Методы борьбы с отложениями солей.

Принято различать методы предотвращающие образование солевых отложений и методы, предна­значенные для удаления уже имеющихся осадков.

Каждый из этих методов подразделяется на реагентный и безреагентный.

а) Методы предотвращающие образование солевых отложений 1. Реагентные методы

В настоящее время это наиболее распространенный и перспективный подход к данной проблеме.

Известно, что солевые отложения образуются по схеме:

ненасыщенный раствор —> насыщенный раствор —»перенасыщенный раствор, находящийся в метаста-билыюм состоянии -»- возникновение молекулярных ассоцнатов —»• появление равновесных зародышей —»• рост зародышей —»образование полидисперсных кристаллов —> формирование осадка.

Данний метод основан на понижении скорости указанных процессов под действием специальных реа­гентов, получивших название ингибиторов солеотложения. К настоящему времени известны ингибиторы трех спо­собов действия. Первые продлевают время существования метастабнльного состояния; вторые резко увеличивают число зародышей, в результате, для их роста просто не остается необходимого вещества; наконец, третьи образуют на поверхности иолндисперсных кристаллов или оборудования защитную оболочку, резко снижающую агдезион-ныесилы.

В общем виде, зависимость количества образовавшегося осадка от концентрации ингибитора можно проиллюстрировать рис.132.

Рис. 132. Зависимость »<у™ц?тв? nfipaTy«wro»iwg

Т -

П - область предельной (пороговой) эффективности-ингибитора;

Ш - облаСТЬ Образования ffpa^frrpOp"^lf"^v пг

ДОЛЖНЫбЫТЬ ДРП1РИММИ и дгчпу 11141ЛМИ-

7. Не должны ухудшать действия-других

ПОЯСНИМ ПОСЛеДНИЙ ПуНКГ ЕСЛИ ингибитор сочроггтуягетга пптфРггкя в воду не ^пдержящут нйфги и мехЗНИЯеСКИХ ПрИМеПР.Й В ЗНЭ-ЧИМЫХ количествах, ТО ингибиторы тттгчтттжрния как пряииттп прпавпяшт себя »Я* ирг-^ц? •аффр«гти^^плр ингиДи-

торы коррозии, хорошо совмещающиеся и удиштрютцие действие целевых ингибиторов кгфрпчии^ ттричйм, чатит- ный эффект возрастает со временем.

А вот если ингибитор солеотложения подается в воду, содержащую нефть и-механические примеси, то

-ттпхп у нтоттрцу царпк цнгийчтпргш

Причём, если ингибиторы солеотложения, в принципе, снижают коррозию, то ингибиторы коррозии со­леотложения не снижают.

До 1980 г отечественная промышленность выпускала ингибиторы солеотложения только на основе неор­ганических полифосфатов:

Гексаметафосфат натрия - (NaPOj)* -(ГМФН);

Триполнфосфат натрия -NasP₃O₁₀- (ТПФН).

Данные реагенты выпускались, как правило, с добавками дубового экстракта и ряда ПАВ. Механизм их действия при расходе порядка 0,1 % мае. на добываемую воду сводился к созданию на кристаллах защитных обо­лочек, не позволяющих им сливаться в ассоциаты.

В настоящее время Российской промышленностью освоен выпуск фоефорноорганических ингибиторов:

1. органические эфнры фосфорной кислоты (органофосфаты);

2. фосфоновые кислоты н их соли (фосфонаты);

3. амшюфосфоновые кислоты и их соли (аминофосфонаты);

4. амнноалкнлфосфоновые кислоты и их соли (аминоалкнлфосфонаты).

Основным преимуществом фоефорноорганических ингибиторов солеотложения является их высокая эф­фективность при сравнительно небольших расходах, порядка 1-20 мг/л. Причём, если представители первого клас­са выдерживают лишь 90°С, а затем подвергаются гидролизу в щелочных средах то представители остальных классов термоустойчивы до 130 - 150°С и хорошо совместимы с полимерами, гликолями, ингибиторами коррозии и деэмулъгаторами.

Наибольшее распространение получили:

1 класс: фосфоридипнрованный триэтаноламин (ФТЭА);

2 класс: оксиэгалмдендмфосфоновая кислота (ОЭДФ)и соли ОЭДФ (СВИХ 5301);

3 класс: ннтрилотрнметилфосфоновая кислота (НТМФ) и Инкредоп;

Класс: ПАФ-1; ПАФ-2; ПАФ-13А; ДПФ-Н ПАФ41.

Многолетний опыт их применения свидетельствует:

Для предотвращения образования отложений карбоната кальция наиболее эффективны:

СНПХ 5301 и ПАФ-41.

Для предотвращения образования отложений гипса наиболее эффективны: ПАФ-13Аи ПАФ-41.

Однако, данные реагенты достаточно дороги.

Поэтому, следует признать перспективными усилия на создание более дешевых реагентов, не уступаю­щих вышеперечисленным па эффективности. Это, прежде всего, продукты окисления лингнна (линтнн - это смесь нитропроизводных поликарбонатных кислот с системой сопряженных хромофоров, имеющих в бензольном кольце заместители, типа: -СООН; -ОН; -COi; NO^.

Их расход порядка 20 г/г воды, обычно в виде ~ 1 % раствора.

В последние годы появилась новая товарная форма полностью растворимого в воде окисленного лингина (реагент ЛАУ). Его дозирование не превышает 7 -10 г/т воды.

Кроме отечественных реагентов в России используют и ряд импортных ингибиторов. Наиболее популя­рен катамип. эффективность которого сопоставима с отечественными марками.

Поскольку, наиболее интенсивные отложения солей наблюдаются в оборудовании сепарации газа, бло­ках нагрева, обезвоживания и обессоливания нефти, а также запорной арматуре и трубопроводных коммуникаци­ях, то наиболее целесообразно подавать ингибитор на приём сырьевого насоса перед ступенью обезвоживания; перед аппаратами нагрева; перед ступенями газосепарации и в линию промывочных пресных вод. Как правило, ингибитор солеотложения подают в несколько точек не смешивая с другими реагентами и лишь до тех пор, пока обводнённость продукции превыпает 5 %.

Подачу ингибитора при этом рассчитывают по формуле:

р • W _q.Q.r2M——.₁₀-5 ₍₅₀₎

Р

где:

hi - расход ингибитора, л/ч;

q - удельный расход ингибитора, г/т;

Q - производительность по жидкости, т/ч;

р - плотность ингибитора в товарной форме, кг/м³.

W - массовая доля воды, %.

Бели ингибитор подаётся в две точки, то распределение расходов ингибитора определяется по вы­ражению:

Подбор ингибитора осуществляется согласно отраслевого РД 39-641-81 «Методика подбора ингибиторов отложения солей для технологических процессов подготовки нефти»; а технологические принципы их использова­ния осуществляются согласно отраслевому' РД 39-0147103-319-86 «Технология зашиты высокотемпературного оборудования подготовки нефти от отложения солей. Инструкция по применению».

Безреагентные методы.

К ним относят:

Методы снижающие силы агдезии (нанесение защитных покрытий и уменьшение шероховатости сте­нок);

Методы, снижающие обводнённость добываемой продукции (водоизоляционные приёмы);

Методы электромагнитного и акустического воздействия на продукцию скважин.

Остановимся более подробно на последних методах. Под действием магнитного поля изменяется струк­тура солевых отложений, приобретающих вид аморфного шлама, легко смываемого потоком жидкости. Однако, даншае методы эффективны только в том случае, если обработке подвергается продукция, ещё не содержащая за­родышей солей. В противном случае, эффекта может не быть.

Под действием акустического (ультразвукового) устройства происходит существенное понижение агде-зионных способностей солевых отложений. Однако, данный метод эффективен только в том случае, если обработ­ке подвергается продукция, не содержащая свободной газовой фазы, интенсивно поглощающей ультразвуковые колебания.