способ обработки воды и химический состав для замедления коррозии и образования отложений

Формула изобретения

1. Химический состав для обработки воды для замедления коррозии и/или образования отложений, содержащий одно- или многоатомные спирты, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиакриловую кислоту смешанной молекулярной массы, и/или по меньшей мере одну из ее солей и по меньшей мере один лигносульфонат, не содержащий хром, а в качестве одно- или многоатомных спиртов - смесь не менее двух одно- или многоатомных спиртов при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Смесь не менее двух одно- или многоатомных спиртов - 60 - 97

Полиакриловая кислота смешанной молекулярной массы и/или по меньшей мере одна из ее солей - 1 - 38

По меньшей мере одна лигносульфонат, не содержащий хрома - 1 - 38

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит по меньшей мере одну карбоновую кислоту, отличную от указанной полиакриловой кислоты, и/или по меньшей мере одну из ее солей.

3. Состав по п.2, отличающийся тем, что он содержит карбоновую кислоту и/или ее соль в количестве, необходимом для понижения рН состава до величины, не превышающей 7,0.

4. Состав по п.3, отличающийся тем, что он содержит карбоновую кислоту и/или ее соль в количестве, необходимом для понижения рН состава до величины 7,0.

5. Состав по п.2, отличающийся тем, что он содержит по меньшей мере одну карбоновую кислоту и/или по меньшей мере одну из ее солей в количестве до 5 мас.%.

6. Состав по п.5, отличающийся тем, что он содержит, мас.%:

Смесь одно- или многоатомных спиртов - 80 - 97

Полиакриловая кислота смешанной молекулярной массы или ее соль - 1 - 18

Карбоновая кислота и/или ее соль - 1 - 5

Лигносульфонат, не содержащий хром - 1 - 28

7. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве смеси по меньшей мере двух одно- и многоатомных спиртов смесь полиглицерина и трипропиленгликоля.

8. Состав по п. 7, отличающийся тем, что он содержит полиглицерин со средним углеродным числом, равным 13 - 14.

9. Способ обработки воды для замедления коррозии и/или образования отложений, включающий добавление в воду химического состава, содержащего одно- или многоатомные спирты, отличающийся тем, что в воду добавляют химический состав по любому из пп.1 - 8.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к химическим составам, применяемым для обработки воды с целью замедления коррозии и/или образования отложений, в частности для замедления, предотвращения или регулирования коррозии и/или образования отложений в водораспределительных трубопроводах, арматуре и связанных с ними теплообменниках, а также в особенности для предотвращения, регулирования или замедления коррозии и образования отложений в теплопередающем оборудовании, в котором воду или пар используют в качестве теплопередающей среды, и к способу применения указанных химических веществ. В конкретном случае изобретение относится к применению веществ и способу, применяемых в тех случаях, когда геотермальные горячую воду и пар используют в качестве теплоносителей.

Можно привести ряд примеров промышленного и других видов применения грунтовой (т.е. получаемой из скважины) воды в качестве теплоносителя. Так, в некоторых районах мира геотермальная вода и пар находятся на такой глубине, что их использование экономически целесообразно. Учитывая современные цены и проблемы загрязнения окружающей среды при использовании традиционных видов топлива, в таких районах оказывается целесообразным использовать геотермальное тепло для привода такого оборудования, как, например, электрогенераторы.

Геотермальное тепло все в большей степени применяется для этой цели. Это тепло можно также использовать для получения горячей воды с целью обогрева зданий или проведения определенных химических процессов.

Типичная "геотермическая схема" включает в себя скважину, которую бурят в подходящей пористой породной формации или в водоносном пласте на глубине, достаточной для получения требуемого объема воды.

Данная глубина может существенно меняться в зависимости от геологической конфигурации окружающей формации. В скважину обычно помещают промышленный насос погружного типа, однако в некоторых случаях давление воды или пара внутри скважины оказывается достаточным для того, чтобы обеспечить подачу воды на поверхность. На поверхности геотермальную горячую воду или пар пропускают через один или несколько теплообменников для получения горячей воды или пара, которые подводят, например, к турбине, вырабатывающей электроэнергию. После пропускания через теплообменник (теплообменники) воду возвращают в грунт через сливную скважину соответствующей, предварительно определенной, глубины, завершая тем самым геотермальную схему.

Грунтовые воды все в большей степени используются также в качестве теплоносителя для аэрокондиционеров и нагнетательных тепловых систем. При этом используется базовый геотермальный круговорот, который описан в предыдущем абзаце, за исключением того, что горячую воду не применяют.

Серьезная проблема, связанная с использованием грунтовых вод в качестве теплообменной среды, заключается в том, что они почти всегда имеют высокое содержание минеральных соединений, часто вызывающих коррозию водораспределительной арматуры и теплообменников. Такая коррозия сокращает срок эксплуатации системы. Другой серьезной проблемой является образование отложений, которые также снижают срок эксплуатации и эффективность системы из-за засорения распределительной арматуры и теплообменников.

В общем случае, при использовании геотермальной горячей воды и/или пара необходимо учитывать три основные проблемы:

образование на металлических поверхностях отложений, содержащих сульфид железа, вследствие непосредственного воздействия H₂S, растворенного в геотермальной воде, или естественного высокого содержания в воде сульфида железа;

высокую скорость коррозии металлических поверхностей вследствие непосредственного воздействия H₂S;

образование на металлических поверхностях различных типов отложений, обусловленных химическим составом непосредственно применяемой геотермальной воды.

Проблемы, связанные с использованием грунтовой воды, в большей или меньшей степени усугубляются в зависимости от географического положения местности, наличия поверхностных вод, например, речной воды.

Известные ранее способы регулирования, предотвращения и замедления коррозии и образования отложений в водораспределительной арматуре и связанных с ней теплообменниках в одних случаях оказываются достаточно эффективными, а в других - далеки от оптимальности.

Один из известных способов заключается в добавлении в геотермальную воду смеси определенных акрилатов и фосфонатов. Предлагалось также защищать металлические поверхности пленкообразующим веществом аминного типа. Хотя указанные способы проявили себя вполне успешно в некоторых высококоррозионных системах, остается желательным найти другие, более оптимальные средства.

Известны составы для замедления коррозии, содержащие спирты. Широко известен способ обработки воды, в частности, для защиты от коррозии, включающий добавление в среду химического вещества, содержащего одно- или многоатомный спирт. В литературе [1] описан охлаждающий состав для защиты металлических деталей, содержащий, наряду с другими веществами, глицерин и карбоновую кислоту. В литературе [2] описан способ уменьшения коррозии металлов путем введения глицерола, полиглицерола и аналогичных веществ.

Целью настоящего изобретения является выбор состава химических реагентов для регулирования, предотвращения и замедления коррозии и образования отложений в водо- и парораспределительной арматуре, трубопроводах и соединенных с ними теплообменниках, использующих воду в качестве теплоносителя.

Способ обработки воды для замедления коррозии и/или образования отложений, согласно изобретению, включает добавление в воду с целью замедления коррозии и/или образования отложений эффективного количества химического состава, содержащего:

60-97 мас.% смеси по меньшей мере двух одно- или многоатомных спиртов;

1-38 мас. % полиакриловой кислоты смешанной молекулярной массы и/или по меньшей мере одной из ее солей;

1-38 мас.% по меньшей мере одного лигносульфоната, не содержащего хрома.

Химический состав в соответствии с изобретением может содержать по меньшей мере одну карбоновую кислоту, которая отличается от указанной полиакриловой кислоты.

В состав можно добавить карбоновую кислоту и/или ее соль для снижения pH до величины, не превышающей 7,0. В состав, согласно изобретению, могут также, при необходимости, входить такие компоненты, как метабисульфиты натрия, аммония или калия, аскорбиновая кислота или ее соль и/или N,N-ди(низший алкил)амид карбоновой кислоты неразветвленного типа.

Ингредиенты состава, применяемые при реализации способа, согласно изобретению, могут быть смешаны в широком диапазоне массовых соотношений. Для получения оптимальных результатов преобладающей в составе должна быть смесь одно- и многоатомных спиртов. Предпочтительными являются пределы содержания компонентов, представленные в таблице 1.

Предпочтительно, чтобы в смеси одно- и многоатомных спиртов преобладали, т.е. составляли более 50%, многоатомные спирты.

Молекулярная масса многоатомных спиртов может быть от низкой до средней и составлять примерно 62-496. Типичными представителями таких спиртов являются этиленгликоль, пропиленгликоль, трипропиленгликоль, пропандиол-1,2, тетраметиленгликоль, бутандиол-1,4, бутадиол-1,2, бутадиол-2,3, глицерин, полиглицерин, изоамиленгликоль, пинакон, метилглицерин-1, бутантриол-1,2,4, пентандиол-1,2, пентадиол-1,4, пентаметиленгликоль, пентантриол-1,2,3, а также полигликоли, такие, как, например, полиэтиленгликоль и полипропиленгликоль. Предпочтительными являются триолы, в особенности такой триол, как глицерин, кроме того, предпочтительным является полиглицерин со средним углеродным числом 13-14.

Можно использовать одноатомные спирты с молекулярной массой 34-142. Типичными для таких спиртов являются этанол, пропанол, n-бутанол, изобутанол, t-бутанол, пентанол, гексанол, бензиловый спирт, а также спирты ряда C₇ и C₈.

Полиакриловые кислоты (ПАК) смешанной молекулярной массы и их соли, которые могут быть использованы в процессе, согласно изобретению, являются водорастворимыми олигомерами и полимерами с низкой молекулярной массой. Они могут быть получены в широком диапазоне молекулярных масс и молекулярно-массового распределения. Предпочтительными являются ПАК со средней молекулярной массой менее 8000 и относительно широким распределением по молекулярным массам. Такие вещества поставляются на рынок, в частности, под торговыми марками Plexisol фирмой Huls and Poraloid и Akrisol 20 фирмой Rohm & Haas.

Карбоксильные кислоты могут иметь молекулярную массу от относительно низкой до средней и являются водорастворимыми. Карбоксильную кислоту или ее соль обычно добавляют для регулирования pH до нейтрального или кислого, предпочтительно слабокислого уровня, считая нормальной основность многоатомных спиртов. Примерами кислот, которые могут использоваться, являются уксусная, пропионовая, масляная, лимонная, итаконовая, малеиновая и янтарная кислоты.

Не содержащие хрома лигносульфонаты также поставляются на рынок. Возможно использование любых лигносульфонатов, не содержащих хрома. Типичные материалы представлены на рынке под торговыми марками Borrosperse фирмой Borregaard, Норвегия, и Maracel фирмой Marathon Chemical Co.

Для получения оптимальных результатов используют по меньшей мере около 1,0 части, а более предпочтительно - по меньшей мере около 1,5 частей вещества на миллион частей воды (ppm). С точки зрения получения результатов количество вещества, которое может быть использовано, не имеет максимального ограничения. Однако по причинам экономии обычно не применяют более чем 200-300 ppm. Количества, превышающие указанные, в большинстве случаев будут просто излишними.

Компоненты состава обычно растворяют в подходящем растворителе, предпочтительно в воде, перед добавлением в обрабатываемую воду. Концентрация вещества в воде некритична, однако предпочтительно, чтобы эта концентрация обеспечивала достаточно низкую вязкость раствора и делала удобным его добавлением в воду. Концентрация в воде до 25 мас.% может дать приемлемую для закачивания вязкость и облегчить ввод малых количеств эффективных компонентов.

Введение состава может осуществляться в любой точке от дна скважины до поверхности грунта. Точное место ввода обычно определяют, исходя из удобства его расположения, но оптимальным является тот участок, где контакт между необработанной водой и стальной обсадной трубой скважины оказывается минимальными. Таким образом, предпочтительной точкой ввода состава является нижний конец обсадной трубы скважины. Тем не менее в большинстве случаев состав вводится на уровне поверхности, где эта операция является гораздо более простой. При этом используется обычное оборудование для подачи жидкости.

Способ и состав, согласно изобретению, обладают тем достоинством, что не создают каких-либо проблем с точки зрения окружающей среды. Вещества, предложенные в изобретении, биологически распадаются на простые безвредные продукты, которые при возвращении в почву через сливную скважину не загрязняют грунтовых вод.

Кроме компонентов, перечисленных выше, для стабилизации состава и улучшения его диспергирования перед добавлением в обрабатываемую воду в него может также вводиться анионное поверхностно-активное вещество. Типичное анионное поверхностно-активное вещество содержит линейные алкилсульфонаты натрия, такие, как Tergitol sulfonate (фирма Union Carbide) и Triton X100 Sulfonate (фирма Rohm & Haas).

Для конкретных случаев применения в состав вещества в зависимости от химического состава грунтовой воды могут входить и другие известные компоненты. Такими дополнительными компонентами могут быть, например, аскорбиновая кислота, N,N-диалкиламиды линейных жирных кислот, а также метабисульфаты аммония, натрия и калия. Аскорбиновая кислота оказывается полезной, когда концентрация кислорода в грунтовой воде превышает 1 ppm. Диалкиламиды целесообразно применять, когда грунтовая вода может быть загрязнена углеводородами. Метабисульфиты полезны, если уровень кислорода в грунтовой воде превышает 1 ppm. Эти дополнительные компоненты следует применять в очень малых количествах. Обычно следует использовать от 10 до 200 ppm по весу в зависимости от веса воды, подлежащей обработке.

Следующий пример показывает применение способа и вещества согласно изобретению. Следует учесть, что применение изобретения не ограничивается приведенным конкретным примером.

Пример

Вещество в соответствии с изобретением использовали в одном из районов Центральной Европы для обработки воды в геотермальной схеме с целью получения пара для выработки электроэнергии. Геотермальная скважина была расположена на расстоянии около 2 километров от места установки теплообменников. Трубопровод от скважины до теплообменников имел диаметр 50 м, и система позволяла транспортировать до 400 м³ воды в час.

Скважина была оборудована соответствующими насосом погружного типа, размещенным в бассейне геотермальной горячей воды на глубине около 110 м от уровня грунта.

Анализы воды из данной скважины показали сравнительно высокое содержание компонентов, вызывающих коррозию, в том числе по меньшей мере представленные в таблице 2 минеральные вещества.

Скорость коррозии, вызываемой этой водой, определяли с помощью измерителя коррозии типа Corrator probe, установленного в выходной магистрали одного из теплообменников. Кроме того, образцы для измерения коррозии были установлены в трубопроводе на уровне поверхности вблизи от места ввода вещества для обработки воды.

С помощью насосов, выкачивающих примерно 260 м³ геотермальной горячей воды в час, в трубопровод на уровне грунта вводили в количестве 10 г/м³ (10 ppm) воды, протекающей через систему, вещество следующего состава (мас.%):

Полиглицерин (среднее углеродное число 13-14) - 40

Трипропиленгликоль - 10

Смесь ПАК - 21

Лигносульфонаты, не содержащие хрома - 4

Раствор лимонной кислоты в H₂O для доведения pH до 8,5 - 25

В качестве смеси ПАК использовали в данном случае продукт Acrysol 20 фирмы Rohm & Haas.

Через 24 ч подача вещества была снижена примерно до 2,5 г/м³.

Показания измерителя коррозии фиксировались периодически в течение 1 мес и дали результат, равный около 0,01 мкм коррозии в год. С этого момента уровень дозировки был уменьшен до 1,5 г/м³ и контроль был продолжен дополнительно в течение двух недель. В течение всего этого периода показания измерителя коррозии оставались неизменными на уровне 0,01 мкм/год.

По истечении периода испытаний длительностью в шесть недель образцы для измерения коррозии были удалены и проконтролированы. Скорость коррозии, определенная по потере массы, оказалась равной около 0,05 мм/год.