Содержание к диссертации
Введение
1. Литературный обзор...9
1.1. Осложнения добычи и транспорта газового конденсата месторождения "Прибрежное" Краснодарского края 9
1.2 Методы борьбы с отложением парафинов 11
1.3 Химреагенты- ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений . 22
1.3.1. Современная классификация ингибиторов АСПО 22
1.3.2. Классификация ингибиторов АСПО по полярности. 25
Выводы 38
2. Экспериментальная часть 40
2.1. Технические характеристики реагентов 40
2.2. Методики определения физико-химических свойств конденсата .,,,., .44
2.3. Методики определения свойств парафиновых отложений.., 47
2.4. Методики определения физико-химических свойств пластовых вод .50
2.5. Методика проведения эксперимента .51
2.6. Спектральные методы анализа 62
2.7. Дифференциально^термический анализ 63
3. Исследование физико-химических свойств продукции скважин месторождения "Прибрежное" .65
3.1. Исследование физико-химических свойств газового конденсата 65
3.2, Исследование физико - химических свойств пластовых вод ,.,.,71
3.3. Исследование физико-химических свойств парафиновых отложений 73
3.4. Изучение состава природных стабилизаторов водонефтяной эмульсий 19
4. Исследование процесса парафинизации и выбор оптимальных методов борьбы с парафшоотложением 86
4.1 .Изучение процесса парафинизации 86
4,11, Влияние обводненности конденсата и величины рН пластовых вод на интенсивность отложения парафина..88
4. 1.2. Изучение растворимости парафиновых отложений в различных органических растворителях 92
4.1.3. Отмыв слоя парафиновых отложений с металлической поверхности.. 94
4.2. Изучение возможности борьбы с парафиноотдожением химическими методами 101
4.2.1.. Определение эффективности применения ингибиторов парафи-ноотложения для газового конденсата мУр. «Прибрежное».,.,,... І05
4.2.2. Определение эффективности применения гидрофилизирующих покрытий
5. Изучение влияния химических реагентов на процессы первичной подготовки газового конденсата
5.1. Изучение влияния добавок водных растворов полимеров на процесс разделения эмульсии
5.2. Изучение эмульгирующего действия растворов полимеров 135
6. Рекомендации по технологии добычи газового конденсата с использованием средств предупреждения парафиноотложения ...138
Заключение , ...141
Список использованных источников.
- Химреагенты- ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений
- Методики определения физико-химических свойств конденсата
- Исследование физико - химических свойств пластовых вод
- Изучение растворимости парафиновых отложений в различных органических растворителях
Введение к работе
Газовый конденсат месторождения "Прибрежное" представляет собой ценное углеводородное сырье. Отличительной особенностью его является повышенное содержание бензиновых и керосино - дизельных фракций. Октановое число бензина, полученного при атмосферной перегонке, достигает 60 пунктов по моторному методу. Вместе с тем конденсат содержит незначительное количество смолистых веществ и совсем не содержит асфадьтенов, что улучшает качественные показатели дйстиллятных фракций.
Однако, конденсат месторождения "Прибрежное" является высокопара-финистым. Поэтому добыча и транспорт конденсата осложнены отложениями органических веществ, состав которых для данного месторождения практически не изучен.
При увеличении толщины слоя отложений сужается внутренний диаметр труб и затрудняется или становится невозможным поддержание проектного режима работы трубопровода и оборудования. Одновременно снижается межремонтный период работы скважин, увеличиваются потери конденсата и энергопотребление, повышается аварийность на объектах, создаются условия для распространения замазученности территории промысла. Парафиноотложения приводят не только к частым аварийным остановкам, но и к уменьшению выхода жидкой продукции и ухудшению качественных показателей газа.
Аналогичные проблемы имеют место и на других газоконденсатних месторождениях, в частности, на ряде месторождений бывшего СССР (Майкопское, Березанское, Карачаганское, Култакское, Зевардинское, Шатлыкское, Со-ветобадское и др.) /29/.
В настоящее время на месторождении "Прибрежное" очистку НКТ и транспортных трубопроводов, длина которых составляет 5-10 км, проводят путем промывки предварительно нагретым бензином с растворением отложений. В зимнее время года межочистной период составляет 1-2 суток.
w Существующий метод очистки достаточно трудоемкий и экономически
малоэффективный.
Применяемые в практике добычи нефти способы борьбы с органически
ми парафиновыми отложениями с помощью ингибиторов парафиноотложения
или депрессорных присадок более эффективны. Однако в настоящее время в
России широкомасштабное производство присадок к нефтям практически от
сутствует и потребность в них удовлетворяется за счет закупок по импорту.
щ Кроме того, не существует универсального метода подбора реагентов для каж-
дого конкретного типа нефти или конденсата. Поэтому для выбора оптимальной присадки требуются лабораторные испытания, моделирующие реальные условия эксплуатации. В связи с этим указанные способы при обработке продукции газоконденсатных месторождений не нашли пока широкого распространения.
Изложенные факты указывают на необходимость разработки новых, оте
чественных, экологически чистых, безотходных технологий для получения эф-
w фективных и недорогих присадок к газоконденсатам и нефтям для борьбы с ор-
ганическими отложениями. Перспективы производства таких продуктов должны быть обусловлены, прежде всего, наличием доступной сырьевой базы, исключающей использование дефицитного сырья и обеспечивающей низкую стоимость получаемых продуктов.
Изложенные обстоятельства определяют актуальность и практическую значимость работы.
Цель работы. Целью настоящей работы являлось изучение возможности применения химических реагентов для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное»; разработка оптимального ингибирующего состава; изучение влияния разработанного состава на процессы первичной подготовки газового конденсата.
Научная новизна. Предложена классификация химических реагентов -ингибиторов парафиноотложения по полярности (растворимости).
7
к Изучен химический состав парафиновых отложений и природных стаби-
лизаторов водонефтяной эмульсии. Показано, что в образовании бронирующих
оболочек на каплях воды принимают участие высокомолекулярные парафино
вые углеводороды Сг8 - С51, придающие эмульсии агрегативную устойчивость.
Установлено, что для разрушения водонефтяной эмульсии с таким типом ста
билизаторов эффективным является применение деэмульгаторов на основе вы
сокомолекулярных ПАВ, сформулированы основные требования к структуре
щ цепочек и функциональных групп молекул эффективных ПАВ.
Установлено, что механизм действия водных растворов полимеров в процессе ингибирования парафиноотложения заключается в образовании многочисленных дополнительных центров кристаллизации для парафинов в объеме конденсата, что снижает количество парафиновых отложений на поверхности трубопровода.
На основе существующих взглядов о механизмах действия различных
классов ингибиторов парафиноотложения, и с учетом особенностей физико-
$ химических свойств продукции скважин, подобраны эффективные реагенты
для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное».
Практическое значение и реализация результатов работы. На основе комплекса проведенных исследований подобраны эффективные составы для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное», разработан состав для гидрофилизации внутренней поверхности трубопровода. Разработана комплексная технология борьбы с парафиноотложением на месторождении.
Апробация работы. Материалы диссертации были доложены и обсужде-ны на конференциях.
IV Всероссийская конференция по анализу объектов окружающей среды «Экоаналитика - 2000» с международным участием. (Россия, Краснодар, 2000 г.).
XVI Международная конференция молодых ученых «Успехи в химии и химической технологии». (Москва, РХТУ им. Д.И.Менделеева, 2002 г.).
8 Публикации. По результатам проведенных исследований опубликованы
6 научных статей и тезисы 2 докладов, подана заявка на одно изобретение.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованной литературы и 6 приложений. Работа изложена на 163 страницах машинописного текста и содержит 20 таблиц, 21 рисунок и библиографию из 131 наименований.
9
^ 1 Литературный обзор
1.1 Осложнения добычи и транспорта газового конденсата месторождения
"Прибрежное" Краснодарского края
Газовый конденсат месторождения "Прибрежное" отличается повышен
ным содержанием парафиновых углеводородов в своем составе. Температура
щ помутнения конденсата составляет +33С, температура застывания -10С.
В теплое время года серьезных проблем, связанных с отложениями пара
фина внутри транспортного трубопровода, как правило, не возникает. Однако в
осенне-зимний период температура конденсата понижается до его температуры
застывания. При такой температуре на внутренней поверхности НКТ, в шлейфе
и местах гидравлических сопротивлений (повороты, запорные устройства) от
кладываются смолопарафиновые вещества, происходит сужение внутреннего
диаметра труб, что повышает гидравлическое сопротивление и приводит к рез-
# кому повышению давления, забивке шлейфа и остановке скважин. В связи с
низкими температурами в зимний период ремонт скважин занимает длительное время и организация несет большие материальные потери.
Основные точки отложения парафинов в действующей схеме следующие:
в устье скважины после фонтанной арматуры (1-1,5 км);
на внутренней поверхности конденсатопровода от устья скважины до
пункта сбора газоконденсата (5 — 10 км);
после сброса давления на дроссели с 22 — 25 до 16-9,8 МПа, при pair)
бочей температуре 10— 12 С; Способ добычи конденсата, высокое содержание компонентов, способных к образованию адсорбционных слоев и бронирующих оболочек, а также обводненность продукции относятся к основным факторам, определяющим образование стабильных эмульсий на данном месторождении.
)
10
ж Продукция скважин № 3 и № 15, которые сильно обводнены вследствие
низкого пластового давления, объединяется с продукцией высоконапорных скважин № 1, 14 и 25, что повышает общую обводненность конденсата. Молекулы смол и парафинов, адсорбируясь на поверхности раздела фаз вода - кон-денсаТі, удерживают капли воды в объеме конденсата, усложняя отделение воды в отстойниках.
Химреагенты- ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений
В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по предполагаемому механизму действия. В таблице 2 приведена сойременная классификация химических реагентов, предотвращающих отложения асфальто-смОло-парафиновых веществ по /41/.
Из таблицы видно, что ингибиторы парафиноотложений представлены различными классами органических и неорганических соединений.
К цервой группе относят соединения Смачивающего, гидрофилизирую-щего, покрывающего действия, которые создают на поверхности оборудования гидрофильную пленку.
Механизм их действия предположительно заключается в гйдрофилизации металлической поверхности нефтяного оборудования полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафинсодер-жащей фазы, обеспечивая уменьшение отложений на поверхности оборудования/! 00/.
Препараты-диспергаторы, отнесенные ко второй группе представляют собой поверхностно-активные вещества, которые способствуют предотвращению отложений парафина на стенках трубопровода при его эксплуатации. Согласно Хизгщюву ИХ. сущность действия препарата заключается в том, что диспергатор, обладающий высокой адсорбционной способностью, находясь в растворе нефти, адсорбируется на частицах парафина в момент их образования, пока они еще не слились в более крупные агрегаты. Диспергатор образует прочную пленку, окружающую каждую частицу, Вслед за образованием пленки каждая частица окружается слоем из углеводородов нефти, В конечном счете, частицы надежно изолируются от окружающей среды и одна от другой, что предотвращает их слипание и присоединение к стенкам трубы /80/.
Хабйбулин ЗА. и некоторые другие авторы в отдельную выделяют химические реагенты - модификаторы парафина. Другая часть исследовате лей считает модификаторы и депрессоры веществами с одним механизмом действия И не делает различий между ними. Так, Смит Г\Д. и Смарт Дж.С, пишут, что «действие модификаторов кристаллов основано на изменении формы и поверхностной энергии кристаллов парафина. В результате также снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стенкам трубы. Кроме того, размеры кристаллов остаются настолько небольшими, что снижается вероятность их осаждения и слипания. В случае же охлаждения нефти до температуры ниже температуры помутнения парафин осаждается не В виде игольчатых кристаллов, которые формируют пространственые структуры, а в виде небольших округленных частиц. По этой причине модификаторы кристаллов известны под названиями депрессантов потери текучести или реологических присадок» /Цит. по 80, см. также: 29, 85/.
Различные представления механизма действия депрессоров были высказаны еще в 19304950-е годы Ребиндером П,А„ Черножуковьгм Н.И., Жузе Т.П., Саниным ПИ. и др. /17,20, 34/. Согласно одной точке зрения, депрессор адсорбируется своими неполярными фрагментами на гранях кристаллов н — алканов, а полярные фрагменты направлены к углеводородной среде. При этом меняется форма кристаллов н-алканов, а полярные фрагменты не дают кристаллам притягиваться друг к другу, что предотвращает образование пространственного каркаса и застывание нефти. Другая точка зрения основывается на теории комплексов, согласно которой молекулы депрессора в углеводородной среде сцепляются своими полярными концами, образуя мицеллы. Углеводородные фрагменты Молекул направлены в среду и связывают в сОльватйые обо лочки большие количества углеводородов, что задерживает образование пространственного каркаса из кристаллов н - алканов при охлаждении нефти. Предложен механизм, сочетающий концепции адсорбции и образования комплексов в зависимости от содержания н - алканов в нефти.
Методики определения физико-химических свойств конденсата
Использование аппарата разгонки нефти АРН-2 позволяет определить фракционный состав нефти и нефтепродуктов в целях построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов /32/.
Перегонку проводили по ГОСТ 11011-85 со скоростью 2 см3/мин Отбор фракций при атмосферном давлении производили до температуры 200С. Фракции собирали в колбы и взвешивали.
Определяли выход каждой фракции и кубового остатка по отношению к массе конденсата, взятого для перегонки.
Определение группового состава обессмоленного конденсата проводили по /32/ разделением на силикагеле.
Колонку заполняли не менее чем 10 - кратным (по отношению к навеске конденсата) количеством окиси алюминия. Вначале пропускали через адсорбент петролейный эфир (V я? m адсорбента)- Когда растворитель впитался в окись алюминия, в колонку вводили образец газового конденсата, разбавленный этим же растворителем. Масса пробы конденсата в 16-20 раз меньше массы адсорбента. Продукт выдерживали в колонке не менее двух часов.
Десорбцию парафино - нафтеновых углеводородов проводили петролей -а ным эфиром (1500 см для колонки на 300 г оксида алюминия). Ароматические углеводороды последовательно экстрагировали бензолом и спиртобензольной смесью. Оптимальное количество каждого десорбента составило 250 см .
Разделение и количественное определение смолисто-асфальтеновых ве ществ проводили по методу Маркуссона /92/. Анализ основывается на различ ной растворимости компонентов смолисто-асфальтеновых веществ в разных растворителях и, в частности, на основании резко выраженного различия рас творимости главных их составных частей (смол и асфальтенов) в низших гомологах метана.
В качестве адсорбента использовали предварительно прокаленную окись алюминия. Соотношение массы навески испытуемого продукта и адсорбента приняли 1:8. Адсорбция смолистых веществ продукта окисью алюминия проводилась в течение 12 часов. В качестве растворителя для экстракции смолисто-асфальтеновых веществ использовали петролейный эфир и хлороформ.
Для определения плотности нефтепродуктов и воды использовали пикнометр с меткой вместимостью 5 см3. Определение производили по /89/.
Показатель преломления по?0 определяли при 20С на рефрактометре РДУ 67-683 для конденсата и его отдельных фракций, полученных разгонкой на аппарате АРН-2. Показатель преломления в соединении с такими характеристиками как плотность и данные ИК - спектроскопии позволяет более глубоко подойти к изучению углеводородного состава нефтяных фракций.
Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей реологические свойства нефти и нефтепродуктов. От особенностей реологиче ских свойств зависит величина энергозатрат в различных технологических про цессах добычи, транспортировки и переработки нефти. В нефтепереработке оп ределяют динамическую, кинематическую, эффективную и условную вязкости.
Определение кинематической вязкости проводили по /108/ на вискози метрах ВПЖ-2 и ВПЖ-4 (типа Пинкевича) с различными внутренними диаметрами капилляров. Диаметр капилляра подбирали с таким расчетом, чтобы время истечения нефтепродукта было в пределах 100 с.
Динамическую вязкость вычисляли как произведение кинематической вязкости и плотности конденсата при той же температуре.
Высокопарафинистые нефти и конденсаты при температурах, близких к температурам их застывания обычно обладают аномальной вязкостью. Вьша дение кристалликов парафина в объеме охлажденной нефти обусловливает образование объемной структуры, прочность которой возрастает по мере охлаждения. Это выражается в росте статического напряжения сдвига и эффективной вязкости нефти.
Эффективную вязкость конденсата и пластовых эмульсий определяли на вискозиметре ротационного типа Реотест-2 с шириной кольцевого зазора меж ду коаксиальными цилиндрами 1см /31/. Конструкция прибора позволяла проводить измерения в интервале градиентов скорости от 3 до 1312 см"1. Температура измерения составляла 5С.
Строго говоря, термин "температура застывания" по отношению к нефтям и нефтепродуктам условный и не может быть физической характеристикой нефти. Температура застывания является полуколичественной характеристикой загустевания и определяется температурой, при которой теряется подвижность нефти при малых усилиях сдвига. Практическое значение определения температуры застывания огромно, так как она является точечной, но уже реологической характеристикой системы, фиксирующей достижение определенного (численно не определяемого) напряжения при сдвиге.
Исследование физико - химических свойств пластовых вод
Представленный на испытания образец является уже достаточно мутным и при охлаждении ниже 20 С еще до застывания отделяет осадок.
Температуры начала кристаллизации и помутнения конденсата не могут быть характеристиками, отражающими склонность газового конденсата к образованию органических отложений. В принципе - это температуры, при кото-рых появляется фазовая неоднородность, и, по сути, их величина определяется термодинамическими характеристиками системы /55/.
В определенной степени полуколичественными характеристиками загус тевания (а не способности образовывать отложения) являются величины темпе ратур застывания - температур, при которых теряется подвижность при малых усилиях сдвига. Температура застывания является тоже точечной, но уже рео- Логической характеристикой системы, фиксирующей достижение определенно го (численно не определяемого) напряжения при сдвиге. Эта величина отража ет, в первую очередь, особенности морфологии выделяющейся кристалличе ской фазы. Как известно, парафины кристаллизуются в виде асимметричньїх неплотных разветвленных кристаллов и, чем выше степень асимметрии и ниже степень заполненности занимаемого объема, тем при более низкой концентра ции твердой фазы наблюдается потеря текучести в условиях стандартных ис пытаний /58/. Таким образом, определяемые значения температур застывания не являются численными (термодинамически обусловленными) характеристи ці ками, а отражают наступление критической степени заполненности объема но вой фазой/51, 55/.
Согласно проведенным исследованиям, температура застывания конденсата в стандартных условиях испытания составляет -40С, температура помутнения равна +33С. На рисунке 8 показано изменение кинематической вязкости конденсата в зависимости от температуры. Из приведенных данных следует, что с повышением температуры вязкость конденсата уменьшается.
Изучение реологических свойств конденсата при 5С показало, что динамическая вязкость конденсата увеличивается прямо пропорционально с увеличением угла закручивания а. Таким образом, конденсат, вероятнее всего, представляет собой ньютоновскую жидкость.
Газовый конденсат, добываемый на месторождении «Прибрежное», имеет довольно высокую обводненность. В ряде случаев она достигает 80%, составляя в среднем 20%.
Для пластовых вод месторождения «Прибрежное» были определены величина рН, плотность и жесткость.
Величина рН пластовой воды оказывает большое влияние на устойчивость образующейся в процессе добычи и транспортировки водонефтяной эмульсии. В зависимости от рН среды изменяются пленкообразующие свойства нефтяных ПАВ - в данном случае полярных смол, - а также изменяется поверх ностная активность используемых реагентов-деэмульгаторов. Так, для смол и парафинов пленкообразующая способность понижается с ростом рН /103/. Наименее стабильная эмульсия образуется при величинах рН водной фазы в интервале 7-8/103, 104/.
Пластовые воды месторождения «Прибрежное» являются практически нейтральными. Определенная величина рН составила 7,52. Согласно исследованиям Панченкова Г. Н. и Сериковой Л.А., изложенным в /103/, смолы на гра- нице раздела с нейтральными водами образуют жестко-эластичные межфазные пленки. При подщелачивании вод происходит резкое падение прочности свойств пленок. Одновременно повышается эффективность действия деэмуль-гаторов /104/, Следовательно, рациональным является подщелачивание нейтральных вод месторождения.
Плотность пластовых вод влияет на условия разделения эмульсии. Сложно разделить эмульсии, в которых вода и нефтяная фаза близки по плотности. Плотность пластовых вод месторождения «Прибрежное» составляет 1,1709 г/см при плотности обезвоженного конденсата 0,7797 г/см . Для улучшения условий разделения эмульсий повышают плотность пластовых вод или используют специальные химические реагенты - деэмульгаторы.
Солевой состав или жесткость пластовых вод влияет на стабильность нефтяных эмульсий, на прочность органических отложений, накапливающихся на внутренней поверхности трубопроводов, а также на условия растворения различных химических реагентов, в частности, поверхностно-активных веществ. Жесткость пластовых вод продукции скважин изучаемого месторождения составляет 1,4 ммоль/дм3, то есть вода мягкая. Такая довольно низкая минерализация воды приводит к увеличению устойчивости эмульсий вследствие значительного уменьшения разности плотностей нефти и пластовой воды, что и наблюдается на практике.
Изучение растворимости парафиновых отложений в различных органических растворителях
На газоконденсатном месторождении «Прибрежное» для ликвидации у последствий парафиноотложения широкое применение получили углеводород ные растворители, такие как газовый бензин, дизельное топливо. Основное дос тоинство таких растворителей заключается в родстве соединений, входящих в их состав, с конденсатом, а также в доступности сырьевого обеспечения. Эти растворители производятся на том же месторождении и не влияют на процессы дальнейшей переработки конденсата. Применение газового бензина, получае мого из газового конденсата, в качестве растворителя значительно снижает экс плуатационные затраты на процесс очистки поверхностей от отложений napa lm финов.
Для обоснования выбора технологических параметров методов интенсификации добычи газового конденсата, направленных на удаление смолопа-рафинового осадка из конденсатопроводов, необходимо определить растворяющую способность различных углеводородных растворителей относительно естественных отложений газового конденсата.
Растворяющую способность реагентов в лабораторных условиях определяли по потере массы образцов после нахождения их в течение одного часа в 20 см растворителя при определенной температуре. Выбор температуры выдержки обусловлен требованиями техники безопасности и не превышает температуру кипения растворителя. В качестве образцов использовали смолопара-финовые отложения, отобранные из транспортного трубопровода скважины № 15. Полученные результаты представлены в таблице 10. Ь Таблица 10
Полученные результаты показывают, что наилучшей растворяющей способностью для смолопарафиновых отложений данного месторождения обладают легкий бензин и толуол. Визуальные наблюдения показали, что действие легкого бензина основано на диспергировании смолопарафиновой массы за счет избирательного растворения ее компонентов.
Основываясь на полученных результатах можно сказать, что для растворения накопившихся смолопарафиновых отложений на данном месторождении t целесообразно применять растворители, имеющие в своем составе ароматиче ские углеводороды и легкие углеводородные фракции. В качестве таких растворителей можно рекомендовать, например, реагенты СНПХ-1р-1 и СНПХ-7р-2, растворитель на основе кубовых остатков ректификации этилбензола и стирола /134/. Основу обоих композиций СНПХ составляет легкая пиролизная смола. Вторую половину в композиции СНПХ-lp-l составляет газовый бензин, а в СНПХ-7р-2 - гексановая фракция.
Отмыв слоя парафиновых отложений с металлической поверхности Для полного отмыва металлической поверхности от остатков смолопара финовых отложений, а также для ее гидрофилизации или подготовки к обра ботке гидрофилгоируювдими составами, используют водные растворы ПАВ. Нами изучена эффективность отмыва металлической поверхности от отложе ний парафина растворами различных ПАВ. Исследования проводили на по Щ верхности металлического стержня с использованием растворов различных ПАВ. Концентрация ПАВ в дистиллированной воде составляла 0,05%. Для исследования взяты следующие ПАВ: неионогенное ПАВ - оксиэтилированне алкилфёнолы, содержащие 9-10 оксиэтильных групп, являющиеся основой присадки ОП-10. Краевой угол смачивания равен 86. Растворяется в дистиллированной, пластовой и технической воде; композиция неионогенных и анионоактивных ПАВ — представляет собой композицию триглицеридов, природных ПАВ и омыленных едким калием или натрием растительных жирных кислот с 20% синтезированных ал-килфенолов - выпускается под товарной маркой ФК 2000 ПЛЮС, с краевым углом смачивания 116; композиция не
У ионоактивных ПАВ - является смесью неионогенного ПАВ, углеводород ного растворителя, азотсодержащей добавки и выпускается под товарной маркой ПКД СНПХ-0515, с краевым углом смачивания 134 Данные, полученные в опытах по отмыву слоя парафиновых отложений с металлической поверхности в растворах различных ПАВ приведены в таблице И.
Визуальные наблюдения показали, что при отсутствии в воде ПАВ раз ) рыва слоя парафиновых отложений на поверхности металлического стержня не происходит - слой лишь утончается и в течение 20 мин. с поверхности металлического стержня отмывается 37,8 % парафиновых отложений. Увеличение времени отмыва не влияло на количество отмытого парафина. При наличии же в воде ПАВ слой парафина сначала утончается, затем смывается с поверхности стержня.
Сравнивая результаты опытов можно сделать вывод, что при использовании неионогенных ПАВ - алкилфенолов и содержащей алкилфенолы присадки ФК 2000 ПЛЮС - отмыв слоя парафиновых отложений происходит значительно эффективнее, чем при использовании ионогенных ПАВ, входящих в состав ПКД. Количество парафина, отмытого растворами алкилфенолов и ФК 2000 ПЛЮС в полтора раза больше, чем отмытого раствором ПКД и почти в два раза больше, чем отмытого дистиллированной водой. ) При отмыве парафиновых отложений дистиллированной водой с добав ками оксиэтилированных алкидфенолов и іфисадки ФК 2000 ПЛЮС с поверхности металлического стержня отрываются мелкие капли конденсата, которые равномерно распределяются в объёме отмывающего раствора. Количество отмытого парафина по сравнению с дистиллированной водой возрастает.
Повышение эффективности процесса отмыва происходит в ряду АФ-9-10, ФК 2000 Плюс, ПКД СНПХ 0515 симбатно с краевым углом смачивания. Проведённые исследования показывают целесообразность применения неионногенных ПАВ при очистке внутренней поверхности трубопровода от парафиновых отложений. Однако стоимость таких реагентов достаточно высокая. Близкий уровень эффективности и гораздо более низкую стоимость имеет реагент ФК 2000 Плюс, поэтому его применение экономически более целесообразно. Для изучения поверхностно-активных свойств ФК-2000 Плюс в пресных и минерализованных водах изучали снижение поверхностного натяжения рас ) творов на границе с керосином, используя метод наибольшего давления - раз новидность сталагмометрического. Использованный метод связан с количественной оценкой изменения молекулярной природы границы раздела фаз в результате адсорбции ПАВ. Вода является акцептором для гидрофильной части ПАВ, Исследования проводили на приборе типа «Сталагмометр УФНИИ». Результаты исследований представлены нарис 10.
Как видно из рисунка, ФК 2000 Плюс эффективно снижает поверхностное натяжение на границе с керосином воды и минерализованных растворов NaCl различной плотности. Величина снижения поверхностного натяжения при концентрации 0,05 - 1,00 % ФК 2000 Плюс составляет 63-86 %.
![Влияние мексикора на эффективность гипотензивной терапии ингибиторами ангиотензинпревращающего фермента и \Nb-адреноблокаторами у больных артериальной гипертонией [Электронный ресурс]](/i/i/4384/189940.png "Влияние мексикора на эффективность гипотензивной терапии ингибиторами ангиотензинпревращающего фермента и \Nb-адреноблокаторами у больных артериальной гипертонией [Электронный ресурс] Сараева Юлия Васильевна")
