Ингибиторы парафиноотложений
Ингибирование-метод предотвращения формирования отложений • Базируется на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. • В основе действия ингибиторов парафиноотложения лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы. • Химические реагенты подразделяют на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.
• Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. • К ним относят полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.
• Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000 3000, низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000 12000, алифатические сопо лимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпирролидоном, полимер с молекулярной массой 2500 3000.
• Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, вследствие чего затрудняется их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относят "Парафлоу" (Аз. НИИ), алкилфенол ИПХ 9, "Дорад 1 А", ВЭО 504 (Тюм. ГНГУ), "Азолят 7".
• Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие об разование тонкодисперсной системы, которую уносит поток нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относят соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин.
• Использование химических реагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещают с процессами: • — разрушения устойчивых нефтяных эмульсий; • — защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии; • — защиты от солеотложений; • — формирования оптимальных структур газожидкостного потока.
• СНПХ 7 р 1 — смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань); • СНПХ 7 р 2 — углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИ нефтехим", г. Казань);
Оборудование для подачи ингибиторов Дозаторы • Могут располагаться : • На раме станка качалки (УДС, УДЭ) • На приёме насоса (глубинный дозатор).
Применение ПАВ для удаления органических отложений Базовые рабочие промывочные жидкости в условиях ОАО «Татнефть» • пресная вода + 0, 1% МЛ 81 Б, плотность 1000 кг/м 3; • слабоминерализованная вода, плотностью 1020 1100 кг/м 3 + 0, 1% МЛ 81 Б; • пластовая высокоминерализованная вода, плотностью 1120 1180 кг/м 3 + 0, 1% ФЛЭК.
Требования к их основным свойствам • быть легкопрокачиваемыми по колонне 2 и 2, 5 дюймовых НКТ, без создания дополнительного давления на эксплуатационную колонну; • иметь регулируемую динамическую вязкость в пределах, в среднем, 5 100 м. Па·с; • иметь регулируемую плотность в пределах, как правило, 850 1200 кг/м 3; • иметь структурно механические свойства, в частности статическое и динамическое напряжение сдвига; • обладать растворяющими или моющими свойствами по отношению к промысловому парафину; • не оказывать отрицательного влияния на пласт.
Факторы определяющие эффективность промывок Эффективность применения водных растворов ПАВ для удаления органических отложений зависит от: • скорости разрыва и вытеснения нефтяной плёнки с поверхности отложений; • гидрофилизации поверхности отложений, определяемой составом и концентрацией ПАВ; • скорости и глубины проникновения водного раствора моющего средства в поры отложений, зависящих от величины пор и состава отложений, • интенсивности перемешивания; • изменения сил внутреннего взаимодействия между частицами АСПО; • возможности выноса частиц отложений потоком промывочной жидкости.
• Чем больше поверхность контакта между жидкой и твёрдой фазами, тем легче и полнее завершаются физико химические процессы, обеспечивающие отмыв АСПО. Величина этой поверхности контакта тем больше, чем лучше раствор смачивает твёрдую фазу. Твердая фаза в данном случае представлена органическими отложениями, т. е. является гидрофобной.
Скачать презентацию Ингибиторы парафиноотложений Ингибирование-метод предотвращения формирования отложений
Т5, Л7 (продолжение)Ингибиторная защита.ppt