нефтехимия

[gazhimik]

Помогите пожалуйста решить технологическую задачку. В нефтехимии активно применяется солянокислотная обработка скважин для увеличения добычи. При этом есть определенные требования раствору солянки, и для их выполнения вводят в ее состав загуститель, ингибитор и ПАВ. Существующая годами отработанная технология в последнее время перестала работать и в связи с этим стала проблема поиска эффективных компонентов для раствора.

В связи с этим несколько вопросов:

1. Реально ли найти вещество обладающие одновременно свойствами ингибитора, загустителя и ПАВ?

2. В скважине раствор соляной кислоты в большей или меньшей степени контактирует с пластовыми водами у которых огромная минерализация и ни один ПАВ толком не работает. Что можно сделать в этом случае? Можно ли подобрать ПАВ работающий в столь агрессивных средах?

3. Какой загуститель является наиболее эффективным для соляной кислоты.

4. Что можно сделать для увеличения эффективности солянокислотной обработки скважины?

[chemist]

Ого, задание для отраслевого НИИ как минимум на пятилетку
Вещество, обладающее одновременно свойствами ингибитора, загустителя и ПАВ придумать-то можно, можно даже насинтезировать образцы и испытывать их, но за чей счёт?
Вам нужна не просто информация для курсовой/диплома/кандидатской, а коммерческого характера. И какой Ваш конкурент её просто так сольёт, затратив на её добычу время и деньги? А если и подарит, то где гарантия, что эта информация будет полная и надёжная? Догадываетесь зачем существуют научные учреждения и научные департаменты фирм и их не по детски финансируют?
По другому никак

[Трудяга]

А что именно ингибировать нужно? Железо, медь, солеотложения? Какая концентрация соляной кислоты?

[gazhimik]

Ингибировать нужно соляную кислоту чтобы пока её закачивают в скважину не разъела все на своем пути (трубы и т.п.). Планируем использовать 10 % HCL.

[Трудяга]

Трубы - черный металл? Вязкость нужна на этапе закачки или после того, как кислота разбавится пластовыми водами?

[gazhimik]

Сталь-но какая марка не знаю. Вязкость нужна для того что бы соляная кислота проникала и в труднодоступные места, а не тупа разъедала все на своем пути, по опыту могу сказать использование не гелеообразной соляной кислоты приводит лишь к обводненности скважины, а не способствует увеличению добычи.

[gazhimik]

chemist, по поводу вашего сообщения. Все что вы написали я понимаю и моя цель разобраться принципиально в механизмах этих процессов. Естественно не планировал получить готовую методику или пошаговую инструкцию, хотел лучше понять химизм и механизм всего этого дела.

[chemist]

Помогите пожалуйста решить технологическую задачку.
Существующая годами отработанная технология в последнее время перестала работать и в связи с этим стала проблема поиска эффективных компонентов для раствора.

Опишите вкратце что была за "Существующая годами отработанная технология" (какой был загуститель, ПАВ, ингибитор, режимы).
Расскажите как и почему она перестала работать "в последнее время" и что именно перестало работать - загуститель, ПАВ, ингибитор или все вместе, окаянныя

[gazhimik]

Загуститель был на основе гуаровых смол; ПАВ, сколько мы не пробывали, ни один толком не работал, было очень мало пены; что касается ингибитора то нам производитель кислоты добавлял свой ингибитор, какой он держит в тайне, но как раз с ним и проблем и не было (если не считать небольшого удорожания продукции). Проблема возникла из того что до недавнего времени обработки давали прирост добычи, а сейчас его практически нет, хотя по нашим данным скважины ещё не истощены. Сами понимаете такие обработки дело не дешевое и хлопотное, поэтому возникла задача поменять что-то в технологии обработок.

Основная проблема это в ПАВ, как его заставить работать в водах с сильной минерализацией?
Да и загуститель можно поменять, гуаровые смолы вчерашний день. Подскажите какой-нибудь?

[novus]

Загуститель был на основе гуаровых смол; ПАВ, сколько мы не пробывали, ни один толком не работал, было очень мало пены; что касается ингибитора то нам производитель кислоты добавлял свой ингибитор, какой он держит в тайне, но как раз с ним и проблем и не было (если не считать небольшого удорожания продукции). Проблема возникла из того что до недавнего времени обработки давали прирост добычи, а сейчас его практически нет, хотя по нашим данным скважины ещё не истощены. Сами понимаете такие обработки дело не дешевое и хлопотное, поэтому возникла задача поменять что-то в технологии обработок.

Основная проблема это в ПАВ, как его заставить работать в водах с сильной минерализацией?
Да и загуститель можно поменять, гуаровые смолы вчерашний день. Подскажите какой-нибудь?

вы не на том форуме разместили
проблема простая
как раз запускаем производство по ингибиторам для кислоты для кислотного гидроразрыва пласта.
по поводу пав, есть ингибиторы - пенообразователи
загуститель, лучше то что вы используете, остальное дорого
форум где бывают все самые лучшие спецы в нефтянке - oilforum.ru
и еще это не нефтехимия, а нефтепромысловая химия (две боооольшие разницы)

[gazhimik]

novus, спасибо за совет.
А ваш ингибитор - пенообразоваетль точно будет работать при контакте с пластовыми водами высокой минерализацией?
Если да, отпишетесь в личику, обсудим варианты дальнейшего сотрудничества.

[Трудяга]

Попробуйте низкоэтоксилированные жирные амины и их смесь с бетаинами. Амины отлично загущают соляную кислоту и ингибируют коррозию стали.

[gazhimik]

Да а как быть с ПАВ? И ориентировочно сколько стоит ваша смесь?