Ингибиторы солеотложений

Материал из EASY-Wiki
Перейти к навигации Перейти к поиску

Ингиби́тор (лат. inhibere «задерживать») — общее название веществ, подавляющих или задерживающих течение физиологических и физико-химических (главным образом ферментативных) процессов. Ингибиторы солеотложений предназначены для защиты оборудования в процессах работы от отложений неорганических солей. Ингибиторами отложения солей может быть большой класс химических веществ органической и неорганической природы.

Стандарт: СТ ТОО 150940009194-12-2017
Код ТНВЭД: 3811900000
Выпускаемые марки:

  1. EASY-ST-01
  2. ST-01-01
  3. ST-01-02
  4. ST-01-03
  5. ST-01-04
  6. ST-01-05
  7. ST-01-06
  8. EASY-ST-02
  9. ST-02-02
  10. ST-02-03
  11. ST-02-04
  12. ST-03-01
  13. ST-03-02
  14. Ингибитор отложений минеральных солей "ИОМС-1"


Описание продукции[править]

Солеотложения всегда были злейшим врагом для технологических процессов и оборудования. Наиболее эффективным и технологичным средством является применение химических реагентов - ингибиторов.

Наши реагенты применяются для предотвращения: Карбоната кальция, сульфата кальция, сульфида железа, оксидов и гидроксидов железа, сульфат бария, карбонат бария, стронция, для растворения карбонатных желез.

Механизм действия[править]

Механизм действия ингибиторов отложений солей связан с процессами диффузии в растворе и последующей адсорбцией на поверхности микрочастичек солей. Процесс сорбции поверхностью частиц молекул ингибитора сопровождается образованием достаточно устойчивых ассоциаций.

Источники солеобразования[править]

При солеобразовании главную роль играет вода, поскольку она сама и является его источником. Вода представляет собой хороший растворитель для многих веществ и способна при этом переносить большие количества растворенных минеральных солей. Все природные воды содержат растворенные компоненты, увлекаемые ввиду их контакта со средой. Это приводит к образованию сложных растворов, богатых ионами, некоторые из которых находятся на пределе насыщения для определенных минеральных фаз. Морская вода, как правило, содержит большое количество ионов,являющихся продуктами морской жизнедеятельности и водяного испарения. Грунтовые воды и воды неглубокого залегания часто разбавлены и отличаются по химическому составу от глубоких подземных вод, сопутствующих газу и нефти.

Глубокие подземные воды насыщаются ионами ввиду обмена ими с осадочными породами. Вода, находящаяся в породах из карбоната или известковистого песчаника обычно содержит избыток катионов двухвалентного кальция (Ca2+) и магния (Mg2+). Пластовые воды в песчанике обычно содержат катионы бария (Ba2+) и стронция (Sr2+). Общее содержание растворенных солей в породахможет достигать 400 000 мг/л (3,34 ppg). Точный состав имеет сложную зависимость от диагенезиса минерала и других типов обмена в процессе течения флюидов пласта и перемешиваний за геологическую эпоху.

Солеобразование начинается в тот момент, когда состояние любого природного раствора нарушено путем превышения растворимости одного или более компонентов. Растворимость же самих минералов имеет сложную зависимость от температуры и давления. Как правило, увеличение температуры приводит к увеличению водной растворимости минерала. Больше ионов растворимо привысоких температурах. Аналогично,уменьшение давления приводит к уменьшению растворимости и, в качестве эмпирического правила — растворимость большинства минералов уменьшается в два раза на каждые 7000 psi (48 МPa) уменьшения давления.

Но не все минералы подчиняются типичной температурной зависимости. Например, карбонат кальция имеет прямо противоположную зависимость в виде увеличения растворимости с уменьшением температуры. Растворимость сульфата бария увеличивается в 2 раза в температурном диапазоне от 25°С до 100°С [77°F до 212°F] и далее во столько же раз уменьшается по мере приближения к 200°C [392°F]. В данном случае вещество влияет на свою же растворимость путем увеличения фоновых концентраций ионов. Дополнительная сложность — растворимость карбонатных минералов в присутствии кислых газов, таких как диоксид углерода(СO2) или сероводород (H2S). Растворимость карбоната увеличивается по мере увеличения кислотности, а СO2 и H2S при высоком давлении обеспечивают существенную кислотность. Следовательно, пластовые воды при контакте с карбонатными породамии растворенными газами могут насыщаться растворенным карбонатом. График растворимости имеет сложную нелинейную зависимость от состава раствора, температуры и давления газа над жидкостью, причем эффект от влияния давления на растворимость газа выражается большей величиной, чем эффект влияния давления на растворимость минерала. В общем, с понижением давления СO2 высвобождается из водной фазы, вызывая рост pH, что и приводит к образованию осадка кальцита.