Применение ингибиторов солеотложений и коррозии в системах отопления. Аяпбергенов Е.О
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.
В настоящее время, осложняющим фактором в процессах нефтедобычи и бурения скважин является формирование сложных солевых осадков в призабойной зоне пласта (ПЗП), в оборудовании скважин, а также в системах сбора, транспорта и подготовки нефти. Это приводит к порче дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а устранение образования солеотложений ежегодно обходится производству в виде потерянной продукции.
Для предотвращения солеотложений традиционно используют механические и химические методы. На сегодняшний день наиболее распространенным в нефтедобыче является химический способ, с применением ингибиторов солеотложений . Выбор наиболее эффективного ингибитора в каждом конкретном случае должен основываться на анализе рисков и лабораторном подборе реагента. Далее следуют независимое тестирование и опытно-промысловые испытания (ОПИ).
Целью настоящей работы является проведение сравнительного исследования эффективности ингибиторов солеотложений различных производителей в условиях месторождения Узень.
Отложение солей – одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды . 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 промысловых вод малорастворимыми солями щёлочноземельных металлов, в частности, карбонатом и сульфатом кальция, солями магния, бария и стронция . В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы .
Все технологии борьбы с солеотложениями (рисунок 1) делятся на предупреждение и удаление солеотложения.
Как показывает практика, первая группа методов гораздо более эффективна.
В лабораторных условиях проведены исследования по оценке эффективности ингибиторов солеотложений.
Были протестированы 4 ингибиторы различных производителей: все водорастворимы и имеют плотность 1048 – 1025 г/см 3 .
Тестирование ингибиторов минеральных отложений проводились на имитате (модели) пластовой воды Узеньского месторождения следующего состава:
Лабораторное исследование ингибиторов проводились трилонометрическим методом по разности содержания ионов кальция в образцах с добавлением и без добавления ингибитора солей при 60°С.
По данным лабораторных исследований построен график зависимости эффективности реагента от концентрации:
Эффективность ингибирования солеотложений исследуемых реагентов различается, но всегда прямо пропорционально зависит от дозировки. Так, согласно результатам исследования эффективности ингибирования солеотложений на имитате (модели) воды максимальную эффективность (100%) ингибирования в «жёстких» условиях показали ИСО марки «D» и «A». Все ингибиторы начинают проявлять эффективность и при малых дозировках (5 – 10 мг/дм 3 ). При средних дозировках (20 мг/дм 3 ) эффективность ингибиторов примерно одинаковы (71,43 – 87,5%). При 30 мг/дм 3 100%-ную эффективность показал «D», тогда как «B» – 85,71%, «A» – 87,5%. При более высоких дозировках (60 мг/дм 3 ) наиболее эффективны «A», «D», эффективность реагента «B» – 85,71%.
Как следует из представленных данных, максимальная ингибирующая способность реагента «C» – 81,13 и 73,58% достигается при дозировках 20 и 30 мг/дм 3 .
В целом по результатам тестирования наибольшую эффективность в условиях месторождения Узень показали «A» и «D».
Предназначены для защиты нефтепромыслового оборудования в процессах добычи и подготовки нефти от отложений неорганических солей, включающих сульфаты, карбонаты кальция и магния, сульфат бария, а также соединения железа.
Применяются для предотвращения отложений:
Выберите регион применения… Казахстан Россия Астраханская область Иркутская область Красноярский край Оренбургская область Пермский край Республика Башкортостан Республика Калмыкия Республика Коми Республика Татарстан Самарская область Удмуртская Республика ХМАО - Югра
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5311T
Для предотвращения отложений карбоната кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5311-Т обладает высокой эффективностью предотвращения карбонатных отложений на всём пути технологического процесса добычи нефти. Обеспечивает защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от солеотложений, проявляет высокую противонакипную активность в теплообменниках установок термохимического обезвоживания и обессоливания нефти, а также в теплоэнергетических системах, в промышленных охлаждающих системах и в системах очистки вод.
Ингибитор СНПХ-5311-Т является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладает низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Основные характеристики
Расход
Ингибитор хорошо растворим в воде. Удельный расход ингибитора 5-30 г на тонну обрабатываемой воды в зависимости от минерализации промысловых вод.
Ингибитор СНПХ-5311-Т не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5311Т прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Награды
В 2009 году ингибитор солеотложений СНПХ-5311Т был удостоен дипломов лауреата конкурса «Лучшие товары Республики Татарстан» и лауреата конкурса программы «100 лучших товаров России».
Регионы применения
ХМАО - Югра, Оренбургская область.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5312
Описание
Ингибитор СНПХ-5312 выпускается в виде трёх марок: СНПХ-5312-С, СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т- 1, что позволяет избирательно подбирать реагент к конкретным условиям.
Применение
Ингибитор СНПХ-5312-С предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция. Обладает хорошей совместимостью с попутно-добываемыми водами высокой минерализации.
Ингибитор СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т-1 предотвращают отложения сульфата и карбоната кальция, а также сульфата бария.
СНПХ-5312-С, СНПХ-5312-Т являются коррозионно не агрессивными по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладают низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Основные характеристики
Показатели СНПХ-5312-С СНПХ-5312-Т СНПХ-5312-Т-1 Внешний вид жидкость Плотность при 20°С, кг/м 3 1080-1170 1000-1110 1000-1130 Водородный показатель, рН Не менее 1,0 Не менее 8,0 Не менее 5,5 Температура застывания, °С минус 40 минус 40 минус 45 Расход
Ингибиторы серии СНПХ-5312 не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5312 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5313
Для предотвращения отложений карбоната и сульфата кальция, сульфата бария, соединений железа (сульфидов, оксидов)
Описание
Ингибитор СНПХ-5313 выпускается в виде двух марок: СНПХ-5313-С, СНПХ-5313-Н.
Применение
Ингибитор СНПХ-5313-С предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция, соединений железа (сульфидов, оксидов) в водах высокой минерализации.
Ингибитор СНПХ-5313-Н предназначен для защиты оборудования от отложений карбоната кальция, сульфата бария, оксидов железа.
Основные характеристики
Расход
Хорошо растворяются в воде. Удельный расход ингибиторов составляет 10-70 г на тонну попутно-добываемой воды.
Ингибиторы СНПХ-5313-С, СНПХ-5313-Н не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5313 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Республика Татарстан, Республика Башкортостан, Республика Коми; Казахстан.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5314
Для предотвращения отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов), карбоната кальция и сульфата бария
Применение
Ингибитор СНПХ-5314 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов), а также отложений карбоната кальция и сульфата бария.
Основные характеристики
Расход
Хорошо растворим в воде. Удельный расход ингибитора 10 — 70 г на тонну попутно-добываемой воды. Ингибитор СНПХ-5314 не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5314 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регион применения
Республика Татарстан.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5315
Для защиты от отложений сульфата и карбоната кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5315 предназначен для защиты газоконденсатных скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция.
Хорошо совместим с водно-метанольными средами.
Ингибитор СНПХ-5315 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования.
Основные характеристики
Расход
Ингибитор СНПХ-5315 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5315 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Самарская область, Республика Татарстан, Красноярский край, Астраханская область, Удмуртская Республика, Оренбургская область, Пермский край, Республика Коми, Иркутская область.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5316
Для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5316 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция.
Ингибитор СНПХ-5316 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладает низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Основные характеристики
Расход
Удельный расход ингибиторов составляет 20-30 г на тонну попутно-добываемой воды.
Ингибитор СНПХ-5316 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5316 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регион применения
Пермский край.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5325
Для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция в условиях высокой минерализации промысловых вод
Описание
Ингибитор СНПХ-5325 выпускается в виде трёх марок: СНПХ-5325, СНПХ-5325(1), СНПХ-5325(2), что позволяет избирательно подбирать реагент к конкретным условиям.
Ингибиторы СНПХ-5325, СНПХ-5325(1), СНПХ-5325(2) являются коррозионно не агрессивными по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладают низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Применение
Ингибитор СНПХ-5325 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция в водах высокой минерализации.
Основные характеристики
Показатели СНПХ-5325 СНПХ-5325(1) СНПХ-5325(2) Внешний вид жидкость Плотность при 20 °С, кг/м 3 1000-1100 1045-1155 1045-1155 Водородный показатель, рН 8,0-9,5 8,0-9,5 8,0-9,5 Температура застывания, °С, минус 50 минус 55 минус 40 Расход
Удельный расход ингибиторов составляет 5-30 г. на тонну обрабатываемой воды, в зависимости от степени минерализации промысловых вод.
Ингибиторы серии СНПХ-5325 не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5325 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Самарская область, Республика Татарстан, Красноярский край, Астраханская область, Удмуртская Республика, Оренбургская область, Пермский край, Республика Коми, Иркутская область.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5317
Для предотвращения отложений сульфата и карбоната бария, стронция, карбоната и сульфата кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5317 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата и карбоната бария, стронция в водах высокой минерализации, а также карбоната и сульфата кальция.
Ингибитор СНПХ-5317 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования.
Основные характеристики
Расход
Удельный расход ингибитора 10-30 г на тонну обрабатываемой воды.
Ингибитор СНПХ-5317 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5317 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Республика Калмыкия, ХМАО - Югра.
РАСТВОРИТЕЛЬ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-53R
Для растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа
Описание
СНПХ-53R представляет собой композицию, состоящую из минеральных и органических кислот и неионогенных ПАВ в водной среде.
СНПХ-53R в зависимости от условий применения выпускается в виде двух марок: СНПХ-53R-01 и СНПХ-53R-01В.
Применение
Растворитель СНПХ-53R предназначен для растворения минеральных отложений на поверхности оборудования скважин, трубопроводов системы подготовки и транспортировки нефти и воды, а также в теплоэнергетическом оборудовании.
СНПХ-53R обладает высокой эффективностью растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа, имеет низкую коррозионную агрессивность.
Основные характеристики
Наименование показателя
Норма для марок СНПХ-53R-01 СНПХ-53R-01В Внешний вид Жидкость Температура застывания, о С, не выше минус 30 минус 50 Плотность при 20 о С, кг/м 3 1075 ± 5% 1115 ± 5% Скорость коррозии металлических пластин Ст3 в товарной форме растворителя при 20 о С, г/м 2 . ч, Сертификация
Растворитель СНПХ-53R прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Урало-Поволжье, Западная Сибирь, дальний Восток, Казахстан.
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!!!
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.
Механизм действия ингибиторовПри 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».
Дозирование ингибиторов
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.
