Ингибиторы отложения парафинов для сырой нефти. Ингибиторы для нефти


ИНГИБИТОР ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ

Транскрипт

1 334 УДК ИНГИБИТОР ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ COMBINED ACTION INHIBITOR OF PARAFFIN DEPOSITION FOR WAXY CRUDE OIL AND WATER IN OIL EMULSIONS Егоров А.В., Николаев В.Ф., Сенгатуллин К.И., Муратов И.Я., Зайнутдинов Х.Г. Казанский национальный исследовательский технологический университет, Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН, г. Казань, Россия А.V. Egorov, V.F. Nikolaev, K.I. Sengatullin, I.Ya. Muratov, H.G. Zaynutdinov Kazan national research technological university, Kazan, Russia A.E. Arbuzov Institute of organic and physical Chemistry KSC RAS, Kazan, Russia Аннотация. Проведен краткий обзор проблем, связанных с возникновением в нефтепромысловом оборудовании асфальтосмолопарафиновых отложений, рассмотрен химический метод предотвращения отложений как наиболее технологичный и перспективный способ борьбы с парафиноотложением. Описаны основные типы существующих химреагентов для решения данной проблемы, их достоинства и недостатки. Предложен новый состав синергетической композиции ингибитора парафиноотложения совмещенного депрессорного и моюще-диспергирующего действия на основе полимерного компонента и композиции поверхностно-активных веществ. Эффективность реагента доказана лабораторными испытаниями на нефтяных эмульсиях и безводных нефтях с использованием вискозиметрического метода (вискозиметр Brookfield LVDV-II+), а также качественными методиками оценки моюще-диспергирующих свойств, основанных на оценке кинетики отмыва пленки нефти с поверхности стекла и характера диспергирования частиц АСПО относительно эффективности, выпускаемых, в настоящее время, ингибиторов парафиноотложения и депрессорных присадок. В связи с многокомпонентностью состава активной основы реагента рассмотрены различные механизмы его действия на эмульсии и безводные нефти. Синергетический эффект между поверхностно-активной и полимерной компонентой ингибитора подтвержден эффективным снижением вязкости безводной нефти, отобранной из транспортного трубопровода ОАО «Самаранефтегаз». После проведения лабораторных испытаний и оптимизации состава совместно с ООО «Прикладная химия отходов производства этилена» разработаны технические условия на

2 335 выпуск опытной партии реагента под торговой маркой «Танпар» и проведены опытно-промысловые испытания на добывающих скважинах 890 и 871 Мензелинского месторождения ТПП «ТатРИТЭКнефть» в течение более чем 40 суток. Закачка осуществлялась периодически (раз в сутки) в затрубное пространство из среднесуточного расчета начальных дозировок 200 и 125 г/т нефти. После выхода на режим дозировка «Танпар» на скважине 890 без ущерба для добычи была снижена до 125 г/т. Испытания показали высокую эффективность реагента, обеспечившего стабильность добычи нефти, снижение токовых и динамических нагрузок, отказ от горячих промывок. До опытнопромысловых испытаний промывки проводились 3-5 раз в месяц. Abstract. The brief overview of the problems relating with the occurrence in oilfield equipment paraffin depositions, the chemical prevention method of paraffin deposits as the most technologically and promising way to deal with paraffin are made. The basic types of existing chemicals for solutions to this problem, their advantages and disadvantages are described. A new composition paraffin inhibitor consisting of synergistic compositions combined pour point depressant and detergent-dispersant action based on a polymeric component and a composition of surfactants is presented. The effectiveness of the reagent proved by laboratory tests on oil emulsions and waterfree oil using viscometric method (viscometer Brookfield LVDV-II+), as well as qualitative methods of evaluation of detergent-dispersant properties, based on the evaluation of the kinetics of washing the oil film from the glass surface and the character of the particle dispersion of paraffin deposition on the effectiveness of currently shipping paraffin inhibitors and depressants. In connection with the multicomponent active base of reagent considered various mechanisms of its action on the water-oil emulsion and free water oil. The synergistic effect between surfactant and polymer component of inhibitor is confirmed the effective viscosity reduction of waterfree oil selected from the transport pipeline of "Samaraneftegaz". After laboratory testing and optimization of the composition we together with LLC "Prikladnaya khimiya otkhodov proizvodstva etilena" have developed specifications for the pilot batch of reagent under the brand name "Tanpar" and carried out pilot tests on wells 890 and 871 Menzelinsky oilfield of TPP "TatRITEKneft " for more than 40 days. Injection was performed periodically (once a day) in the annulus of the calculation of average daily primary doses of 200 and 125 ppm of oil. After release on the static regime the dosage of «Tanpar» on the well 890 was reduced to 125 pp m without reducing production. Tests have shown high efficiency of reagent ensured the stability of oil production, reducing the current and dynamic stresses, the rejection of hot washes. Before the field tests washes were carried out 3-5 times per month. Ключевые слова: асфальтеносмолопарафиновые отложения, ингибиторы, депрессоры, температура застывания, парафинистые нефти, нефтяные эмульсии. Keywords: paraffin depositions, paraffin inhibitors, pour point depressant, pour point, paraffinic oil, water in oil emulsions.

3 336 Как показывает практика [1], основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, насосно-компрессорные трубопроводы (НКТ), выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин и транспортных трубопроводов, что приводит к повышению давления в линии при перекачке, вследствие снижения полезного сечения диаметра трубопровода, к росту гидравлического сопротивления, увеличению расходов на электроэнергию и другим дополнительным расходами при эксплуатации и обслуживании оборудования. Для решения данных проблем применяются различные методы борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) [2], среди которых наиболее эффективным и технологичным является химический метод, когда осуществляется обработка перекачиваемого потока жидкости химическими реагентами - ингибиторами АСПО, позволяющими предотвратить накопление отложений и увеличить межочистной период. В настоящее время известно и разрабатывается множество составов для удаления и ингибирования отложений АСПО. Механизмы их действия рассмотрены в [3]. Эффективность их действия значительно различается от месторождения к месторождению, от скважины к скважине и зависит от физикохимического состава свойств нефти. Поэтому перед нефтепромысловыми компаниями и фирмами, занимающимися подбором реагентов, встает вопрос о разработке наиболее эффективных композиций, обладающих комплексным действием и сочетающих в себе моюще-диспергирующие и депрессорные свойства. Анализ многочисленных публикаций и патентные исследования показали, что в качестве ингибиторов АСПО используются, главным образом, растворы ПАВ в углеводородном растворителе [4, 5], а в качестве депрессоров полимерные вещества, растворенные в ароматическом растворителе [6]. К недостаткам упомянутых классов химреагентов следует отнести: для ингибиторов на основе ПАВ - неспособность проявлять эффективность при действии на безводные нефти; - низкая депрессорная эффективность; - низкая продолжительность действия защитного эффекта; - снижение эффективности при любых отклонениях от оптимального режима применения (температура, дозировка). для ингибиторов на полимерной основе - неспособность проявлять эффективность на высокообводненных нефтяных эмульсиях; - высокая температура застывания растворов товарных форм требует дополнительных технологических операций (нагрев, разбавление) при

4 337 применении на месторождениях с отрицательными температурами окружающей среды; - высокая температура ввода в поток перекачиваемой жидкости (выше температуры начала кристаллизации молекул н-алканов) обязательна для всех полимерных присадок; - эффективность действия снижается при суммарном содержании смолисто-асфальтеновых компонентов в нефти выше содержания парафинов; - снижение эффективности при любых отклонениях от оптимального режима применения. Состав активной основы разработанного реагента включает в себя как депрессорную (полимерную), так и моюще-диспергирующую (ПАВ) составляющие. Их выбор основывался на личном опыте авторов, а также литературных данных и результатах патентных исследований. В качестве полимерной составляющей использовался 5%-ный раствор в ЭБФ одной из марок сополимера этилена с винилацетатом (СЭВ) производства ОАО «НефтеХимСэвилен», наиболее подходящей по содержанию звеньев винилацетата и молекулярной массе к парафинистым нефтям [Ошибка! Закладка не определена.]. Моюще-диспергирующая компонента состояла из смеси неионогенного (оксиэтилированный алкилфенол) и анионного ПАВ сульфонатного типа, широко применяющихся в составах активных основ ингибиторов АСПО [7]. В результате первичных исследований было установлено, что в ряде случаев наблюдается увеличение эффективности композиций по сравнению с индивидуальными компонентами в отдельности. Для различных нефтей оптимальным является следующее соотношение компонентов: - 2% масс. СЭВ m.i; %* масс неионогенный ПАВ; %* масс анионный ПАВ; - до 100% масс композиционный растворитель. Оптимальные соотношения ПАВ для каждого месторождения уточняются в дополнительном эксперименте. Полученная композиция названа как ингибитор асфальтеносмолопарафиновых отложений Д-1. Заявленный состав реагента стабилен при хранении в течение длительного времени, не образует осадка, не расслаивается. Ниже рассмотрена эффективность реагента для предотвращения АСПО парафинистых нефтей и нефтяных эмульсий. По сравнению с обычными депрессорами Д-1 обладает более низкой температурой застывания ниже минус 50 C, что значительно ниже температуры застывания обычных депрессоров, представляющих собой раствор полимеров в углеводородном растворителе. Физико-химические характеристики реагента Д-1 представлены в таблице 1.

5 338 Таблица 1. Физико-химические характеристики разработанного реагента Д-1 Цвет светло-коричневый Активная основа, % масс. 25 Плотность при 20 С, кг/м Кинематическая вязкость при 20 С, мм 2 /с 6 Температура застывания не выше, С минус 50 Влияние нового реагента на вязкостно-температурные свойства нефтей и водонефтяных эмульсий оценивалась с помощью ротационного вискозиметра Brookfield LVDV-II+ путем снятия политерм динамической вязкости с использованием адаптера для малых объемов и шпинделя SC4-31. Конструкция адаптера предусматривает жидкостное термостатирование наружной части ячейки в широком интервале температур от минус 25 С до 200 С с точностью ±0,01. Для этого к термостатируемой ячейке через внешний контур подключался циркуляционный низкотемпературный термостат Huber K6-cc-NR. Образцы жидкостей охлаждались с +60 C до -20 C в зависимости от нефти. Полученные данные по значениям вязкости регистрировались и анализировались с помощью программного обеспечения Wingather v , поставляемого в комплекте с ротационным вискозиметром. Температурную зависимость динамической вязкости нефтяной эмульсии Змеевского месторождения Пермского края при действии Д-1 изучали при скорости сдвига γ = 1,02 с -1. Эмульсия представляла собой усредненную смесь эмульсий добывающих скважин куста 9А в соотношениях, взятых согласно дебитам скважин. Полученная смесь содержала свободной воды 14%, обводненность составляла 66%, а агрегативная устойчивость 78,8%. Особенностью данного образца нефтяной эмульсии является ее высокая вязкость и стойкость (при выдерживании 60 С в течение часа вода в свободном виде не выделяется), что создает определенные проблемы особенно в зимний период с перекачкой и возможным остановом трубопровода системы сбора перед установкой подготовки. Обычно применяют композиции различных ПАВ, снижающие вязкость водонефтяных эмульсий. В качестве реагентов сравнения для Д-1 нами были использованы ингибиторы АСПО РТФ-1 и, применяемый на промыслах СНПХ м. Для сравнения был использован также классический депрессор PAO. Удельная дозировка реагентов составляла 400 г/т нефти. Высокая дозировка объясняется высокой стойкостью эмульсии, стабилизированной природными ПАВ, входящими в состав нефти, смолами и асфальтенами, а также высокоминерализованной пластовой водой. Результаты представлены на рисунке 1, из которого следует, что при дозировке 400 г/т реагент Д-1 проявляет свойства

6 339 ингибитора и снижает вязкость эмульсии наравне с ингибиторами РТФ-1 и СНПХ-7920м, в то время как депрессор PAO не только не снизил вязкость, но и повысил. Рисунок 1. Политермы динамической вязкости нефтяной эмульсии Змеевского м/р с различными реагентами Динамическая вязкость эмульгированной воды в десятки раз больше вязкости отдельно каждой из фаз и зависит от дисперсности. Входящая в состав Д-1 композиция ПАВ проявляет свои поверхностные смачивающие свойства, снижая поверхностное натяжение на границе фаз нефть-вода. Это приводит к разрушению адсорбционно-сольватных оболочек глобул воды, образованных природными эмульгаторами. Сталкиваясь между собой глобулы воды коалесцируют, дисперсность снижается и наблюдается эффект снижения вязкости. Присутствие СЭВ в данном случае не оказало отрицательного воздействия ввиду его невысокой концентрации в отличие от депрессора PAO, где 10% масс полимера приводит к еще большему эмульгированию и стабилизации эмульсии. В качестве образца безводной нефти использовалась парафинистая нефть, отобранная из транспортного трубопровода ОАО «Самаранефтегаз» (состав, % масс: асфальтены 0,6; смолы 4,9; парафины 6,8; ρ 20 = 822 кг/м 3, ν 20 = 6 мм 2 /с, t ЗАСТ = 7 С). Политермы реагента Д-1 при скорости сдвига γ = 10 с -1 сравнивались с политермами его моюще-диспергирующей и депрессорной составляющих, а также с образцами промышленно выпускаемых ингибиторов АСПО. Они представлены на рисунках 2 и 3.

7 340 Сопоставление приведенных на рисунке 2 политерм показывает, что реагенты Д-1 и PAO в дозировке 100 г/т снизили динамическую вязкость при 4 С на 18% и 28%, соответственно. В то время как СНПХ-7920 м даже повысил ее на 20%. Наиболее эффективной в этом испытании оказалась депрессорная присадка Flexoil CW288. Рисунок 2. Политермы динамической вязкости нефти ОАО «Самаранефтегаз», обработанной различными реагентами Рисунок 3. Индивидуальная депрессорная эффективность полимерного и ПАВ-содержащего компонентов реагента Д-1 и его товарной формы Это связано с тем, что последняя представляет собой высококонцентрированную дисперсию полимера 40% масс в композиционном растворителе. Фактически его концентрация при добавлении в нефть оказывается в 4 раза выше, чем 10% масс раствор обычного депрессора. В пересчете на полимер дозировка Flexoil CW288, равная 100 г/т, соответствует 40 г полимера на тонну нефти, а этой дозировке полимерного компонента соответствует дозировка Д-1 равная 2000 г/т. Можно видеть, что присутствие в составе Д-1 композиции ПАВ усиливает действие СЭВа, снижая динамическую вязкость. На рисунке 3 представлены политермы той же нефти, обработанные отдельно депрессорной (полимерной) и моюще-диспергирующей составляющими, входящими в состав товарной формы реагента Д-1. На рисунке 3 виден синергетический характер действия композиции веществ, входящих в состав Д-1, что следует из низкой эффективности только моюще-диспергирующей части Д-1 и полимерной компоненты ингибитора по сравнению с собственно Д-1 при одинаковых дозировках полимера на 1 тонну нефти. Количественно депрессорная эффективность реагентов может быть оценена по характеристическим температурам политерм t 160, при которых обработанная ими нефть достигает значения динамической вязкости в 160 мпа с (таблица 2).

8 341 Таблица 2. Депрессии характеристических температур t 160 нефти «ОАО Самаранефтегаз» Реагент D реагент, г/т D пол, г/т D ПАВ, г/т t 160, С Δt 160, С без реагента (0) (0) (0) 8,8 (0) Д-1 без СЭВ ,3 0,5 СЭВ m.i ,9 13,7 Д ,7 20,5 Примечание: D реагент дозировка товарной формы реагента, г/т; D пол дозировка полимерной составляющей Д-1, г/т; D ПАВ дозировка моющедиспергирующей составляющей Д-1, г/т. Синергетический характер заключается, по-видимому, в сочетании и дополнении механизмов действия отдельных компонентов реагента Д-1 на нефтяные дисперсные системы (НДС). В жидких углеводородных смесях при достаточно высоких температурах н-алканы существуют в молекулярнодисперсном состоянии. По мере охлаждения и приближения к температуре кристаллизации последние образуют рои или ассоциаты с параллельно расположенными молекулами, которые при дальнейшем охлаждении кристаллизуются, приводя к коллоидно-дисперсному состоянию, схожему с суспензией, образуются крупные кристаллы, агломерирующиеся в прочный пространственный каркас. Молекулы СЭВа на стадии образования роев за счет своих алкильных групп способны включаться в эти ассоциаты, образуя комплексы н-алканов и СЭВ, в которых полярные группы полимера направлены наружу в дисперсионную среду. Образование ассоциированных комплексов с участием СЭВ препятствует созданию разветвленной структуры в НДС и тем самым способствует снижению ее динамической вязкости и облегчению прокачки нефти, последняя, при температурах не намного выше температуры начала кристаллизации, обладает четко выраженной структурной вязкостью. Композиция ПАВ реагента Д-1 адсорбируется на поверхности коллоидных и грубодисперсных частиц ассоциатов н-парафин-депрессор и металлической поверхности оборудования, изменяя их смачиваемость. Поверхностная энергия при этом снижается, и частицы АСПО переходят с границы раздела в объем нефтяной фазы. Поверхностно-активные вещества занимают их место, образуя гидрофильную пленку, препятствующую формированию отложений. Одновременно реагент оказывает диспергирующее действие, создавая на поверхности ассоциатов совместно с полярными группами СЭВ структурномеханический барьер, исключающий агрегирование твердых частиц при столкновении их между собой и с металлической поверхностью и способствующий беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Сочетание

9 342 этих механизмов приводит к усилению общего эффекта эффекта снижения вязкости. Сравнение полученных данных показывает, что реагент Д-1, содержащий 2% масс полимера, проявляет себя по депрессорной эффективности как 7% масс раствор полимера в углеводородном растворителе, в то время, как температура застывания первого почти на 60 С ниже температуры застывания второго. Другие реологические характеристики (эффективная вязкость и предельное напряжение сдвига), характеризующие прочность структурной сетки НДС, которую необходимо разрушить для обеспечения начала течения (начало прокачивания), изучались на водонефтяной эмульсии Змеевского месторождения и товарной нефти Мамуринского месторождения. Диапазон скоростей вращения шпинделя SC4-31 при измерениях изменялся в пределах 0,3 100 об/мин, что соответствовало диапазону скоростей сдвига от 0,1 до 34,0 с -1. Эффективность действия Д-1 оценивалась при дозировке 400 г/т в области температур 15 12,5 С, так как при этой температуре происходит гелирование нефти и именно при этой температуре возникают первые проблемы с транспортом эмульсии по трубопроводу. В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривые течения) и зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига (кривые вязкости) при температурах 15 и 12,5 С, показанные на рисунках 4 и 5. Анализ кривых течения проводился с использованием программном обеспечении Wingather v. 3.0 по модели Гершеля- Балкли, как наиболее соответствующей течению вязкопластичной жидкости, к типу которой относятся НДС [8, 9]. Рисунок 4. Кривые течения при температурах 15,0 и 12,5 С необработанной эмульсии Змеевского м/р и эмульсии, обработанной реагентом Д-1 (400 г/т) Рисунок 5. Эффективная вязкость при температурах 15,0 и 12,5 С необработанной эмульсии Змеевского м/р и эмульсии, обработанной реагентом Д-1 (400 г/т)

10 343 Из рисунков 4 и 5 видно, что реагент Д-1 эффективно снижает ключевые реологические характеристики эмульсии относительно эмульсии, необработанной реагентом. Эффективная вязкость при температурах гелирования снижается, что отчетливо видно при малых скоростях сдвига (таблица 3). Таблица 3. Коэффициенты снижения вязкости (скорость сдвига 1,02 с -1 ) и предельного напряжения сдвига эмульсии Змеевского м/р при 15,0 и 12,5 С Реагент Дозировка,г/т Эфф. вязкость, мпа с Коэфф. снижения вязкости Температура 15,0 С Предельное напряжение сдвига, Па Коэфф. снижения напряжения сдвига Без реагента (0) 6256 (1) 10,1 (1) Д ,75 4,2 2,4 Температура 12,5 С Без реагента (0) 7223 (1) 9,59 (1) Д ,36 3,85 2,49 Из таблицы 3 видно, что под действием реагента Д-1 достигается снижение предельного напряжения сдвига почти в 2,5 раза по сравнению с исходной эмульсией. Снижение вязкости для данных условий наблюдается в интервале 1,36 1,75 раза. Рисунок 6. Кривые течения нефти Мамуринского месторождения при 12,5 С с различными реагентами сравнения Рисунок 7. Зависимость эффективной вязкости нефти Мамуринского месторождения с различными реагентами сравнения от скорости сдвига при 12,5 С

11 344 Используя в качестве исследуемого образца товарную нефть Мамуринского месторождения, мы придерживались той же методики определения кривых течения и эффективной вязкости, что и для нефтяной эмульсии куста 9А Змеевского месторождения. Нефть Мамуринского месторождения имеет состав, % масс: асфальтены 0,8; смолы 12,6; парафины 6,0; физико-химические свойства: плотность ρ 20 = 884 кг/м 3 ; температура застывания t ЗАСТ = 12 С. Кривые течения и эффективной вязкости нефти Мамуринского м/р при 12,5 С с различными типами химреагентов представлены на рисунках 6 и 7. Выбор температуры испытания 12,5 С обусловлен тем, что вблизи температуры застывания необработанной нефти аномалии в реологических свойствах НДС проявляются наиболее ярко. Дозировка для всех реагентов составляла 150 г/т, температура смешения 60 С, время выдержки минут. Результаты снижения вязкости (при 12,5 С) под действием Д-1 и реагентами сравнения СНПХ-7920м и PAO, характеризуемые коэффициентом снижения вязкости (при скорости сдвига 2,04 с -1 ) и коэффициентом снижения предельного напряжения сдвига в рамках модели Гершеля-Балкли, представлены в таблице 4. Таблица 4. Коэффициенты снижения вязкости (скорость сдвига 2,04 с -1 ) и предельного напряжения сдвига нефти Мамуринского месторождения при 12,5 С Реагент Дозировка, г/т Эфф. вязкость, мпа с Коэфф. снижения вязкости Предельное напряжение сдвига, Па Коэфф. снижения напряжения сдвига Без реагента (0) 689 (1) 4,95 (1) Д ,42 1,90 2,61 СНПХ-7920м ,10 4,04 1,23 PAO ,16 2,17 2,28 Как показал эксперимент, реагент Д-1 (таблица 4) снизил эффективную вязкость в 1,42 раза, и предельное напряжение сдвига более чем в 2,6 раза по отношению к необработанной пробе, что свидетельствует о несомненной эффективности разработанного реагента Д-1 на безводной нефти. Моющие и диспергирующие свойства характерны только для водорастворимых ингибиторов с поверхностно активными свойствами. Поэтому, лишь подтвердив эффективность реагента Д-1 по этим критериям, можно

12 345 говорить о его комплексности и универсальности, как для водонефтяных эмульсий, так и подготовленных нефтей. Моющая способность реагента Д-1 и его диспергирующие свойства оценивались на нефти Осинского месторождения (пластовая вода того же месторождения) и на АСПО Школьного месторождения. Исследования проводились по методике, описанной в [10]. Полученные результаты приведены в таблицах 5 и 6, соответственно. Таблица 5. Результаты по отмыву пленки нефти различными реагентами Реагент РТ-1М С НПХ без реагента Д-1 Flexoil WM1470 СНПХ- 7920м СОНПАР 5403Б τ отмыв *, с > > оценка отл. хор. уд. отл. уд. хор. хор. Примечание: * время отмыва % поверхности пленки нефти В обоих случаях композиция проявляет моюще-диспергирующие свойства на уровне типичного моющего реагента РТ-1М и диспергатора-смачивателя Flotron CW511, в то время как стандартные депрессоры не проявляют эффективности в этих тестах. Таблица 6. Оценка диспергирующей способности реагентов (АСПО Школьного м/р) Реагент без реагента СОНПАР- 5403Б Flotron CW511 РТФ-1 Д-1 Размер частиц, мм комок >5 0,5-1 0,5-1 0,5-1 Замазывание*, % τ отст. **, мин. - <3 <3 <3 <3 Общая оценка неуд. неуд. отл. уд. хор. Примечание: * замазывание стенок колбы, ** время отстаивания после окончания перемешивания. По результатам лабораторных испытаний было определено оптимальное соотношение компонентов в композиционном составе Д-1 и совместно с ООО «Прикладная химия отходов производства этилена» были разработаны технические условия на выпуск опытной партии реагента ингибитора парафиноотложения под торговой маркой «ТАНПАР» для проведения промысловых испытаний на реальных объектах добычи нефти. Технические требования по ТУ на реагент «ТАНПАР» приведены в таблице 7.

13 346 Таблица 7. Технические требования на реагент «ТАНПАР» Наименование показателя Значение 1. Внешний вид жидкость темного цвета 2. Плотность при 20 ºС, г/см 3, не ниже 0, Вязкость при 20 ºС, мм 2 /с, не выше Температура застывания, ºС, не выше минус 45 Промысловые испытания композиционного ингибитора парафиноотложения ТАНПАР проводились в период с по на добывающих скважинах 871 и 890 Мензелинского месторождения ТПП «ТатРИТЭКнефть», осложненных выпадением АСПО на внутренней поверхности эксплуатационных колонн скважин и устьевой арматуры по мере охлаждения потока водонефтяной эмульсии. Предварительно перед применением реагента ингибитора скважинное оборудование подвергалось промывке по 400 л на каждую скважину растворителем ТАНСОЛЬВ с добавлением 1% масс ингибитора ТАНПАР (единовременная закачка с работой скважин «на себя» в течение 4 часов). Технология ввода ингибитора парафиноотложения заключалась в его периодической закачке (1 раза в сутки) в затрубное пространство каждой скважины из расчета начальных суммарных дозировок 200 г/т для скв. 890 и 125 г/т для скв. 871 г/т. Использование других реагентов и горячих промывок не проводилось. Контроль за работой штангового глубинного насоса (ШГН), установленного в скв. 871, и электрического центробежного насоса (ЭЦН), используемого в скв. 890, осуществлялся путем снятия показаний счетчика количества жидкости (СКЖ), снятия динамограмм, отбивки уровня и снятия показаний со станции управления. Выводы На момент окончания опытно-промышленных работ получены следующие результаты: По скважине 890: Результаты положительные. Работа глубинного насосного оборудования (ГНО) улучшилась: снизились динамические уровня, положительная опрессовка, снизилась нагрузка, дебит скважины стабилен. Расход реагента снижен до 125 г/т без уменьшения эффективности ингибирования. Прекратились остановки скважины по «дисбалансу токов». После окончания подачи ингибитора в двухнедельный срок наблюдается рост остаточных АСПО на выкидной линии устьевой арматуры (АУ) с 5% до 60%. По скважине 871: Результаты работы реагента положительные. Работа ГНО улучшилась: стабилизировались динамические уровни, положительная опрессовка, дебит скважины стабилен. Нагрузка на штанги уменьшилась на 800 кг. После прекращения подачи ингибитора через 7 дней наблюдается рост нагрузок на штанги и ухудшение работы ГНО.

14 347 Литература 1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: «Недра- Бизнесцентр», с. 2. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина. М.: «Недра», с. 3. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн С URL: Ivanova LV/IvanovaLV_1.pdf 4. Пат РФ. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений; заявл ; опубл // БИ с. 5. Пат РФ. Ингибитор парафиноотложений; заявл ; опубл // БИ с. 6. Тертерян P.A. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М.: Химия, с. 7. Мастобаев Б.Н., Шаммазов А. М., Мовсумзаде Э. М. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти. М.: Химия, с. 8. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, с. 9. Муфтахов Е.М. Реологические свойства нефтей и нефтепродуктов: учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, с. 10. Порядок проведения лабораторных и опытно промысловых испытаний химических реагентов для применения в процессах добычи и подготовки нефти и газа: СТ ОАО АНК. Уфа: «Башнефть», с. References 1. Persiyantsev M.N. Oil production in the complicated conditions. M.: «Nedra - Business center», p. [in Russian] 2. Babalyan G.A. Paraffin deposition control. M.: «Nedra», p. [in Russian] 3. Ivanova L.V., Burov E.A., Koshelev V.N. Asphaltene deposition in the processes of oil production, transportation and storage // Oil and gas business: the el. scientific. journal, pp URL: 4. Pat RF. The composition for preventing asphaltene depositions; stated , publ // BI p. [in Russian] 5. Pat RF. Paraffin Inhibitor; stated , publ // BI p. [in Russian]

15 Terteryan R.A. Pour point depressants additives for lube oils, diesel fuels and crude oils. M.: Chemistry, p. [in Russian] 7. Mastobaev B.N., Shammazov A.M., Movsumzade E.M. Chemicals and technologies in the pipeline transport of crude oil. M.: Chemistry, p. [in Russian] 8. Rogachev M.K., Kondrasheva N.K. Rheology of crude oil and petroleum products: the manual. Ufa: UGNTU, p. [in Russian] 9. Muftakhov E.M. The rheological properties of crude oils and petroleum products: the manual. Ufa: UGNTU, p. [in Russian] 10. The procedure of laboratory and pilot oilfield testing of chemicals for use in the oil extraction processes and preparation of oil and gas: ST OJSC oil company. Ufa: «Bashneft», p. [in Russian] Сведения об авторах Егоров А.В., аспирант кафедры технологии основного органического и нефтехимического синтеза ФГБОУ ВПО КНИТУ, г. Казань. A.V. Egorov, post graduate student, department of basic organic and petrochemical synthesis technology the FGBEI of HPE KNRTU, Kazan, Russia. Николаев В.Ф., д-р хим. наук, старший научный сотрудник лаборатории оптической спектроскопии ФГБУН Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН, г. Казань. Nikolaev V.F., dr. techn. sci., sr. res. assist. of optical spectroscopy laboratory FGBIS A.E. Arbuzov Institute of organic and physical Chemistry KSC RAS, Kazan, Russia. Сенгатуллин К.И., директор ООО «Прикладная химия отходов производства этилена», г. Казань. Sengatullin K.I., director of LLC "Prikladnaya khimiya otkhodov proizvodstva etilena", Kazan, Russia. Муратов И.Я., ведущий инженер ЦДНГ-2 ТПП «ТатРИТЭКнефть», г. Нурлат, Республика Татарстан. Muratov I.Ya., chief engineer CDNG-2 TPЕ "TatRITEKneft", Nurlat, the Republic of Tatarstan, Russia. Зайнутдинов Х.Г., заведующий отделом внедрения ООО «Прикладная химия отходов производства этилена», г. Казань. Zaynutdinov H.G., chief of department of introduction LLC "Prikladnaya khimiya otkhodov proizvodstva etilena", Kazan, Russia.

docplayer.ru

Ингибиторная защита трубопроводов | Нефтехимия

Ингибиторная защита - наиболее эффективная и технологически несложная технология защита трубопроводов.Ингибиторы легко применять при существующей технологии закачки воды.В настоящее время большая часть нефтегазовых месторождений находится в поздней стадии разработки, когда снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Такие месторождения характеризуются значительными осложнениями в процессах добычи, сбора и подготовки нефти, связанными с образованием стойких нефтяных эмульсий, неорганических солей, наличием механических примесей, коррозионным разрушением оборудования и нефтепроводов.Увеличение коррозионной активности добываемой совместно с нефтью воды на данном этапе является серьезной проблемой. Тут и нужна технология ингибиторной защиты.Ингибиторы коррозии предназначены для снижения агрессивности газовых и электролитических сред, а также предотвращения активного контакта металлической поверхности с окружающей средой. Это достигается путем введения ингибитора в коррозионную среду, в результате чего резко уменьшается сольватационная активность ее ионов, атомов и молекул. Кроме того, падает и их способность к ассимиляции электронов, покидающих поверхность металла в ходе его поляризации. На металле образуется моно- или полиатомная адсорбционная пленка, которая существенно ограничивает площадь контакта поверхности с коррозионной средой и служит весьма надежным барьером, препятствующим протеканию процессов саморастворения. При этом важно, чтобы ингибитор обладал хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью как на ювенильной поверхности металла, так и на образующихся на нем пленках различной природы.По механизму действия ингибиторы делятся на адсорбционные и пассивационные.Ингибиторы-пассиваторы вызывают формирование на поверхности металла защитной пленки и способствуют переходу металла в пассивное состояние. Наиболее широко пассиваторы применяются для борьбы с коррозией в нейтральных или близких к ним средах, где коррозия протекает преимущественно с кислородной деполяризацией. Механизм действия таких ингибиторов различен и в значительной степени определяется их химическим составом и строением.Различают несколько видов пассивирующих ингибиторов, например, неорганические вещества с окислительными свойствами (нитриты, молибдаты, хроматы). Последние способны создавать защитные оксидные пленки на поверхности корродирующего металла. В этом случае, как правило, наблюдается смещение потенциала в сторону положительных значений до величины, отвечающей выделению кислорода из молекул воды или ионов гидроксила. При этом на металле хемосорбируются образующиеся атомы кислорода, которые блокируют наиболее активные центры поверхности металла и создают добавочный скачок потенциала, замедляющий растворение металла.Возникающий хемосорбционный слой близок по составу к поверхностному оксиду.Большую группу составляют пассиваторы, образующие с ионами корродирующего металла труднорастворимые соединения. Формирующийся в этом случае осадок соли, если он достаточно плотный и хорошо сцеплен с поверхностью металла, защищает ее от контакта с агрессивной средой. К таким ингибиторам относятся полифосфаты, силикаты, карбонаты щелочных металлов.Отдельную группу составляют органические соединения, которые не являются окислителями, но способствует адсорбции растворенного кислорода, что приводит к пассивации. К числу их для нейтральных сред относятся бензонат натрия, натриевая соль коричной кислоты. В деаэрированной воде ингибирующее действие бензоата на коррозию железа не наблюдается.Частицы адсорбционных ингибиторов (в зависимости от строения ингибитора и состава среды они могут быть в виде катионов, анионов и нейтральных молекул), электростатически или химически взаимодействуя с поверхностью металла (физическая адсорбция или хемосорбция соответственно) закрепляются на ней, что приводит к торможению коррозионного процесса.Следовательно, эффективность ингибирующего действия большинства органических соединений определяется их адсорбционной способностью при контакте с поверхностью металла. Как правило, эта способность достаточно велика из-за наличия в молекулах атомов или функциональных групп, обеспечивающих активное адсорбционное взаимодействие ингибитора с металлом. Такими активными группами могут быть азот-, серо-, кислород- и фосфорсодержащие группы, которые адсорбируются на металле благодаря донорно-акцепторным и водородным связям.Наиболее широко распространенными являются ингибиторы на основе азотсодержащих соединений. Защитный эффект проявляют алифатические амины и их соли, аминоспирты, аминокислоты, азометины, анилины, гидразиды, имиды, акрилонитрилы, имины, азотсодержащие пятичленные (бензимидозолы, имидазолины, бензотриазолы и т.д.) и шестичленные (пиридины, хинолины, пиперидины и т.д.) гетероциклы.Большой интерес представляют соединения, содержащие в молекуле атомы серы. К ним относятся тиолы, полисульфиды, тиосемикарбазиды, сульфиды, сульфоксиды, сульфонаты, тиобензамиды, тиокарбаматы, тиомочевины, тиосульфокислоты, тиофены, серосодержащие триазолы и тетразолы, тиоционаты, меркаптаны, серосодержащие альдегиды, кетосульфиды, тиоэфиры, дитиацикланы и т.д.Из фосфорсодержащих соединений в качестве ингибиторов коррозии используются тиофосфаты, пирофосфаты, фосфорамиды, фосфоновые кислоты, фосфонаты, диалкил- и диарилфосфаты.Кислород обладает наименьшими защитными свойствами в ряду гетероатомов: кислород, азот, сера, селен, но на основе кислородсодержащих соединений возможно создание высокоэффективных ингибиторных композиций.Нашли применение пираны, пирины, диоксаны, фенолы, циклические и линейные эфиры, эфиры аллиловых спиртов, бензальдегиды и бензойные кислоты, димочевины, спирты, фураны, диоксоланы, ацетали, диоксоцикланы и др.В последние годы при разработке ингибиторов коррозии наметилась тенденция к применению сырья, содержащего переходные металлы, комплексы на их основе и комплексообразующие соединения, которые взаимодействуют с переходными металлами, присутствующими в электролите или на защищаемой поверхности.Доказано, что на основе таких соединений и комплексов , используя в качестве сырья отходы катализаторных производств и отработанные катализаторы, можно создать высокоэффективные экологически чистые ингибиторы коррозии углеродистых сталей в водных средах. К наиболее изученным относятся соединения и комплексы на основе органополимолибдатов, ароматических и алифатических аминов, гидразидов некоторых органических кислот, триазолов, включающих Zn,Ni, Al,Co и их соли. Хемосорбция комплексов на поверхности стали происходит в результате взаимодействия комплексного аниона, который образуется при диссоциации комплекса в водных средах, с электронами незавершенных d-орбиталей железа.К сожалению, используемые реагенты не всегда обеспечивают достаточно высокий защитный эффект. Даже в условиях одного НГДУ или месторождения на разных участках этот показатель может существенно различаться. Это может быть связано с растворимостью (диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах, низкой степенью его совместимости с пластовыми водами, неправильным подбором реагента для конкретных условий. Обычно на практике эту проблему решают, увеличивая дозировку реагента, что тоже не всегда дает нужный эффект. Следовательно, необходимо создание новых ингибиторных композиций, которые могли бы обеспечивать высокий защитный эффект в широком диапазоне условий применения либо улучшение качества уже существующих составов.Таким образом, для решения сложных задач, связанных с коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов, необходимо создание новых ингибиторных композиций или применение физических методов воздействия на коррозионные среды, или же совместное использование химических и физических методов.

neftegaz.ru

Ингибиторы отложения парафинов для сырой нефти

Парафины кристаллизуются при снижении температуры, вызывая осаждение и загустение.

Парафиновые отложения, возникающие в транспортных системах и установках, приводят к загрязнению трубопровода и засорению фильтра.

Ингибиторы отложения парафинов Total ACS предлагают эффективное решение для контроля за осаждением, тем самым обеспечивая бесперебойную работу вашего производства.

  • Предотвращение и уменьшение осаждения парафинов
  • Улучшение обеспечения бесперебойной подачи потока за счет снижения ограничения потока
  • Рекомендуется для контроля парафинов в насосе, трубопроводе, линии подачи, резервуаре для обработки нефти, хранилище и другом поверхностном оборудовании, в котором происходят отложения парафина и шлама
  • Также может также использоваться для диспергирования парафинистого дна резервуаров
  • Эффективны для сырой нефти с высоким содержанием парафинов

Примеры

Испытание методом «холодного пальца» образца ближневосточной сырой нефти

 

  • Испытание методом «холодного пальца» при 12 °C в течение 16 часов.
  • Колбу помещают в водяную баню при температуре 35 °C для поддержания сырой нефти теплой. Через холодный палец пропускают воду при температуре 12 °C. Поэтому температура на внутренней поверхности холодного пальца составляет 12 °C. Сырую нефть перемешивают таким образом, чтобы температура основного объема сырой нефти составляла 35 °С. Температура на холодной поверхности, где осадок парафинов будет изменяться по мере увеличения изолирующего слоя парафина, как в трубопроводе на месторождении.

Отложение парафинов на холодной стенке

 

Отложение парафинов появляется при Tw Количество отложений
  • Увеличение градиента температуры = увеличение скорости образования отложений
Качество отложений
  • При увеличении Tw: отложения тверже
  • При увеличении сдвига (скорость жидкости): отложения тверже
  • В течением времени отложения становятся тверже

 

Какой принцип действия?

Серия WIEP, производства «Total ACS», представляет собой растворимые в нефти присадки, предназначенные для использования для предотвращения образования парафиновых отложений в нефтепромысловой отрасли.

Высокоэффективный органический ингибитор в серии WIEP действует методом кристаллической модификации, предотвращая перерастание кристаллов парафина в тяжелые нерастворимые отложения. Это позволяет парафинам оставаться диспергированными в нефти и избежать их накопления в поверхностном и подземном оборудовании.

Серия WIEP используется в качестве ингибиторов образования парафинов. Во избежание роста кристаллов парафинов рекомендуется непрерывная закачка.

Серия WIEP должна непрерывно закачиваться в сырую нефть выше по течению от места, где происходит осаждение парафина. Это часто требует закачки ниже добывающих скважин.

Серия WIEP совместима со всеми другими присадками, обычно используемыми в сырой нефти.

 

www.total-lub.ru

Ингибиторы в нефтяной и газовой промышленности

Широкое применение ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности объясняется тем, что в процессе добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды оборудование и сооружения, изготовленные в основном из конструкционных углеродистых сталей, эксплуатируются в условиях агрессивных коррозионных сред.  [c.42]

В нефтяной и газовой промышленности в настоящее время преимущественно применяют высокомолекулярные органические ингибиторы на основе алифатических и ароматических соединений (табл. 28), имеющих в своем составе атомы азота, серы и кислорода с кратными связями.  [c.43]

Учитывая щирокое использование ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности, необходимо выбирать такие ингибиторы, чтобы введение их в коррозионную среду не приводило к ухудшению технологических условий основного процесса, охраны труда и окружающей среды.  [c.49]

В нефтяной и газовой промышленности ингибиторы коррозии находят, пожалуй, наиболее широкое и разнообразное применение. Объясняется это, с одной стороны, исключительно агрессивными свойствами коррозионных сред, которые там встречаются, а с другой — большим техническим и экономическим эффектом, получающимся от применения ингибиторов.  [c.285]

В последнее время в качестве ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленностях применяют органические вещества сложной структуры, преимущественно амины и гетероциклические азотсодержащие основания, производные тиомочевины, сульфиды и альдегиды. Как известно, многие из этих веществ относятся к ряду типичных поверхностно активных веществ (ПАВ) с асимметричной молекулярной структурой из полярных и неполярных групп интенсивно адсорбирующихся на поверхности твердых тел.  [c.115]

Книга посвящена проблемам защиты металлов от коррозии ингибиторами. Рассмотрены механизм действия ингибиторов в нейтральных и кислых электролитах, адсорбция ингибиторов, электрохимическая кинетика коррозионных процессов и пассивность металлов. Описаны защитные свойства ингибиторов и практика их применения в промышленности и быту для травления металлов, водоподготовки, защиты теплообмен,ной аппаратуры, оборудования нефтяных и газовых месторождений, изделий машиностроения и др.  [c.2]

В СССР наиболее крупными потребителями ингибиторов коррозии металлов в настоящее время являются нефтяная, нефтеперерабатывающая, газовая и металлургическая отрасли промышленности.  [c.2]

Созданием и выпуском ингибиторов коррозии для нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей, металлургической отраслей промышленности занимаются многие зарубежные фирмы [32]. Марки производимых некоторыми фирмами ингибиторов приведены в табл. 5.  [c.36]

Хотя применение пенообразователей в газовых и нефтяных скважинах прямого отношения к проблеме коррозии не имеет, но здесь они все же кратко обсуждаются, так как эти материалы вносят определенный вклад в удлинение жизни промышленной скважины и усиливают действие ингибиторов коррозии. Многие газовые скважины частично или полностью теряют производительность из-за накопления воды в стволе скважины. Будет ли это затопление в результате течи обсадной трубы, конденсации или поступления воды вместе с добываемым газом — не имеет существенного значения, так как во всех случаях результат один и тот же. Другими проблемами, разрешению которых помогает использование пенообразователей, являются осадки тяжелых нефтей на стенках забоя, на обсадной трубе, на насосно-компрессорных трубах, осадки окалины, глины, ила и твердых частиц в стволе скважины, колоннах труб и осадки, выпадающие из рассола в глубоких скважинах.  [c.222]

Учитывая эти и некоторые другие недостатки, к ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности наряду с общими требованиями высокой эффективности защиты (не менее 80 %), экономической целесообразности их применения, нетоксичности, взрыво- и пожаробезопасности, стабильности сырьевой базы, предъявляются специальные требования, связанные со спецификой этих отраслей промышленности.  [c.50]

Ингибиторы коррозии различного типа находят все более широкое применение в нефтяной и газовой промышленности [1-5,136-149]. Их используют для борьбы с сероводородной коррозией оборудования и коммуникаций при добыче и транспортировке нефти и газа, при их п -реработке на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах, при хранении и транспортировке нефтепродуктов.  [c.68]

Виско 998 и Виско 974 представnsnoT собой устойчивые амины с подофанными деэмульгаторами применяются в нефтяной и газовой промышленности дозировка 10-50 мг/л. Виско 968, утяжеленный ингибитор коррозии, его можно применять в высокодебитных нефтяных и газовых скважинах. Использование высокоплотных ингибиторов позволяет сократить расход ингибиторов при добыче нефти.  [c.39]

Из неорганических водорастворимых ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности широко применяются нитрит натрия хроматы и бихроматы. При перекачке бензина по трубопроводам в него рекомендуется добавлять хромат натрия в виде 12%-ного водного раствора.  [c.57]

Некоторые проблемы, возникающие на объектах нефтяной и газовой промышленности вследствие использования методов и средств ингибиторной защиты, описаны в [181]. Обсуждаются, например, вопросы использования за рубежом ингибиторов в глубоких газоконденсатных скважинах с агрессивной Н28-и С02-содержащей продукцией и указывается, что обеспечение эффективной ингибиторной защиты в этих условиях является сложной и отнюдь не всегда осуществимой научно-технической задачей. Предполагается, что последнее в значительной степени связано с растворимостью (диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах. Отмечается также, что иногда ингибитор, обеспечивая высокую защиту металла от коррозии в продукции одного пласта, является совершенно неэффективным в продукции другого. Такое поведение ингибиторов обусловлено степенью их совместимости с пластовыми водами ингибитор может хорошо растворяться (диспергироваться)  [c.339]

Наличие двух жидких фаз в коррозионных средах нефтяной и газовой промышленности обусловило возможность применения углеводородрастворимых и водорастворимых ингибиторов коррозии.  [c.48]

Ингибитор ДИГ-1 предназначался для защиты водоводов в системах закачки промышленных стоков на нефтяных и газовых промыслах. Его изготавливали из фракции пиридиновых оснований (около 30% об.) и кубовых остатков производства морфолина (около 70% об.). Кубовые остатки обладают весьма низкой защитной эффективностью (степень защиты в соленой Н25-содержащей воде менее 50%) и использовались в составе реагента ДИГ-1 в качестве балласта. Ингибитор также не проявлял высокого защитного действия при лабораторном тестировании оно редко достигало 60-70% и обеспечивалось наличием в составе пиридиновых оснований. Ингибитор ДИГ-1 имеет целый ряд недостатков сильный неприятный запах, высокую токсичность, низкую защитную эффективность и, кроме того, низкую стабильность в процессе хранения (расслаивается на фазы). Тем не менее реагент, некоторое время применявшийся на нефтепромыслах НГДУ Бугурусланнефть , получил резко отрицательную оценку у промысловиков. Возросло число коррозионных повреждений водоводов. Неприятный запах, расслоение ингибитора и выделение из него в зимнее время твердой фазы сильно осложняли эксплуатацию оборудования.  [c.348]

В настоящее время ингибиторы можно применять практически в любой отрасли промышленности, где используются кислые среды. Применение ингибиторов в нефте- н газодобывающей промышленности значительно увеличивает срок службы оборудования и трубопроводов, транспортирующих нефть и газ. Известно, что некоторые нефтяные и газовые месторождения не могли быть пущены в эксплк атацию по причине интенсивной коррозии оборудования до тех пор, пока не были найдены и применены эффективные ингибиторы коррозии. В настоящее время нефте- и газодобывающая промышленность является крупнейшим потребителем ингибиторов коррозии.  [c.7]

Колдуэлл [9], сообщая о работе 8215 скважин, добывающих сернистую иефть, указывает, что в 44% из них коррозия наносила экономический ущерб. В английском журнале опубликована работа Басса [24], который подсчитал, что в 80% всех действующих скважин, добывающих сернистую нефть, необходимо применять ингибиторы коррозии. Однако в книге, выпущенной М..Л.С.Е. и А.Р.1. и посвященной коррозии оборудования нефтяных и газовых скважин, 5 тверждается, что только 12% всех кислых скважин можно считать подверженными коррозии. Различие между Этими двумя цифрами, очевидно, связано с различным пониманием термина коррозионный . При отсутствии защитных мер ущерб, наносимый коррозией оборудования кислых скважин, может достигать 150 долларов в месяц, что составляет свыше 32 млн. долларов в год. Авторы сообщают далее, что по крайней мере 20% всех нейтральных и 45% всех конденсатных нефтяных скважин можно считать подверженными коррозии. Приблизительно 16 ООО существующих газонапорных скважин ежегодно корродируют, и ущерб, наносимый при этом промышленности, составляет 16 млн. долларов в год. К книге приложена карта коррозионно-активных газовых и нефтяных районов США. Интересно отметить, что авторы не относят Пенсильванию, Огайо, Западную Виргинию, а также Восточный Канзас и почти всю Оклахому к коррозионноактивным районам. Большинство других газо- и нефтедобывающих районов считаются коррозионноактивными.  [c.186]

Ингибиторы также используются при перевозке соляной, фоофорной и других кислот в стальных цистернах, а также для обработки нефтяных и газовых скважин. Ниже рассмотрены отечественные ингибиторы кислотной коррозии, рекомендуемые к промышленному применению ,  [c.28]

Адсорбируемость полйрногб кбнца молекуль( ингибитора представляет первое звено в теории, которая была предложена для объяснения механизма ингибирующего действия органических азотсодержащих соединений с длинными углеводородными цепями в промышленных газовых и нефтяных скважинах [18]. Согласно этой теории, защитное действие может быть объяснено трехслойным механизмом (структура сандвича). В нижней части трехслойной пленки осуществляется связь между полярным концом молекулы и поверхностью металла. Защитное действие такого сандвича зависит от силы этой связи, на которую влияют упомянутые ранее факторы. Средняя часть пленки — это неполярный конец молекулы, и ее влияние на защитное действие определяется степенью смачивания или экранирования поверхности, которую могут создать эти части молекул. Наконец, наружный слой сандвича— это гидрофобный слой масла, присоединенный к длинному углеводородному концу ингибитора. Предполагается, что этот слой масла служит дополнительной защитной пленкой, покрывающей основную пленку ингибитора и создающей барьер как для диффузии ионов Fe + от поверхности металла, так и для диффузии коррозионных агентов или воды к поверхности металла.  [c.213]

mash-xxl.info

Нефтерастворимый ингибитор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтерастворимый ингибитор

Cтраница 1

Нефтерастворимый ингибитор И-1-А синтезирован НИИМСК.  [1]

Добавление нефтерастворимых ингибиторов к грузу при заполнении им танкеров - обычный и весьма эффективный метод борьбы с коррозией на этой стадии цикла. В этом случае эффективны те же ингибиторы, что и при защите от коррозии в бензине и керосине. Их эффективность сохраняется, хотя бы частично, также и при перевозке балласта или в пустых танкерах. Однако в процессе промывки танкеров остатки ингибирующей пленки удаляются со стенок.  [2]

С этой точки зрения нефтерастворимые ингибиторы коррозии представляются значительно более рациональ-нь ми, чем водорастворимые. Поскольку дозирование нефтерастворимых ингибиторов производится, исходя из Дебита нефти, потребное количество их будет в десятки раз меньше по сравнению с водорастворимыми ингибиторами, дозируемыми исходя из дебита воды.  [3]

Аналогичная картина наблюдается для нефтерастворимых ингибиторов - Нефтехим-1, Урал-2, Коррексит-7755, представляющих собой преимущественно катионоактивные ПАВ с добавлением неионогенных или анионоактивных ПАВ и характеризующихся высокими защитными свойствами в присутствии деэмульгаторов. Для ингибиторов коррозии, представляющих собой равную смесь катионоактивных, анионоактивных или неионогенных ПАВ, подобных закономерностей не наблюдается.  [4]

Следует, однако, учесть, что применение нефтерастворимых ингибиторов может встретить затруднения, связанные с подачей реагента к приему глубинного насоса. Известно, что при установившемся режиме работы глу-биннонасосной скважины, независимо от степени обводненности ее продукции, затрубное пространство между динамическим уровнем и приемом глубинного насоса заполнено газированной нефтью. При закачке в затрубное пространство скважины нефтерастворимого ингибитора коррозии с удельным весом меньше удельного веса воды ингибитор может насыщать столб нефти у динамического уровня и не доходить до приема глубинного насоса. Поэтому очевидно, что в глубиннонасосных скважинах смогут быть успешно применены лишь те нефтерастворимые ингибиторы коррозии, удельный вес которых превышает удельный вес нефти.  [5]

Расчет необходимого количества ингибитора при постоянном введении его в насосную или газлифтную скважину с помощью дозаторных установок проводят исходя из дебита основной составляющей добываемой продукции - нефти ( для нефтерастворимых ингибиторов) или воды ( для водорастворимых), а также установленной для каждого ингибитора нормы-дозировки.  [6]

Если в продукции скважин преобладает пластовая вода, например на длительно разрабатываемых месторождениях, причем доля нефти не превышает 10 - 15 % общего дебита, то могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ингибиторы. При этом более целесообразно использовать нефтерастворимые ингибиторы коррозии, ввиду того что расход водорастворимых ингибиторов ( при одинаковых дозировках) будет больше, чем нефтерастворимых. Лучше всего использовать ингибиторы ограниченно растворимые в нефти и совершенно не растворимые в пластовой воде.  [7]

С этой точки зрения нефтерастворимые ингибиторы коррозии представляются значительно более рациональ-нь ми, чем водорастворимые. Поскольку дозирование нефтерастворимых ингибиторов производится, исходя из Дебита нефти, потребное количество их будет в десятки раз меньше по сравнению с водорастворимыми ингибиторами, дозируемыми исходя из дебита воды.  [8]

В частности, применяемые совместно нефтерастворимый ингибитор ИК. Из зарубежных хорошо зарекомендовали себя ингибиторы типа ВИСК.  [9]

Если в продукции скважин преобладает пластовая вода, например на длительно разрабатываемых месторождениях, причем доля нефти не превышает 10 - 15 % общего дебита, то могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ингибиторы. При этом более целесообразно использовать нефтерастворимые ингибиторы коррозии, ввиду того что расход водорастворимых ингибиторов ( при одинаковых дозировках) будет больше, чем нефтерастворимых. Лучше всего использовать ингибиторы ограниченно растворимые в нефти и совершенно не растворимые в пластовой воде.  [10]

Для формирования защитной пленки с высокими экранирующими свойствами используют технологию однократных обработок с помощью повышенных концентраций ингибитора в углеводородных растворах. Применяют 25 % - ные растворы нефтерастворимых ингибиторов коррозии в дизельном топливе, которые закачивают в газопровод между двумя разделителями.  [11]

Обычно, ингибиторы коррозии выбираются на основе растворимости или дисперсивности в жидкости, которая должна быть обработана. Так, для нефтепроводов и нефтяных скважин, как правило, выбирается нефтерастворимый ингибитор, а для водных систем - водорастворимый.  [12]

Следует, однако, учесть, что применение нефтерастворимых ингибиторов может встретить затруднения, связанные с подачей реагента к приему глубинного насоса. Известно, что при установившемся режиме работы глу-биннонасосной скважины, независимо от степени обводненности ее продукции, затрубное пространство между динамическим уровнем и приемом глубинного насоса заполнено газированной нефтью. При закачке в затрубное пространство скважины нефтерастворимого ингибитора коррозии с удельным весом меньше удельного веса воды ингибитор может насыщать столб нефти у динамического уровня и не доходить до приема глубинного насоса. Поэтому очевидно, что в глубиннонасосных скважинах смогут быть успешно применены лишь те нефтерастворимые ингибиторы коррозии, удельный вес которых превышает удельный вес нефти.  [13]

Следует, однако, учесть, что применение нефтерастворимых ингибиторов может встретить затруднения, связанные с подачей реагента к приему глубинного насоса. Известно, что при установившемся режиме работы глу-биннонасосной скважины, независимо от степени обводненности ее продукции, затрубное пространство между динамическим уровнем и приемом глубинного насоса заполнено газированной нефтью. При закачке в затрубное пространство скважины нефтерастворимого ингибитора коррозии с удельным весом меньше удельного веса воды ингибитор может насыщать столб нефти у динамического уровня и не доходить до приема глубинного насоса. Поэтому очевидно, что в глубиннонасосных скважинах смогут быть успешно применены лишь те нефтерастворимые ингибиторы коррозии, удельный вес которых превышает удельный вес нефти.  [14]

Необходимо, однако, отметить, что если среда находится в движении, то при водорастворимых ингибиторах коррозии ( например, катапина А), способных достаточно прочно закрепляться на защищаемом металле, второй обращенный слой может быть легко удален, а поверхность металла с оставшимся первым слоем молекул становится гидрофобной. В этих условиях введение углеводородной жидкости, избирательно растекающейся поверх ори-ентировааного слоя катапина А, может значительно усилить его защитное действие. Это интересное явление было обнаружено [177] при исследовании ингибирующих свойств катапина А в условиях защиты от коррозии оборудования газоконденсатных скважин. Следует все же подчеркнуть, что хотя некоторые водорастворимые ингибиторы коррозии могут оказывать довольно сильный тормозящий эффект в перемешиваемых средах, нефтерастворимые ингибиторы, обладая большим сродством в отношении избирательного смачивания с углеводородной жидкостью, имеют значительные преимущества перед водорастворимыми.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Разработка эффективных ингибиторов коррозии для систем сбора и подготовки нефти и газа

из "Катионоактивные пав-эффективные ингибиторы в технологических процессах"

Влияние деэмульгаторов на эффективность защиты ингибиторов коррозии неоднозначно. Имеются экспериментальные данные, которые показывают, что с ростом концентрации деэмульгатора защитные свойства ингибитора быстро снижаются. [c.346] Это явление можно было бы легко объяснить конкурентной адсорбцией ингибитора и деэмульгатора, являющегося также поверхностно-активной субстанцией. Однако энергия воздействия ингибитора на металл значительно выше, чем энергия воздействия деэмульгатора, и последний вытесняется ингибитором с поверхности металла, даже если тот введен позже, чем деэмульгатор. [c.346] Под влиянием деэмульгатора изменяются адсорбция ингибитора на металле и его коллоидные свойства. Как упоминалось выше, присутствующие в электролите углеводороды выступают в роли переносчиков нерастворимого в воде ингибитора, молекулы которого ориентированы на поверхности углеводородных мицелл углеводородной цепочкой в их внутреннюю часть, а полярной группой — в объем электролита. Если в электролите присутствует другое поверхностно-активное вещество, например деэмульгатор, то происходит адсорбция его молекул на поверхности раздела фаз. В результате взаимодействия полярных групп ингибитора и адсорбированных молекул деэмульгатора происходит блокирование ингибитора и он теряет возможность адсорбции на поверхности корродирующего металла. [c.346] Изложенные представления иллюстрируют сложность ситуации в такой коррозионной среде, как нефть, где наличие необходимого по технологическим условиям деэмульгатора может понижать защитное действие ингибитора, и наоборот, сильная связь в мицелле молекул деэмульгатора ослабляет его деэмульгирующие свойства [3]. [c.347] Установлено, что эффективность защиты водорастворимых ингибиторов коррозии в присутствии деэмульгаторов повышается или не изменяется, за исключением пар Дипроксамин-157-Доди-ген-180 Сепарол С-34-АНП-2 Дипроксамин-157-Виско-938. [c.347] Аналогичная картина наблюдается для нефтерастворимых ингибиторов — Нефтехим-1, Урал-2, Коррексит-7755, представляющих собой преимущественно катионоактивные ПАВ с добавлением неионогенных или анионоактивных ПАВ и характеризующихся высокими защитными свойствами в присутствии деэмульгаторов. Для ингибиторов коррозии, представляющих собой равную смесь катионоактивных, анионоактивных или неионогенных ПАВ, подобных закономерностей не наблюдается. [c.347] На эффективность защиты ингибиторов коррозии влияет не только тип деэмульгаторов, но и соотношение ингибиторов и деэмульгаторов в агрессивной среде. При соотношении ингибитора и деэмульгатора, равном 4 1, эффективность защиты ингибитора не изменяется. Ингибиторы коррозии (АНП-2, Додиген-180, Виско-938, Нефтехим-1, Урал-1, Коррексит-7755), представляющие собой катионоактивные ПАВ или преимущественно катионоактивные ПАВ, в основном не снижают эффективность защиты в присутствии деэмульгаторов в сероводородсодержащих средах [55]. [c.347] Преимущество использования ингибиторов коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования заключается в том, что их можно вводить в агрессивную среду в небольшом количестве на любом участке функционирующей системы без существенного вмешательства в технологические процессы добычи, подготовки и транспортирования нефти. [c.348] Большинство промышленных ингибиторов коррозии, используемых при кислотной обработке скважин, представляет собой ЧАС на основе хинолина или смеси ЧАС с ацетиленовыми спиртами, рекомендуются также ацетиленовые амины и оксиаминоэфиры. [c.348] Активность органических ингибиторов возрастает при увеличении молекулярной массы (по крайней мере, для веществ одного гомологического ряда), образовании и усложнении кольца в структуре молекулы, повышении полярности и способности к поляризуемости молекул ингибитора, увеличении числа активных атомов в молекуле (таких, как К, Р, 8), переходе от насыщенных связей в молекуле к ненасыщенным (предпочтительно к тройным). [c.348] Конденсацию по реакциям (4.1) и (4.2) проводили обычно при Т= 100...170 °С в водной среде. [c.350] Таким образом, для синтеза ЧАС использовали первичные и третичные амины, различные хлоралканы (как первичные, так и вторичные). [c.350] Для испытания в качестве ингибиторов коррозии был осуществлен и синтез алкилбензолсульфонатов. Синтез образцов осуществляли на основе диалкилбензолсульфокислот (ДАБ-СФК) с молекулярной массой (м. в.) -480, полученных сульфированием полиалкилбензолов — отхода производства алкилбепзола. [c.350] Наряду с образованием диалкилбензолсульфоната кальция по реакции (4.4) образуется НКОз, которая частично нитрует продукт. Избыточную кислотность (НКОз) и непрореагировавшую часть ДАБ-СФК нейтрализовали каустиком. Получали образец с молекулярной массой -750 в виде -50 %-го раствора в изопропиловом спирте. [c.351] Образец 2 получен нейтрализацией ДАБ-СФК раствором Са(КОз)2 в изопропиловом спирте (из расчета 2 моля сульфокислоты на 1 моль нитрата кальция). Для этих целей к раствору ДАБ-СФК в изопропиловом спирте прибавляли раствор нитрата кальция при аналогичных условиях. Выделившуюся НКОз также нейтрализовали каустиком. Получали образец с молекулярной массой 1000 в виде -50 %-го раствора в изопропиловом спирте. [c.351] Образец 3 получен нейтрализацией ДАБ-СФК в изопропиловом спирте каустиком. Условия нейтрализации аналогичные. Ползп1ен образец с молекулярной массой - 500 в виде 50 %-го раствора в изопропиловом спирте. [c.351]

Вернуться к основной статье

chem21.info