Ингибитор коррозии и солеотложения (варианты). Применение ингибиторов солеотложений и коррозии в системах отопления

В работе исследованы промышленно выпускаемые ингибиторы.

Наиболее эффективными оказываются ингибиторы ОЭДФ и НТФ. Однако в связи с их высокой стоимостью рассмотрены возможности использование смеси реагентов. В составленные ингибирующие композиции введен ингибитор коррозии Акма (50г/т), что существенно снижает коррозионную активность.

Испытания промышленно выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессах образования сульфида железа проводились на реальных водах Боголюбовского и Сосновского месторождений.

Произведенными исследованиями установлено, что устойчивость комплекса железа с низкомолекулярными карбоновыми кислотами увеличивается в присутствии ингибиторов ОЭДФ и НТФ. Применение разработанного состава позволяет ингибировать процесс образования неорганических осадков при смешении вод девонского и угленосного потоков.

Причиной образования нерастворимых солей является пересыщенность попутно добываемой воды сульфатами кальция и сульфидом железа на нефтяных месторождениях Самарского региона . Процесс осадкообразования на Сосновской установке предварительного сброса вод (УСПВ-95) является следствием химического равновесия ионов, входящих в состав пластовой воды, в результате смешения девонских и угленосных потоков. Если химическим путем (путем ингибирования) не допустить образование нерастворимых солей - гипса и сульфида железа, то при смешении потоков не будет образовываться стойкая трудноразделимая эмульсия, образование которой приводит к выявленным ранее осложнениям в работе системы повышения пластового давления (ППД) Сосновского месторождения. Следовательно, решение проблемы совместной подготовки нефти и воды на Сосновском месторождении сводится к решению проблемы ингибирования двух параллельно протекающих процессов образования сульфида железа и гипсообразования.

Для исследования процесса гипсообразования использовалась модельная вода с коэффициентом пересыщенности - 1,85. Приготовление растворов осуществлялось смешением двух частей воды: одной - содержащей ионы кальция, другой - содержащей ионы сульфатов. Приготовленные исследуемые пробы после смешения выдерживались в течение 8 часов при температуре 80 о С, после этого горячие пробы фильтровались, и в растворе определяли содержание ионов кальция трилонометрическим методом. Эффективность ингибирования F рассчитывалась по формуле:

где - содержание осадкообразующих ионов кальция в растворе пробы с ингибитором, определенное аналитически после опыта, мг/л; - содержание осадкообразующих ионов кальция в растворе пробы без ингибитора, определенное аналитически после опыта, мг/л; - содержание осадкообразующих ионов кальция в исходном растворе пробы с ингибитором, определенное аналитически после опыта, мг/л.

Результаты предварительных исследований эффективности некоторых промышленно-выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессе гипсообразования приведены в таблице 1.

ТАБЛИЦА 1.

Эффективность ингибирующего действия промышленных реагентов на процессы гипсообразования в модельных растворах

Предварительные исследования показали, что эффективность испытанных промышленно выпускаемых ингибиторов для процесса гипсообразования высокая и находится примерно на одном уровне. Испытания промышленно выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессах образования сульфида железа проводились на реальных водах Боголюбовского и Сосновского месторождений. На 1 м этапе проведена качественная оценка ингибиторов солеотложений. Результаты исследований приведены в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2.

Количество железа, удерживаемого ингибитором в растворе, мг/л

Из представленных данных видно, что наиболее эффективными ингибиторами являются оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) и нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ). Однако, учитывая высокую стоимость этих промышленно выпускаемых реагентов, были рассмотрены возможности использование смеси реагентов .

Известно, что кроме хелатных соединений, входящих в состав промышленных ингибиторов солеотложений достаточно прочные комплексы с ионами железа образуют низкомолекулярные карбоновые кислоты. Комплексная форма железа с ними может быть представлена соединением типа: RCOO-Fe-OOCR.

Произведенными исследованиями установлено, что устойчивость комплекса железа с низкомолекулярными карбоновыми кислотами увеличивается в присутствии ингибиторов ОЭДФ и НТФ. Результаты качественной оценки эффективности комплексных составов на основе ингибиторов ОЭДФ и НТФ и низкомолекулярной карбоновой кислоты (НМКК) представлены в таблицах 3, 4.

ТАБЛИЦА 3.

Эффективность ингибирования процесса образования сульфида железа на основе ОЭДФ и низкомолекулярной карбоновой кислоты (НМКК)

ТАБЛИЦА 4.

Эффективность ингибирования процесса образования сульфида железа на основе НТФ и низкомолекулярной карбоновой кислоты (НМКК)

На основании полученных данных можно сделать вывод, что в присутствии добавки НТФ удовлетворительные результаты получены при дозировке НМКК в количестве 300 г/т добываемой воды (при содержании НТФ 30 г/т). При использовании в качестве ингибирующего состава кислоты и ОЭДФ возможно снижение содержания уксусной кислоты до 200 г/т добываемой воды (при содержании ОЭДФ 20 г/т).

Использование состава с ОЭДФ является предпочтительным, поскольку в его присутствии требуется меньшее количество кислоты. Но, кроме экономической целесообразности уменьшения количества реагента, в данном выборе играет большую роль требование к такому показателю закачиваемых вод, как водородный показатель. Использование в качестве составной части ингибирующего состава органической кислоты неизбежно приводит к понижению pH закачиваемой в нефтяные пласты воды. В связи с этим были произведены исследования по влиянию полученного состава на изменение pH среды. Водородный показатель pH смешанного потока без добавления ингибирующего состава равен 6,20. Результаты исследований представлены в таблицах 5, 6.

ТАБЛИЦА 5.

ТАБЛИЦА 6.

В соответствии с требованиями, предъявляемыми к качеству вод, используемых в системе ППД, величина pH воды должна находиться в пределах 4,50-8,50.Таким образом, установлено, что при использовании дозировок карбоновой кислоты в составе ингибирующего состава выше 200 г/т не рекомендуется.

Несмотря на то, что по показателю pH в присутствии ингибирующего состава закачиваемая вода удовлетворяет требованиям, ингибирование процесса солеобразования таким составом неизбежно повлечет за собой увеличение коррозионной активности среды, поскольку коррозионный процесс в большей степени зависит от кислотности среды. Поэтому в состав ингибирующей композиции необходимо введение ингибитора коррозии. Но поскольку на данном этапе исследований было подобрано соотношение реагентов для ингибирования процесса образования сульфида железа, до подбора ингибитора коррозии был сделан подбор соотношения компонентов и композиции для ингибирования процесса гипсообразования. Исследования по предотвращению гипсообразования ингибирующими компонентами были проведены с использованием модельной минерализованной воды, имеющий больший коэффициент перенасыщенности гипсом, чем вода, образующаяся при смешении потоков Боголюбовского и Сосновского месторождений. Результаты эффективности приведены в таблице 7.

ТАБЛИЦА 7.

Эффективность ингибирования процесса гипсообразования композициями на основе ингибиторов НТФ, ОЭДФ и НМКК

Низкие значения эффективности гипсообразования композицией на основе ОЭДФ и НМКК указывают на необходимость введения в эту композицию дополнительного компонента - НТФ, показавшего высокие эффективности при достаточно низких концентрациях . С целью снижения коррозионной агрессивности среды в присутствии ингибирующей композиции в систему вводились добавки промышленно выпускаемых ингибиторов коррозии, которые в настоящее время успешно применяются для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования водорастворимый ингибитор «Кормастер», нефтерастворимый деэмульгатор коррозии «АМ-7Б», нефтерастворимый ингибитор «Акма». Для подбора ингибитора коррозии в качестве ингибирующей композиции был использован следующий состав: НМКК (200 г/т воды); ОЭДФ (30 г/т воды); НТФ(20 г/т воды). Определение скоростей коррозии проводилось электромеханическим методом с помощью прибора «Corrator1120» фирмы Magma. В качестве агрессивной среды использовались пластовые воды Сосновского и Боголюбовского месторождений. Полученные результаты для различных композиций представлены на рисунке 1.

РИС.1. Изменение скорости коррозии во времени в исследованных средах:

1 - смешанный поток Сосновского и Боголюбовского месторождений без добавок; 2 - смешанные потоки с добавкой состава; 3 - смешанные потоки с добавкой состава и ингибитора коррозии «АМ-7Б» (15 г/т); 4 - смешанные потоки с добавкой состава и ингибитора коррозии «Акма» (50 г/т); 5 - смешанные потоки с добавкой состава и ингибитора коррозии «Кормастер» (50 г/т).

Параллельно исследовались полнота и скорость разрушения водонефтяных эмульсий без добавки ингибирующей композиции только в присутствии Диссольван 2830. Кинетику деэмульсации проб с разработанной ингибирующей композицией и без нее проводили стандартным методом бутылочных проб при температуре 40 о С. О динамике разрушения эмульсии судили по количеству воды, отстоявшейся от нефти через определенные интервалы времени. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 8.

ТАБЛИЦА 8.

Кинетика расслоения эмульсии при совместном присутствии разработанного ингибирующего состава и деэмульгатора Диссольван 2830

Применение разработанного состава позволяет ингибировать процесс образования неорганических осадков при смешении вод девонского и угленосного потоков. Анализ результатов, представленных на рис.1 позволяет сделать заключение о том, что добавка ингибирующей композиции процессов образования неорганических солей значительно увеличивает и без того высокую коррозионную агрессивность закачиваемой воды Сосновского месторождения. Поэтому введение в ингибирующую композицию ингибитора коррозии «Акма»(50 г/т) существенно снизила коррозионную активность даже по сравнению с закачиваемой водой без добавок. При использовании данного ингибитора коррозии и ингибирующей композиции происходит не только нивелирование ее коррозионного действия, но и снижение исходной скорости коррозии водной среды.

Как видно из приведенных данных, введение в эмульсию даже только ингибирующей композиции не дает образовываться прочным бронирующим оболочкам водных капель в водонефтяной эмульсии, что позволяет эмульсии разделяться без добавления деэмульгатора.

Announcement in English

The paper studied inhibitors commercially available. The most effective are inhibitors HEDP and NTF. However, due to high cost of inhibitors HEDP and NTF the possibilities of use of the reagent mixture are considered. The inhibitory composition composed introduced a corrosion inhibitor "Akmal" (50g / t), which significantly reduces the corrosiveness. Tests commercially available scale inhibitors in the formation of iron sulphide were performed on real water Bogolyubov and Sosnowski fields. Produced studies have established that the stability of the complex of iron with low molecular weight carboxylic acids in the presence of increasing HEDP inhibitors and NTF. Application of the developed composition makes it possible to inhibit the formation of inorganic deposits on mixing waters of the Devonian and coal-bearing streams.

Литература

1. Елашева О.М., Смирнова Л.Н. Влияние реагента ингибитора коррозии Сонкор на процесс выпадения солей в пластовых водах Южно-Неприковского месторождения. - Евразийский союз ученых, 2016. № 3. С. 80-83.

2. Елашева О.М., Смирнова Л.Н. Улучшение прокачиваемости нефти на магистральных нефтепроводах с использованием растворителя на основе местного углеводородного сырья. // Национальная ассоциация ученых (НАУ) Ежемесячный научный журнал. - 2016 №18.- С. 29-33.

3. Трейгер Л.М. Исследование состава природных стабилизаторов и предварительное обезвоживание ставропольских нефтей. // Разработка эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений. Сборник научных трудов. Институт «Гипровостокнефть». - Самара - 2000. - №59. - С.129-143.

4. Елашева О.М. Повышение ресурсов углеводородного сырья вовлечение в переработку нефтесодержащих отходов. Дис. Елашевой О.М. канд. техн. наук: 05.17.07. / Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2002. - 115 с.

5. ЗАО «Опытный завод Нефтехим». Солеобразование при добыче нефти // Инженерная практика. - 2010. - № 4. - С. 40-42.

В технологических процессах различных отраслей промышленности происходит отложение солей и иных осадков на оборудовании. Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является сложнейшей проблемой. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость. В состав отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.

Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения.

Обычно солеотложения представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

• в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев – имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются;

• в слоистой форме, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы;

• в кристаллической форме, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

Существует достаточно много способов борьбы с солеотложениями, которые делятся на три вида:

• Физические методы. К ним относится использование влияния различных электомагнитных, аккустических полей, что является достаточно трудным в техническом исполнении, и требует больших расходов электроэнергии.

• Технологические методы, исключающие смешение химически несовместимых вод, способствующие увеличению скорости водонефтяного потока (турбулизация). К этому методу относится и применение защитных покрытий (стекло, эмали, различные лаки, эпоксидная смола). Покрытия не предупреждают полностью отложения солей, но снижают интенсивность роста их образования, поэтому их рекомендуют использовать на скважинах с умеренной интенсивностью солеотложений.

• Химические методы – ингибиторная защита скважин.

Химические методы предотвращения отложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей.

Ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:

• Путем непрерывной или периодической подачи в систему, используя специальные дозировочные устройства. Этот метод применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта.

• Периодической закачкой раствора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону. Для этого в призабойную зону закачивается ингибитор солеотложения в виде водного раствора, который в начале адсорбируется на поверхности породы пласта, затем постепенно, в процессе отбора жидкости из скважины десорбируется и выносится из призабойной зоны, обеспечивая существенное снижение солеобразовательных процессов.

Ингибиторы солеотложений разработаны для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений, образующихся на технологическом оборудовании (котлы, котельные и компрессорные установки, бойлероы, трубопроводы, аммиачные установки, холодильники и т.п.).

Однако неотъемлемым условием достижения успеха является правильное ведение водно-химического режима, включая дозирование ингибиторов и аналитический контроль. Подбор ингибиторов солеотложений – сложная задача, включающая в себя этапы по анализу сред и отложений на предмет установления состава и количества солеотложений, лабораторные испытания ингибитора солеотложений, мониторинг эффективности действия ингибитора солеотложений и пр.

Проблема защиты технологического оборудования от солеотложений и коррозии исключительно актуальна для современных систем добычи, транспортировки, переработки нефти. Если существует проблема, ее необходимо отслеживать и не допускать негативных явлений, приводящих к затратам и потерям, особенно в условиях рыночных отношений, когда разработка нефтяных месторождений должна быть экономически эффективной.

Возникают ситуации, когда не представляется возможным взять пробу воды непосредственно с проблемного объекта и доставить ее для анализа в лабораторию. В этом случае достаточно иметь для исследования образцы твердых солеотложений с поверхности компоновок насосного оборудования (погружной элетродвигатель, газосепаратор, погружные насосы (включая детали проточной части ЭЦН, ШГН), насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги и другое подвесное оборудование), фонтанной и запорной арматуры, транспортных (магистральных) трубопроводов, теплообменников (охладителей и нагревателей продукции), резервуаров установок по обработке и очистке пластового флюида. Определение компонентного состава образца солевых отложений в нашей лаборатории проводится в соответствии с ПНД Ф 16.1.8-98 «МВИ массовых концентраций ионов NO 3 - , NO 2 - , Cl - , F - , SO 4 2- , PO 4 3- в пробах почв методом ионной хроматографии», ПНД Ф 14.1:2:4.135-2008 «МВИ массовой концентрации элементов в пробах питьевой, природных, сточных вод и атмосферных осадков методом атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой»*. Используя последнюю методику, возможно определить следующие элементы в образце солеотложений: Li, Be, B, Na, Mg, Al, Ca, Sc, Ti, V, Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, As, Se, Rb, Sr, Y, Zr, Mo, Ag, Cd, In, Sn, Sb, Te, Cs, Ba, La, Ce, Nd, Tb, W, Tl, Pb, Bi, Th, U.

Имея данные по компонентному составу солеотложений, специалисты определят их тип (карбонатно-кальциевые, сульфатно-кальциевые, баритовые, стронциевые осадки и т.д.), и, предполагая компонентный состав воды на объекте, приготовят модельную среду (минерализованную воду), схожую по компонентному составу с водой на проблемном участке. Данная модельная среда послужит объектом для проведения лабораторных испытаний ингибиторов солеотложений.

Проблема солеобразования актуальна не только для нефтяной области, но и для отраслей промышленности, где для различных целей используется техническая вода. Ярким примером служит система жилищно-коммунального хозяйства, где для обогрева теплосетей используется вода.

Наша лаборатория предлагает Вам определение химического состава солеотложений на промышленном и нефтепромысловым оборудовании.

Если на Вашем объекте возникли проблемы, связанные с накипеобразованием и (или) коррозией в тепловых сетях, в системе горячего водоснабжения, мы можем помочь Вам выбрать необходимое оборудование и технологию противонакипной и противокоррозионной обработки воды.

*Применяется пробоподготовка, заключающаяся в извлечении подвижных форм элементов раствором азотной кислоты.

Опытные сотрудники Группы компаний Коррсистем проведут теоретические расчеты возможности выпадения солей в средах, проверим эффективность ингибиторов солеотложения, используемых на Вашем предприятии для защиты от солеотложений, а также остаточное содержание ингибиторов в воде для обеспечения продуктивной работы оборудования. Ведь известно, что легче предупредить проблему, чем бороться с её последствиями.

Мы поможем Вам сэкономить средства и время!!!

Союз Советскик

Социалистических

Республик

С 02 F 5/14 с присоединением заявки М (23) Приоритет

Государствеииый комитет

СССР яо делам изобретений и открытий (53) УДК ббз.бзг. .7 (088.8) Опубликовано 230181. Бюллетень Й9 11

С.Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Н.М. Дятлова и Е.М. Уринович

F (71) Заявитель

/ с (5 4) ИН ГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕ НИЙ

Изобретение относится к веществам, предупреждающим отложения неорганических солей (сульфата бария, сульфата и карбоната кальция, в скважинах, промысловой системе сбора и транспорта нефти, а также в призабойной зоне пласта.

Известны различные ингибиторы для предупреждения отложений солей (1j .

Однако известные реагенты не предупреждают образования всех видов солей (сульфата бария, карбоната кальция, сульфата кальция),т.е. не обладают универсальными свойствами, что ограничивает их применение на нефтяных промыслах. Кроме того, многие реагенты, эффективные в системах водоснабжения, где применяются практически пресные воды, оказываются неэффективными в условиях нефтяных скважин.

Наиболее близким к изобретению по технической. сущности и достигаемому результату является способ, где в качестве ингибитора отложений cof лей использует этилендиамино-N, N, М и -тетраметилфосфоновую кислоту (21 .

Однако использование данного ингибитора солеотложений оказывается неэффективным для предупреждения от- ложения солей сульфата бария, которые вызывают серьезные осложнения в работе нефтепромыслового оборудования на многих месторождениях.

Цель изобретения - снижение интенсивности отложений неорганических солей, в том числе сульфата бария.

Поставлейная цель достигается применением динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты общей формулы где R — алкил С, Н1-С ЗН2 в качестве ингибитора солеотложений.

Применение динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты в качестве эффективного ингибитора солеотложений, в частности, сульфата бария, возможно благодаря присутствию длинной углеводородной цепочки С -С резко усиливакщей способность фосфор814897

Таблица 1

Общая минерализация, мг/л

Наименование вод

".Бариевая" Отсут- 36573, О 540,8 — 314,7 — 23848,9 ствует

"Карбоновая" 454,4 6900,0 Отсут- 240 Отсут- 150 4077,6 ствует ствует

"Гипсовая" Отсут- 10250,0 4256,0 2445 Отсут- 81 5715,0

22747,0 ст вует ствует

Т абли ца 2

Для сульфата бария

Предлагаемый

Известный

Для карбоната кальция

Предлагаемый. 92 . 100 100

Известный 87 90 100

Для сульфата кальция

Предлагаемый

Известный

Динатриевую соль оксналкилидендифосфоновой кислоты получают взаимо.действием хлорангидридов высших синтетических жирных кислот (фракция

С,-С,) с фосфористой кислотой, прячем в качестве источника последней могут быть использованы отходы производства тех же хлорангидридов.

В пробы ввоцят ингибиторы солеотложений в различных концентрациях, после чего пробы выдерживают при

20-25 С (при этих температурах наблюдается максимальное выпадение осадка сульфата бария из раствора в течение 24 ч. Проводят оценку количества выпавшего осадка через 2,4,8 и 24 ч.

Затем осадки отделяют, и в растворах проб определяют титрованием остаточное содержание осадкообразующих ионов.

По полученным данным рассчитывают эффективность ингибирующего действия реагента по формуле:

Предотвращение выпадения солей с использованием ингибиторов оценивают как для сульфата бария, так и для карбоната и сульфата кальция.

Опыты проводят с применением вод, солевой состав которых подобен ïëàñтовым водам нефтяных месторождений.

Характеристика вод приведена в. табл. 1. где С„„- содержание осадкообразующих ионов в исходном растворе пробы, определенное до опыта, мг/л, C> — содержание осадкообраэующих ионов в растворе пробы, не содержащем ингибитор, определенное после опыта, мг/л, С„ - содержание осадкообразующих ионов в растворе пробы, содержащем ингибитор, опреде. —, ленное после опыта, мг/л, Степень ингибирующего действия реагентов оценивают при выдержке пробы воды при 80 С в течение 8 ч для карбонатных.вод и 16 ч - для гипсовых.

Полученные сравнительные результаты опытов приведены в табл. 2.

Формула изобретения

Составитель Л. Ананьева

Редактор Г. Кацалап Техред Н,Граб

Корректор М. Демчик

Заказ 946/34 Тираж -1007 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Как видно из табл. 2, предлагаемый ингибитор обладает высокой эффективностью предупреждения выпадения осадков солей, содержащихся в нефтеносных водах (80-100% при дозировке 0,002-0,005%).

Особо ценным свойством динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты является 90-100%-ная эффективность предовращения выпадения осадка сульфата бария. Применение этилендиамино-й,tl,N,tl-тетраметилфосфоновой кислоты (ЭДАТф), для этих целей в укаэанных концентрациях неэффективно.

Технико-экономическое преимущество использования предлагаемого ингибито- 15 ра заключается в следующем:

1. Применение динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты позволяет предотвратить отложения сульфата бария, а также уменьщить Щ отложения неорганических солей, состоящих из карбоната и сульфата кальция и включающих сульфат бария, по сравнению с использованием известных реагентов. 25

2. Реализация метода предупреждения отложения солей и, в первую очеедь, сульфата бария с испольэованим предлагаемого ингибитора освобождает от необходимости частой замены оборудования, так как отложения сульфата бария с помощью известных реагентов практически удалить невозможно.

3. Применение ингибитора солеотложений на промыслах исключает необходимость проведения подземных и капитальных ремонтов скважин и другого нефтепромыслового оборудования, связанных с отложением неорганических солей.

Динатриевая соль оксиалкилидеидифосфоновой кислоты общей формулы

О где А"С Н -С Н „ в качестве ий.гйбитора солеотложений.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Патент CttlA Р 3634257, кл. С 02 В 5/06, 1972.

9 541973, кл. Е 21 В 43/12, 1974 (прототип).

Применение ингибиторов солеотложений и коррозии в системах отопления Введение

Первый опыт применения ингибиторов солеотложений в теплотехнике относится к середине 1970-х гг., когда специалисты Московского энергетического института под руководством профессора Т.Х. Маргуловой успешно применили оксиэтилиденфосфоновую кислоту (ОЭДФ) для предотвращения накипеобразования и очистки систем охлаждения электростанций.

Далее последовали разработки по применению ОЭДФ для ведения безнакипного водно-химического режима различных теплотехнических систем, в том числе и систем отопления. ОЭДФ относится к широкому классу органических соединений, называемых “комплексонами”, поэтому предложенный водно-химический режим получил название “комплексонного”. Работы по применению комплексонов в системах отопления имели переменный успех. В некоторых случаях введение ОЭДФ в воду систем отопления приводило к забиванию тепловых сетей фрагментами накипи, ускоренной коррозии теплотехнического оборудования, к авариям котлов и тепловых сетей. Основными причинами неудач в применении комплексонов было отсутствие необходимого опыта работы и теоретических представлений о действии комплексонов, а в ряде случаев – халатное отношение эксплуатационников. В результате в среде профессиональных теплотехников сформировалось скептическое отношение к применению этих препаратов в системах отопления.

За прошедшее время достигнут значительный прогресс как в области химии фосфорорганических комплексонов, так и в области производства и применения в теплотехнике ингибиторов солеотложений и коррозии на их основе. Комплексоны в чистом виде для обработки воды в настоящее время практически не применяются.

Правда, ещё можно встретить предложения по применению комплексонов, в частности, ОЭДФ, для предпусковых и межсезонных очисток систем отопления. Однако при наличии значительных (свыше 10 кг/м 2) отложений накипи и продуктов коррозии для их удаления гораздо более целесообразно использовать соляную кислоту с обязательным добавлением ингибитора СНПХ. Умеренные количества карбонатных и железооксидных отложений могут быть удалены в эксплуатационном режиме благодаря применению современных ингибиторов солеотложений и коррозии на основе комплексонов.

В то время, как комплексоны, применяемые в качестве исходных веществ для получения ингибиторов, являются довольно сильными кислотами, подавляющее большинство современных ингибиторов на их основе имеют нейтральную или слабощелочную реакцию. Это предотвращает возможное усиление коррозии теплотехнического оборудования из-за снижения pH водной среды. Представление об ассортименте современных ингибиторов солеотложений и коррозии, предназначенных для использования в теплотехнике, даёт рис.1.

Можно видеть, что, хотя разнообразие фирменных торговых марок нередко вводит в заблуждение неспециалистов в области химии, в основе всех этих препаратов лежит небольшое число химических веществ. Как видно из рис. 1 , современные ингибиторы, в отличие от ранее применявшихся комплексонов, защищают теплотехническое оборудование не только от отложений минеральных солей (накипи), но и от коррозии. Наиболее эффективную защиту обеспечивают композиционные ингибиторы, которые помимо солей органических фосфоновых кислот или их комплексов содержат добавки, повышающие степень защиты от солеотложений и коррозии, а также способствующие очистке систем отопления от застарелых отложений накипи и продуктов коррозии.

При нагреве воды в процессе работы системы отопления происходит термический распад присутствующих в ней гидрокарбонат-ионов с образованием карбонат-ионов. Карбонат-ионы, взаимодействуя с присутствующими в избытке ионами кальция, образуют зародыши кристаллов карбоната кальция. На поверхности зародышей осаждаются все новые карбонат-ионы и ионы кальция, вследствие чего образуются кристаллы карбоната кальция, в котором часто присутствует карбонат магния в виде твёрдого раствора замещения. Осаждаясь на стенках теплотехнического оборудования, эти кристаллы срастаются, образуя накипь (рис.2).

Основным компонентом, обеспечивающим противонакипную активность всех рассматриваемых ингибиторов, являются органофосфонаты – соли органических фосфоновых кислот. При введении органофосфонатов в воду, содержащую ионы кальция, магния и других металлов они образуют весьма прочные химические соединения – комплексы. (Во многие современные ингибиторы органофосфонаты входят уже в виде комплексов с переходными металлами, главным образом с цинком.) Так как в одном литре природной или технической воды содержится 10 20 –10 21 ионов кальция и магния, а органофосфонаты вводят в количестве всего лишь 10 18 –10 19 молекул на литр воды, все молекулы органофосфонатов образуют комплексы с ионами металлов, а комплексоны как таковые в воде не присутствуют. Комплексы органофосфонатов адсорбируются (осаждаются) на поверхности зародышей кристаллов карбоната кальция, препятствуя дальнейшей кристаллизации карбоната кальция. Поэтому при введении в воду 1–10 г/м 3 органофосфонатов накипь не образуется даже при нагревании очень жёсткой воды (рис. 2, б).

Комплексы органофосфонатов способны адсорбироваться не только на поверхности зародышей кристаллов, но и на металлических поверхностях. Образующаяся тонкая плёнка затрудняет доступ кислорода к поверхности металла, вследствие чего скорость коррозии металла снижается. Однако наиболее эффективную защиту металла от коррозии обеспечивают ингибиторы на основе комплексов органических фосфоновых кислот с цинком и некоторыми другими металлами, которые были разработаны и внедрены в практику профессором Ю.И. Кузнецовым. В приповерхностном слое металла эти соединения способны распадаться с образованием нерастворимых соединений гидроксида цинка, а также комплексов сложной структуры, в которых участвует много атомов цинка и железа. В результате этого образуется тонкая, плотная, прочно сцепленная с металлом плёнка, защищающая металл от коррозии. Степень защиты металла от коррозии при использовании таких ингибиторов может достигать 98%.

Современные препараты на основе органофосфонатов не только ингибируют солеотложения и коррозию, но и постепенно разрушают застарелые отложения накипи и продуктов коррозии. Это объясняется образованием в порах накипи поверхностных адсорбционных слоёв органофосфонатов, структура и свойства (например, коэффициент температурного расширения) которых отличаются от структуры кристаллов накипи. Возникающие при эксплуатации системы отопления колебания и градиенты температуры приводят к расклиниванию кристаллических сростков накипи. В результате накипь разрушается, превращаясь в тонкую взвесь, легко удаляемую из системы. Поэтому при введении препаратов, содержащих органофосфонаты, в системы отопления с большим количеством застарелых отложений накипи и продуктов коррозии, необходимо регулярно спускать отстой из фильтров и грязевиков, установленных в нижних точках системы*. Спуск отстоя следует производить, в зависимости от количества отложений, 1–2 раза в сутки, из расчёта подпитки системы чистой, обработанной ингибитором, водой в количестве 0,25–1% водного объёма системы в час. Необходимо отметить, что при повышении концентрации ингибитора свыше 10–20 г/м 3 накипь разрушается с образованием весьма грубых взвесей, способных забить узкие места системы отопления. Поэтому передозировка ингибитора в этом случае грозит засорением системы. Наиболее эффективная и безопасная очистка систем отопления от застарелых отложений накипи и продуктов коррозии достигается при использовании препаратов, содержащих поверхностно-активные вещества, например, композиции «ККФ».

Эффективное и безопасное применение ингибиторов солеотложений и коррозии в отопительных системах возможно только при правильном дозировании этих препаратов. Принципиальная схема отопительной системы с обработкой воды ингибитором показана на рис. 3,


из которого можно видеть, что устройство дозирования ингибитора (дозатор) врезают, как правило, в подпиточный трубопровод системы отопления после узла учёта, перед подпиточным насосом.

Дозатор должен обеспечивать поддержание с заданной точностью постоянной концентрации ингибитора в системе отопления. Следует иметь в виду, что излишняя точность дозирования влечёт за собой дополнительные затраты из-за более высокой стоимости дозатора и при этом не способствует успешному применению ингибитора. Это объясняется тем, что дозировки ингибиторов, необходимые для их эффективного применения, в настоящее время известны весьма приблизительно. Точность современных научно обоснованных данных по требуемым концентрациям ингибиторов составляет ±25%. Поэтому применять дозаторы с более высокой точностью просто бессмысленно.

По принципу действия дозаторы подразделяются на две основные группы:

инжекционные, в которых для подачи ингибитора используется насос, работающий от внешнего источника энергии;

и эжекционные, в которых используется энергия потока подпиточной воды. Дозаторы различных типов имеют свои преимущества и недостатки.

Инжекционный дозатор состоит из следующих частей: резервуара для ингибитора, дозирующего насоса, датчиков расхода воды и ингибитора и системы управления работой насоса. Сердцем инжекционного дозатора является дозирующий насос, вернее, электронасосный агрегат – насос с электроприводом. В настоящее время многие фирмы, поставляющие на российский рынок дозирующие насосы зарубежного производства, пользуются приёмами недобросовестной конкуренции: поставляя по демпинговым ценам насосы неизвестных производителей или азиатские подделки известных марок, такие поставщики обеспечивают свою рентабельность за счёт последующих ремонтных услуг и продажи запасных частей. Кроме того, многие поставщики продают насосы без комплектации резервуарами, системами управления и другими необходимыми частями. В лучших конструкциях инжекционных дозаторов используются отечественные дозирующие насосы типа НД, выпускаемые предприятиями «Талнах» (г. Тула) и «Технолог-Гидромаш» (г. Саратов). Полностью укомплектованные инжекционные дозаторы на основе таких насосов выпускает предприятие «Экоэнерго» (г. Ростов-на-Дону).

Сам принцип действия инжекционных дозаторов, использующих энергию внешнего источника (как правило – электросети), предопределяет их основной, и, применительно к российским условиям, очень существенный недостаток – зависимость от энергоснабжения. Другим существенным недостатком дозаторов такого типа является потребность в квалифицированной наладке и сервисном обслуживании. Для этого необходимо либо иметь своего специалиста-наладчика, либо заключать сервисный договор со специализированной организацией. Поэтому инжекционные дозаторы применяют, главным образом, на электростанциях или в крупных коммунальных котельных.

Эжекционные дозаторы обладают рядом преимуществ перед инжекционными: обеспечивая необходимую точность дозирования ингибитора, они энергонезависимы, просты, надёжны в эксплуатации и не требуют частого технического обслуживания. Полностью укомплектованные эжекционные дозаторы выпускает предприятие «Технопарк «Удмуртия»» (г. Ижевск). Для обработки ингибиторами воды, применяемой для питания паровых котлов и систем с открытым водоразбором, выпускается дозатор «Иж-25» (рис.4),

а для обработки подпиточной воды закрытых систем, в частности, систем отопления – дозатор «Импульс-2» (рис. 5).

Оба этих дозатора включают резервуар для ингибитора, эжекционное устройство и средства для врезки дозатора в подпиточный трубопровод, причём все узлы дозаторов изготовлены из отечественной нержавеющей стали. Дозаторы компактны, не требуют электропитания и квалифицированной наладки. Все техническое обслуживание дозаторов «Иж-25» и «Импульс-2» сводится к периодическому (с интервалом от нескольких дней до месяца) заполнению резервуара раствором ингибитора.

Важным условием успешного применения ингибиторов солеотложений и коррозии в системах отопления является аналитический контроль состава подпиточной и сетевой воды. Подпиточная и сетевая вода подлежит контролю по следующим показателям: жёсткость, щёлочность, pH, содержание железа. Контроль этих показателей ведут по общеизвестным методикам. Кроме того, в сетевой воде контролируют содержание ингибитора. Содержание ингибитора можно определять по методике, разработанной фирмой «Траверс» (г. Москва), используя комплект химреактивов, выпускаемый этой же фирмой. Критерием противонакипной и противокоррозионной стабильности воды является соответствие жёсткости, щёлочности и содержания железа в подпиточной и в сетевой воде с точностью ±10%.

Накопленный опыт применения ингибиторов солеотложений и коррозии показывает, что современные ингибиторы обеспечивают наиболее эффективную, по сравнению с другими способами водоподготовки, защиту систем отопления от накипеобразования и коррозии. Однако неотъемлемым условием достижения успеха является правильное ведение водно-химического режима, включая дозирование ингибиторов и аналитический контроль.

*В соответствии со СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети», в тепловых сетях должны быть предусмотрены грязевики (п. 7.21), индикаторы коррозии (п. 7.37), приборы учёта (п. 11.2). К сожалению, не все существующие тепловые сети соответствуют этим требованиям. Поэтому при внедрении обработки воды ингибиторами солеотложений и коррозии необходимо приводить тепловые сети в соответствие с требованиями СНиП.

Чаусов Фёдор Фёдорович – инженер, заведующий лабораторией «Технологии энергоресурсосбережения» физического факультета УдГУ.

Раевская Галина Анатольевна – химик, ведущий инженер лаборатории «Технологии энергоресурсосбережения» физического факультета УдГУ.

Плетнев Михаил Андреевич – кандидат химических наук, доцент, проректор УдГУ по инновационной деятельности.

1. Чаусов Ф.Ф., Раевская Г.А. Комплексонный водно-химический режим теплоэнергетических систем низких параметров / Под редакцией М.А. Плетнева и С.М. Решетникова. Издание 2-е. Москва-Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2003.

2. Балабан-Ирменин Ю.В., Липовских В.М., Рубашов А.М. Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат, 1999.

Ингибиторная защита: эффективная борьба с солеотложениями

При эксплуатации скважин может происходить отложение солей на поверхности скважинного оборудования. Это может приводить к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Соли могут образовываться и в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость.Чтобы эффективно защитить оборудование (и существенно продлить тем самым срок его эксплуатации), используется химический реагент - ингибитор солеотложений . Регулярное использование ингибитора не только препятствует солеотложению, но и увеличивает продуктивность скважин и ее дебит.

Чем опасны солевые отложения?

Солеотложения запускают процесс возникновения коррозии внутрискважинного и наземного оборудования. Также отложения солей снижают дебит скважин, приводят к преждевременным поломкам насосных установок. Все это влечет за собой необходимость преждевременного дорогостоящего ремонта и выводит из строя скважину. Для предотвращения вышеперечисленных неприятностей и существует ингибитор солеотложений: нефтедобыча подразумевает постоянное или периодическое дозирование реагента, добавление его в жидкости глушения и прочие варианты использования, оптимальные для каждой скважины.

Ингибиторы от REASCALE*

REASCALE*-2002 - ингибитор, поставляемый как водорастворимый химический состав, служащит для защиты нефтедобывающего оборудования от отложения сульфатных (сульфатов бария, кальция) и карбонатных солей (карбонатов магния, кальция), соединений железа. Применяется ингибитор данной марки для защиты скважинного оборудования, применяемого в нефтедобыче, а также для предотвращения накипи в теплообменниках установок по обработке нефти (ее обессоливания и термохимического обезвоживания).

REASCALE*-2003 - ингибитор, также поставляемый как растворимый в воде химический состав, служащий для защиты нефтедобывающего оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция и магния. Используется реагент преимущественно для предотвращения отложений в наземном и скважинном оборудовании, добавляется к жидкостям глушения.

Выбрать оптимальный вариант ингибитора, а также подобрать дозировку вам помогут наши консультанты. Эффективность предлагаемых нами химических составов доказана в процессе клинических испытаний по исследованию возможностей и эффективности ингибиторов различных марок.