Неонолы

Все исследованные нами неионогенные ПАВ (ОП-4, ОП-10, се-пароль-29, неонол 2В-13-17-12, нонал ДАР-18, неонол АФ9-12) представляют собой широкие фракции или смеси поверхностно-актив-ных компонентов, отличающихся друг от друга молекулярной массой, поверхностной активностью, растворимостью в полярных и неполярных средах, диффузионными свойствами. Так, например, ОП-10 представляет собой смесь полимер гомологов окси- [c.8]

Наиболее сильно ослабляют аномалии вязкости нефти ОП-4, ОП-10 и их смеси. Значительно слабее действуют на нефть стеарокс-4 и неонолы. Это хорошо видно из таблицы., Добавка в [c.6]

Выполненными исследованиями установлено, что неионогенные ПАВ типа оксиэти тированных алкилфенолов (ОП-4, ОП-10), блоксополимеров окисей этилена и пропилена (сепароли), оксиэтилированных жирных спиртов (неонолы), оксиэтилированных и оксипропилированных оксиспиртов (ноналы), непосредственно введенные или перешедшие в нефть путем диффузии из водных растворов, подавляют аномалии ее вязкости, в результате чего реологические свойства нефти приближаются к свойствам ньютоновской жидкости, улучшаются условия ее фильтрации в пористой среде, увеличивается коэффициент вытеснения нефти из образцов горной породы. Кроме того, введение в нефть ПАБ приводит к ослаблению ее тиксотропных свойств, т.е. снижает способность пространственной структуры нефти к тиксотропному упрочнению. [c.7]

Рис. Л.1. Кинетика впитывания воды в кварцевый песок, обработанный различными химическими составами I - УНИ-1 + доуфакс (0,1% мае.) 2 - УНИ-1 + неонол АФ9-12 (0,1% мае.)- 3 - водный раствор СаС1,

Столь различное действие исследованных ПАВ на аномалии вязкости нефтей можно объяснить строением их молекул. Как известно, ПАВ типа ОП представляют собой полиэтилеиглико-левые эфиры алкилфенолов стеарокс-4 является смесью ОП-7 и полиэтиленгликолиевой производной стеариновой кислоты неонолы — продукты оксиэтилирования высших жирных спиртов. Основной отличительной чертой строения молекул ПАВ типа ОП является наличие в молекуле ОП фенольной группы, которая, на наш взгляд, и обеспечивает сильное воздействие ОП-4 на аномалии вязкости. [c.6]

Данные о вытеснении нефти водными растворами других типов ПАВ из карбонатных и терригенных пористых сред приведены на рис. 35 и 36. Эти данные — результат многочисленных опытов на образцах с различной проницаемостью. Из рисунков видно, что применение анионного ПАВ сульфанал НП-36 в смеси с карбонатом натрия эффективно в карбонатных коллекторах любой проницаемости, но особенно при малой. Для вытеснения нефти из терригенных коллекторов смеси реагентов НП-3 и МазСОз, а также алкилсульфонат и неонол 2В1315-9 малоэффективны. Это связано с различием структуры порового пространства и молекулярно-поверхностных свойств (в частности, смачиваемости) терригенных и карбонатных пород. [c.82]

Дальнейшей модификацией присадки Афен явилась разработка ВНИИНП в 1991 г. присадки Автомаг, представляющей собой композицию амида по ТУ 6—02—594—85 (5%), неонола АФ-9-6 по ТУ 38.507—24—87 (5%), денормализата — фракции дизельного топлива после удаления нормальных парафинов (60%) и бутилового спирта (30%). [c.367]

Под влиянием пластовой воды при деструкции неонола АФ .12 образуются а.ткилфенол и полиэтиленгликоль. Установлено, что все выделенные продукты химической деструкции имеют низкую молекулярную массу и представляют собой неонолы с меньшим числом оксиэтиленовой группы. Экспериментально доказано, что в результате химического разрушения неонола АФд.П происходи снижение поверхностной активности его водного раствора. Учитывая неустойчивость НПАВ в пластовых условиях, проведен поиск путей защиты НПАВ от химической деструкции для условий каширо-подольских отложений Арлан-ского месторождения с целью создания стабильной композиции реагентов. Подбор стабилизаторов и разработка методов защиты НПАВ от деструкции ос- [c.181]

В опытах по фильтрации и нефтевытеснению наибольшую эффективность проявила композиция неонол АФ9Л2+ЛГС+ПРС, обеспечивающая вытеснение из породы в условиях лабораторного опыта 80-90 % остаточной нефти. Важнейшим фактором, определяющим механизм вытеснения нефти из пористой среды водными растворами ГЪАВ, а также технологическую и экономическую целесообразность применения данного способа извлечения остаточной нефти, является адсорбция ПАВ на поверхности пород. Значение удельной адсорбции неонола АФ9.12 на поверхности исследуемой карбонатной породы без добавок ингибиторов химической деструкции в статических условиях составило 6,7 мг/г. [c.182]

Добавление к неонолу АФ9.12 ЛГС снижает адсорбцию до 5,6 мг/г, а ПРС до 3,5 мг/г. В динамических условиях адсорбция неонола АФ9Л2 в композиции с ЛГС и ПРС уменьшается еще более заметнее и составляет 2,2 мг/г. [c.182]

Удельная технологическая эффективность составила 30-35 т/т. Анализ проведенных геофизических и гидродинамических исследований на опытном объекте до и после закачки композиции неонола АФ9Л2-ьЛГС-ПРС показа-1 увеличение охвата пласта воздействием по толщине, улучшение фильтрационных характеристик пласта. [c.182]

Топливные смеси, содерж1ицие 80% масс, газоконденсатного бензина, по 10% масс, метанола и воды, подвергались эмульгированию. Концентрация эмульгатора-неонола изменялась от 0,05 до 0,5% масс. [c.17]

Рис. 1.9, Зависимость расслаиваемости бензино-водно-спиртовой эмульсии от времени перемешивания (т) 1 - пентол 2 -интанол 3 неонол. Время. хранения - 30 дней

Параметры 0 0,05 неонола АФ9-12 0,05 нонала ДАР-18 0,05 попала ДАР-18 плюс 0,02 неонола АФ9-12 [c.9]

Р и с. 1.2. Изменение концентрации ПАВ в нефти скв.16 Исанбаевского месторождения в процессе диффузии из водных растворов (1 - 0,11% мае. неонола 2В-1317-12 2 - 0,15% мае. неонола АФ-14) [c.14]

Коэффициенты диффузии легко находятся из решения эт0) 0 уравнения при постоянных граничных условиях. В наших экспериментах процесс диффузии протекал при переменных граничных условиях (в замкнутом объеме). Расчеты, проведенные для начальной стадии процесса, когда его можно условно считать стационарным, показали, что коэффициент диф< зузии ПАВ типа неонол 2В-1317-12 в воде равен О.З Ю" м сут, а в пластовых нефтях Башкортостана с индексом аномалий вязкости около 10- на 1...2 порядка меньше. [c.15]

Из данных, приведены ь[х на рис.3. 1 и в табл.3.1, видно, что из испытуемых химических составов гидрофобизир>тощее действие на пористую среду оказьгеают следующие составы (в порядке усиления) УНИ-3, У НИ-], УНИ-1 с добавлением Нефтехим-1 (0,1%), ТГ, МК-1. Результаты кс-периментов позволяют рекомендовать эти химические составы в качестве технологических жидкостей, обладающих гидрофобизирующи-ми свойствами, для добывающих скважин. Они полностью согласуются с результатами предыдущих исследований и рекомендациями по использованию состава УНИ-1 и состава УНИ-3 в качестве жидкостей глушения нефтяных скважин [33-37], Два из испытуемых состава УНИ-1 с добавлением неонола АФ9-12 (0,1%) и УНИ-1 с добавлением доуфакса ДВ-02 (0,1%), наоборот, оказывают гидрофилизирую-щее действие на пористую среду (см. табл.3.1), что позволяет рекомендовать их для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин. [c.30]

Состав эмульсии, % об. Необходимое количество. эмулыагора-неонола, % масс. Оптическая плотность [c.19]

Время отстаивания - 30 дней. Объемное соотношение бензина, воды и метанола - 80 10 10. Все три эмульгатора пентол, интанол, неонол [c.21]

Рнс. 1.10. Зависимость расслаиваемости бетино-водно-спиртовой эмульсии от содержания воды(1) и метанола(2) в смеси. Эмульгатор - неонол. Время хранения - 30 дней [c.23]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология