Тринатрийфосфат ГОСТ 201-76

ГОСТ 201-76

Область применения тринатрийфосфата:

Тринатрийфосфат применяется в энергетике, металлургии, машиностроении, целлюлозно-бумажной  промышленности, пищевой промышленности и в других отраслях в качестве средства для растворения всех видов минеральных загрязнений,   в том   числе запущенных накипных  отложений   на  внутренних  поверхностях  теплообменного  оборудования, бытовых водонагревательных приборов (чайников,стиральных машин и т.п.). Концентрация рабочего раствора 50 - 100 г/литр.

Тринатрийфосфат применяется   для   мытья   и   обезжиривания      оборудования   из   коррозионно-устойчивых к щелочным   растворам   материалов,  для ручной   и механизированной очистки коптильных камер в  мясной   и рыбной   промышленности,   для мойки и обезжиривания  посуды  на  предприятиях  общественного  питания,    для  обработки оборотной     стеклотары,   емкостей,   транспортеров и линий   розлива,   стен и полов производственных и бытовых помещений в любых отраслях промышленности.

Тринатрий фосфат используется в качестве антинакипина. Концентрация рабочего раствора 0,3 - 10 г/литр.

Тринатрий фосфат применяется для замачивания и стирки белья. Концентрация рабочего раствора 10-15 г/литр. Температура рабочего раствора 30 -  50 °С.

Гарантийный срок хранения - 12 месяцев.

Опытно-промышленные испытания тринатрийфосфата

Лабораторными исследованиями, проведенными в институте ТатНИПИнефть на линейных несцементированных пористых средах в условиях приближенного динамического подобия, показано, что при вытеснении нефти водой с оторочкой 0,1 —1,0%-ного раствора ТНФ средняя величина коэффициента безводного вытеснения по 9 опытам составляет 0,64, конечного — 0,76. Аналогичные опытов по вытеснению нефти обычной водой дали среднюю величину коэффициента безводного вытеснения 0,53, конечного — 0,66.

Еще лучшие результаты даст применение малообъемных концентрированных (5—15%) оторочек ТНФ. В данном случае средняя величина коэффициента безводного вытеснения по 9 опытам составила 0,70, конечного — 0,78.

Оценка влияния 1%-ного раствора ТНФ на коэффициент вытеснения с помощью центрифугирования средний коэффициент вытеснения для терригенных и карбонатных образцов пород с близкими значениями содержания остаточной воды оказался равным соответственно 59,5 и 63,6%, что на 5,8 и 9,5% больше по сравнению с коэффициентом вытеснения пресной водой.

Повышенные по сравнению с обычной водой нефтвымывающие свойства ТНФ обусловлены тем, что последний является хорошим смачивателем. Лабораторными исследованиями показано, что смешивание раствора ТНФ как с пресной, так и с пластовой водой приводит к резкому увеличению косинуса угла смачивания, при содержании в воде 1% ТНФ он становится равен единице.

Другим фактором, объясняющим улучшенные нефтевымывающие свойства этого реагента, является то, что нефть неиндеферентна к растворам ТНФ. В частности, исследованиями показано, что растворы ТНФ обладают весьма заметной поверхностной активностью на границе с нефтью. Если на границе с неполярным керосином относительное межфазное натяжение при концентрациях ТНФ 8—6% составляет 0,8, то эта величина, замеренная на границе с нефтью, равна 0,1.

Повышенная смачивающая способность и поверхностная активность растворов ТНФ приводят к улучшению капиллярной пропитки нефтенасыщенных пористых вред — капиллярное вытеснение нефти за счет доотмыва остаточной нефти из предварительно обводненных пористых сред 0,5 и 1,0%-ными растворами ТНФ привело к абсолютному приросту коэффициента вытеснения соответственно на 23,7 и 1,5%; относительная величина прироста нефтеотдачи составила 36% от остаточной нефти.

Следующей причиной повышенных нефтевымывающих свойств ТНФ может быть образование на фронте вытеснения практически нерастворимого высокодисперсного фосфата кальция и магния при смешении с погребенной и закачиваемой водой. Кристаллики этих солей закупоривают поры, промытые водой, увеличивая гидравлическое сопротивление и локальную эффектную вязкость воды и направляя, тем самым, воду в поры, заполненные нефтью. Иными словами, здесь играет роль селективная внутрипоровая кольматация, вследствие чего должен увеличиваться микро- и макроохват порового пространства вытеснением.

Расчеты, проведенные на основании лабораторных данных, показали, что 1 т закачанного в пласт ТНФ позволит дополнительно добыть 100 т нефти.

Для оценки промысловой эффективности метода повышения нефтеотдачи пластов в районе скважины 8 (горизонт До) в августе — октябре 1967 года была создана оторочка 0,44%-ного раствора из 102 т ТНФ. Вода от закачки в очаговую скважину 8 появилась в эксплуатационной скважине 7 в 1969 году. При этом в качестве трассирующего параметра было принято содержание фосфат-иона в попутной воде. Появление воды дало возможность предварительно оценить влияние ТНФ на показатели разработки опытного участка за безводный период. Анализ влияния оторочки тринатрийфосфата на показатели вытеснения показал, что при закачке раствора ТНФ приведенная безводная добыча нефти оказалась равной 24,9%, тогда как по пяти контрольным участкам примерно с такими же геолого-физическими условиями и параметрами пластов этот показатель оказался равным в среднем 0,6%, Приведенная добыча с опытного участка, подсчитанная при 20%-ной обводненности добиваемой продукции, оказалось на 4,5% больше, чем по контрольным участкам при той же обводненности.

Положительные факторы воздействия ТНФ на показатели разработки опытных участков можно дополнить состоянием разработки опытного участка бобриковского горизонта в районе скважины 222, где около двух лет назад была создана оторочка ТНФ, На сегодняшний в окружающих эксплуатационных скважинах не погявилась еще закачанная вода, тогда как характерным явлением при разработке бобриковского горизонта при приемистости нагнетательных скважин свыше 1000 м3сут является быстрый, прорыв закачиваемой воды в ближайшие эксплуатационные скважины.

На 23 опытных участках, расположенных в различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений Татарстана, закачано в общей сложности 3650 т ТНФ. Конкретно говорить о влиянии раствора ТНФ на изменение коэффициента нефтеотдачи, этих участков пока рано, поскольку эксплуатационные скважины дают водную нефть или процент воды (пластовой) находится на том же уровне, что и в начале закачки ТНФ. Предварительные данные показывают высокую технико-экономическую эффективность процесса.