol)；
39.⑦
滴加完后，在95℃下反应8小时，制得中间体a1；
40.⑧
降低至常温，加入626.88g的多氨基多醚基甲叉膦酸(papemp)(20％)、加入940.33g的多元醇膦酸酯酸(pape)(30％)、加入313.44g的十二烷基二甲基苄基氯化铵(10％)、加入3.13g苯甲酸三乙醇胺(0.1％)，搅拌均匀即制得高温防垢缓蚀剂b1。
41.实施例2：
42.①
在反应容器中加入71.08g丙烯酰胺(1mol)、122.10g烯丙基磺酸(1mol)、 98.06g马来酸酐(1mol)和130.08g衣康酸，以及2106.6g蒸馏水，开启搅拌并持续通氮气；
43.②
将710.80g丙烯酸(aa)(10倍)、28.43g的双氧水(40％)，分别承装于两个高位滴液槽内；
44.③
反应容器中通氮气时间大于15分钟后，向反应容器加入28.43g次亚磷酸钠 (40％)；
45.④
开始升温，温度达到50℃以上后，同时滴加步骤二中配置的丙烯酸和双氧水，控制温度不超过90℃；
46.⑤
滴加完后，停止通氮气，控制温度75℃，反应4小时；
47.⑥
依次加入65.68g甲基咪唑(0.80mol)，加入14.22g丙酸酐(20％)，继续控制温度不超过90℃，滴加81.16g福尔马林(1.00mol)；
48.⑦
滴加完后，在80℃下反应6小时，制得中间体a2；
49.⑧
降低至常温，加入1036.98g的多氨基多醚基甲叉膦酸(papemp)(30％)、加入691.32g的多元醇膦酸酯酸(pape)(20％)、加入172.83g的十二烷基二甲基苄基氯化铵(5％)、加入17.28g油酸三乙醇胺(0.5％)，搅拌均匀即制得高温防垢缓蚀剂 b2。
50.实施例3：
51.①
在反应容器中加入71.08g丙烯酰胺(1mol)、122.10g丙烯基磺酸(1mol)、 98.06g马来酸酐(1mol)和130.08g衣康酸，以及2106.6g蒸馏水，开启搅拌并持续通氮气；
52.②
将568.64g丙烯酸(aa)(8倍)、21.32g的双氧水(30％)，分别承装于两个高位滴液槽内；
53.③
反应容器中通氮气时间大于15分钟后，向反应容器加入24.88g次亚磷酸钠 (35％)；
54.④
开始升温，温度达到50℃以上后，同时滴加步骤二中配置的丙烯酸和双氧水，控制温度不超过90℃；
55.⑤
滴加完后，停止通氮气，控制温度75℃，反应4小时；
56.⑥
依次加入83.82g甲基吡啶(0.90mol)，加入10.66g乙酸酐(15％)，继续控制温度不超过90℃，滴加81.16g福尔马林(1.00mol)；
57.⑦
滴加完后，在90℃下反应4小时，制得中间体a3；
58.⑧
降低至常温，加入829.60g的多氨基多醚基甲叉膦酸(papemp)(25％)、加入829.60g的多元醇膦酸酯酸(pape)(25％)、加入265.47g的十二烷基二甲基苄基氯化铵(8％)、加入9.96g月桂酸三乙醇胺(0.3％)，搅拌均匀即制得高温防垢缓蚀剂 b3。
59.实施例4：
60.①
在反应容器中加入85.10g甲基丙烯酰胺(1mol)、136.10g丁烯基磺酸(1mol)、 98.06g马来酸酐(1mol)和130.08g衣康酸，以及2246.70g蒸馏水，开启搅拌并持续通氮气；
61.②
将765.90g丙烯酸(aa)(9倍)、29.79g的双氧水(35％)，分别承装于两个高位滴液槽内；
62.③
反应容器中通氮气时间大于15分钟后，向反应容器加入25.53g次亚磷酸钠 (30％)；
63.④
开始升温，温度达到50℃以上后，同时滴加步骤二中配置的丙烯酸和双氧水，控制温度不超过90℃；
64.⑤
滴加完后，停止通氮气，控制温度75℃，反应4小时；
65.⑥
依次加入69.79g甲基咪唑(0.85mol)，加入12.77g乙酸酐(15％)，继续控制温度不超过90℃，滴加85.22g福尔马林(1.05mol)；
66.⑦
滴加完后，在85℃下反应6小时，制得中间体a4；
67.⑧
降低至常温，加入1105.51g的多氨基多醚基甲叉膦酸(papemp)(30％)、加入737.01g的多元醇膦酸酯酸(pape)(20％)、加入368.50g的十二烷基二甲基苄基氯化铵(10％)、加入3.69g油酸三乙醇胺(0.1％)和3.69g月桂酸三乙醇胺(0.1％)，搅拌均匀即制得高温防垢缓蚀剂b4。
68.实验例5：
69.防垢性能测试
70.实验原料：某南海油田生产水，水质ph＝7.13，评价方式：防垢剂性能评价参考 sy/t5673-1993油田用防垢剂性能评定方法。实验温度：150℃，加药浓度：50mg/l；
71.测试结果如表1：
72.表1防垢性能实验结果1
[0073][0074][0075]
从上述检测数据可以看出，聚丙烯酸钠，聚环氧琥珀酸钠，aa/amps共聚物，2
‑ꢀ
磷酸基-1，2，4-三羧酸丁烷(pbtca)，papemp，pape，羟基乙叉二膦酸(hedp)， 2-羟基膦酰基乙酸(hpaa)、油酸咪唑啉季铵盐、吡啶季铵盐和喹啉季铵盐的防垢率分别为82.47％、59.46％、81.37％、85.77％、84.67％、60.00％、82.47％、55.50％、-3.52％、
ꢀ‑
2.57％和-2.19％，本发明实施例1、实施例2、实施例3、实施例4和实施例5的防垢率分别为92.47％、90.56％、92.26％和92.26％，明显高于上述各产品。
[0076]
实验例6：
[0077]
防垢性能测试
[0078]
实验原料：某渤海油田地层水，水质ph＝8.33评价方式：防垢剂性能评价参考 sy/
t5673-1993油田用防垢剂性能评定方法。实验温度：130℃，加药浓度：100mg/l；
[0079]
测试结果如表2：
[0080]
表2防垢性能实验结果2
[0081][0082][0083]
从上述检测数据可以看出，聚丙烯酸钠，聚环氧琥珀酸钠，aa/amps共聚物，2
‑ꢀ
磷酸基-1，2，4-三羧酸丁烷(pbtca)，papemp，pape，羟基乙叉二膦酸(hedp)， 2-羟基膦酰基乙酸(hpaa)、油酸咪唑啉季铵盐、吡啶季铵盐和喹啉季铵盐的防垢率分别为22.01％、4.38％、18.29％、50.41％、57.89％、43.74％、47.70％、14.90％、0、0和0，本发明实施例1、实施例2、实施例3、实施例4和实施例5的防垢率分别为81.10％、83.55％、 83.78％和83.17％、，明显高于上述各产品。
[0084]
实施例7：
[0085]
实验介质：某南海油田生产水
[0086]
评价方式：室内3升哈氏合金钢釜动态腐蚀实验；
[0087]
实验材质：n80钢
[0088]
实验温度：150℃
[0089]
介质流速：1.0m/s
[0090]
实验气相组成：0.2mpaco2 1.5mpan2[0091]
试验时间：室内实验72小时
[0092]
药剂浓度：50mg/l
[0093]
测试结果如下：
[0094]
表3室内动态腐蚀试验结果1
[0095][0096]
实施例7：
[0097]
实验介质：某渤海油田地层水
[0098]
评价方式：室内3升哈氏合金钢釜动态腐蚀实验；溶解氧测定仪
[0099]
实验材质：n80钢
[0100]
实验温度：130℃
[0101]
介质流速：1.0m/s
[0102]
实验气相组成：0.5mpaco2 5.0mpan2[0103]
试验时间：室内实验72小时
[0104]
药剂浓度：50mg/l
[0105]
测试结果如下：
[0106]
表4室内动态腐蚀试验和溶解氧测定结果2
[0107][0108]
从上述检测数据可以看出，本发明针对油田生产水和地层水中的高温腐蚀，相比目前常用的各种聚合物、有机膦、杂环化合物等防垢缓蚀剂，具有更高效的防垢效果和缓蚀
效果。
[0109]
以上对本发明做了示例性的描述，应该说明的是，在不脱离本发明的核心的情况下，任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。