Что такое ингибитор парафиноотложений

Что такое ингибитор парафиноотложений

Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, насосно-компрессорные трубопроводы (НКТ), выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин и транспортных трубопроводов, что приводит к повышению давления в линии при перекачке, вследствие снижения полезного сечения диаметра трубопровода, к росту гидравлического сопротивления, коррозии, увеличению расхода на электроэнергию и другим дополнительным расходам при эксплуатации и обслуживании оборудования. Поэтому создание многофункциональных ингибиторов защиты от коррозии и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений на основе различных по химической природе исходных реагентов является самым перспективным направлением с точки зрения экономики [3, 7–10].

Цель исследования: испытание эффективности комплексных ингибиторов АСПО парафинового типа. В настоящее время с целью сокращения расходов на проведение обработки скважин комплексными растворителями, перехода от количества к качеству, выбрано новое направление – поиск и создание комбинированных ингибиторов предотвращения и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составом высокомолекулярных отложений АСПО в НКТ и резервуарах. С этой целью выполняется комплексный анализ влияния олефинов и органических эфиров на отложения асфальто-смолопарафинов асфальтенового типа, сравнительный анализ технологий по предупреждению и удалению АСПО [4–6].

Наиболее длительным и сложным этапом разработки нефтепромысловых реагентов и ингибиторов образования АСПО является их испытание. Оно требует наибольших затрат времени и средств, поэтому от наличия оптимальных методик, высокоточного оборудования и уровня квалификации персонала, их применения часто зависит успех всей разработки [1, 2, 8]. Иногда эффективность применяемых ингибиторов низкая и связана она с тем, что в России производят ограниченный ассортимент ингибиторов АСПО, а зарубежные аналоги имеют высокую стоимость и не всегда доступны. Создание многокомпонентных ингибиторов на основе различных по химической природе исходных реагентов на сегодняшний день является самым перспективным направлением с точки зрения экономики.

В статье представлены результаты исследования эффективности комплексных ингибиторов АСПО парафинового типа.

Исследования эффективности экспериментальных ингибиторов по предотвращению отложения АСПО из нефти проводились методом «холодный стержень» в совокупности с гравиметрическим методом. Метод основан на образовании АСПО из нефти на охлаждаемых металлических трубках, с последующим подогревом трубок путем пропускания через них горячего теплоносителя и определении количества выкристаллизовавшегося АСПО взвешиванием на лабораторных весах. На рис. 1 изображена установка оценки эффективности ингибиторов методом «холодный стержень», разработанная в г. Казани.

Рис. 1. Установка для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений

Состав АСПО зависит от свойств и состава исходной нефти и условий образования. Точное значение состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов.

В связи с этим первым этапом работы являлось определение, к какому типу относятся исследуемые образцы нефти Кулгинского и Грозненского месторождений, для этого было необходимо провести опыт на установке фракционирования АРН согласно ГОСТу 2177-99, на которой легкая часть удалялась путем перегонки. Далее полученный тяжелый остаток был проанализирован на групповой состав на хроматографе градиент-М. Результаты двух опытов представлены в табл. 1 и 2.

Источник

Ингибиторная защита от парафиноотложений при нефтедобыче

Рубрика: 14. Общие вопросы технических наук

Дата публикации: 08.10.2014

Статья просмотрена: 598 раз

Библиографическое описание:

Кабылова, А. Р. Ингибиторная защита от парафиноотложений при нефтедобыче / А. Р. Кабылова. — Текст : непосредственный // Современные тенденции технических наук : материалы III Междунар. науч. конф. (г. Казань, октябрь 2014 г.). — Казань : Бук, 2014. — С. 81-84. — URL: https://moluch.ru/conf/tech/archive/123/6354/ (дата обращения: 05.12.2021).

Основной проблемой на месторождении Узень является отложение парафинов в подземном оборудовании. Застывание нефти вызывается выделением кристаллов парафина. Наличие асфальто-смолистых веществ парафина в нефти даже в небольших количествах, особенно в присутвии водной фазы, приводит к резкому снижению текучести нефти. Основная масса асфальто-смолопарофинические отложения АСПО отлагается при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью, где происходит снижение давления, температуры и газосодержания пластовой нефти.

На месторождении Узень подземный ремонт скважин в основном связан с отложениями парафина. Заклинивание оборудования происходит также из-за парафина.

Получили широкое применение следуюшие методы, позволившие увеличить производительность скважин на длительный срок:

— Физические методы — гидроразрыв пласта (ГРП), газодинамический разрыв пласта (ГДРП), акустическое воздействие (АРСиП), электровоздействие (ЭВ);

— Тепловые методы — термогазокислотно-перфорационно-имплозионное воздействие (ТГКПИВ), термобарохимическое воздействие (ТБХО);

С целью очистки ствола скважины от АСПО произведено обработка УВС ванна-64 скважины [1].

Для профилактической работы фонда скважин и увеличения добычи нефти по месторождению Узень производились и другие виды обработок скважин, с целю очистки скважин от АСПО и солеотложений и повышения продуктивности пласта.

Произведена обработка горячей нефтью 1214 скважин. Результат проведенных анализов показывает положительный эффект. При этом успешность проведенных работ составляет 89 %. Получена дополнительная добыча нефти в объеме 14228,2 тонн, с продолжительностью эффекта 7 дней.

В соответствии с рабочей программой, утвержденной ПФ «ОМГ», при испытаниях ингибитора парафиноотложений «Рауан-3000» применялось три способа закачки реагента в скважину.

1. 1.Установка дозаторная электрическая (УДЭ) («капиляр» и «затруб»)-2 шт.

2. Установка дозаторная станковая (УДС) («капиляр» и «затруб»)-2 шт.

3. Дозатор скважинной глубинный (ДСГ)-2 шт.

В ходе проведения испытания установлено, что эффективность ингибитора паорафиноотложения «Рауан-3000» составило 84,0 % и определено, что наиболее эффективном способом применения ингибитора парафиноотложений является использование «капиляра» с дозирующими установками УДЭ и УДС.

Методом «Ботл-тест» была определена совместимость ингибитора парафиноотложений «Рауан-3000» с другими реагентами, применяемыми на месторождении, в том числе с деэмульгатором «Диссольван-4411». «Рауан-3000» имеет разрешение горнотехнического надзора на применение в нефтегазовой промышленности [2].

Результаты опытно-промышленных испытаний «Рауан-3000» положительные, при этом установлено:

— отложения парафинов на технологическом оборудовании месторождения Узень представляет серьезную проблему и применение ингибиторов парафиноотложений возможно с применением дозаторных установок УДЭ и УДС;

— эффективность ингибитора парафиноотложений «Рауан-3000» составляет 84,0 %, что приемлемо в месторождении Узень;

— «Рауан-3000» совместим с другими реагентами, применяемыми на месторождении по качеству и эффективности не уступает импортным аналогам и может применятся на месторождениях Узень и Карамандыбас, химизации технологических процессов добычи нефти.

На месторождении Узень очень высокий процент обводненности добываемой нефти. Чтобы ограничить водоприток поступления воды в добывающую скважину были произведены обработки вязко-упругим составом (ВУС).

Всего обработано 487 скважин, из них:

400 скв.-добывающих, с целью ограничения водопритока

87 скв.-нагнетательных, с целью выравнивания профиля приемистости.

По добывающему фонду успешность составляет 31 % скважин с положительным результатом, где средняя продолжительность эффекта составляет 31 день. Дополнительная добыча нефти за счет обработок составляет 7760 тонн.

Основной причиной снижения дебитов нефти на месторождении Узень являются отложения АСПО в скважинах, осложняющие добычу нефти.

В этих условиях применение методов воздействия на призабойную зону с целью увеличения производительности скважин позволяет снизить отрицательное влияние этих факторов и добиться увеличения производительности скважин.

Основная цель различных методов воздействия на призабойную зону — увеличение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет уменьшения гидравлических сопротивлений, улучшением связи скважины с продуктивным пластом, либо увеличением абсолютной или фазовой проницаемости в призабойной зоне.

распределение работ по годам и по видам применяемых технологий представлено в таблице 1.

Методы воздействия на продуктивные пласты месторождения Узень

Виды применяемых технологий

Количество скважин по годам

Накопленная доп. добыча за счет обработки по годам, т

Источник

ТУ 2458-013-24084384-2004 Ингибиторы парафиноотложения моющего (детергентного) действия «ФЛЭК ИП-. «

Оглавление

ТУ 2458-013-24084384-2004 Ингибиторы парафиноотложения моющего (детергентного) действия «ФЛЭК ИП-. «

Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия:
Опубликован:

НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ «ЛУКОЙЛ» ООО «ФЛЭК»

Центр гигиены и эпидемиологии

Ингибиторы парафиноотложения моющего (детергентного) действия «ФЛЭК ИП-. «

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ТУ 2458-013-24084384-2004

Дата введения 2004-02-01

Главный технолог ООО «ФЛЭК»

Главный инженер ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Настоящие технические условия (ТУ) распространяются на реагенты-ингибиторы парафиноотложения серии «ФЛЭК ИП-. » детергентно-диспергирующего действия, получаемые на основе смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов отечественного и импортного производства в спиртовом растворителе и применяемые для предотвращения парафиноотложений на поверхности нефтепромыслового оборудования, а также в качестве антигидратных реагентов.

Реагенты-ингибиторы парафиноотложения «ФЛЭК ИП-. » должны вырабатываться в соответствии с требованиями настоящих технических условий и по технологии, утвержденной в установленном порядке.

Требования к качеству продукции, обеспечивающие безопасность для жизни и здоровья, имущества населения и охраны окружающей среды, изложены в разделах 1 и 2.

Обозначение продукции при ее заказе и в технической документации:

— Ингибитор парафиноотложения моющего (детергентного) действия «ФЛЭК ИП-106» по ТУ 2458-013-24084384-2004.

1. Технические требования

1.1. По физико-химическим показателям реагенты-ингибиторы парафиноотложения: «ФЛЭК ИП-106», «ФЛЭК ИП-107» должны соответствовать требованиям, указанным в таблице.

Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета

Визуально по п.4.2. наст. ТУ

2. Массовая доля активного вещества, %

3. Вязкость кинематическая при температуре 20 °С, мм/с, не более

4. Температура застывания, °С, не выше

минус 45 (для З.Сибири и К.Севера минус 50)

ГОСТ 20287 метод Б и п.4.4. наст. ТУ

5. Плотность при 20 °С, кг/м

Не нормируется, определение обязательно

Примечание: 1. Показатель по пункту 6 определяется для расчета с потребителем.

1.2. Упаковка, маркировка.

1.2.1. Реагенты-ингибиторы парафиноотложений упаковывают в стальные бочки емкостью 200 литров по ГОСТ 6247 и ГОСТ 13950 или наливают в автомобильные и ж/д цистерны. Заполненные бочки герметично закрывают и пломбируют. Перед заполнением каждую емкость очищают, промывают, визуально осматривают.

Упаковка, маркировка реагентов-ингибиторов парафиноотложений производится по ГОСТ 1510, ГОСТ 14192* и «Временным инструкциям по применению реагентов-ингибиторов парафиноотложения»**. Цистерны также маркируются в соответствии с Правилами перевозки опасных грузов, действующими на железнодорожном транспорте.

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 14192-96, здесь и далее по тексту;

1.2.2. Транспортная маркировка должна содержать следующие данные:

— наименование предприятия-изготовителя или его товарный знак;

— массу брутто и нетто;

— дату-месяц и год изготовления продукта;

1.2.4. По ГОСТ 14192-77 на транспортную тару наносится манипуляционный знак «Герметичная упаковка», «Беречь от нагрева».

2. Требования безопасности и охраны окружающей среды

2.1. Реагент-ингибитор парафиноотложения представляет собой легко воспламеняющуюся жидкость с температурой вспышки в закрытом тигле 25-27 °С, температура самовоспламенения 350 °С, пределы взрываемости паров в смеси с воздухом 1,3-6,7% (об.).

2.3. Предельно допустимая концентрация (ПДК) паров метанола в воздухе рабочей зоны 15/5 мг/м в соответствии с ГОСТ 12.1.005.

2.4. Помещение, в котором производятся работы с реагентами-добавками, должно быть оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией.

2.5. С целью исключения попадания паров в воздушную среду производственного помещения необходима герметизация оборудования.

2.6. В помещениях для использования и хранения реагентов-добавок запрещается обращение с открытым огнем. Искусственное освещение должно быть выполнено во взрывопожаробезопасном исполнении.

2.7. При работе с ингибитором парафиноотложения не допускается использование инструментов, дающих при ударах искру.

2.8. При сливо-наливных операциях необходимо соблюдать правила защиты от статического электричества.

2.9. В случае аварийного разлива ингибиторов парафиноотложения в помещениях его смывают сильной струей воды в канализацию, а затем в нефтеловушку. При разливе реагента на землю его засыпают песком, собирают в нефтеловушку и уничтожают вместе с нефтяными остатками. В указанных случаях необходимо руководствоваться РД 39-22-201-79* «Типовая инструкция по безопасности работ с применением поверхностно-активных веществ».

2.11. Реагенты-добавки раздражают слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей, кожу человека.

2.13. В соответствии со СНиП 11-90-81 производство, где проводится работа с ингибиторами парафиноотложения, относится к взрывопожароопасной категории А.

2.14. При работе с ингибиторами парафиноотложения необходимо соблюдать правила личной гигиены.

При попадании ингибитора парафиноотложения на открытые участки тела необходимо его удалить и тщательно промыть кожу водой с мылом, при попадании на слизистые оболочки глаз обильно промыть глаза водой.

3. Правила приемки

3.1. Ингибиторы парафиноотложения принимают партиями. Партией считается любое количество деэмульгатора, изготовленного за один технологический цикл, однородного по компонентному составу и показателям качества, сопровождаемого одним документом о качестве, выданным при приемке на основании испытания объединенной пробы.

3.2. Приемку ингибитора парафиноотложения производят по ГОСТ 6732.1.

3.3. При получении неудовлетворительных результатов испытания производят повторное испытание, причем пробу отбирают от удвоенного количества мест партии. Результаты повторного испытания являются окончательными.

3.4. Каждая партия ингибитора парафиноотложения должна сопровождаться паспортом с результатами испытаний и заключением о соответствии качества реагента требованиям настоящих технических условий.

4. Методы испытаний

4.1. Отбор проб производится по ГОСТ 6732.2. со следующим дополнением: перед каждым испытанием среднюю пробу реагента тщательно перемешивают.

Масса средней контрольной пробы должна быть не менее 500 см.

4.2. Внешний вид реагента-добавки определяют визуально в пробирке из бесцветного стекла диаметром 16-20 мм осмотром продукта в проходящем свете.

4.3. Определение массовой доли активного вещества осуществляется по одному из 2-х способов.

4.3.1. Первый способ. Определение массовой доли активного вещества в реагенте производится с помощью прибора Абдергальдена.

4.3.1.1. Применяемые приборы и посуда.

Прибор Абдергальдена для сушки в вакууме (пистолет).

Стеклянная лодочка длиной 70 мм.

Вакуумметр образцовый типа МО или ВЛ.

Вакуумный насос по ГОСТ 25336.

Весы лабораторные типа ВАЛ-200, ГОСТ 24104*, 2 класса точности.

4.3.1.2. Проведение испытания.

Около 0,8000 г регента, взвешенного с погрешностью не более 0,0002 г, вносят в предварительно взвешенную с той же погрешностью лодочку. Лодочку помещают в прибор и присоединяют приемник для сбора вакуумированной из продукта жидкости. Включают вакуумный насос. Вакуумирование ведут таким образом, чтобы не было вспенивания продукта в лодочке, что достигается постепенным снижением давления с 101,3 до 2,7 кПа в течение 7-10 минут. Сушат продукт при 2,7 кПа в течение 45 минут и отсоединяют приемную колбу. Вынимают лодочку с помощью крючка, помещают в эксикатор на 3-5 минут и взвешивают с той же погрешностью.

4.3.1.3. Обработка результатов.

Массовую долю активного вещества () в процентах вычисляют по формуле:

,

где — масса лодочки с продуктами после удаления растворителя, г;

— масса пустой лодочки, г;

— масса навески реагента, г.

За результат анализа принимают среднее арифметическое значение двух определений. Абсолютное расхождение между результатами двух параллельных определений должно быть не более 0,5%.

Примечание: допускается применение промышленного вакуума 53,3-66,7 кПа.

Определение содержание активного вещества в реагенте производится по методике, рекомендованной РД 39-1-401-80*.

4.3.2.1. Оборудование, реквизиты и материалы:

сушильный шкаф с температурой нагрева 100-110 °С;

весы лабораторные технические по ГОСТ 24104, типа ВЛТ-10, класс точности 3;

бюкс по ГОСТ 25336 с внутренним диаметром 33-37 мм и высотой 35 мм.

4.3.2.2. Проведение испытаний.

Около 0,5 г реагента взвешивают с точностью до 0,01 г в предварительно высушенном до постоянного веса бюксе, который затем помещают в сушильный шкаф и выдерживают в нем при температуре 105 °С в течение 2-2,5 часов до постоянной массы. Шкаф помещают под вытяжкой и одновременно в нем высушивают не более пяти проб.

4.3.2.3. Обработка результатов.

Содержание активного вещества () рассчитывают по формуле:

,

где — масса пустого бюкса, г;

— масса бюкса с исходной навеской реагента, г;

— масса бюкса с реагентом после сушки.

4.4. Температуру застывания определяют по ГОСТ 20287, метод Б без обезвоживания и предварительного нагрева продукта до 50±1 °С

5. Транспортирование и хранение

5.1. Реагенты-ингибиторы парафиноотложения могут транспортироваться наливом в автомобильных или железнодорожных цистернах или самовывозом любым видом транспорта в стальных 200-литровых бочках в соответствии с действующими правилами перевозки грузов.

5.2. Транспортирование и хранение ингибиторов производят по ГОСТ 1510 и Временным инструкциям по применению реагентов-ингибиторов парафиноотложения.

5.3. Реагент-ингибитор парафиноотложения должен храниться в закрытой таре в складских помещениях полузакрытого типа отдельно от любых других веществ, кроме ингибиторов. Место хранения должно быть недоступно для посторонних лиц и защищено от попадания прямых солнечных лучей.

Класс зоны помещений для хранения ингибиторов в соответствии с ПЭУ-76*-В-1-Г.

6. Указания к применению

6.1. Реагенты-ингибиторы парафиноотложения оказывают ингибирующий эффект на отложение асфальтеносмолопарафиновых веществ из продукции нефтяных скважин, гидрофилизирующее действие на поверхность нефтепромыслового оборудования и дестабилизирующее действие на эмульсии типа «вода в нефти».

6.2. Исходя из п.6.1, реагент рекомендуется применять для ингибирования парафиноотложений на эмульсионном фонде скважин и трубопроводов, транспортирующих эмульсионные нефти.

6.3. В каждом конкретном случае соотношение объема ингибитора к объему скважинной продукции устанавливается лабораторным путем и по результатам опытно-промысловых испытаний в конкретном технологическом процессе (защита внутрискважинного оборудования или нефтесборных коллекторов).

7. Гарантии изготовителя

7.1. Изготовитель гарантирует соответствие реагента-ингибитора парафиноотложения требованиям настоящих технических условий при соблюдении условий транспортировки и хранения.

ПЕРЕЧЕНЬ ГОСТов,
на которые даны ссылки в данных технических условиях

ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

ССБТ. Воздух рабочей зоны. Метод изменения концентрации вредных веществ индикаторными трубками.

Нефтепродукты. Метод определения кинематической вязкости.

Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение.

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

Красители органические, продукты промежуточные для красителей, вещества текстильно-вспомогательные. Приемка.

Красители органические, продукты промежуточные для красителей, вещества текстильно-вспомогательные. Методы отбора проб.

Бочки стальные сварные с обручами катания на обечайке.

Бочки стальные сварные и закатные с гофрами на корпусе.

Грузы опасные. Классификация и маркировка.

Нефтепродукты. Метод определения температуры застывания.

Весы лабораторные общего назначения и образцовые.

Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры.

Источник

Ввод ингибитора парафиноотложений в магистральный нефтепровод

В июле 2020 г. бригадой ООО «АСГАРД-Сервис» произведены работы по вводу ингибитора парафиноотложений при проведении диагностики магистрального нефтепровода.

Согласно ТЗ задачами специалистов ООО «АСГАРД-Сервис» являлись:

Подготовительный этап

В разное время через магистраль перекачивается три вида нефти добытых на нефтедобывающих предприятиях республик Азейбарджан, Казахстан и Туркменистан. Эффективность ингибитора подбиралась методом “холодного стержня”. За основной был взят образец нефти с наибольшим содержанием АСПО. По итогам лабораторных испытаний были разработаны и утверждены специалистами Технологические Условия (ТУ) производства необходимого ингибитора. Далее был произведен ингибитор в количестве, в соответствие с графиком расхода ингибитора, исходя из дозировки 200 г/т на этапе подготовки к диагностике, и 300 г/т непосредственно во время диагностики.

Одновременно с производством ингибитора, на базе ООО «АСГАРД-Сервис», специалисты занимались изготовлением установки насосно-дозировочной (УНД), для равномерного и контролируемого ввода ингибитора, с установленным в ней одним электронасосным дозировочным агрегатом НД 2,5Р 320/100 К14В с двигателем 3,0кВт.

Ниже приведена принципиальная схема такой установки:

УНД предназначена для объемного напорного дозирования жидких химических реагентов в промысловые, напорные и магистральные нефтепроводы. Установка взрывозащищенного исполнения категории IIВ, допускается к использованию во взрыво- и пожароопасных производствах для перекачки горючих и легковоспламеняющихся жидкостей. Климатическое исполнение У категории 2.

Помимо установки, также были подобраны и изготовлены рукава высокого давления с фитингами, и арматура для подсоединения к воздушным клапанам на нефтемагистрали, индивидуально для каждой точки ввода на обоих участках.

Был разработан и утвержден план производства работ, каждого из участков.

Основной этап работ

Перед проведением работ непосредственно на участках, наша бригада прошла квалификационные экзамены для проведения работ, а также мероприятия, связанные с оформлением нарядов допусков на территорию проведения работ.

4.07.2020 бригада «АСГАРД-Сервис» прибыла на место проведения работ – на первый участок магистрали.

В первый день была произведена выгрузка и расстановка оборудования и реагента на площадке НПС.

Во второй день УНД была подключена к электроэнергии, рукава подведены к точке подключения. Установка с временной обвязкой была успешно опрессована давлением 1,2 от рабочего, а именно 60 Бар. Все приведено в состояние готовности к запуску.

Ход работ на магистральном нефтепроводе

В ходе преддиагностических работ сотрудники Заказчика каждые шесть часов запускали поочередно очистные скребки типа СКР 4, и поршни-разделители типа ПРВ 1 – приборы, предназначенные для очистки внутренней поверхности трубопроводов от парафинсодержащих отложений и посторонних предметов. Первые четыре таких прибора запускались без применения ингибитора парафиноотложений.

Одновременно с запуском третьего скребка СКР4, специалисты ООО «АСГАРД-Сервис» начали ввод ингибитора. Спустя шесть часов от начала ввода ингибитора, был произведен запуск устройства контроля очистки УКО. Контроль очистки дал неожиданные результаты. Скребки и поршни-разделители запущенные с применением ингибитора приносили значительно больше парафиноотложений и иных включений, чем такие же приборы без применения ингибитора. Из чего был сделан вывод об эффективности работы ингибитора, который растворяя отложения со стенок нефтемагистрали способствовал более полному их очищению, в сравнении с обычной механической очисткой без применения ингибитора.

Спустя 72 часа от начала ввода ингибитора, были запущены СКР4 и ПРВ1 с одновременным увеличением дозировки, что предваряло непосредственно диагностику нефтемагистрали. Для диагностики нефтемагистрали Заказчик применяет устройство диагностический комплекс «Дефектоскоп магнитный МДС”.

11.07.2020 в 04:00 такой прибор был запущен в нефтемагистраль для проведения диагностики. Спустя шесть часов запустили завершающий поршень-разделитель ПРВ1. Одновременно с прекращением ввода ингибитора.

Подобные работы ООО «АСГАРД-Сервис» выполнял впервые. В результате первого такого опыта потребовались доработки УНД — установка насосная дозировочная была отправлена на базу нашей компании для проведения модернизации.

Одновременно с этим были сделаны выводы о режимах очистки, в соответствие с эффективностью ингибитора. Для последующих участков было принято решение о вводе ингибитора с самого начала проведения преддиагностической очистки одновременно с первой парой СКР4 и ПВР 1.

В целом Заказчик удовлетворен результатами работ, о чем свидетельствует тот факт, что спустя десять дней специалисты нашей компании переместились на следующий участок нефтемагистрали для ввода ингибитора при проведении диагностики.

Источник