Поверхностно-активные вещества akzonobel в...

1311414

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности

AkzoNobel Tomorrow's Answers Today

Содержание: Разнообразный ассортимент продукции для широкого спектра применения в нефтедобывающей промышленности

Решения для стимуляции скважин

Решения для промысловой деятельности

Деэмульгаторы

Ингибиторы коррозии

Ингибиторы отложений

Контроль за отложениями парафина

Биоциды

Водоосветлители/нефтеотделители

Ингибиторы асфальтенов

Пенообразователи

Решения для бурения

Добавки для буровых растворов на нефтяной основе

Добавки для буровых растворов на водной основе

Очистка на нефтепромыслах

2-3

4

5-22

7-8

9-10

11-12

13

15

1 /

19

21-22

23-29

26-27

28-29

31-34

1J^ *т| ш ^\^\ш\ W\ 21 *Э UII 1

ассортимент продукции для широкого спектра применения в нефтедобывающе промышленности Компания AkzoNobel Surface Chemistry обладает мировым опытом и предлагает экологичные решения для повышения добычи нефти, бурения и стимуляции скважин на нефтепромыслах. Наш ассортимент продукции с высокой функциональностью позволяет нашим клиентам выбрать решение, которое наилучшим образом соответствует их потребностям в любой области нефтедобычи.

Наша приверженность инновациям в нефтедобывающей промышленности

Группы наших технических экспертов в сфере нефтепромысловой химии неустанно работают над выявлением полезных потребительских свойств существующей линейки продуктов, чтобы предложить наилучшие решения для наших клиентов. Наши научные сотрудники разрабатывают продукты нового поколения для применения в уникальных условиях нефтепромыслов. Наша стратегическая задача — обеспечение лучшей в своем классе эффективности при снижении воздействия на окружающую среду. В особенности, мы стремимся заменить используемые сегодня на рынке токсичные химикаты на более безопасные материалы или подобрать более экологичные версии продуктов из нашего ассортимента.

В этой брошюре приведены инновационные предложения, разработанные специально для добычи нефти и бурения. Вы можете быстро просмотреть и выбрать лучшие продукты, удовлетворяющие Вашим потребностям.


Подразделение п о в е р х н о с т н о - а к т и в н ы х веществ (Surface Chemistry) является бизнес-единицей компании AkzoNobel, крупнейшего мирового производителя лакокрасочных материалов и покрытий и одного из основных п р о и з в о д и т е л е й с п е ц и а л и з и р о в а н н ы х химикатов. Штаб-квартира нашего бизнес-подразделения находится в Чикаго, США. Более 1 500 сотрудников работают в 50 странах. С региональными маркетинговыми центрами, заводами и исследовательскими центрами, расположенными по всему миру, мы являемся ведущим поставщиком специализированных ПАВ, а также синтетических и биополимерных добавок.

Производственные предприятия Чаттануга, США Хьюстон, США Форт-Уорт, США Итупева, Бразилия Монс, Бельгия Моррис, США Саскатун, Канада Солсбери, США Сингапур Стенунгсунд, Швеция Стоквик, Швеция Йоккайчи, Япония Осака, Япония Шанхай, Китай

Исследовательские центры Бриджуотер, США Кротон-Ривер, США Чаттануга, США Хьюстон, США Форт-Уорт, США Мехико, Мексика Девентер, Нидерланды Итупева, Бразилия Мумбаи, Индия Сингапур Осака, Япония Шанхай, Китай Стенунгсунд, Швеция

Головные офисы Чикаго, США Бриджуотер, США Стенунгсунд, Швеция Семпах, Швейцария Шанхай, Китай Сингапур

Во имя безопасного будущего:

Экологическая безопасность в фокусе деятельности компании AkzoNobel

Мы сокращаем наше воздействие на планету, создавая более экологичные продукты и решения для клиентов. Мы следуем принципу экологичности и устойчивого развития во всех аспектах деятельности - на благо клиентов, акционеров, сотрудников, сообществ и мира вокруг нас. В результате уже пять лет подряд мы входим в тройку ведущих компаний по «Индексу устойчивости Dow Jones» (Dow Jones Sustainability).


Решения для стимуляции скважин

AkzoNobel Surface Chemistry предлагает различные технологии, применимые для интенсификации добычи, включая цементирование, гидроразрыв и кислотные обработки. Некоторые технологии, описываемые в этой брошюре, могут использоваться для стимуляции скважин. Процесс стимуляции имеет свои уникальные требования и сложности, в особенности, в области контроля реологических свойств растворов на водной или нефтяной основе.

Вязкоупругие ПАВ (VES) являются еще одним важным классом химикатов, производимых AkzoNobel Surface Chemistry. Эти продукты формируют червеобразные мицеллы в кислотах и соляных растворах, загущая различные жидкости на водной основе при гидроразрыве и кислотной обработке. Эти соединения, предлагаемые под торговыми марками Aromox® и Armovis®, во многом эффективнее традиционных систем без использования ПАВ.

Мы предлагаем вторичные добавки для систем, применяемых при гидроразрыве и (или) кислотных обработках, включая пенообразователи, ингибиторы коррозии органические загустители и разделительные компоненты. Мы также производим химикать для применения на нефтепромыслах, включая ПНП, трубопроводах и нефтепереработке. Свяжитесь с нашим торговым представителей в вашем регионе для получения полнок технической спецификации продуктов (PDS).



Добыча, подготовка и очистка сырой нефти и газа представляют собой комплексную задачу, которая должна решаться безопасно, быстро и экономично и в соответствии с нормативными требованиями работы оператора. Понимание характеристик добываемой нефти, совершенствование инженерного проектирования, достижения материаловедения, а также знание механизмов и условий возникновения проблем при добыче позволили сделать значительный шаг вперед в масштабировании и ускорении процесса. Однако, задача остается сложной, и отрасль испытывает потребность в специализированных химикатах, способных достичь поставленных целей.

AkzoNobel Surface Chemistry многие годы работает над созданием широкого ассортимента продуктов, способных решить большинство проблем, с которыми ежедневно сталкиваются сервисные компании. Линия продуктов для нефтепромысловой отрасли включает деэмульгаторы, ингибиторы коррозии, солеотложений, асфальтенов, средства контроля отложений парафина, биоциды, водоосветлители, нефтеотделители и пенообразователи.

I •а о S

О ш о х< и я а н л

X о п ч S


=


Деэмульгаторы

При добыче сырой нефти извлекается многофазная жидкость. Вместе с нефтью добывается природный газ и вода, как правило, соленая, которая по мере истощения коллектора присутствует в значительном соотношении.

В процессе добычи нефть испытывает значительное воздействие в различных точках: на перфорированном участке пласта, внутри и в устье скважины. Природные эмульгирующие агенты, присутствующие в нефти: асфальтены или мыла линейных и ароматических органических кислот, наряду с твердыми частицами глины, песка и солей, стабилизируют водонефтяную границу, осложняя или замедляя процесс сепарации эмульсий. Как правило, исходная сырая нефть представляет собой непрерывную нефтяную эмульсию, которая при обработке может перейти в водную эмульсию, требующую использования нефтеотделителей, что будет рассматриваться отдельно.

Для быстрого разделения гравитационной сепарации недостаточно, особенно если гравитационная разница между углеводородом и водой незначительна - например, при гравитационном дренировании с закачкой пара (SAG-D). Для обеспечения высокой производительности требуются дополнительные решения.

Для оптимальной деэмульсации необходимо удалить природный газ из жидкости, чтобы обеспечить слияние эмульсии. Процесс можно стимулировать нагреванием нефти. Это помогает растворить парафины, снизить вязкость сырой нефти и способствует более быстрому осаждению капель воды.

Самым распространенным способом сепарации эмульсии является добавление химических деэмульгаторов. Эти химические добавки, как правило, закачиваются у устья скважины, обеспечивая достаточное смешение до введения в сепаратор, так чтобы деэмульгатор мог достичь границы раздела фаз и эффективно сработал. Чтобы достичь поверхности эмульгированных капель воды, деэмульгатор должен иметь подходящую растворимость. Химический деэмульгатор притягивается к эмульгирующим агентам из-за разной полярности. Достигнув цели, деэмульгатор нейтрализует действие эмульгирующего агента,

позволяя рассредоточенным каплям воды слиться. По мере увеличения в размере капли воды стабилизируются и оседают, отделяясь от нефти. Стабильность эмульсии является уникальной в каждом отдельном пласте и может отличаться в разных скважинах. Поэтому очень важно разработать деэмульгирующую смесь, соответствующую индивидуальным свойствам добываемых нефтей. Деэмульгаторы марки Witbreak™ являются концентрированными основами для составления товарных форм. Промысловые деэмульгаторы, как правило, представляют собой смесь двух или более полупродуктов, выбранных исходя из их характеристик, выявленных методом бутылочных проб и центрифугированием. Методы тестирования изложены в отдельной публикации.

Эти тесты помогают выявить химикаты, обеспечивающие максимальное отделение воды и чистоту нефти. Образцы должны быть оценены по минимальному времени выпадения воды, загрязнению примесями, качеству межфазной границы и качеству воды. Продукты с наилучшими показателями должны повторно тестироваться методом бутылочных проб в различных концентрациях и комбинациях, пока не будет создана смесь с оптимальными характеристиками.

Показатель относительной растворимости Другим важным ориентиром при создании деэмульгатора является показатель относительной растворимости (RSN), который помогает избежать метода проб и ошибок при подборе формуляции. Значение, присваиваемое каждому продукту, указывает на его относительную растворимость в воде. По мере роста числового значения

увеличивается и растворимость в воде. Как правило, продукты с RSN ниже 13 нерастворимы в воде. Химикаты с показателем растворимости в диапазоне от 13 до 17 диспергируются в воде при низкой концентрации и образуют гель при высокой концентрации. Деэмульгаторы с RSN выше 17 полностью растворимы в воде.

Далее представлено общее руководство по использованию RSN:

• Для сырых нефтяных эмульсий необходим товарный деэмульгатор с RSN от 8 до 15. Значения RSN складываются алгебраически. Например, смесь реагента 50-50 с RSN, равным 10, и реагента с RSN, равным 20, будет иметь RSN, равным 15.

• В общем, синергетическое взаимодействие компонентов смеси деэмульгатора делает его более эффективным, по сравнению с монокомпонетными составами.

• Деэмульгаторы с очень низким или очень высоким RSN редко используются по отдельности; их свойства проявляются наилучшим образом при смешении.

• Благодаря синергизму, смеси полупродуктов различной химической природы создают более эффективные деэмульгаторы по сравнению со смесями полупродуктов одной химической группы.

• Некоторые основы деэмульгаторов имеют особые свойства, придающие им отличные характеристики при смешении. Это касается высоко- нефтерастворимых полигликолей (с низким RSN). Несколько отличных деэмульгаторных композиций было создано при добавлении к ним алкоксилированных смол.


Другие эффективные комбинации содержат алкоксилированные смолы в смеси с полиолами, диэпоксидами или полупродуктами на основе полиакрилатов.

Для подготовки сырой нефти, обеспечивающей ее товарное качество, в деэмульгаторе необходимо сочетать"дропперьГ'для сброса воды и осушители нефти -"драйеры". В то время как, дропперы могут сработать очень быстро, благодаря флокуляции крупных капель воды, общее содержание механических примесей и воды в нефти составит более 1%, что недостаточно для завершения работы. Драйеры помогут еще больше снизить

Таблица 1 : Деэмульгаторы

содержание воды благодаря слиянию капель эмульсии, однако на это уйдет много времени. Для достижения цели, как правило, требуется сбалансированное сочетание водоотделителей и осушителей. Далее представлены типичные характеристики водоотделителей/осушителей отдельных деэмульгаторных основ. Обессоливание Другой важной областью применения деэмульгатора на стадии переработки нефти является обессоливание. Сырая нефть, поступающая на НПЗ, содержит до 1 % воды, в которой могут присутствовать растворенные соли. Процесс

переработки в значительной мере зависит от катализаторов, которые дезактивируются при контакте с такими солями, поэтому поступающая сырая нефть смешивается с пресной водой для удаления солей. Коалесценцию получающейся в результате эмульсии можно стимулировать, используя электростатическую сетку и обессоливающие деэмульгаторы, благодаря которым получают нефть, пригодную к переработке.

Представленные ниже Листы Продуктов (Таблицы 1 и 2) содержат перечень химикатов AkzoNobel Surface Chemistry для составления деэмульгаторов.

Общая информация Растворимость ( 1 0 % продукта) функция Условия применения

Продукт Описание Тип RSN Изопропанол Керосин Вода Aromatic 150 Водоотделитель Осушитель Смачиватель Деэмульгатор Деэмульгатор Обессоливатель

вода-в нефти нефтяных

отходов

Witbreak™ DGE-169

Witbreak™ DPG-40

Witbreak™ DPG-481

Witbreak1" DPG-482

Witbreak'" DRA-21

Witbreak™ DRA-22

Witbreak'" DRA-50

Witbreak'" DRB-11

Wtbreak™DRB-127

Witbreak™ DRB-271

Wtbreak""DRC-163

Witbreak™ DRC-168

Witbreak™ DRC-232

Wtbreak™DRE-8164

Wtbreak'"DRI-9010

Witbreak™ DRi-9026

Witbreak™ DRI-9030

Wtbreak™DRI-9037

Witbreak™ DRI-9045

Witbreak™ DRL-3124

Witbreak™ DRL-3134

Witbreak™ DRM-9510

Witbreak™ DTG-62

Witbreak'" GBG-3172

Гликолевый эфир

Полигликоль



Оксиалкилированная смола










Диэпоксид

Диэпоксид

Полнакрилат

Полиакрилат

Аминоксиэлкилат



Полиакрилат

Полиоксиалкиленгликоль


Неионогенный
























8,2

32

18,4

17

14,9

20,2

8,4

11,5

8,9

9,6

14,9

20,5

14,3

7,5

5

5,7

7,5

7,8

16

12,5

13,5

7,9

23,4

10,6

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Е=

Р

Р

J=

р

р

р

д р

tJ

р

д Н

Д

Н

д н Д

н д н н р

д н р

р

н II

д

1=

д н н н

н р

р

р

д р

н н н н н н н

1=1

д н н н р

н н д д н

р

р

р

р

р

р

р

р

р

р

р

р

р

р

н р

р

р

р

д

£=

р

р

р

.

ЛУЧШИЙ

.

.

.

.

•* - второстепенная функция, но при применении очень эффективная. Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.

Таблица 2: Вторичные добавки деэмульгаторов

Реагент

Witconoi™NP-100

Witconate™ 708

Кислота Witconic '" AN

Petro'lPSA

Wtconic™1298H

Witconic™ 12985

Описание

Нонилфенолэтопксилат

Алкиларилсульфонат



Разветвленная додецилбензолсул эфокислота

Линейная додецилбензолсульфокислота

Тип


Анионный

Анионный

Анионный

Анионный

Анионный

Устраняет пробки Смачивающий агент

.

Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности 9

Ингибиторы коррозии

В отличие от типичной коррозии железа коррозия на нефтепромыслах, как правило, не возникает в результате реакции металла с кислородом, приводящей к возникновению ржавчины.

Добываемая многофазная жидкость, как правило, представляют собой бескислородную восстанавливающую среду. В связи с преобладающим использованием мягкой стали в промысловых трубопроводах, кислые газы, растворяются в добытой воде при контакте со сталью и могут привести к коррозии. Для появления коррозии требуется гальванический элемент. Незначительные изменения в сети трубопроводов или в сварных секциях создают электрический потенциал. Гальваническая цепь замыкается, если вода вступает в контакт с железной поверхностью, которая сама по себе восстанавливается по мере окисления железа. В кислой среде, характерной для нефтедобычи, катодная реакция ведет к добавлению электронов к водным протонам, с образованием атомов водорода. На аноде железо окисляется до железистых (II) ионов, что приводит к его растворению. При нефтедобыче встречаются два вида коррозии:

• Углекислотная (С02) коррозия, которая распространяется повсеместно.

• Сероводородная коррозия, которая встречается реже, но наносит больший ущерб.

Углекислотная коррозия Степень углекислотной коррозии зависит от условий промысла, но чаще повышается при высоком давлении из-за присутствия растворенного в воде С02 в более высокой концентрации (углекислота) и при высоких температурах (повышенная скорость реакции). Углекислота продолжает реагировать с железными поверхностями, но в соответствующих условиях может образовывать защитную гидроксидную пленку. Однако при ее устранении коррозия возобновится. Углекислотная коррозия характеризуется присутствием сгруппированных точек - ямок с гладкими краями. Скорость потери металла в этом случае ниже, чем при сероводородной коррозии.

Сероводородная коррозия Сероводородная коррозия является более агрессивной по сравнению с углекислотной коррозией. Сероводород (H2S) напрямую реагирует с железной поверхностью. В месте появления коррозии может образоваться

защитная железисто-сульфидная пленка (FeS); но даже низкая скорость потока может изнашивать поверхность, способствуя продолжению развития коррозии. Другой проблемой, связанной с сероводородной коррозией, является отравляющий эффект процесса деатомизации водорода. Атомы водорода оседают на металле, где они могут вызвать возникновение пузырения, увеличение хрупкости и трещины в мягких сортах стали. Сероводород также может локально вырабатываться сульфатовосстанавлиеающими бактериями (СВБ). СВБ наиболее активны под солевыми отложениями в промысловой системе, что может привести к сильной точечной коррозии.

Наиболее распространенными являются пленкообразующие ингибиторы коррозии непрерывной подачи. Механизм их действия заключается в подавлении химического

источника тока. Пленкообразующие ПАВ имеют положительный заряд, который притягивает их к отрицательно заряженной поверхности трубопроводов. Гидрофобные «хвосты» молекул ПАВ сцепляются и создают гидрофобный слой, уменьшая контакт между водой и трубопроводом и снижая, тем самым, коррозионный потенциал. На рисунке изображено образование пленки и ее защитное действие.

AkzoNobel Surface Chemistry разработало широкий ассортимент продуктов для борьбы с коррозией в нефтяной промышленности (см. Таблицу 3). Они обеспечивают ингибирование коррозии в разных рецептурах, будучи нефтерастворимыми, нефтерастворимыми/вододиспергируемыми и водорастворимыми продуктами. Руководство по подбору и составлению ингибиторов представлено в отдельном бюллетене.

Рисунок 1: Пленкообразующий ингибитор коррозии

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности ,0

Таблица 3: Ингибиторы коррозии

Общая информация Растворимость (в, е)

Продукт Химический состав Молекулярная % первичного % активного Внешний вид Минимальное Точка Изопропанол Керосин Вода Aromatic Шкала масса амина вещества аминное текучести (С) 150 ГЛБ

число Дэвиса (мгКОН/г)

Arm а с" С

Armac' HT Приллы

Armeen" С

Armeen' CD

Armeen" H I

Armeen* OLD

Armeen'S

Armeen'TD

Ацетатная соль кокоалкиламина

Ацетатная соль гидрогенизированных алкиламинов животного жира

Кокоалкиламины

Кокоалкиламины, дистиллированные

Гидрогенизированные алкиламинов животного жира

Олейлалкилзмин, дистиллированный

Сояалкиламины

Гидрогенизированные галловые

200

265

200

200

26!

265

264

262

НО

НО

95

98

97

98

97

98

98

98

99,5

99,5

99,5

99,5

99,5

99,5

Пастообразное вещество

Твердое вещество

Жидкость

Жидкость

Твердое вещество

Жидкость

165

202

275

281

207

70/

Жидкость/ 206 пастообразное вещество

Твердое вещество 210

70

18

18

43

18

24

35

Р

Р

Р

Р

Р

Р

но

р

р

П

р

р

н

р

но

р

р

п

п п п

п но

п

р

п

р

р

н

р

но

р

21

6,8

10,3

10,3

8,2

8

8

8,2 алкиламины, дистиллированные

Armohib* Q-28 (г) Патентованная смесь ПАВ 750-800 (а) НО НО Жидкость НП 1J НО НО НО НО НО

Armori ib 'CI-J lM Патентованная смесь ПАВ НО НО НО Жидкость НП 0 НО НО НО НО Н 0 _

Armohib* CI-41 Смесь полиаминов + НО НО НО Жидкость НП < 0 НО НО НО НО НО ЖКТМ = имидазолин

Armohib' CI-209 Имидазолин таллового масла 208-222 НО НО Жидкость НП <-1,1 Р Р Н Р НО

Armohit i 'G-210 Амидоамин таллового масла 187-200 НО НО Твердое вещество НП 3_i8 Р_ Р Н НО НО

Armohib'CI-219 ДЭТД+ ЖКТМ = имидазолин 359J6) НО 72 Жидкость НП 3 Р Р Н НО Н 0 _

Arquad* С-50 Кокоалкилатриметила 278 < 2 50 Жидкость НП < 0 Р Р Н Р 23 хлорид аммония

Arquad'0-50 Олейлалкилтриметила 344 <2 50 Жидкость НП <0 НО НО НО НО 21 хлорид аммония

Arquad'S-50 Сояалкилтриметила 344 <2 50 Жидкость НП <0 НО НО НО НО 21 хлорид аммония

Duomeen'C "N-коко- 1,3-диаммнопропан* 257 43 89 Жидкость 4CI9 21 Р_ Д П Р 17,5

Duomeen'CD "N-KOKO-1 ,3-Диаминопропан 257 45 89 Жидкость 409 21 Р Р Д Р 17,5 дистиллированный"

Duomeen'O N-олейл-и-диаминолролан 322 45 90 Жидкость/ 320 21 Р Р Д Р 15,6 пастообразное вещество

Duomeen" 5 N-c<m-1,3-диаминопропан 322 43 89 Пастообразное 303 33 НО НО НО НО 15,6 вещество

Duomeen'T N-алкил-животн.жира- 319 45 92 Твердое вещество 334 44 Р П Д Д 15,6 1,3-диаминопропан

Ethoduomeen'C/13 Этоксилированный 185-215 < 2 97 Жидкость НО < 0 Р Р Д Р НО (3) г1-коко-1,3-диаминопропан

Ethoduomeen'T/20H Этоксилированный (10) 265-272 < 2 97 Жидкость 144 НО Р Р Р Р 23,7 N-алкил-животн.жира-1,3-диаминпропан

Ethoduomeen'T/22 Этоксилированный (12) 410-450 < 2 98 Жидкость НО -8 Р Н Р Н 24 N-алкил-животн.жира-13-диаминлропзн

Ethoduomeen"T/25 Этоксилированный (15) 485-515 <2 98 Жидкость 112 -15 Р Н Р Н 24,5 N-алкил -животн.жира-1,3-диаминпропан

Elhomeen* С/12 Этоксилированные (2) кокоалкиламины 275-300 <3 97 Жидкость 193 8 Р Р Д Р 12,2

Ethomeen'С/15 Этоксилированные (5) кокоалкиламины 410-435 <2 98 Жидкость 133 -6 Р Р Р Р 13,3

Eiliomeen" С/25А Этоксилированные (15) кокоалкиламины 830-890 <1 98 Жидкость 65 -4 Р II Р Н 16,8

Ethomeen* S/12 Этоксилированные (2) сояалкиламины 342-362 <3 97 Жидкость 159 16 Р Р Д Р 10

Ethomeen" 5/15 Этоксилированные (5) сояалкиламины 470-495 <3 97 Жидкость 116 7 Р Р Р Р 11,1

Ethomeen'T/12 Этоксилированные 340-360 <3 97 Пастообразное 160 32 Р Р Д Р 10,1 (2) живот.жир алкиламины вещество

Ethomeeo'T/15 Этоксилированные 470-495 <2 98 Жидкость/ 116 13 Р Р Р Р 11,2 (5) талловые алкиламины пастообразное вещество

Ethomeen'Т/25 Этоксилированные 890-950 <1 99 Жидкость/ 61 5 Р Н Р Н 14,7 (15) талловые алкиламины пастообразное вещество

(а) Эквивалент нейтрализации б) Содержание имидазолина (в) 10% продукта в растворе (г) ингибирует минеральные кислоты (д) ингибирует органические кислоты (е) некоторые сухие вещества требовали нагревания/встряхивания и охлаждения для наблюдения за их свойствами «НО = не определено, НП = не применимо» «Р = растворимый/прозрачный, Д = диспергируемый/мутный, Н = нерастворимый/сепарация фазы, П = пасто-/гелеобразный» Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.


Ингибиторы отложений

При добыче углеводородов вместе с нефтью и газом извлекается также и вода. Ее необходимо отделять от нефти и газа перед транспортировкой и переработкой.

Из воды, являющейся побочным продуктом, как правило, при добыче выпадают в осадок неорганические соли в связи с изменениями внешних условий по мере извлечения нефти. Это происходит в связи с физическими изменениями воды, когда она попадает в скважину, смешивается с другими жидкостями и проходит сепарацию. Количество и вид осадка зависят от уникального химического состава воды, содержащейся в породах, и от изменения температуры и давления при добыче и подготовке нефти.

Наиболее распространенными видами солей при нефтедобыче являются карбонат кальция и сульфат бария. Большинство пластовых вод насыщены карбонатом кальция, что связано с наличием чрезмерного количества минералов почти во всех месторождениях. Сульфат бария часто присутствует при закачке в коллектор насыщенной сульфатами морской или грунтовой воды для поддержания давления. Смешение с пластовыми водами с высоким содержанием бария может привести к быстрому образованию отложений из-за низкой растворимости сульфата бария в воде.

В отличие от обработки карбоната кальция кислотами, растворение сульфата бария крайне сложно и редко бывает успешным. Другие частые отложения содержат сульфат стронция, карбонат железа (II) и сульфат кальция. Прочие редкие, или «экзотичные», отложения включают фосфат кальция, хлорид натрия и сульфиды цинка, железа и свинца. Перенасыщение рассола определенным видом неорганической соли создает потенциал для выпадения осадка, вызывающего проблемы в скважине, как то в связи со снижением производительности коллектора из-за сужения проходов для нефти в стволе скважины или из-за ограничения потока жидкости в эксплуатационной колонне и/или сепараторах. Помимо снижения производительности возникают вопросы по безопасности и эксплуатации в связи с солеотложением на важных элементах оборудования для мониторинга и обеспечения безопасности, а также из-за потенциального скопления солей низкой активности при

одновременном осаждении сульфата радия. На нефтепромыслах применяются различные методы устранения отложений, как профилактические, так и корректирующие. Одним из широко распространенных превентивных методов является непрерывная закачка химических ингибиторов отложений в добывающую систему и/или систему нагнетания воды. Ингибиторы отложений, как правило, представляют собой фосфорсодержащие молекулы или водорастворимые полимеры. Принцип действия ингибиторов отложений зависит от их типа. Считается, что фосфорсодержащие молекулы сцепляются с точками роста кристаллов, предотвращая дальнейший рост и позволяя вымывать микро кристаллиты из системы. Что касается полимеров, их молекулярная адсорбция метастабильными кристаллитами дестабилизирует последние и выводит их обратно в раствор, предотвращая формирование отложений. Эффективность и действие всех ингибиторов отложений в значительной мере зависят от условий

применения. Рекомендуется проводить испытания ингибиторов отложений в конкретных промысловых условиях. AkzoNobel Surface Chemistry разработали широкий спектр специализированных ингибиторов отложений для обработки всех типичных солей в разных промысловых условиях (см. Таблицу 4). Мы провели оценку эффективности этих реагентов в ряде стандартных условий, чтобы определить характерные эксплуатационные показатели, а также их физические свойства. Ассортимент продукции включает экологически безопасные реагенты, изготовленные при помощи нашей запатентованной платформы гибридных технологий.

Существуют методы точного определения остаточного объема ингибиторов отложений. Эти методы основываются на атомно-эмиссионной спектрометрии с индукционно связанной плазмой (ICP-AES) или на методах титрования и имеют точность определения всего несколько частей на миллион.

Поверхностно-активные вещества AkzoNobet в нефтедобывающей промышленности 12

Таблица 4: Ингибиторы отложений

Общая информация

Продукт

Alcoflow' 100

Alcoflow'250

Alcoflow" 260

Alcoflow'270

Alcoflow-275

Alcoflow' 300

Alcoflow'750

Alcoflow'880

Alcoflow'895

Alcoflow" 920

Narlex'LD54

Narlex'D54

Описание

Полиакриловая кислота

Поликарбоксилат

Мультиполимер





Гибридный полимер

Гибридный полимер

Сульфированный

сополимер

РРСА

РРСА

Armohib' SI-3055 Фосфатный эфир

Versa-TL'3

Versa-Tl'4

Продукт

Alcof low'100

Alcof low'225

Alcof low'250

Alcoflow' 260

Alcoflow' 270

Alcoflow" 275

Alcoflow' 300

Alcoflow '50

Alcof low'880

Alcof low'895

Alcof low' 920

Narlex' LD54

Narlex' D54

Сульфированный

стирольный сополимер

Сульфированный стирольный сополимер

Armohib" SI-3065

Versa-TL" 3

Versa-TL'4

Физическая форма

Водный раствор











Сухой порошок


Сухой порошок


Типичные свойства

Примерная молекулярная масса

3000

800

7500

5000

600

15000

10000

15000

5000

10000

5000

5000

245

20000

20000

Ключевые характеристики

Типичный уровень рН

2,5

3,5

4.3

4,5

<2

4,4

35

35

3

8

4

4

45

7

7

Типичное Эффективность Эффективность Другие Устойчивость содержание карбоната сульфата отложения к рассолу1

сухого вещ-ва(%) кальция1 бария2

50

40 - -

44

40

50 - -

44

35

38 -

33 -

35

40

95

62

95

25

CaSCH

-CaS04

CaS04

-СаР04

. _ _

NaCI

CaS04

CaS04

CaSCH

Железистые -отложения

Железистые -отложения

Устойчивость к метанолу

100

50

20

20

100

80

100

20

100

100

20

20

20

50

50

Высокое содержание твердых частиц, превосходный ингибитор карбонатных отложений, ограниченная устойчивость к рассолу.

Совместимость с этиленгликолем

100

100

50

50

100

50

100

100

100

50

100

100

100

100

100

Уникальный биоразлагаемый полимер. Устойчив к железу. Эффективный ингибитор карбонатных отложений. Ограниченная устойчивость к рассолу.

Превосходный ингибитор сулы ата бария. Ультра-стабилен в рассоле. Высокое содержание твердого вещества.

Ингибитор отложений широкого действия -

Ингибитор отложений широкого действия -

Превосходный ингибитор сулы

Ингибитор фосфата кальция.

высокий уровень рН.

высокий уровень рН.

ата бария. Ультра-стабилен в рассоле. Хорошая устойчивость к рассолу.

Патентованный ингибитор отложений, устойчив к метанолу. Превосходное уменьшение множественных видов отложений.

Биоразлагаемый гибридный по/

Биоразлагаемь й гибридный по;

имер - отвечает требованиям для использования в Северном

имер - отвечает требованиям для использования в Северном

Уникальный ингибитор хлорида натрия.

фосфонироваг

Сухой порошо

ный полимер, подходящий для закачки/определения остаточного объема.

(для использования в качестве ингибитора для закачки в условиях холодного

Высокоэффективный ингибитор

море.

море.

лимата.

для использования на платформе или для закачки. Температурный диапазон до 240°Г7115°С.

Уникальный стабильный ингибитор/диспергатор, устойчивый к сверхвысоким температурам -

Уникальный стабильный ингибитор/диспергатор, устойчивый к сверхвысоким температурам -

>260°C/500°F.

>260C/500F.

1 Стандартный метод испытаний ассоциации NACE. m = МДИ - 6 р р т или меньше, „ = МДИ - 7-9 р р т , _ = МДИ - 10-15 р р т , . = МДИ - >16 р р т , МДИ определяется по конечному продукту. 2 50:50 Forties FW:SW, 80°C (176°F), 2 часа. _ = МДИ - 25-50 ррт , . . . = МДИ - 50-100 р р т , _ = МДИ - 100-150 р р т , , = МДИ> 150 р р т , МДИ определяется по конечному продукту. 3 Полимер стабилен в следующих рассолах в течение суток при температуре 95°С (203Т). , = воды Северного моря, м = 2500 р р т Са, 25000 р р т Na,._ = 25000 р р т Са, 50000 р р т Na. 4 Чистый полимер стабилен при добавлении х% метанола 5 Чистый полимер стабилен при добавлении х% этиленгликоля Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь 8 наши местные представительства.


Контроль за отложениями парафина

Парафины представляют собой природные насыщенные линейные и разветвленные молекулы алканов >С18, которые присутствуют в большинстве жидких углеводородов. Эти компоненты полностью растворимы в углеводородах в условиях неосвоенного коллектора.

Парафин начинает образовывать игольчатые или пластинчатые структуры и изначально появляется в добываемой нефти при температуре помутнения. Некоторые осадки представляют собой мягкие легкодиспергируемые отложения, другие -твердые парафиновые отложения, которые сложнее удалять после их образования. Часто последний вид отложений образуется из линейных алканов более длинной С-цепи, как правило, н-алканов >С25 и выше. Проблемные парафины с высокой молекулярной массой встречаются чаще в нефтях, чем в конденсатах.

Основной проблемой, которую создают парафиновые отложения, является снижение добычи. Это могут быть парафиновые отложения в стволе скважины, ограничивающие поток углеводородов в скважину, или, чаще, отложения

в промысловом нефтепроводе, что ведет к сужению диаметра и, уменьшению его пропускной способности. Кроме того, кристаллы парафина, откладываясь в углеводородах, могут повысить вязкость добываемой нефти, снижая добычу. В худшем случае, если позволить кристаллам расти и объединяться, например, при остановке скважины, это может привести к загустению парафина, и возобновить поток нефти будет невозможно. Методы борьбы с парафиноотложениями могут быть корректирующими или профилактическими. Современные разработки позволяют проектировать промысловые системы так, чтобы сокращать воздействие физических факторов, вызвающих образование парафиновых отложений. Но отложение парафина может по-прежнему происходить.Технологии

Компоненты парафина не состоят из одинаковых молекул, а являются смесью н-алкан-насыщенных углеводородов от С18 до С40 и более длинных углеродных цепей разветвленного строения. Присутствие парафинов само по себе не означает наличия потенциальной проблемы с их отложениями; большинство видов парафинистой нефти добывается без формирования отложений и не требует химической или механической обработки.

Парафин может стать источником проблем, когда жидкости подвержены физическим воздействиям при добыче и подготовке сырой нефти или конденсата. Осаждению парафинистых осадков способствуют три физических процесса: • Изменение давления приводит к испарению

легких фракций сырой нефти, снижая общую растворимость высокомолекулярных парафинов в остающихся жидких углеводородах, что ведет к осаждению. Значительные изменения давления возникают у стенок коллектора, у заслонок и клапанов, устья скважины и в сепараторах.

• Изменение температуры - охлаждение сырой нефти снижает растворимость парафинов, которые начинают объединяться и кристаллизоваться из раствора, что происходит при достижении точки помутнения. Особо проблематичными местами являются нефтяные хранилища и трубопроводы, в частности, подводные линии большой протяженности.

• Турбулентность - возможно, в связи с дегазацией жидкостей и столкновением кристалов парафина со стенками трубопровода, зоны потока высокой турбулентности также считаются проблемными, в них могут формироваться отложения парафина. Типичными примерами являются забойные насосы, резервуары для подготовки, устья скважин и заслонки.


устранения парафина предполагают удаление отложений растворителем, часто имеющем в составе диспергатор. Профилактические меры включают нерперывный впрыск диспергаторов, ингибиторов, депрессорных присадок или их сочетаний.

AkzoNobel Surface Chemistry разработали высокоэффективные продукты для работы с самыми сложными парафинистыми видами нефти и конденсата для периодических или непрерывных способов борьбы с отложениями парафина. Эти химикаты можно разделить на три категории:

• Диспергаторы парафинов - ПАВ, используемые для периодической обработки существующих отложений или для непрерывной подачи, чтобы остановить формирование кристалов парафина и перевести их в суспензию нефти без осаждения.

• Ингибиторы парафинов - нефтерастворимые полимеры, понижающие точку помутнения, что ингибирует образование отложений парафина.

• Депрессанты температуры застывания -используются для ограничения загущения парафина, как правило, под воздействием низкой температуры, путем предотвращения процесса кристаллизации и поддержания мобильности жидкости.

(О X S

•е-т Я

т Я л -

| | н к X о

I

Таблица 5: Контроль парафиноотложений


Продукт

Armohib'PC-105

Armohib'PC-150

Armohib' PC-205

Armohib" PC-308

Witconate™ 93S

Witconate™P10-95

Описание

Сополимерный ингибитор/ модификатор кристаллов парафина

Запатентованная смесь

Алкиларилсульфонат амин

Сополимерный ингибитор/ модификатор кристаллов парафина



Диспергатор парафина

.

Ингибитор отложения парафина

Депрессант температуры застывания

•


Поверхностно-активные вещества AkzoNobei в нефтедобывающей промышленности 15

Биоциды 01 S о .с S

и

Нетронутые залежи углеводородов не имеют биологической жизни до начала бурения и добычи нефти. Но как только произойдет контакт с микроорганизмами на поверхности, возникает возможность биологического загрязнения.

Из-за относительно неблагоприятных условий, в скважине может выжить и адаптироваться лишь ограниченное число организмов. Но, попав туда, эти организмы в отсутствие конкуренции найдут питательную среду для роста и размножения. Максимальный риск заражения в процессе добычи связан с закачкой жидкостей с поверхности непосредственно в резервуар. Типичными примерами этого является обратное закачивание пластовой воды (ОЗПВ), обработка отложений под давлением и другие методы стимуляции в стволе скважины. Поэтому необходимо принимать меры по биологической очистке жидкостей, что, можно осуществить применяя биоциды.

Колонизация скважины микроорганизмами имеет ряд негативных последствий. Шламообразующие сессильные бактерии могут блокировать поровые каналы и сокращать приемистость водо-нагнетательной скважины. Самое разрушительное воздействие оказывают сульфатовосстанавливающие бактерии (СВБ), например, бактерии десульфовибрио. Эти бактерии перерабатывают сульфаты из закачиваемой воды в сероводород. Рост уровня содержания этого кислотного газа усиливает коррозию, учеличивает себестоимость (в связи с необходимостью поглощения H2S) и ведет к возникновению риска для здоровья и безопасности окружающей среды. СВБ бактерии являются экстремофилами и способны выживать в условиях с высоким содержанием соли, повышенными давлением и температурой и умеренными уровнями рН, которые характерны для большинства месторождений.

После возникновения бактериальных колоний дезинфекция месторождения почти невозможна. Единственным способом контроля уровня бактерий в скважине является впрыскивание соответствующего биоцида. Биоциды AkzoNobei: высокоэффективные В связи с токсичным воздействием большинства биоцидов на окружающую среду и на тех, кто их использует, законодательные нормы по

применению биоцидов и их составу стали более жесткими за последние несколько лет. Следующий перечень биоцидов AkzoNobei Surface Chemistry должен согласовываться с органами, одобряющими биоциды к применению. В странах, не имеющих подобной нормативной структуры, можно взять за основу пердовую практику регулирующих органов других государств. Биоциды, предлагаемые AkzoNobei Surface Chemistry, являются неокисляющими поверхностно-активными органическими биоцидами. Они нарушают функционирование клетки адсорбируясь клеточной оболочкой.

Механизм поражения клетки действует не так быстро, как механизм окисляющих биоцидов, зато данные биоциды вызывают меньшую коррозию трубопроводов и даже могут действовать как ингибиторы коррозии, как например, четвертичные соли аммония. Выбор биоцида зависит от микроорганизмов, на которые направлено его действие, соответствующих нормативных разрешений и рекомендуемого режима обработки. Многие упомянутые биоциды становятся неактивными, попадая на поверхность, и легко разлагаются на безопасные продукты обмена веществ.


Таблица б: Биоциды

Продукт

Aquatreat' DNM30

Aquatreat" KM

Arquad'2,10

Arquad' MCB

Armohib'BlOl

Armohib' 8654

Duomeen' С (intermediate)

Описание

при 25°С

Дитиокарбамат

Дитиокарбамат

Дидецилметиламмоний хлорид, ЧАС

Кокометилбензиламмоний хлорид, ЧАС

Кокодиамин диацетат

Кокодиамин диацетат

Кокодиамин

физическое состояние


•• V ; - . = M раствор

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Госорган, регистрирующий

биоциды

US EPA / Canada DSL

US EPA

EU Biocidal Product Directive

EU Biocidal Product Directive

US EPA/Canada DSL

Canada DSL

US EPA/Canada DSL

Процессы регистрации и получения разрешения на использование биоцидов очень сложны. Пожалуйста, обращайтесь к местному торговому представителю. Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.

.•да i А


Водоосветл ител и/ Н ефтеотдел ител и

Деэмульсация и сепарация углеводородной фазы в ходе первичной подготовки нефти, как правило, полностью не освобождает водную фазу от углеводородов, чтобы соответствовать нормам отведения сточных вод. В зависимости от географического региона эти нормы могут устанавливать ограничения от 40 ррт до 10 ррт остаточной нефти в воде. Законодательство в области охраны окружающей среды продолжает требовать дальнейшего снижения ПДК, особенно в морских средах.

Как правило, участок подготовки нефти включает оборудование для очистки сточных вод для обеспечения дальнейшей сепарации капель нефти от воды. Такое оборудование может включать гидроциклоны, плавучие цистерны, фильтровальные установки и центрифуги. Эффективность работы оборудования может быть значительно повышена за счет использования химических флокулирующих агентов. Флокулянты также называют нефтеотделителями (из-за их свойства устранения нефти) или водоосветлителями (из-за улучшения качества воды).

Капли эмульсии, неустраненные на первом этапе подготовки, стабилизируются. Во-первых, происходит взаимное отталкивание зарядов капель эмульсии. По мере обработки нефти понижающееся давление приводит к повышению уровня рН воды, что вызывает депротонирование жирных и нафтеновых кислот, присутствующих в нефти. Эти соли обеспечивают отрицательный заряд поверхности эмульсии и отталкивают другие капли нефти, которые соединялись бы при взаимодействии. В рассолах с высокой общей массой растворенных механических примесей может образовываться кальциевое мыло жирных/нафтеновых кислот, создавая твердую фазу на поверхности воды и еще больше

замедляя коалесценцию капель. Это похоже на второй стабилизирующий механизм, в котором органические и/или неорганические сухие вещества адсорбируются на поверхности нефтяной/водной эмульсии, эффективно блокируя воздействие других капель эмульсии и препятствуя соединению. Если капли эмульсии

достаточны малы, броуновское движение будет держать эмульсию в стабильном положении бесконечно. М о ж н о о б е с п е ч и т ь эффективное нефтеотделение, используя полиэлектролиты, собирающие капли эмульсии в более

1 ? ф О О п

ч я U Ф

•I


и И а 2?

крупные образования, которые впоследствии легче сепарировать физически в процессе водоочистки. Полимеры нейтрализуют отталкивающиеся заряды капель эмульсии и при достаточном размере капель могут связывать их, собирая в группы, благодаря близкому расположению. Флокулянты предназначены для использования в рассолах с высокой минерализацией, характерных для пластовой воды.

Продукция AkzoNobel Surface Chemistry включает ряд натуральных и синтетических соединений, способных удовлетворить производственным и экологическим требованиям рынка. Мы также производим дитиокарбаматы, известные своей способностью образовывать в пласте псевдополимерные комплексы, которые действуют как эффективные промысловые нефтеотде л ител и.

Таблица 7: Водоосветлители/нефтеотделител и


Продукт

А1сос1еаГССР-11

Flocaid™ 19

Fiocaid~34

Witbreak™ RTC-330

Nsight'AI

Nsight'd

Nsight'Hl

Описание

Поликатионный

Полиамфифильный

Полиамфифильный

Поликатионный

Анионно модифицированный крахмал

Катионно модифицированный крахмал

Гидрофобно-модифицированный крахмал


Физическая форма

водный раствор







рн

4,5

4

4,8

4,5

12

12

6

Твердых веществ (%)

6,2

27,5

27,5

70

30

30

27

Молекулярная масса

1 000000

100 000

100 000

но 5 000000

5 000000

5 000 000



Ингибиторы асфальтенов

Асфальтены представляют собой наиболее высокомолекулярные органические фракции сырой нефти. Они состоят из гетероатомных полициклических ароматических групп с алифатическими радикалами. Состав асфальтенов варьируется в разных нефтях, но там где они присутствуют, они могут стать источником загрязнения и нарушения хода эксплуатации. Асфальтены могут создавать проблемы в скважине и на поверхности.

Асфальтены можно определить как углеводороды, растворимые в ароматических растворителях, например, в бензоле, но не в алифатических растворителях, например, в н-пентане. Присутствие асфальтеновых компонентов в нефти не обязательно означает возникновение проблем. Однако осаждение асфальтенов, если оно происходит, как правило, является результатом растворимости этих высокомолекулярных компонентов, дестабилизирующих нефть. Источники дестабилизации типичны для промысловых условий: например, падение давления, изменение уровня рН, смешение сырой нефти и т.д. При невозможности устранения проблемы с асфальтенами нехимическими методами, необходимо использование химических ингибиторов.

AkzoNobel Surface Chemistry недавно разработало Armohib A l -1000 -специализированный и н г и б и т о р , предназначенный для решения подобных проблем.

Таблица 8: Ингибиторы асфальтенов


Продукт Описание

Armohib'AI-1000 "Амфотерный ПАВ


физическая форма

Жидкость/пастообразное зецестзс

Точка текучести СО 35°С

Растворимость 25% или больше)

Изопропанол, бензин, минеральное масло



Пенообразователи

При добыче нефти и газа пенообразователи выполняют несколько важных функций. Среди них обезвоживание газовых скважин с низким давлением путем создания стойкой пены, медленно выносящей из скважины тяжелые жидкости, которые бы, в противном случае, медленно сокращали дебит скважины, постепенно заглушая ее.

Пенообразователи используются для повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) в качестве блокирующих и отводящих реагентов для ограничения излишнего потока или как улучшители характеристик вытеснения подвижной фазы, сокращая ее мобильность. Многие из описываемых здесь продуктов также используются в пенном бурении и стимуляции скважин (включая гидроразрыв, цементирование и кислотную обработку), при которых использование пены может сократить затраты на химикаты и/или повысить производительность.

Пенообразователи адсорбируются на границе воздух/вода, что приводит к поглощению жидкостью значительных объемов воздуха. Долю воздуха, поглощенного пеной, называют качеством пены. Как правило, она находится в диапазоне от 75 до 90%, но может достигать и 97%. Качество пены зависит от давления, температуры и химического состава воды в водной фазе. Для получения значимых результатов достаточно дозировать пенообразователи в небольших концентрациях. В ходе разгрузки газовых скважин вспенивающие агенты помогают сократить общий удельный вес столба жидкости в скважине, позволяя коллектору выталкивать гидрозатвор. Обработка может производиться периодическим впрыском жидкого ПАВ в ствол скважины или постоянной подачей с использованием медленно растворимой пенной шашки.

В условиях ПНП именно реологические свойства пены в пористой среде обеспечивают необходимую подвижность и отведение потоков жидкости. В такой среде пена более устойчива к потоку по сравнению с водной или газовой фазой, и это создает преимущества при наличии пузырьков воздуха надлежащего размера.

AkzoNobel Surface Chemistry предлагает широкой ряд анионных ПАВ. Выбор продуктов зависит от условий эксплуатации и требований окружающей среды. Из всех имеющихся групп продуктов самыми экологичными являются простые эфиры сульфатов. Они относительно устойчивы к воздействию рассола, но подвержены гидролизу в сильно-кислой или щелочной среде либо при высоких температурах. Как и в других случаях использования ПАВ, при применении пенообразователей наблюдается синергизм, и мы рекомендуем смешивать эфиры сульфатов с сульфонатами для повышения эффективности. Сульфонаты и нафталин-сульфонаты обладают более сильным действием по сравнению с эфирами сульфатов. Они более сильные пенообразователи и более устойчивы

к изменению температуры, уровня рН и к рассолам. Но их воздействие на окружающую среду также заметнее. Некоторые продукты могут быть растворимыми и диспергируемыми в нефти, а также могут использоваться для пенообразования в неводной среде. Линейные альфа-олефинсульфонаты имеют особо полезные свойства в качестве пенообразователей на нефтепромыслах.

На следующей странице пердставлен перечень основных продуктов AkzoNobel Surface Chemistry для пенообразования. Для получения дополнительной информации о продукции и ее наличии в определенном регионе обращайтесь к нашему местному торговому представителю.

о о •о 01 W о я 01 ч


Таблица 9: Пенообразователи

Общая информация Продукт

Witcolate" 1247H

Witcolate™1259

Witoolatt™ 1259FS

Witcolate" 1276

Witcolate~ 3220

Witmlate™ 70S

Witcolate™ 79S

Witmlate" 90 Flake

Witcolate" 93S

Witcolate" 96A

Witcolate" AOK

Witcolate" AOS

Witcolate™ AOS-12

Petro'BAF

Petra'P

Описание

С6-С10алкилэфир

Сульфат Аммония (ЗОЭ)

С6- С10 алкилэфир Сульфат

аммония (ЗЮ), соль изопропанола

Сб-СЮ Сульфат проаого эфира

(ЗЮ), соль изопропанола

С10-С12 Сульфат проаого эфира

(ЗЕО), соль изопропанола

Смесь ПАВ

Соль циклогексиламина диизопропил

нафталин-сульфоновой кислоты

в нафталине

ТЭА-Додецилбензолсульфонат

линейный

Додецилбензолсульфонат

натрия линейный

Додецилбензолсульфонат а

изопропиламинлинейный

04-16 Альфа-олефинсульфонат

натрия

С14-16Альфа-олефинсульфонат

натрия

С14-16 Альфа-олефинсульфонат

натрия

0 2 Альфа-олефинсульфонат

натрия

Алкилнафталин-сульфонат

Сульфат олефинэ

Алкилнафталин-сульфонат

Сульфат олефина

Внешний вид

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Твердое хлопьевидное

вещество

Жидкость

Жидкость

Твердое хлопьевидное

вещество

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Т и п и ч н ы е свойства

Активность

(%)

39

80

88,5

53

32

53

52

90

92

39

90

39

40 (ж)

50

50

Уровень рН

7-8,5 (а)

7-8 (а)

7-8,5 (а)

7-8 (а)

83(a)

6(6)

6,5-8 (а)

6,5-8,7 (г)

4-51а)

6,8-8,5 (г)

7-10(г)

Н0(г)

8-10 (а)

НО

7,5-10

Пресноводный Соляной фонтанирующая Мыльная пенообразователь пенообразователь газовая скважина шашка

Пенообразование приПНПи стимуляции скважин

Усилитель Неводный вспенивания агент при смешивании

(а) 5% раствор на водной основе (б) 5% в 75% растворе изопропанола (в) 5% в 25% растворе изопропанола (г) 10% раствор на водной основе (д) 20% раствор на водной основе (е) 12,8% раствор на водной основе (ж) % содержания твердого вещества Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности 22.

Решения для бурения

"В а> Е Ф х s

с\ >< тз л х s я

Поверхностно-активные вещества AkzoNobet в нефтедобывающей промышленности

Чтобы получить доступ к углеводородам нефтяного или газового коллектора, необходимо пробурить скважину, которая соединит коллектор с поверхностью. Это позволит вынести сырую нефть через скважину на поверхность для ее подготовки. Для бурения скважин используется технология вращательного бурения. К кольцевой бурильной колонне прикрепляется долото с вращательным действием. Вес бурильной колонны, давящей на вращающееся долото, достаточен для измельчения пород и проникновения внутрь к цели.

Критической составляющей успеха буровых операций является использование буровых растворов. Важнейшей задачей, которую выполняет раствор, является вынесение частиц разбуриваемой породы на поверхность из скважины, чтобы они не забивали долото и не замедляли процесс бурения. Для этого чистый буровой раствор закачивается в буровую колонну. Раствор поступает из сопла долота и промывает режущую головку и плоскость забоя, отделяя частицы породы и поднимая шлам на поверхность через затрубное пространство.

Контроль за вязкостью раствора и скоростью потока обеспечивает надлежащее устранение шлама. Плотность раствора также обеспечивает плавучесть частиц разбуриваемой породы. На поверхности эти частицы фильтруются, и очищенный раствор поступает обратно в скважину. Выведение шлама из скважины не единственная функция бурового раствора. Другие важнейшие функции включают: • Контроль за давлением в пласте.

Создание баланса давления жидкостей в разбуриваемых зонах предотвращает попадание других жидкостей в скважину в ходе бурения. Таким образом обеспечивается эффективный реологический контроль бурового раствора.

• Изолирование проницаемых пород. Многие пласты пород, через которые проходит буровой инструмент, проницаемы и могут поглощать жидкость из бурового раствора. Такое поглощение вызовет недопустимое загущение раствора. Буровой раствор должен образовывать тонкую фильтрационную корку с низкой проницаемостью из твердых веществ, содержащихся в нем. Это обеспечивает изоляцию проницаемых пород и защищает от дальнейшей потери раствора, позволяя продолжить бурение.

• Удержание бурового шлама во взвешенном состоянии. Реологические свойства бурового раствора важны как в в динамических условиях, так и при низкой скорости потока в кольцевом пространстве,

например, в ходе остановки скважины или при добавлении новой трубы к колонне бурильных труб. Буровые растворы являются тиксотропными жидкостями, обеспечивая низкую сдвиговую вязкость для удержания шлама и утяжелителей во взвешенном состоянии и сокращая выпадение осадков. Буровой раствор должен минимизировать энергетические затраты на возврат к динамическому потоку. Поддержание стабильности ствола скважины. Эрозия ствола сважины в связи с

динамическим истиранием или осмотическое расширение глинистого сланца в пласте могут создавать проблемы. Химический состав рассола и бурового раствора помогут замедлить эти процессы.

• Обеспечение эффективного выведения шлама. Для механического отделения шлама используются вибросита. Если тиксотропные свойста раствора недостаточно высоки, твердые частицы могут задерживаться в растворе. При повторном закачивании частицы измельчаются и могут повлиять на реологию (особенно, глинистого сланца) и другие характеристики раствора. Диспергаторы и дефлокулянты помогут сократить содержание твердых частиц и снизить пластическую вязкость.

• Охлаждение и смазка долота. Температура долота значительно повышается в процессе бурения. Буровой раствор ее понижает. Растворы на водной основе обеспечивают более эффективное охлаждение, а нефтяные растворы - отличную смазку.

• Уменьшение повреждений пласта. Проникновение бурового раствора или рассола в околоскважинное пространство постепенно снижает производительность коллектора. Устранение проблемы возможно, но предпочтительнее ее избежать, применяя подходящий буровой раствор.

• Уменьшение воздействия на окружающую среду. Для снижения негативного воздействия бурового раствора на окружающую среду в случае разлива или выброса разработаны низкотоксичные продукты.

Буровые растворы обеспечивают выполение многих функций. По мере того как законодательные требования и производственные задачи усложняются, состав


растворов изменяется, в них используются специализированные химикаты для достижения новых высот производительности. Соответствовать этим требованиям нелегко, выбранный раствор должен оптимально сочетать стоимость и качество, учитывая специфику конкретного месторождения. Для достижения оптимального баланса свойств были разработаны различные виды буровых растворов; их можно разделить на два вида: с непрерывной водной фазой, также известные как буровые растворы на водной основе (РВО), и с непрерывной нефтяной фазой, называемые буровыми растворами на нефтяной основе (РНО). РВО содержат в качестве непрерывной фазы воду. Они загущаются бентонитом или полимерами и утяжеляются растворением в воде соли и (или) дисперсионных неорганических минералов, таких, как барит, для противодействия давлению жидкостей в пласте, и предотвращения загрязнения раствором. РВО предпочтительнее для использования, если это допускают отраслевые требования, благодаря низкой стоимости воды. Ранее применение растворов на водной основе сводилось к низко-температурному использованию из-за плохой реологической стабильности и высоких фильтрационных свойств при повышенных температурах. Однако разработка высоко-температурных стабильных добавок позволила начать использовать РВО в экстремальных условиях бурения. Ввиду их экологичности РВО предпочтительнее, поскольку они содержат низко токсичные компоненты.

РНО содержат в качестве непрерывной основы нефть или переработанные углеводороды (дизель). Они также загущаются за счет

бентонита, но, в данном случае, гидрофобно модифицированного. Их смазывающие характеристики и фильтрационные свойства намного превосходят характеристики РВО. Недостатком является токсичность флюидной основы. Недавно были разработаны "зеленые" синтетические углеводороды, которые называют буровыми растворами на синтетической основе (РСО). Эти растворы являются неароматическими и часто содержат разрушаемую химическую связь, обеспечивающую биологическое разложение. Они применяются в "экологически чувствительных" регионах и во многом повторяют свойства традиционных РНО, но используемые химические добавки, могут требовать адаптации в связи с алифатическим характером основы раствора. Хотя жидкости с непрерывной нефтяной фазой (РНО и РСО) можно называть буровыми растворами на нефтяной основе, в большинстве случаев они являются обратными эмульсиями с высоким содержанием воды во внутренней фазе. Эмульсия придает раствору вязкость, а внутренняя фаза, как правило, утяжеляется при помощи рассола высокой концентрации (наиболее часто СаС12) для повышения плотности раствора.

Для поддержания стабильности инвертной эмульсии требуются высокоэффективные эмульгаторы. Одним из преимуществ использования РНО является их способность поддерживать смачиваемую нефтью поверхность у коллектора, что помогает ингибировать глинистый сланец, улучшает фильтрационные свойства и снижает повреждения пласта. Для смачивания поверхности нефтью в состав раствора также включаются смачивающие агенты. Также применяются диспергаторы, смазки и пенообразователи.

AkzoNobel Surface Chemistry предлагает полный ассортимент добавок на основе ПАВ или на полимерной основе, которые позволят нашим клиентам создать высокоэффективные и базовые буровые растворы на нефтяной и водной основе. Наши исследователи продолжают разрабатывать новые продукты для устранения ключевых проблем современного рынка реагентов для бурения, включая высоко-температурные реагенты и продукты, снижающие воздействие буровых операций на окружающую среду.

В следующихтаблицах (10 и 11) представлены сведения о наших основных продуктах для буровых растворов на нефтяной и водной основах. За консультациями по химическому составу обращайтесь к нашим торговым представителям и техническим специалистам.

Поверхностно активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности 26

Добавки для буровых растворов на нефтяной основе

Таблица 10: Добавки для бурового раствора на нефтяной основе


Продукт

А т а с к / 5 1 !

АтаЬоГ 1017

Amadol'CDA

Armohib™209

Arquad'2HT-75

Arquad'2C-75

Arquad'HTL8-MS

Berol"840

Ethoquad'18/25

Ethylan™1008

WitcomuP1844

WitcomuP3020

Witcomul™3158

Witcomul™3241

Witconate™605A

WitconateMAOS

Witcolate™1247-H

\М[СОПоГ-40

WitconoPNP-100

Описание

Алканоламид

Модифицированный алканоламид


Имидазолин

Диметилалкил животного жира четвертичный амин

Кокодиметил четвертичная аммониевая соль

Ди-этилгексилгидрогенизированный

алкил животн.жира метилсульфат

Близкие по составу этоксилированные спирты

Четвертичная аммониевая соль октадециламина (15 ОЭ)

С10 этоксилированный спирт (8 ОЭ)

Смесь ПАВ

Смесь ПАВ

Смесь ПАВ


Алкиларилсульфонат кальция

Альфа-олефин сульфонат натрия

Сульфат простого эфира

Этоксилат нонилфенол (4 ЭО)

Этоксилат нонилфенол (10 ЭО)

Тип




Катионный

Катионный

Катионный

Катионный


Катионный



Неионогенный/

анионный

Неионогенный/

анионный


анионный

анионный

анионный




физическая

форма при комнатной

температуре

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Пастообразное вещество

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

рН

8,6

9,5

9

11

7

7

7

7

8

7

7

6,5

7

6,5

6

7,7

7,5

7

7

Водорастворимость

Вязкость по

Брукфилдупри

комнатной

температуре

850

1300

2030

200

55

430

125

25

1750

70

65

50

65

50

2500

100

175

• 350

Точка текучести

m

<о 32

32

<0

40

<0

*

* * 54

<0

18

<0

18

10

30

5

• »

Изопропанол

Р

Р

Н

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

НО

р

In

д д р

р

Р = растворимый/прозрачный, Д = диспергируемый/мутный, Н = нерастворимый/сепарация фазы, НО = не определено * = не оговорено техническими условиями Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей п р о м ы ш л е н н о с т и г:


Продукт Керосин

Типичная функция

Вода Aromatic Первичный

150 эмульгатор

бурового

раствора

Вторичный

эмульгатор

бурового

раствора

Стабилизатор

эмульсии

Смазочная

добавка к

буровому

раствору

Присадка для

прихваченной

трубы

ПАВ Очищающий

агент для

бурового

раствора

Смачивающий

агент

Дисперсант Пенообразующии

агент

Amadol 511

Amador 1017

Amadol 'CDA

Armoh ib~209

Arquad' 2HT-75

Arquad ' 2C-75

Arquad' HTL8-MS

Berol' I

Ethoquad'18/25

Ethylan™ 1008

Witcomu[™1844

Wi tcomul ' "3020

Wi tcomul ' "3158 но но но WitcomuP"3241

Witconate'" 605A

Witconate™ AOS

Witcolate™1247-H

Witconol™ NP-40

W i t c o n o r N P - 1 0 0

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности 2;

Добавки для буровых растворов на водной основе Таблица 11: Добавки для бурового раствора на водной основе


Продукт

Alcodrill'HPD-L

Alcodrill* HPD-S

Aicodrill* SPD-L

Alcodrill* SPD-S

Alcoflow300-D

Narlex* 072

Versa-TL"3

Versa-TL'4

Versa-TL"70

Versa-TL'130

Versa-TL"501

Versa-TL'502

Aquatreat' DNM-30

Aquatreat' KM

Arquad' S-50

Armohitf 209

Arquad'2.10-70 HPF

Witcolate'"1247H

Witcolate™1259FS

Witcolate~1276

Witconate~3203

Witconate™AOK

Witconate'"AOS

WitconoPNP-100

WitconoPNP-120

Witconate™935

Amadol'1017

Witconate'"605A

Armoclean' 6000

Armoclean' 6040

Armoclean' 6060

Описание

Сульфированный поликарбоксилат

Сульфированный поликарбоксилат



Сульфированный мультиполимер

Сульфированный сополимер стирола и малеиновои кислоть



Сульфированный полистирол




Смесь дитиокарбамата натрия

Диметилдитиокарбамата калия

Сояалкилтриметал аммония хлорид

Имидазолин таллового масла

Дидецилметила четвертичная соль

С6-С10 алкилэфир сульфат аммония (3 ОЭ)

С6-С10 алкилэфир (3 ЭО) соль изопропанола

С10-С12 алкилэфир сульфат аммония (3 ОЭ)

Сульфонат специального назначения

С14-С16Альфаолефинсульфонат натрия

С14-С16Альфаолефин сульфонат натрия

Нонилфенол этоксилат (10 ОЭ)

Нонилфенол этоксилат (12 ОЭ)

Линейный додецилбензолсульфонат изопропиламина

Модифицированный алканоламид

Алкиларилсульфонат кальция

Алкилглюкозид



Заряд

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

Катионный

Катионный

Катионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный

анионный



анионный


анионный





физическая форма

Жидкое гь i и вод! юй оо юве

Водорастворимый порошок

Жидкость на водной основе












Жидкость в пропиленгликоле

Жидкость






Хлопьевидная


Жидкость

Жидкость

Жидкость

Жидкость

Органическая жидкость

рн

6,5

6,5

8

8

7

7

7

7

7

6

7

7

11,5

13

7

11(a)

7(6)

7,8 (г)

7,5 (г)

7,5 (г)

7,5

8,5 (д)

8,5 (д)

6.5(e)

6.5(e)

4,5 (ж)

9.5(a)

6(3)

Жидкость/паста на водной основе? (и)



7 (к)

6 (и)

Типичный % твердого вещества (в)

45

95

40

95

95

95

95

25

95

30

25

95

30

50

51

99

70

65

80

53

50

90

39

99

99

93

99

60

65

75

61

Типичный молекулярный вес полимера

3 500

3 500

3000

3 000

15 000

15000

20000

20000

75000

200000

1000000

1000000

-------------------

(а) 5% в 3:1 изопропанол/ЬЬО (6) 5% в 1:1 2-пропанол:Н20 (в) полимеры как % общего объема твердых веществ, ПАВ как % активных веществ (г) 5% водный раствор (д) 10% водный раствор (е) 1%в62,5% изопропанола Прямо сейчас реагенты могут не быть доступны на рынке вашего региона. Для получения дополнительной информации обращайтесь в наши местные представительства.


Общая информация Типичная функция

Продукт Дефлокулянт Понизитель Стабилизатор Биоцид Ингибитор Вспенивающий Эмульгаторы Смазка Дисперсант/ Увлажняющий Соленая вода/ Уаойчивпри водоотдачи реологических корррозии агент очищающий агент пресная вода высокой

свойств агент температуре

Alcodrill* HPD-L

Alcodrill" HPD-S

Alcodrill'5PD-L

Alcodrill' 5PD-S

Alcoflow300-D

Narlex' D72

Versa-TL'3

Versa-TL'4

Versa-TL'70

Versa-TL'130

----------

----------

----------

----------

----------

----------

----------

----------

----------

CB

CB

ПВ

ПВ

CB

CB

CB

CB

CB

CB

Да

Да

Да

Да

Да

Дэ

Да

Да Versa-TL' 501 - • . - - - - - - CB Да

Versa-TL* 502 - ! • - - - - - - - CB Да_

Aquatreat'DNM-30 - - . - - - - - СВ/ПВ - _

Aquatreat'KM - - - . - - - - - - СВ/ПВ - _

Arquad' 5-50 - - - - - - - - СВ/ПВ - _

Arrmohib" 209 _ _ - _ . _ _ СВ/ПВ

Arquad' 2.10-70 HPF - - - . . - - - - СВ/ПВ

Witcolate™1247H

Witcolate"* 1259 FS

WitcolateM1276

Witconate~3203

Witconate""AOK

Witconate'"AOS

------

------

------

------

------

------

------

------

------

CB CB ПВ

CB ПВ

ПВ

---Да

Да

Да WitconoPNP-100 - - - _ _ _ . _ _ _ СВ/ПВ

WitmnorNP-120 - - - - - - • _ ^ _ СВ/ПВ

Witconate'"93S - - - . СВ/ПВ

Amadol" 1017

Witconate"605A

Armoclean' 6000

Armoclean' 6040

Armoclean' 6060

-----

-----

-----

-----

-----

-----

-----

. ---

СВ/ПВ

СВ/ПВ

CB

CB

CB

-----

(ж) 20% водный раствор (з) 5% в 75% изопропанола (и) 1% в воде (к) 2% в воде

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности аи

Поверхностно-активные вещества AkzoNobei в нефтедобывающей промышленности 31

Очистка на нефтепромыслах

При разработке нефтегазовых месторождений возникают задачи, успешное решение которых зависит от очистки и смачивания. Многие из них уже рассматривались в предыдущих разделах брошюры, однако на нефтепромыслах есть другие операции, для успешного выполнения которых необходимы моющие средства. Вот некоторые из них: очистка и обезжиривание бурового оборудования, резервуаров, очистка от буровых отходов, промывка буферной жидкостью и цементным раствором, системы промывки скважины буферной жидкостью, удаление засорения сетчатого фильтра и эмульсий из скважины, очистка породы коллектора, изменение смачиваемости коллектора.

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности 31'

Разработка экологически безопасной продукции из натурального сырья

AkzoNobel Surface Chemistry (ANSC) имеет многолетнюю историю производства высокоэффективных моющих средств на основе ПАВ для различных рынков. Эта продукция известна в нефтепромысловой отрасли под маркой Armoclean®.

Наша история, в сочетании с лидирующей позицией в производстве поверхностно-активных веществ (в особенности, ПАВ на основе жирных аминов) и наличие опытной и мотивированной команды технических специалистов привели к созданию и многообразной и высокоэффективной линии продуктов. Главным отличием предлагаемых химикатов ANSC являются разработки экологически безопасных продуктов из природного сырья, с незначительным воздействием на окружающую среду. Последнее десятилетие наша компания приняла лидерство по

внедрению алкилглюкозидов и других передовых экологически безопасных решений для очистки. Ни одна другая компания не мотивирована как AkzoNobel в стремлении решать сегодняшние и завтрашние задачи в этой области. Наша приверженность была признана и отмечена тем, что AkzoNobel в течение пяти лет входит в тройку лидеров химической промышленности согласно «Индексу устойчивости Dow Jones» (Dow Jones Sustainability Index).

Повышая качество путем блендирования специализированных ПАВ

Часто разработка многокомпонентных смесей ПАВ выявляет продукты с наилучшими свойстами, в частности, для применения на промыслах, где непростые условия, как то широкий интервал температур, высокая концентрация электролитов, различный состав углеводородов (включая природные ПАВ), условия высокого сдвига и наличие взвешенных частиц создают сложные и динамичные режимы обработки.

ANSC предлагает клиентам однокомпонентные добавки, с тем чтобы они создавали собственные композиции для нефтепромыслов. Наши ученые также разработали специально для нефтепромысловой отрасли ряд готовых товарных форм, обеспечивающих высокие потребительские свойства и экономящие время и деньги наших заказчиков.

Как правило, ученые, составляющие эффективные формуляции, измеряют поверхностное натяжение,

поверхностный заряд (дзета-потенциал), угол смачивания, чтобы подобрать оптимальные компоненты. Однако, в нефтепромысловой отрасли границы раздела сред могут быстро возникать и изменяться с изменением физико-химических условий по мере добычи или закачки жидкостей в скважину или коллектор. Создание хороших рецептур, работающих на промысле, во многом остается искусством, нежели научным методом. Важно знать, какие функциональные характеристики привносит каждый компонент в смесь, для разработки оптимизированной многокомпонентной смеси. Наши ПАВ можно объединить в несколько групп: • Гидротропы. Эти соединения повышают

растворимость ПАВ в смеси, увеличивая концентрацию первичного ПАВ в водном растворе или позволяя ему действовать в более широком диапазоне температур, например, повышая точку помутнения. Гидротропы можно назвать «со-ПАВами» или «вторичными ПАВами». В целом, гидротропы -довольно плохие ПАВ, но они ценны тем, что могут помочь включить/растворить низко-растворимые в воде молекулы, такие, как неионогенные очищающие ПАВ с низким ГЛБ*, в водные композиции, и одновременно улучшить их качество. Спектр применения наших гидротроп велик, они широко используются в производстве высокоэффективных формуляции.

Тидрофильно-липофильный баланс (низкие значения = растворимые в нефти молекулы, высокие значения = водорастворимые молекулы).

• Смачивающиеагентымогутиспользоваться для изменения полярности растворителя,

Таблица12:Очисткавусловиях нефтепромысла

Продукт Вид ПАВ Химический состав Свойства

Armoclean" 1000

Armoclean'1025

Armoclean' 1100

Armoclean' 2000

Armoclean' 3000

Armoclean' 4000

Armoclean'4100

Armoclean'4150

Armoclean" 4200

Armoclean' 4330

Armoclean'4350

Armoclean' 4380

Armoclean' 6000

Armoclean' 6040

Неионогенный/катионный

Неионогенный/катионный













Специального назначения




Амидалкоксилат

Алкоксилатспирта







Глюкозид

Глюкозид

низкое среднее высокое гидротроп

_ - - -

. - - -- - -

- - -- - -

смачиваемость диспергирование эмульгирование

-

--

ЛУЧШИЙ

-Armoclean' 6060 Неионогенный Глюкозид

Armoclean'6100 Катионный Четвертичное соединение

Armoclean' 6250 Катионный Четвертичное соединение


смачивающего поверхность в системе со смешанным растворителем. Примером на нефтепромысле является изменение относительной проницаемости коллектора для повышения нефтедобычи. ПАВ, будучи амфифильными по своей природе, имеют тенденцию концентрироваться на границе раздела сред. Смачивающие агенты меняют свободную энергию контактной поверхности, изменяя таким образом ее полярность. Смачивающие ПАВ способны превращать гидрофильные поверхности в олеофильные или наделять гидрофобные поверхности водо-смачиваемостью. Изменение смачиваемости поверхности чрезвычайно полезно для решения многих задач в нефтепромысловой сфере.

Эмульгаторы позволяют включать в состав микро- или макрофазных смесей две несмешивающиеся жидкие фазы. Смешение нефти и воды создает термодинамически неустойчивую эмульсию, и две фазы со временем снова разделятся. Но возможно создание стабильной микроэмульсии или полустабильной макроэмульсии с учетом свойств органической и водной фазы, типа и концентрации ПАВ. Эмульгатор (ПАВ) адсорбцируясь на границе раздела фаз, снижает межфазную энергию. (Именно межфазная энергия на границе раздела делает эмульсию нестабильной, так как значительное увеличение поверхности контакта при формировании капель эмульсии приводит к увеличению свободной энергии системы). Эмульгирование в

процессе очистки на нефтепромысле -это дисперсия капель нефти в воде. Маслянистое вещество в виде эмульсии или микроэмульсии может быть удалено водными растворами. Микроэмульсии являются термодинамически устойчивыми системами (не расслаиваются со временем) с очень низким поверхностным натяжением между фазами нефти и воды.

• Солюбилизаторы могутудалить маслянистый материал путем включения нерастворимых в воде веществ в термодинамически стабильные системы водных растворов (микроэмульсия) или полустабильные системы макроэмульсий. После солюбилизации в гидрофобную сердцевину мицеллы, грязь убирается с поверхности и удаляется от ее источников в непрерывной фазе, в которой она в обычных условиях нерастворима.

В последние годы наблюдается тенденция ухода от моющих составов на основе растворителей. Будучи эффективными, эти смеси имеют низкие точки воспламенения, с ними неприятно работать, и они токсичны для человека и окружающей среды. Сегодня несколько процентов ПАВ в водном растворе могут обеспечить такой же эффект, как раньше смеси высоко летучих органических соединений (ЛОС). Успех обеспечивается правильным выбором первичного ПАВ для выполнения нужной функции: дисперсии, эмульгирования или смачивания на месторождении.Для маслянистых почв первичные ПАВ часто сами высоко-гидрофобны и могут быть ограниченно

Продукт

Armodean'4000

Физические характеристики Условия применения

Armodean'1000

Armodean' 1025

Armoclean'1100

Armodean'2000

Armodean' 3000

Устойчивость к электролитам

хор.

хор.

отл.

хор.

хор.

Необходимость гидротропа

-----

Ориентировочная термическая стабильность(°С)

>150

>150

Краткосрочная стабильность >150

>150

Краткосрочная стабильность >150

Кислотный очиститель

---

Щелочной (рН<12)

--

Высоко щелочной (рН>12)

--

--

Обезжириватели на водной основе

--

Очистители на основе растворителя

----

Микроэмульсии

---

-

Эффект быстрого распада

-

--

>150

Armodean' 4100 >i50

Armodean 4150 >150

Armodean 4200 > ' 5 J

Armodean* 4330 >'50

Armodean'4350 >:50

Armodean'4380 >"53

Armodean 6000 Краткосрочная стабильность^ 50

Armodean 6040 Краткосрочная стабильность >150

Armodean 6060 Краткосрочная стабильность >150

Armodean 6100 >150

Armodean 6250 >150

150°C = 300T

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel в нефтедобывающей промышленности :м

растворимы в воде. Для растворения первичных ПАВ в воде требуются гидротропы, повышающие точку помутнения раствора до нужного уровня. В почве также могут присутствовать неорганические частицы, и в этом случае для корректной обработки может потребоваться введение более гидрофильного ПАВ. Эти ПАВ могут быть более гидрофильными, чем те, что ориентированы на жирные почвы. В окончательной смеси может потребоваться сочетание первичных ПАВ и гидротропов. Смешанный мицеллярный водный раствор доставляет первичный(-ые) ПАВ на поверхность месторождения и позволяет ему (им) выполнять свои функции. Существует также ряд синергетических компонентов, которые могут быть добавлены для повышения эффективности смеси. Если на заданном месторождении присутствуют вязкие органические вещества, такие, как битум, воск, смола или асфальт, водные растворы ПАВ могут оказаться недостаточно мощными моющими средствами для эффективного удаления грунта. Здесь можно использовать микроэмульсии или очистители на основе растворителей. Тогда смесь является оптимальной для устранения грунта с подслоя и позволяет смачивать поверхность предпочтительным растворителем - водным или органическим. У холодных обезжиривателей важнейшей функцией смеси является функция эмульсии, которая не дает поднятому грунту соприкасаться с поверхностью, удерживает

его в растворе и обеспечивает его смываемость с поверхности. Микроэмульсии обладают особыми свойствами, так как раствор содержит очень высокие концентрации ПАВ, но их свойства промежуточны между водными очистителями и очистителями на основе органических материалов.

Поверхностно-активные вещества AkzoNobel - специальные разработки для совершенствования и оптимизации моющих смесей

Наш ассортимент продукции содержит различные виды ПАВ, что позволяет сервисным компаниям совершенствовать и оптимизировать составы очищающих веществ. Они включают:

Алкилглюкозиды, которые обеспечивают низкое или очень низкое пенообразование, высокую смачиваемость, дисперсию, растворимость, очень высокую стойкость к электролитам и нечувствительность к температурам. Они идеально подходят для использования в качестве гидротропов в составе сложных смесей и, вместе с рядом других наших продуктов, полностью одобрены для использования в Северном море.

Этоксилированные жирные спирты в узких пределах по ОЭ производятся с использованием особой технологии, дающей узкое распределение по молям окиси этилена,изображаемое на графиках

пиками. Продукт имеет низкое содержание непрореагировавшего спирта, что уменьшает запах, снижает пенообразование и повышает моющие свойства. Быстрораспадающиеся ПАВ предназначены для получения полустабильных эмульсий, эффективно очищающих заданную поверхность. Но полученная эмульсия быстро разделится, находясь в покое в контейнере, и расслоится на органическую и водную фазы. Чистую воду можно утилизировать, что позволяет восстановить и повторно использовать органический слой. Это усовершенствованное физическое явление, а не химический распад, и не требует вторичной обработки.

Холодные обезжириватели являются сильными эмульгаторами в органическом растворителе. Проникая внутрь, они удаляют сложные жирные грунты даже при низких температурах. Ранее использовалась очистка горячим растворителем. Эмульгатор удерживает диспергированный грунт в растворе при вторичном смывании водой, предотвращая повторное осаждение грунта на очищенную поверхность. Чтобы получить консультацию по вопросам разработки смесей и использования нашей продукции для процессов очистки на месторождениях, обращайтесь к местному торговому представителю.

США

IS AkzoNobel Tomorrow's Answers Today

www.akzonobel.com/surface

AkzoNobel — крупнейший в мире производитель лакокрасочных материалов и покрытий и один из основных производителей специализированных химикатов. Мы поставляем инновационные продукты заказчикам в различных отраслях промышленности по всему миру и разрабатываем экологически безопасные решения для наших клиентов. Наш ассортимент продукции включает такие известные бренды, как Dulux, Sikkens, International и Eka. Наша компания с головным офисом в Амстердаме, Нидерланды, входит в список крупнейших корпораций Global Fortune 500 и является одним из лидеров в области экологической безопасности. 55 000 сотрудников в более чем 80 странах по всему миру обеспечивают высочайшее качество продукции в соответствии с лозунгом Tomorrow's Answers Today™.

© 2012 Akzo Nobel NV. Все права защищены. «Tomorrow's Answers Today» — товарный знак компании AkzoNobel N.V.

Головной офис

Akzo Nobel Surface Chemistry LLC 525 West Van Buren Street Chicago, IL 60607-3835, USA (США) Телефон:+1 312 544 7000 Факс:+1 312 544 7320

Служба поддержки Телефон: +1 800 906 9977

Техническое обслуживание Akzo Nobel Surface Chemistry LLC 281 Fields Lane Brewster, NY 10509 Телефон: +1 845 276 8200 Факс:+1 845 277 1423

Канада Akzo Nobel Chemicals Ltd 1 City Center Drive Suite 318 Mississauga, Ontario, L5B M2 Телефон: +1 905 273 5959 Факс: +1 905 273 7339

Южная Америка Akzo Nobel Surface Chemistry LLC Rodovia Akzo Nobel 707 Bairro Sao Roque da Chave P.O. Box 32 Сер 13295-000 Itupeva S.P. Телефон:+55 11 45918938 Факс:+55 11 45911744

Мексика, Центральная Америка и страны Карибского бассейна Akzo Nobel Chemicals SA de CV Av, Morelos No. 49 Col. Tecamachalco CP 56500 Los Reyes la Paz, Edo. de Mexico (Мексика) Телефон: +52 (55) 5858 0756 Факс: +52 (55) 5858 0703

Ближний Восток Akzo Nobel Surface Chemistry International Paint (Gulf) LLC PO BOX 290 Dubai United Arab Emirates (ОАЭ) Телефон: +971 (0) 4 347 2491 Факс: +971 (0) 4 947 2339

Россия Представительство Akzo Nobel 125445 Россия, Москва, ул. Смольная, д. 24D Телефон: +7 (495) 960 28 90

Китай AkzoNobel Surface Chemistry 22F, Eco City, No. 1788 West Nan Jing Road, Shanghai, 200040 Телефон: +86 21 2220 5000 Факс: +86 21 2220 5558

AkzoNobel House Surface Chemistry 3 Changi Business Park Vista, #05-01 Singapore 486051 Телефон:+65 66355183 Факс: +65 66355327

Упомянутые продукты могут быть доступны не во всех странах. AG™, Alcoclear™, Alcodrill™, Alcoflow*, Amadol™, Armac", Armeen', Armohib", Arquad*, Berol*, Duomeen*, Ethoduomeen*, Ethomeen', Ethoquad*, Ethylan™, Floe aid™, Narlex", Nsight", Petro*, Versa-TL', Witbreak™, Witcolate™, Witcomul™, Witconate™, Witconic™ и Witconol™ являются зарегистрированными товарными знаками в США.

О 2011 Akzo Nobel Surface Chemistry LLC, все права защищены.

http://www.akzonobel.com/surface

ФГБУ РосНИИ ИТ и АП

129090, Москва, ул. Щепкина, 22 тел/факс (495) 688-36-03, 688-17-41, t-mail: Fkata log@mai l . ru , ритап.рф, http://fifpk.ru,

ИНН/КПП 7702059752/ 770201001, ОГРН 1027700436720, ОКПО 11240463

Каталог был представлен на выставке

«ХИМИЯ - 2013» (17-я Международная выставка химической

промышленности и науки) Индустрия пластмасс – 2013

(14-я Международная выставка машин и оборудования, сырья и технологий…)

Химмаш, насосы – 2013 (5-я Международная выставка ''Химическое

машиностроение и насосы '') ХИМ-ЛАБ-АНАЛИТ - 2013

Каталог включен в базу данных «Федерального информационного фонда отечественных и иностранных каталогов

на промышленную продукцию»

Электронная копия издания изготовлена с целью её включения в базы данных Федерального информационного фонда отечественных и иностранных каталогов на промышленную продукцию, которые формируются в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 24 июля 1997 г. 950 и Постановлением Правительства РФ от 31 декабря 1999 г. 2172-р и зарегистрированы Комитетом по политике информатизации при Президенте РФ под 39-50.

С изданиями выпускаемыми ФГБУ РосНИИ ИТ и АП можно познакомиться в нашем проспекте, который можно получить направив запрос по нашему адресу или на сайте www.ritap.рф

2013 год

mailto:[email protected]

http://fifpk.ru

http://www.ritap.

Поверхностно-активные вещества akzonobel в...

Documents