4. 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 распространённый и перспективный под­ход к данной проблеме.

Известно, что солевые отложения образуются по схеме:

н енасыщенный раствор насыщенный раствор перенасыщенный рас- твор, находящийся в метастабильном состоянии возникновение молекулярных ассоциатов появление равновесных зародышей рост зародышей образо­вание полидисперсных кристаллов формирование осадка.

Данный метод основан на понижении скорости указанных процессов под действием специальных реагентов, получивших название ингибиторов соле-отложения. К настоящему времени известны ингибиторы трёх способов действия. Первые продлевают время существования метастабильного состояния; вторые резко увеличивают число зародышей, в результате, для их роста просто не остаёт­ся необходимого вещества; наконец, третьи образуют на поверхности полидис­персных кристаллов или оборудования защитную оболочку, резко снижающую агдезионные силы.

В общем виде, зависимость количества образовавшегося осадка от концен­трации ингибитора можно проиллюстрировать рис.93.

Рис. 93. Зависимость количества образующегося осадка солей от концентрации ингибитора.

I - область целевого действия ингибитора;

П - область предельной (пороговой) эффективности ингибитора;

Ш - область образования нерастворимых отложений между катионами со­лей и ингибитором;

IV - область появления растворимых комплексов между катионами солей и ингибитором.

Общие требования к ингибиторам:

1. Высокая эффективность;

2. Устойчивость при высоких давлениях, низких и высоких температу­рах;

3. Технологичность;

4. Реагенты не должны снижать производительность скважин;

5. Реагенты не должны быть токсичными;

6. Должны быть дешевыми и доступными;

7. Не должны ухудшать действия других применяемых реагентов.

Поясним последний пункт конкретным примером:

Если ингибитор солеотложения подаётся в воду не содержащую нефти и

механических примесей в значимых количествах, то ингибиторы солеотложения, как правило, проявляют себя как весьма эффективные ингибиторы коррозии, хо­рошо совмещающиеся и усиливающие действие целевых ингибиторов коррозии; причём, защитный эффект возрастает со временем.

А вот если ингибитор солеотложения подается в воду, содержащую нефть и механические примеси, то антикоррозионные свойства остаются только у неко­торых марок ингибиторов.

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 - (NаРО₃)₆ -(ГМФН);

Триполифосфат натрия –Na₅P₃O₁₀- (ТПФН).

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

В настоящее время Российской промышленностью освоен выпуск фосфор-ноорганических ингибиторов:

1. органические эфиры фосфорной кислоты (органофосфаты);

2. фосфоновые кислоты и их соли (фосфонаты);

3. аминофосфоновые кислоты и их соли (аминофосфонаты);

4. аминоалкилфосфоновые кислоты и их соли (аминоалкилфосфона- ты).

Основным преимуществом фосфорноорганических ингибиторов солеот-ложения 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 деэмульгаторами.

Наибольшее распространение получили:

1 класс: фосфоридипированный триэтаноламин (ФТЭА);

2 класс: оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) и соли ОЭДФ (СНПХ 5301); в

3 класс: нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТМФ) и Инкредоп;

4 класс: ПАФ-1; ПАФ-2; ПАФ-13А; ДПФ-1; 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-13А и ПАФ-41.

Однако, данные реагенты достаточно дороги.

Поэтому, следует признать перспективными усилия на создание более де­шевых реагентов, не уступающих вышеперечисленным по эффективности. Это, прежде всего, продукты окисления лингина (лингин - это смесь нитропроизвод-ных поликарбонатных кислот с системой сопряженных хромофоров, имеющих в бензольном кольце заместители, типа: - СООН; -ОН; -CO₂; NO₂).

Их расход порядка 20 г/т 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 катамин, эффективность которого со­поставима с отечественными марками.

Поскольку, наиболее интенсивные отложения солей наблюдаются в обору­- довании сепарации газа, блоках нагрева, обезвоживания и обессоливания нефти, а также запорной арматуре и трубопроводных коммуникациях, то наиболее целесо-­ образно подавать ингибитор на приём сырьевого насоса перед ступенью обезво­- живания; перед аппаратами нагрева; перед ступенями газосепарации и в линию промывочных пресных вод. Как правило, ингибитор солеотложения подают в не­- сколько точек не смешивая с другими реагентами и лишь до тех пор, пока обвод- нённость продукции превьшает 5 %. Подачу ингибитора при этом рассчитывают по формуле:

П₁=q (174)

где:

П₁- расход ингибитора, л/ч;

q - удельный расход ингибитора, г/т;

Q - производительность по жидкости, т/ч;

- плотность ингибитора в товарной форме, кг/м³.

W - массовая доля воды, %.

Если ингибитор подаётся в две точки, то распределение расходов ингиби-

тора определяется по выражению:

(175)

Подбор ингибитора осуществляется согласно отраслевого РД 39-641-81 «Методика подбора ингибиторов отложения солей для технологических процес­сов подготовки нефти»; а технологические принципы их использования осущест-

вляются согласно отраслевому РД 39-0147103-319-86 «Технология защиты высо­котемпературного оборудования подготовки нефти от отложения солей. Инструк­ция по применению».