Янв 15
Коллеги, приветствую!
Буду очень благодарен, если кто-нибудь из вас подкинет мне пример расчета дозирования ингибитора парафинообразования. Конкретно интересует случай для газового конденсата с содержанием парафинов. Но и для нефти тоже подойдет. Понимаю, что величина эта определяется скорее опытным путем, но все же.
Опубликовано
16 Янв 2015
Активность
18
ответов
8355
просмотров
4
участника
4
Рейтинг
Если говорить грубо, то идет от 200 г до 1 кг на 1 т добытой нефти. Однако сразу надо сделать ряд замечаний:
1) Концентрация сильно зависит от состава нефти, в некоторых вариантах ингибиторы могут просто не подойти.
2) От скважинных условий (температура, давление) и режима работы скважины
3) Способов дозирования.
Поэтому даже грубо посчитать бывает тяжело. Начинать надо с отбора проб и лаборатории.
Сейчас все чаще от ингибиторов АСПО отказываются, делая переодические обработки растворителями. Это получается дешевле и проще.
Еще дешевле и проще - спуск скребков. Или же периодическая обработка ПЦА-шкой.
Что касается ингибирования АСПО - поддержу мнение предыдущего участника. Универсальной методики расчета эффективности ингибирования АСПО пока не существует...
это все для нефти актуально.
ну скребки конечно можно и конденсатопроводе гонять. про ингибиторы для ГК я не слышал даже если честно.
Коллеги, спасибо за помощь, ясно, что сказать что-то конкретное в данном случае сложно. У нас проблема такая, что из-за достаточно высокой температуры помутнения и кристиллазации парафинов в конденсате на УКПГ частенько возникают проблемы, связанные со снижением пропускной способности трубопроводов конденсата. В связи с планируемым изменением технологии для уменьшения техпотерь планируем проводить основную дегазацию конденсата до его нагрева, максимально сбросив на первой ступени его подготовки давление, что вызовет еще более низкие температуры. В качестве компенсирующего мероприятия видится подача ингибитора парафиноотложений, либо, как вы говорите, растворителя. Только дело в том, что поток жидкости в трубопроводах достигает 70 тонн/час, при указанных расходах потребление ингиьбитора будет достигать 350 - 1700 кг/сут. Не много ли это?
А, признаю - сперва подумал про нефтяные скважины. Там да - там скребки... А в конденсатопроводе - ВТУ (внутритрубные устройства), ВТУ для трубы и скребки для скважин - это две большие разницы. Да, проблема с парафиноотложениями при поступлении в составе ГК нефти есть, ну и для ачимовских ГК тоже такая проблема есть, действительно решается ингибированием. Насколько мне помнится, для ачимовки дозировка БАСФа составляет около 70-80 л/час, так что не особо напрягайтесь по поводу расхода...
Спасибо за полезную информацию!
Ну не так скоро - дозировка ингибитора парафинообразования (хотя в данном случае это скорее присадка к дизельном топливу) для ачима - это уже в трубопроводе с УКПГ, не со скважин.
Так и я о том же, мне для внутриплощадочного конденсатопровода дозировка нужна.
Кстати, в одной из Ваших тем как-то не удосужился спросить - какова температура помутнения и застывания конденсата? Уж не плюс ли 26 оС случаем? :)
По исследованиям разные данные получаются, от +18 до +34 С. Температура застывания около минус 14 С.
Вам проще переодическую промывку растворителями делать. Это дешевле и надежней ингибиторов. Стоимость нормального ингибитора 120 руб/л, стоимость растворителя 40 руб/литр. И результат надежнее. Это общая тенденция сейчас по борьбе с парафинами в трубопроводах.Если есть интерес, напишите более подробную информацию в личку, попробуем проконсультировать. Опыт есть достаточно большой.
Промывка помогает только в случае постоянной подачи - были и у нас подобные опыты с применением на конденсатопроводе... Нисколько не ратую за ингибиторы (особенно за зарубежные), но при периодическом применении растворителей есть опасность ухудшения реологических свойств в период без подачи растворителей.
Для внутриплощадочных трубопроводов актуальней будет прогрев выше температуры застывания (в случае постоянного расхода) с нормальным подпором (насос-таки устанавливать нужно будет) или же подача любого ингибитора АСПО (углеводородорастворимого) - при периодической передавке из емкостей.
Кстати, мне бы тоже было бы интересно услышать новые веяния в области борьбы с АСПО... Так сказать "вести с полей"...
Для дебите 70 куб/час вам придется серьезные мощности по электричеству вкачивать........ Хотя если это происходит на коротких локализованных отрезках, прогрев может оказаться достаточно эффективным.
По поводу промывок, чтобы тему закрыть. Растворитель подается залпово (грубо 2-3 куба), вся операция занимает около 3 часов. После этого трубопровод работает без подачи растворителя. Когда давление прокачки начинает подниматься операция повторяется. В среднем операция производиться дин раз в месяц-два месяца зимой, летом реже.
Согласен, но при использовании растворителей нам придется выключать очищаемый аппарат из технологии, а также некоторые трубопроводы, что неприемлемо в рамках УКПГ.
А зачем надо его выключать? Растворитель подается прямо в поток нефти (конденсата). Никаких ограничений по прокачке на время выполнения операции нет.
Промывка - это перекладывание с больной головы на здоровую. Накопительные емкости (РП) потом очищать замучаетесь. Грубо говоря - выпавший в потоке парафин смывается со стенок и поступает далее в технологическую цепочку. Для линейщиков - это да, это решение. Для всей остальной инфраструктуры (участки хранения-отгрузки, слива-налива, НСПК) - это дополнительная головная боль. Хотя для определенных целей (очистка технологических трубопроводов) вполне себе приемлемо.
Закон сохранения парафина в действии. Удалил с одного места, перетащил во второе и т.д. по цепочке.
В ингибировании самое интересное - это время жизни ингибитора (т.е. время сохранения его полезных свойств) при изменяющихся термобарических условиях. Вопрос недостаточно изученный, но тем не менее очень практически-интересный.