1. Органические эфнры фосфорной кислоты (органофосфаты);
2. фосфоновые кислоты н их соли (фосфонаты);
3. амшюфосфоновые кислоты и их соли (аминофосфонаты);
4. амнноалкнлфосфоновые кислоты и их соли (аминоалкнлфосфонаты).
Основным преимуществом фоефорноорганических ингибиторов солеотложения является их высокая эффективность при сравнительно небольших расходах, порядка 1-20 мг/л. Причём, если представители первого класса выдерживают лишь 90°С, а затем подвергаются гидролизу в щелочных средах то представители остальных классов термоустойчивы до 130 - 150°С и хорошо совместимы с полимерами, гликолями, ингибиторами коррозии и деэмулъгаторами.
Наибольшее распространение получили:
1 класс: фосфоридипнрованный триэтаноламин (ФТЭА);
2 класс: оксиэгалмдендмфосфоновая кислота (ОЭДФ)и соли ОЭДФ (СВИХ 5301);
3 класс: ннтрилотрнметилфосфоновая кислота (НТМФ) и Инкредоп;
4 класс: ПАФ-1; ПАФ-2; ПАФ-13А; ДПФ-Н ПАФ41.
Многолетний опыт их применения свидетельствует:
Для предотвращения образования отложений карбоната кальция наиболее эффективны:
СНПХ 5301 и ПАФ-41.
Для предотвращения образования отложений гипса наиболее эффективны: ПАФ-13Аи ПАФ-41.
Однако, данные реагенты достаточно дороги.
Поэтому, следует признать перспективными усилия на создание более дешевых реагентов, не уступающих вышеперечисленным па эффективности. Это, прежде всего, продукты окисления лингнна (линтнн - это смесь нитропроизводных поликарбонатных кислот с системой сопряженных хромофоров, имеющих в бензольном кольце заместители, типа: -СООН; -ОН; -COi; NO^.
Их расход порядка 20 г/г воды, обычно в виде ~ 1 % раствора.
В последние годы появилась новая товарная форма полностью растворимого в воде окисленного лингина (реагент ЛАУ). Его дозирование не превышает 7 -10 г/т воды.
Кроме отечественных реагентов в России используют и ряд импортных ингибиторов. Наиболее популярен катамип. эффективность которого сопоставима с отечественными марками.
Поскольку, наиболее интенсивные отложения солей наблюдаются в оборудовании сепарации газа, блоках нагрева, обезвоживания и обессоливания нефти, а также запорной арматуре и трубопроводных коммуникациях, то наиболее целесообразно подавать ингибитор на приём сырьевого насоса перед ступенью обезвоживания; перед аппаратами нагрева; перед ступенями газосепарации и в линию промывочных пресных вод. Как правило, ингибитор солеотложения подают в несколько точек не смешивая с другими реагентами и лишь до тех пор, пока обводнённость продукции превыпает 5 %.
Подачу ингибитора при этом рассчитывают по формуле:
р • W q.Q.r2M——.10-5 (50)
Р
где:
hi - расход ингибитора, л/ч;
q - удельный расход ингибитора, г/т;
Q - производительность по жидкости, т/ч;
р - плотность ингибитора в товарной форме, кг/м3.
W - массовая доля воды, %.
Бели ингибитор подаётся в две точки, то распределение расходов ингибитора определяется по выражению:
Подбор
ингибитора осуществляется согласно
отраслевого РД 39-641-81 «Методика подбора
ингибиторов отложения солей для
технологических процессов подготовки
нефти»; а технологические принципы их
использования осуществляются согласно
отраслевому' РД 39-0147103-319-86 «Технология
зашиты высокотемпературного оборудования
подготовки нефти от отложения солей.
Инструкция
по применению».