RU2064953C1 - Состав для добычи и транспорта нефти - Google Patents
Состав для добычи и транспорта нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2064953C1 RU2064953C1 RU93033118/03A RU93033118A RU2064953C1 RU 2064953 C1 RU2064953 C1 RU 2064953C1 RU 93033118/03 A RU93033118/03 A RU 93033118/03A RU 93033118 A RU93033118 A RU 93033118A RU 2064953 C1 RU2064953 C1 RU 2064953C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- sodium
- water
- extraction
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, вторичной добычи нефти вытесняющей водой, обработки призабойной зоны пласта, а также предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках труб, насосах, скважинном оборудовании и т.п.) асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти. Повышение эффективности его комплексного действия, а также расширение функций состава (улучшение нефтевытесняющей способности в пластовых условиях и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта достигается составом для добычи и транспорта нефти, включающим неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат, спирт этиловый или изопропиловый, воду и бинарную смесь анионного и катионного полиэлектролитов, в соотношении 3-5:1 и этиленгликоль или пропиленгликоль. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, вторичной добычи нефти вытесняющей водой, обработки призабойной зоны пласта, а также для предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках труб, насосах, скважинном оборудовании и т.п.) асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти.
Известен состав для предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений [1] содержащий натрий алкансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат, неионогенное поверхностно-активное вещество, с 6-13 оксиэтильными группами, оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль, углеводородный растворитель, а также алифатический спирт, этиленгликоль или пропиленгликоль, при следующем соотношении компонентов, мас.
Натрий алкилбензолсульфонат 10-30
Неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтильными группами 4-10
Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая или этаноламиновая соль 1-5
Углеводородный растворитель 7,5-15
Алифатический спирт 10-20
Этиленгликоль или пропиленгликоль 5-15
Натрий алкансульфонат Остальное
Недостатком этого состава является способность его водных растворов частично смешиваться с транспортируемой нефтью, что сокращает период эффективной защиты поверхностей от АСПО, уровень и длительность снижения гидравлических сопротивлений при движении нефти по трубам, и в то же время увеличивает остаточное содержание нефти в растворе.
Неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтильными группами 4-10
Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая или этаноламиновая соль 1-5
Углеводородный растворитель 7,5-15
Алифатический спирт 10-20
Этиленгликоль или пропиленгликоль 5-15
Натрий алкансульфонат Остальное
Недостатком этого состава является способность его водных растворов частично смешиваться с транспортируемой нефтью, что сокращает период эффективной защиты поверхностей от АСПО, уровень и длительность снижения гидравлических сопротивлений при движении нефти по трубам, и в то же время увеличивает остаточное содержание нефти в растворе.
Известен состав для предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений и снижения гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при добыче и транспортировании их по трубам, включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат и катионные полимеры четвертичных солей, N, N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой, при следующем соотношении компонентов, мас.
Неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп 5-10
Натрий алкилбензолсульфонат 20-24
Полимеры четвертичных солей N,N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой 1-10
Натрий алкансульфонат Остальное
Недостатком этого состава является его ограниченная эффективность при переходе из турбулентного режима течения (насос, скважина) в ламинарный (в призабойной зоне пласта), особенно при наличии в пластовой жидкости большого количества неорганических солей.
Натрий алкилбензолсульфонат 20-24
Полимеры четвертичных солей N,N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой 1-10
Натрий алкансульфонат Остальное
Недостатком этого состава является его ограниченная эффективность при переходе из турбулентного режима течения (насос, скважина) в ламинарный (в призабойной зоне пласта), особенно при наличии в пластовой жидкости большого количества неорганических солей.
Известен также состав для добычи и транспорта нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат, спирт алифатический, комплексон и анионный полиэлектролит молекулярной массы 40000-5000000 при следующем соотношении компонентов (мас.):
Неионное поверхностно-активное вещество 1-10
Натрий алкилбензолсульфонат 5-15
Натрий алкансульфонат 3-30
Алифатический спирт 0,1-20
Комплексон 0-1
Анионный полиэлектролит 1-10
Кислота Остальное
Недостатком этого состава является низкая эффективность действия в слабокислой, нейтральной и тем более в щелочной среде, что существенно сокращает область его применения в пластовых условиях для стабильного повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и при вторичной добыче нефти вытесняющей водой.
Неионное поверхностно-активное вещество 1-10
Натрий алкилбензолсульфонат 5-15
Натрий алкансульфонат 3-30
Алифатический спирт 0,1-20
Комплексон 0-1
Анионный полиэлектролит 1-10
Кислота Остальное
Недостатком этого состава является низкая эффективность действия в слабокислой, нейтральной и тем более в щелочной среде, что существенно сокращает область его применения в пластовых условиях для стабильного повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и при вторичной добыче нефти вытесняющей водой.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для добычи и транспорта нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат, неионный полиэтиленоксид молекулярной массы 40000-50000000, воду, а также этиловый, пропиловый или изопропиловый спирт, при следующем соотношении компонентов, мас.
Неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп 5-10
Натрий алкилбензолсульфонат 10-30
Полиэтиленоксид молекулярной массы 40000-50000000 1-10
Спирт этиловый, пропиловый или изопропиловый 0,1-30
Вода 1-10
Натрий алкансульфонат Остальное
Этот состав обладает более широким спектром действия (предотвращение образования АСПО, снижение гидравлических сопротивлений вязких нефтей при их движении в поровом пространстве и по трубам, внутрискважинная деэмульсия нефти), но, также как и первый, характеризуется неравномерностью охвата воздействием призабойной зоны пласта. Имея более высокую моющую способность по отношению к нефти и низкую растворяющую способность по отношению к карбонатным составляющим продуктивных коллекторов, он быстрее и качественнее вымывает нефть из крупных поровых каналов, оставляя необработанными мелкие, и не расширяет их. Другим недостатком этого состава является деструкция макромолекул неионного полиэтиленоксида при высокой пластовой температуре особенно в присутствии ионов железа, а также при механическом воздействии и длительном хранении. При этом разрушенные молекулы полиэтиленоксида могут адсорбироваться на поверхностях контакта с нефтью и породой раньше, чем ПАВ и блокировать тем самым их действие. Кроме того, полиэтиленоксид в этом случае может стабилизировать нефтеводяные и водонефтяные эмульсии, порождая последующие технические и экологические проблемы.
Натрий алкилбензолсульфонат 10-30
Полиэтиленоксид молекулярной массы 40000-50000000 1-10
Спирт этиловый, пропиловый или изопропиловый 0,1-30
Вода 1-10
Натрий алкансульфонат Остальное
Этот состав обладает более широким спектром действия (предотвращение образования АСПО, снижение гидравлических сопротивлений вязких нефтей при их движении в поровом пространстве и по трубам, внутрискважинная деэмульсия нефти), но, также как и первый, характеризуется неравномерностью охвата воздействием призабойной зоны пласта. Имея более высокую моющую способность по отношению к нефти и низкую растворяющую способность по отношению к карбонатным составляющим продуктивных коллекторов, он быстрее и качественнее вымывает нефть из крупных поровых каналов, оставляя необработанными мелкие, и не расширяет их. Другим недостатком этого состава является деструкция макромолекул неионного полиэтиленоксида при высокой пластовой температуре особенно в присутствии ионов железа, а также при механическом воздействии и длительном хранении. При этом разрушенные молекулы полиэтиленоксида могут адсорбироваться на поверхностях контакта с нефтью и породой раньше, чем ПАВ и блокировать тем самым их действие. Кроме того, полиэтиленоксид в этом случае может стабилизировать нефтеводяные и водонефтяные эмульсии, порождая последующие технические и экологические проблемы.
Целью изобретения является повышение эффективности его комплексного действия, а также расширение функций состава (улучшение нефтевытесняющей способности в пластовых условиях и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта). Поставленная цель достигается составом для добычи и транспорта нефти включающим неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат, спирт этиловый или изопропиловый, воду и целевую добавку, отличающийся тем, что в качестве целевой добавки он содержит бинарную смесь анионного и катионного полиэлектролитов и, дополнительно, этиленгликоль или пропиленгликоль при следующем соотношении компонентов (мас.):
Неионное поверхностно-активное вещество 2-10
Бинарная смесь анионного полиэлектролита молекулярной массы 40000-5000000 с катионным полиэлектролитом молекулярной массы 600000-1000000 (3-5: 1) 1-7
Углеводородный растворитель 5-15
Спирт этиловый, или изопропиловый 0,1-20
Вода 1-10
Натрий алкилбензолсульфонат 5-15
Натрий алкансульфонат Остальное
Состав может содержать также комплексон в количестве 0,5-1,0%
В качестве анионного полиэлектролита в бинарной смеси используется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью этерификации от 0,4 до 1,2 (Na-КМЦ), полиакрилат или полиметакрилат натрия (ПАК или ПМАК), полиакриламид (ПАА).
Неионное поверхностно-активное вещество 2-10
Бинарная смесь анионного полиэлектролита молекулярной массы 40000-5000000 с катионным полиэлектролитом молекулярной массы 600000-1000000 (3-5: 1) 1-7
Углеводородный растворитель 5-15
Спирт этиловый, или изопропиловый 0,1-20
Вода 1-10
Натрий алкилбензолсульфонат 5-15
Натрий алкансульфонат Остальное
Состав может содержать также комплексон в количестве 0,5-1,0%
В качестве анионного полиэлектролита в бинарной смеси используется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью этерификации от 0,4 до 1,2 (Na-КМЦ), полиакрилат или полиметакрилат натрия (ПАК или ПМАК), полиакриламид (ПАА).
В качестве катионного полиэлектролита в бинарной смеси состав содержит поли N, N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлорид (ВПК-402, ТУ 6-05-231-238-83), сополимер N, N-диалкил, N, N-диаллиламмонийхлорида с акриловой кислотой (сополимер АТ-2, СТП 01-22-81), полиэтиленимин (ПЭИ), или полимеры пиридиновой соли (ППС).
Бинарную смесь готовят смешением вышеуказанных компонентов до гомогенного состояния.
Смесь выдерживают при температуре 20 С в течение не менее 3 часов.
Об изменении структуры бинарной смеси анионных и катионных полиэлектролитов по сравнению с исходными компонентами свидетельствует их ИК-УФ-спектры.
В бинарной смеси увеличивается интенсивность полос поглощения групп С=О вблизи 1700 см и 1250-1280 см (колебания связей С-О), аддитивно уменьшено поглощение сульфоксидных (1050 см) групп. Прослеживаются характеристические полосы производных пиррола (3460 см).
В качестве неионного поверхностно-активного вещества состав содержит моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С10-С13 (Синтанол ДТ-7, ТУ 6-14-1037-79) или фракции С10-С20 (Синтанол ДС-10, ТУ 6-14-577-77), моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля (Смачиватель ДБ, МРТУ 6-02-530-80), полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов жирных кислот фракции С10-С16 (Синтамид 5, Синтамид 10, ТУ 6-02-640-80), оксиэтилированные алкилэфиры на основе тримеров пропилена (Неонол 9-12, Неонол 9-10, ТУ 38-1036-25-87).
В качестве натрий алкилбензолсульфоната используется Сульнол с 10-18 атомами углерода (ТУ 6-01-1043-79 или ТУ 6-01-1001-73 или ТУ 38-9-35-69), натрий алкансульфоната-Сульфонат, содержащий 12-18 атомов углерода (ОСТ 6-01-35-79) или Волгонат, содержащий 11-17 атомов углерода (ОСТ 6-01-32-77).
В качестве углеводородного растворителя состав содержит керосин, уайт-спирит или бензин.
В качестве алифатических спиртов группы С1-С3 используется спирт этиловый технический (ГОСТ 17299-78), спирт пропиловый (ГОСТ 69-95-77) или спирт изопропиловый (ТУ 6-09-402-75). Возможно использование смеси этих спиртов с этиленгликолем.
В качестве комлексонов используется 2 окси-1,3 диаминпропантетраметиленфосфоновая кислота (ДПФ-1, ИУ-09-4915-80) или ее натриевая соль (ДПФ-1Н, ТУ 6-09-20-36-80), оксиэтилендифосфоновая кислота (ОЭДФ) или нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ).
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для добычи транспорта нефти отличается от известного введением новых компонентов. Таким образом заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна".
Анализ известных применяющихся в нефтяной промышленности составов для добычи и транспорта нефти показал, что совместное введение бинарной смеси анионного и катионного полиэлектролитов со спиртом, композицией анионных и неионных ПАВ и комплексоном для повышения эффективности действия и увеличения нефтеотдачи пласта не проводилось. Откуда следует, что заявляемый состав соответствует критерию "изобретательский уровень".
Варианты состава приведены в таблице 1, а их рабочие характеристики в таблице 2. При введении в нефть состав растворяют в пресной, морской или пластовой воде до содержания 0,05-100%
Эффективность состава определялась в лабораторных и промысловых условиях по следующим показателям:
1. Снижение гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при их движении по трубам (увеличение полезной производительности трубопровода).
Эффективность состава определялась в лабораторных и промысловых условиях по следующим показателям:
1. Снижение гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при их движении по трубам (увеличение полезной производительности трубопровода).
2. Гидродинамическая устойчивость кольцевого потока.
3. Эффективность предотвращения образования АСПО.
4. Стабилизирующая способность (остаточное содержание нефти в растворе).
5. Нефтевытесняющая способность и коэффициент нефтевытеснения.
Примеры конкретного использования:
При использовании аналогов, прототипа и примера N 14 исходные компоненты, взятые в определенном массовом соотношении, вводят в состав в указанной последовательности и перемещают до образования однородной маловязкой массы.
При использовании аналогов, прототипа и примера N 14 исходные компоненты, взятые в определенном массовом соотношении, вводят в состав в указанной последовательности и перемещают до образования однородной маловязкой массы.
При изготовлении предлагаемого состава сначала анионный полиэлектролит смешивают с катионным полиэлектролитом при массовом соотношении от 5:1 до 3: 1. После выдержки в течение 3 или более часов в эту бинарную массу добавляют остальные компоненты состава и перемешивают до образования однородной маловязкой массы. При использовании вязких полиэлектролитов возможно введение воды в количестве, не превышающем 1-10% от массы изготовляемого состава, непосредственно в бинарную смесь полиэлектролитов.
Пример 1 (N 5 по табл.1). Готовят 1 г бинарной смеси, смешивают 0,8 г Na-КМЦ с 0,2 г ВПК-402. Через 3 часа в нее при постоянном перемешивании вводят 1 г воды, 2 г неионного ПАВ (Синтанол ДТ-7), 0,1 г этилового спирта, 5 г этиленгликоля, 5 г уайт-спирита, 5 г натрий алкилбензолсульфоната (Сульфонол), 80,9 г Сульфоната. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.
Пример 2 (N 6 по табл.1). Готовят 4 г бинарной смеси, смешивая 3 г Na-КМЦ с 1 г ВПК-402 в присутствии 5 г воды. Через 3 часа в нее при постоянном перемешивании вводят 6 г неионного ПАВ (Синтанол ДТ-7), 10 г этилового спирта, 7,5 г этиленгликоля, 10 г уайт-спирита, 10 г натрий алкилбензолсульфоната (Сульфонол), 47,5 г Сульфоната. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.
Пример 3 (N 7 по табл.1). Готовят 7 г бинарной смеси, смешивая 5,83 г Na-КМЦ с 1,17 г ВПК-402. Через 5 часов в нее при постоянном перемешивании вводят 10 г воды, 10 г неионного ПАВ (Синтанол ДТ-7), 20 г этилового спирта, 10 г этиленгликоля, 15 г уайт-спирита, 15 г натрий алкилбензолсульфоната (Сульфонол), 13 г Волгоната. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.
Примеры 8-13 готовят аналогично. Соотношение компонентов указано в таблице 1.
Коэффициент нефтевытеснения и нефтевытесняющую способность определяли на модели пористой среды по экспресс-методике СибНИПИ. Составы при фиксированном давлении пропускали через термостатируемый насыпной керн, предварительно насыщенный водой и высоковязкой Узеньской нефтью с известной вязкостью и плотностью. Коэффициент нефтевытеснения КВ рассчитывался по формуле
КВ Vн2/Vн1,
где Vн2 объем нефти, вытесненной испытуемым составом из керна, мл;
Vн1 объем нефти, взятый для предварительного насыщения керна, мл.
КВ Vн2/Vн1,
где Vн2 объем нефти, вытесненной испытуемым составом из керна, мл;
Vн1 объем нефти, взятый для предварительного насыщения керна, мл.
Нефтевытесняющая способность состава НВС рассчитывалась по формуле
НВС Vн2/Vпор,
где Vпор предварительно определенный поровый объем керна, мл.
НВС Vн2/Vпор,
где Vпор предварительно определенный поровый объем керна, мл.
Гидравлические сопротивления при движении по трубам высоковязких нефтей определяли на трубчатом реометре разомкнутого типа с двумя оттарированными параллельными трубками. Испытуемый состав вводили в одну из трубок непосредственно в объем продавливаемой нефти. Расход нефти определяли при равном перепаде давления с помощью жидкостных расходомеров.
Гидродинамическую устойчивость периферийного кольцевого потока используемого состава определяли на том же приборе по длительности периодов релаксации и последействия, определяемых с момента прекращения введения в трубку реагента.
Эффективность защиты поверхностей от отложений АСПО определялась методом "холодного цилиндра" и рассчитывалась по формуле:
Э (m0 mi) 100%/m0,
где m0 масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" из контрольной пробы (без введения в нефть состава);
mi масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" в присутствии испытуемого состава.
Э (m0 mi) 100%/m0,
где m0 масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" из контрольной пробы (без введения в нефть состава);
mi масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" в присутствии испытуемого состава.
Стабилизирующая способность состава характеризовалась остаточным содержанием нефти в его водном 0,1%-ном растворе после введения в 1 л этого раствора 100 г нефти, дозированного механического диспергирования и семисуточного отстоя.
Содержание нефти в растворе определялось методом инфракрасной спектроскопии после удаления с поверхности раствора всплывшей нефти.
Как видно из приведенных в таблице 2 данных, дополнительное введение в состав бинарной смеси анионного и катионного полиэлектролитов молекулярной массы 40000-10000000 и этиленгликоля обеспечивает в отличие от прототипа улучшение коллекторских свойств и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта, а также повышает эффективность защиты поверхностей от АСПО, дает более значительное и длительное по сравнению с прототипом снижение гидравлических сопротивлений при движении высоковязкой нефти по трубам и предотвращает образование двухфазной водовоздушной системы при снижении пластового давления. Низкая стабилизирующая способность состава позволяет использовать его многократно, что способствует предотвращению загрязнения окружающей среды при проведении технологических операций интенсификации работ добывающих и нагнетательных скважин и трубопроводов.
Claims (2)
1. Состав для добычи и транспорта нефти, включающий неиогенное поверхностно-активное вещество, электролит, многоатомный спирт, углеводородный растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве электролита содержит бинарную смесь анионного полиэлектролита мол.м. 40000 5000000 с катионным полиэлектролитом мол.м. 600000 1000000, при их соотношении (3 5):1 по массе и дополнительно натрия алкилбензолсульфонат, натрия алкансульфонат и спирт этиловый или изопропиловый, при следующем соотношении компонентов, мас.
Неионное поверхностно-активное вещество 2 10
Бинарная смесь анионного полиэлектролита мол.м. 40000 5000000 с катионным полиэлектролитом мол.м. 600000 1000000 при их соотношении (3 - 5):1 по массе 1 7
Углеводородный растворитель 5 15
Спирт этиловый или изопропиловый 0,1 20
Многоатомный спирт 5 10
Вода 1 10
Натрия алкилбензолсульфонат 5 15
Натрия алкансульфонат Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве катионного полиэлектролита в бинарной смеси используют поли-N,N-диалкилN,N-диаллиламмонийхлорид (ВПК-402), сополимер N,N-диалкил, N,N-диаллимонийхлорид с акриловой кислотой (сополимер АТ-2), полиэтиленимин (ПЭИ), полимеры пиридиновой соли (ППС).
Бинарная смесь анионного полиэлектролита мол.м. 40000 5000000 с катионным полиэлектролитом мол.м. 600000 1000000 при их соотношении (3 - 5):1 по массе 1 7
Углеводородный растворитель 5 15
Спирт этиловый или изопропиловый 0,1 20
Многоатомный спирт 5 10
Вода 1 10
Натрия алкилбензолсульфонат 5 15
Натрия алкансульфонат Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве катионного полиэлектролита в бинарной смеси используют поли-N,N-диалкилN,N-диаллиламмонийхлорид (ВПК-402), сополимер N,N-диалкил, N,N-диаллимонийхлорид с акриловой кислотой (сополимер АТ-2), полиэтиленимин (ПЭИ), полимеры пиридиновой соли (ППС).
3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве анионного полиэлектролита в бинарной смеси используется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью этерификации от 0,4 до 1,2 (Na КМЦ), полиакрилат или полиметакрилат натрия (ПАК или ПМАК), полиакриламид (ПАА).
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93033118/03A RU2064953C1 (ru) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Состав для добычи и транспорта нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93033118/03A RU2064953C1 (ru) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Состав для добычи и транспорта нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93033118A RU93033118A (ru) | 1995-10-20 |
| RU2064953C1 true RU2064953C1 (ru) | 1996-08-10 |
Family
ID=20143911
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93033118/03A RU2064953C1 (ru) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Состав для добычи и транспорта нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2064953C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473584C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-01-27 | Юрий Александрович Беляев | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
-
1993
- 1993-06-24 RU RU93033118/03A patent/RU2064953C1/ru active IP Right Revival
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1609808, кл. C 09K 3/00, 90 г. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473584C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-01-27 | Юрий Александрович Беляев | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6035936A (en) | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations | |
| EP2561035B1 (en) | Process for the removal of deposits from an oil or gas well, and/or from the surface structures, and/or from the equipment connected therewith, and/or from hydrocarbon bearing formations | |
| CA2707263C (en) | Breaker fluids and methods of using the same | |
| US6904972B2 (en) | Fracturing with viscoelastic surfactant based fluid | |
| RU2729071C2 (ru) | Снижающие трение композиции, содержащие в составе высококонцентрированный солевой раствор | |
| RU2501829C2 (ru) | Стабилизирующие эмульсию агенты для применения в текучих средах для бурения и заканчивания скважин | |
| AU2013224373B2 (en) | Composition comprising an alkoxylated amine compound and a carboxylic acid compound, use thereof in water in oil emulsions and process using the composition as or as part of a drilling fluid | |
| CA2518000A1 (en) | Compositions for treating a well penetrating a subterranean formation and uses thereof | |
| CA2556919A1 (en) | Polymeric nanoemulsion as drag reducer for multiphase flow | |
| US20230035268A1 (en) | Nanoemulsions for use in subterranean fracturing treatments | |
| RU2367792C2 (ru) | Способ обработки пласта нефтяных месторождений | |
| RU2770200C2 (ru) | Композиции для повышения нефтеотдачи | |
| SA516371588B1 (ar) | طرق للكسح المسبق لمسارات خزان لإنتاجية أعلى من الموائع الهيدروكربونية | |
| RU2307860C2 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта | |
| EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
| RU2336292C1 (ru) | Состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти | |
| US20050049327A1 (en) | Drag reducing agents for multiphase flow | |
| CN105038752B (zh) | 一种用于高温油藏的复合驱油剂及复合驱油体系 | |
| US3604508A (en) | Use of oil-external micellar dispersions as plugging agents in subterranean formations | |
| RU2205198C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, интенсификации технологических процессов нефтедобычи и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти | |
| RU2064953C1 (ru) | Состав для добычи и транспорта нефти | |
| CA2329600A1 (en) | Fracturing fluid | |
| RU2001090C1 (ru) | Состав дл добычи и транспорта нефти | |
| RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
| RU2220999C1 (ru) | Состав для добычи и транспорта нефти и способ его получения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040625 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20070510 |