Поверхностно-активные вещества.

Композиции, состоящие из ПАВ, являются смачивателями поверхности оборудования и диспергаторами АСПО. При постоянной дозировке такого хим- продукта на поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу асфальтосмолонарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости [67].

Депрессоры. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты-депрессоры, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов [69-72].

Модификаторы. Отложениям парафина препятствуют также химреагенты-модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов - подача реагента в поток продукции до места начала кристаллизации парафина.

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения [69, 73].

Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью, во многом не зависящей от гидродинамических и термодинамических условий транспорта (при подаче ингибитора до начала кристаллизации парафина).

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

  • • адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;
  • • модифицирующего (депрессорного) действия;
  • • моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Механизм действия ингибиторов адгезионного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности оборудования полимерным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Актуально расширение ассортимента ингибиторов АСПО путем создания дешевых полимерных композиций на водной основе - композиций карбоксимегилцеллюлозы (КМЦ), поливинилового спирта (ПВС), полиакриламида (ПАА). При движении но трубопроводу водорастворимые полимеры образуют пристенное адсорбционное покрытие, которое обеспечивает минимальное пристенное трение нефти и воды и предотвращает образование кристаллических отложений на стенке трубы. Кроме того, водные растворы полимеров разрыхляют пристенные отложения и облегчают их последующий отрыв [67]. Важнейшими критериями при выборе водорастворимых полимеров как высокомолекулярной основы ингибирующих составов является невысокая стоимость, доступность, отсутствие токсического действия на организм, химическая инертность по отношению к конденсату и материалу труб [16].

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки, смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования и продукта реагентом.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом. Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:

  • 1) ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода - ингибитор - нефть;
  • 2) алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизу- югся с ними;
  • 3) гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;
  • 4) гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;
  • 5) полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;
  • 6) ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;
  • 7) двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.

Действие детергентов-удалителей нарафиноотложений

заключается в следующем. При температуре плавления асфаль- госмолопарафиновых отложений (50-80°С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка поверхности трубопроводов водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология применения ингибиторов модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть (не требуется остановка и разгрузка нефтепровода) при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина, что является большим преимуществом данного метода над методом отмыва АСПО с помощью моющих составов. Кроме того, использование ингибиторов модифицирующего действия позволяет существенно улучшить вязкостно-температурные характеристики транспортируемых нефтепродуктов при условии низкой концентрации присадки в нефтяной системе (0,01-0,1 масс. %). Основным недостатком данного метода является необходимость проведения комплексных лабораторных исследований по индивидуальному подбору эффективного реагента, что связано со сложным и изменяющимся в процессе добычи и транспорта составом нефтяной системы.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина. Концентрация реагента в нефтяной среде но данной технологии может колебаться в зависимости от состава нефтяной системы от 0,1 до 3 масс. %. Данный метод позволяет по мере возникновения существенного занарафинивания поверхности оборудования эффективно осуществлять его очистку без остановки технологического процесса. Недостатком метода также является необходимость индивидуального подбора ингибитора для определенного состава нефти и нефтепродукта.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >