Ингибиторы парафиноотложений (АСПО)

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 сополимеры, 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" (АзНИИ), алкилфенол ИПХ-9, "Дорад-1А", ВЭО-504 (ТюмГНГУ), "Азолят-7".

Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие образование 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-7р-1 — смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

- СНПХ-7р-2 — углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИнефтехим", 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-81Б,    плотность 1000 кг/м3;

- слабоминерализованная вода, плотностью 1020-1100 кг/м3 + 0,1% МЛ-81Б;

- пластовая высокоминерализованная вода, плотностью 1120-1180 кг/м3 + 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 мПа·с;

- иметь регулируемую плотность в пределах, как правило, 850-1200 кг/м3;

- 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.