нефтенол петрохим белгород

Производство высокоэффективных поверхностно-активных веществ различного назначения
для добычи, подготовки, переработки и транспортировки нефти

ПАВ НЕФТЕНОЛ К (КОМПЛЕКСНЫЙ)

Производство: АО «Петрохим»

ТУ 2483-065-17197708-2002 с изм. 1-6

Многофункциональный ПАВ-реагент НЕФТЕНОЛ К используется в качестве добавки в соляную кислоту, применяемую для обработок терригенных и карбонатных пластов, в грязевую кислоту, применяемую для обработок терригенных коллекторов, в составы для кислотных ГРП, в жидкости глушения, буровые растворы и жидкости промывки нефтяных скважин.

Основные марки:

НЕФТЕНОЛ К марка НК-20 летняя форма

НЕФТЕНОЛ К марка НК-40 зимняя форма

В зависимости от области применения, количества содержания основного активного вещества и функциональных добавок, Нефтенол К также бывает следующих марок:

НЕФТЕНОЛ К СК


НЕФТЕНОЛ К СК-ИК

НЕФТЕНОЛ К СК-ИАО


НЕФТЕНОЛ К СНК-20

НЕФТЕНОЛ К СНК-30


НЕФТЕНОЛ К СНК-30ФД

НЕФТЕНОЛ К НК-ФД


НЕФТЕНОЛ К C-30


Области применения:

1. ПАВ-кислотные обработки.
Добавка в рабочий раствор соляной или грязевой кислоты 4% Нефтенола К. На обработку скважины требуется ПАВ-кислотного раствора из расчета 0,5-1,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Выдержка на реакцию составляет не более 6 часов. Эффективность таких обработок в среднем вдвое выше эффективности аналогичных обработок без добавок ПАВ при гарантированном отсутствии коррозии.

2. Щадящее глушение нефтяных и газоконденсатных скважин.
Добавка Нефтенола К к солевым жидкостям глушения в количестве 1-4% масс. За счет более быстрого восстановления проводимости коллектора после КРС время выводы скважин на режим сокращается в 2-7 раз, уменьшаются потери по нефти на 40­-60% по отношению к скважинам, заглушенным без обработки жидкости глушения.

3. Гидрокислотный гидроразрыв пласта.
С добавкой Нефтенола К к 24 %-ой соляной кислоте. Статистика применения указанного варианта ГРП в карбонатном коллекторе показывает увеличение дебита по нефти в 2,5 раза и уменьшение обводненности скважин на 26% по сравнению с традиционным ГРП.

Физико-химические показатели качества ПАВ Нефтенол К

Наименование показателей

Норма и характеристика

Внешний видПодвижная жидкость от светло­-желтого цвета
Плотность при (20±5)°С, кг/м3, не менее690
Межфазное натяжение 4% (по массе) раствора НЕФТЕНОЛ К в 12% (по массе) растворе ингибированной соляной кислоты на границе с реактивным топливом ТС-1, мН/м, не более2.0
Температура кристаллизации, °С, не вышеРаствор прозрачный коричневого цвета. ПАВ растворяется быстро.
Скорость растворения стали СТ-3кп или СТ-0,8кп в растворе 4% (масс.) НЕФТЕНОЛа К в 12% (масс.) растворе ингибированной соляной кислоты при 20°С, г/час м2, не более0,20

Реагент Нефтенол К защищен Патентом Российской Федерации, имеет санитарно-­эпидемиологическое заключение и сертификат соответствия ТЭКСЕРТ.


Применение ПАВ НЕФТЕНОЛ К в качестве:

Результат

- добавки к соляной кислоте

- уменьшение скорости реакции кислоты;
- снижение межфазного натяжения и скорости коррозии;
- предотвращение образования АСПО и эмульсий.

- добавки к грязевой кислоте

- добавки в состав «Химеко СК-ТК-4»

- добавки в жидкости глушения

- снижение набухаемости глин и гидрофобизация породы;
- сокращение ВНР в 2 раза.

- добавки в буферные жидкости

Добавка реагента Нефтенол К в соляную и глинокислоту увеличивает эффективность обработки более чем на 50%!

Реагент представляет собой многокомпонентную смесь анионных и катионных ПАВ различного химического строения.

Катионоактивный ПАВ, входящий в состав Нефтенола К, при термической деструкции не выделяет летучих хлорсодержащих продуктов, поэтому не оказывает отрицательного влияния на дальнейшую переработку нефти. Анионоактивный ПАВ не выделяет осадков на контакте с минерализованной пластовой водой, так как образует водорастворимые соединения при взаимодействии с растворами солей таких металлов, как магний, кальций, железо и др.

В результате добавки Нефтенола К в кислоты можно более глубоко воздействовать на пласт и тем самым увеличивать эффективность обработок. Добавка Нефтенола К в жидкости глушения сокращает сроки освоения скважин и способствует сохранению продуктивности призабойной зоны пласта, что связано с гидрофобизующими свойствами реагента, обладающего низким межфазным натяжением его растворов на границе с углеводородной фазой.

Оптимальная концентрация в качестве добавки в кислоты 4%,
в результате чего мы получаем:

1. Снижение межфазного натяжения.

Ниже представлена таблица, где показаны результаты исследований ингибированной 12%-ной соляной кислоты и грязевой кислоты (24%HCl+3%HF), а так же этих кислот обработанных ПАВ Нефтенолом К различной концентрации.

№ п/п

Состав

Межфазное натяжение на границе с ТС-1, мН/м

1.

12% соляная кислота ингибированная

35,9

2.

12% соляная кислота ингибированная +НЕФТЕНОЛ К (0,5%)

3,68

3.

12% соляная кислота ингибированная +НЕФТЕНОЛ К (2%)

2,34

4.

12% соляная кислота ингибированная +НЕФТЕНОЛ К (4%)

0,16

5.

12% соляная кислота ингибированная +НЕФТЕНОЛ К (6%)

менее 0,1

6.

Грязевая кислота на ингибированной HCl

15,0

7.

Грязевая кислота (24%HCl+3%HF) +НЕФТЕНОЛ К (2%)

0,28

8.

Грязевая кислота (24%HCl+3%HF) +НЕФТЕНОЛ К (4%)

менее 0,1


Таким образом, с добавкой Нефтенола К межфазное натяжение резко снижается, что характеризует возможность более глубокого проникновения кислотного раствора в низкопроницаемый коллектор.

2. Ингибирование скорости коррозии.

Рецептура Нефтенола К составлена таким образом, что реагент совместим со всеми ингибиторами коррозии, которые применяются в Росcии в качестве добавок в соляную кислоту. Таким образом, можно говорить об отсутствии конфликта между ингибиторами коррозии, добавленными в соляную кислоту в заводских условиях и Нефтенолом К.

Для оценки антикоррозионных свойств реагента брались несколько составов 12% соляной кислоты с широко распространенными ПАВ-добавками, результаты представлены в таблице.

Состав

Скорость коррозии, г/м2·час

Примечание

12% соляная кислота ингибированная (заводская)

0,20

12% соляная кислота ингибированная + НЕФТЕНОЛ К (4%)

0,18

Раствор прозрачный
12% соляная кислота ингибированная + оксиэтилированный алкилфенол (2%))

0,38

Раствор прозрачный
12% соляная кислота ингибированная + (натриевая соль алкилбензосульфокислоты (2%))

0,39

Раствор мутный
12% соляная кислота ингибированная + (смесь алкилсульфатов и алкилсульфоэтоксилатов (4%))

0,36

Раствор очень мутный

Добавка Нефтенола К с целью понижения межфазного натяжения не только не «гасит» заводской ингибитор, но и снижает скорость коррозии соляной кислоты до 0,18 г/м2·час. Производители ингибированной соляной кислоты гарантируют сохранение скорости коррозии на низком уровне (порядка 0,2 г/м2·час) в течение месяца, а добавление 4% Нефтенола К сохраняет скорость коррозии ингибированной соляной кислоты в течение полугода.

3. Препятствование образованию вторичных осадков.

Как правило, кислотные композиции должны удерживать при обработке породы ионы железа, что предотвращает выпадение нерастворимых осадков и способствует возможности глубокой обработки пластов соляной кислотой.

Результаты исследований с ингибированной 12%-ной соляной кислотой и ингибированной 12%-ной соляной кислотой, обработанной 4% ПАВ Нефтенол К приведены в таблице.

Состав

Количество FeCl3, г/л

12% соляная кислота ингибированная

0,001

12% соляная кислота ингибированная + НЕФТЕНОЛ К (4%)

5,100


Раствор соляной кислоты с добавкой Нефтенола К намного эффективнее удерживает в растворе ионы железа. Литр 12% ингибированной соляной кислоты удерживает только 0,001 г железа, тогда как обработанная Нефтенолом К кислота удерживает 5,1 г железа, что в 50000 раз больше.

4. Замедление скорости реакции кислоты с породой.

На рисунке ниже представлены результаты исследований изменения скорости растворения карбонатной породы кислотными растворами.

Ингибированная соляная кислота характеризуется бурной реакцией с карбонатной породой, тогда как добавление 4% Нефтенола К отличается более низкой (более чем в 4 раза) скоростью растворения карбонатной породы.

С течением времени, в процессе обработки, скорость растворения соляной кислоты с добавлением Нефтенола К становится более высокой, чем у чистой ингибированной соляной кислоты. Таким образом, наряду с возможностью более глубокого проникновения в пласты кислоты, обработанной Нефтенолом К, мы можем говорить о пролонгированном действии указанного кислотного состава.

5. Препятствование образованию эмульсии при взаимодействии с нефтью.

В процессе проведения кислотных обработок часто при взаимодействии кислот с нефтями образуются устойчивые эмульсии, а с пластовыми водами выпадают осадки; так же велика вероятность выпадения АСПО из нефти. По методике принятой зарубежными компаниями проводилась оценка совместимости соляной кислоты с добавлением Нефтенола К с нефтью и пластовой водой. Для сравнения брались и другие ПАВ-добавки к соляной кислоте. Исследования показали, что только добавление Нефтенола К в соляную кислоту препятствует данным осложнениям, а именно не образуются эмульсии, осадки и не выпадают АСПО. Результаты исследований представлены в таблице.

Состав

Цвет раствора, растворимость ПАВ

Образование эмульсии при 80°С

Фильтруемость при 80°С

12% ингибированная HCl + НЕФТЕНОЛ К (4%)Раствор прозрачный коричневатого цвета. Растворяется моментально.Эмульсия расслаивается быстро и полностью.Сетка после фильтрации чистая.
12% ингибированная HCl + (оксиэтилированный алкилфенол (2%))Раствор прозрачный коричневого цвета. ПАВ растворяется медленно при перемешивании.Эмульсия долго не расслаивается.После фильтрации эмульсия задерживается на сетке.
12% ингибированная HCl + (натриевая соль алкилбензосульфокислоты (2%))Раствор мутный желто-­коричневый. ПАВ растворяется медленно при перемешивании.Эмульсия расслаивается быстро и полностью.После фильтрации сетка чистая.
12% ингибированная HCl + (алкилдиметилбензиламмоний хлорид (4%))Раствор прозрачный коричневого цвета. ПАВ растворяется быстро.Эмульсия расслаивается не сразу. При этом кислотный состав становится по цвету темным как нефть.Эмульсии нет. Сетка чистая.
12% ингибированная HCl + (смесь алкилсульфатов и алкилсульфоэтоксилатов (4%))Цвет желто-коричневый. Раствор очень мутный. ПАВ растворяется медленно.Эмульсия расслаивается за 60 мин. приблизительно на 70 %.Эмульсия протекает через сетку. Сетка чистая.

6. Устойчивость к минеральной агрессии и температуре.

Нефтенол К безусловно устойчив к минеральной агрессии и температуре при использовании в концентрациях от 0,02 до 1,0%. Высаливание реагента происходит лишь в высокоминерализованных водах при увеличении температуры выше 50°С.

Областью надежного применения Нефтенол К являются:

— в концентрации до 4,0 % в низкоминерализованных водах до температуры 90°С;
— в концентрации до 4,0 % в высокоминерализованных до температуры 50°С;
— в концентрации до 1,0 % в высокоминерализованных до температуры 90°С.

7. Сохранение продуктивности пластов.

Были проведены фильтрационные тесты по оценке восстановления проницаемости пористых сред при моделировании глушения скважин. Для опытов брались образцы кернов характеризующиеся гидрофильностью и гидрофобностью и определялись проницаемости образцов по воздуху. Далее образцы насыщали водой и проводили вытеснения керосином, нефтью, ПАВом и снова нефтью. В течении всего периода определялись показатели проницаемости и коэффициент восстановления проницаемости по нефти.

Для гидрофильных коллекторов коэффициент восстановления проницаемости для Нефтенола К равен 0,715. Это связано с гидрофобизирующими свойствами данного ПАВ, а гидрофобизация поверхности крупных и средних поровых каналов резко уменьшает количество защемленной в них воды в процессе дренирования, и тем самым способствует более полному восстановлению фазовой проницаемости по нефти. Для гидрофобных коллекторов коэффициент восстановления проницаемости для Нефтенола К равен 0,875.

8. Снижение коррозионной агрессивности солевых растворов глушения.

Было исследовано влияние добавки Нефтенола К в солевой раствор глушения на коррозионную агрессивность раствора. В качестве раствора глушения использовался тяжелый «Лиман», с минералами 1,18 г/см3. Ниже представлены результаты влияния добавки на коррозионную агрессивность раствора глушения.

ПАВ

Дозировка ПАВ, %

Скорость коррозии, г/м2 час

Время опыта

Защитное действие, %

Лиман (контроль) ρ=1,18

0,17

6

-

НЕФТЕНОЛ К

4

0,08

6

53


В результате исследований определено, что ПАВ не повышает коррозионную агрессивность растворов глушения. Более того, Нефтенол К оказывает защитное действие, снижая коррозионную агрессивность раствора «Лимана» более, чем в 2 раза.

Таким образом, поверхностно-активное вещество для солянокислотных обработок Нефтенол К обладает следующими полезными свойствами:

— снижает поверхностное натяжение на границе керосин-вода;
— снижает коррозионную активность кислоты как эффективный ингибитор;
— не вступает в реакцию со стандартными ингибиторами коррозии, традиционно применяемыми при производстве соляной кислоты (в отличии от большинства ПАВ, применяемых для этих целей);
— обладает свойством снижать скорость реакции с карбонатами, что в совокупности с низким поверхностным натяжением дает возможность кислоте намного глубже проникнуть в глубину пласта и провести обработку не в непосредственной близости от призабойной зоны, что делает обработку более результативной;
— имеет летнюю и зимнюю товарную форму.

Единственный производитель реагента Нефтенол К — химический завод «Петрохим» г. Белгород.
Предприятие также разрабатывает и изготавливает его модификации в соответствии с особыми требованиями Заказчика.

КОМПЛЕКСНЫЙ ПАВ НЕФТЕНОЛ ВВД

УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ПАВ НЕФТЕНОЛ ВКС-Н