RU2579071C1 - Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений - Google Patents

Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений Download PDF

Info

Publication number
RU2579071C1
RU2579071C1 RU2015108409/05A RU2015108409A RU2579071C1 RU 2579071 C1 RU2579071 C1 RU 2579071C1 RU 2015108409/05 A RU2015108409/05 A RU 2015108409/05A RU 2015108409 A RU2015108409 A RU 2015108409A RU 2579071 C1 RU2579071 C1 RU 2579071C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
additive
solvent
corrosion
inhibitor
quaternary ammonium
Prior art date
Application number
RU2015108409/05A
Other languages
English (en)
Inventor
Михаил Константинович Рогачев
Иван Александрович Стручков
Савелий Яковлевич Нелькенбаум
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"
Priority to RU2015108409/05A priority Critical patent/RU2579071C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2579071C1 publication Critical patent/RU2579071C1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений содержит активную часть, присадку и растворитель. В качестве активной части используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания, неионогенное поверхностно-активное вещество и низкомолекулярную кислоту (С1-С4), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) - 10-60, присадка - 1-15, растворитель - остальное, при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%: четвертичное аммониевое основание - 55-100, неионогенное поверхностно-активное вещество - 0-35, низкомолекулярная кислота (С1-С4) - 0-10. Результатом является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях.
Известен ингибитор углекислотной коррозии стали (Патент RU №2415970, опубл. 10.04.2011 г.), представляющий собой 4-метил-2,6-ди-(11-метил-21-бутенил)анилин.
Однако указанный ингибитор не обладает высокой степенью защиты в минерализованной водной фазе водонефтяных эмульсий, а также не защищает оборудование от образования асфальтосмолопарафиновых отложений.
Также известен ингибитор коррозии стали в минерализованной водной фазе водно-нефтяных эмульсий (Патент RU №2452795, опубл. 10.06.2012 г.), состоящий из аммиака водного или жидкого аммиака, аллила хлористого или металлила хлористого, формалина или параформальдегида и водорастворимого спирта, или воды.
Недостатком данного ингибитора является то, что он не защищает оборудование от образования асфальтосмолопарафиновых отложений.
Известен состав для предотвращения гидратных и парафиновых отложений и коррозии (Патент RU №2468059, опубл. 27.11.2012 г.), состоящий из поверхностно-активного вещества, метанола, отхода производства полиэтиленовых изделий на основе циклогексанона или масла ПОД очищенного, по крайней мере одного из: моно-, ди- или триэтаноламина, по крайней мере одного из: гомо-, со-, терполимера пироллидона, капролактама, акрилата, акриламида, а также гидроксиэтилцеллюлозы, формалина в смеси его с метанолом при объемном соотношении 1:1-4 соответственно.
Однако указанный состав не обладает высокой степенью защиты в минерализованной водной среде в условиях высоких температур, а также в водной фазе водонефтяных эмульсий.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому служит ингибитор комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений и коррозии (Патент RU №2481371, опубл. 10.05.2013 г.), принятый в качестве прототипа, состоящий из четвертичной аммониевой соли алкилимидазолина растительного масла и бензилхлорида и смеси спиртовых и углеводородных соединений.
Недостатком указанного ингибитора является его низкая эффективность в минерализованной водной среде в условиях высоких температур.
Техническим результатом от использования заявляемого состава является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях.
Технический результат достигается тем, что в качестве активной части, представляющей собой смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами, используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания общей формулы R1,R2,R3,R4N+OH-, где R1, R2, R3 и R4 - одинаковые или различные алкильные или арильные радикалы, выбранные из группы метил, этил и толил, неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют оксиэтилированный алкилфенол марки Неонол АФ 9-12, 9-10, и низкомолекулярную кислоту (С1-С4), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) 10-60
присадка 1-15
растворитель остальное
при следующем соотношении компонентов в присадке, мас. %:
четвертичное аммониевое основание 55-100
неионогенное поверхностно-активное вещество 0-35
низкомолекулярная кислота (С1-С4) 0-10
Углеводородные соединения выбраны из группы кислородсодержащие эфиро-альдегидные фракции, бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты или их смеси, а спиртовые соединения выбраны из группы метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол или их смеси.
Таким образом, заявляемым составом является ингибитор, включающий в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
1. Активная часть (смесь продукта реакции аминов (и) или аминоспиртов с жирными кислотами) - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) по ТУ 2458-001-22650721-2009 с изм. 1.
2. Присадка - смесь четвертичных аммониевых оснований общей формулы R1,R2,R3,R4N+OH-, где R1, R2, R3 и R4 - одинаковые или различные алкильные или арильные радикалы, выбранные из группы метил, этил и толил, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол марки Неонол АФ 9-12, 9-10 (по ТУ 2483-077-05766801-98) и низкомолекулярная кислота (С1-С4) - уксусная (по ТУ 2431-016-47532879-2010), муравьиная (пищевая добавка Е236).
3. Растворитель - смесь спиртовых и углеводородных соединений. Углеводородные соединения выбраны из группы: кислородсодержащие эфироальдегидные фракции, бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты или их смеси, а спиртовые соединения выбраны из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол или их смеси.
Испытания защитного действия заявляемой композиции в качестве ингибитора коррозии стали проводили в лабораторных условиях на модели минерализованной воды (ММВ) и на водонефтяной эмульсии гравиметрическим методом анализа в условиях экспозиции при 80°C в течение 7 суток в соответствии с ГОСТ 9.502-82 и ГОСТ 9.506-87. В качестве образцов-свидетелей использовали образцы стали марки ст.20 по ГОСТ 16523-97. Водные дисперсии ИК приготавливались на основе предлагаемого ингибитора и ингибитора-прототипа.
При приготовлении водных дисперсий ингибиторов коррозии в испытуемых средах использовались следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
- ингибитор-прототип - 20%-ный раствор четвертичной аммониевой соли алкилимидазолина растительного масла и бензилхлорида и смеси спиртовых и углеводородных соединений;
- ингибитор заявляемого состава;
- в качестве модели минерализованной воды использовали водно-солевую смесь состава, г/л: NaCl - 15,96; CaCl2 - 1,77; MgCl2·6Н2О - 1,06; NaHCO3 - 0,22;
- в качестве водонефтяной эмульсии использовали смесь: модель минерализованной воды и модель нефти в соотношении 90:10;
- в качестве модели нефти водонефтяной эмульсии использовали смесь: керосин, n-октан и ортоксилол в соотношении 1:1:1 (с целью создания состава близкого по компонентам к реальной нефти).
Приготовление водной дисперсии ингибитора коррозии в водонефтяной эмульсии проводили следующим образом: в два стеклянных сосуда, снабженных перемешивающим устройством, заливали модель нефти и модель минерализованной воды в предусмотренном соотношении, перемешивали в течение 5 минут со скоростью, обеспечивающей образование эмульсии. В один из сосудов дозировали исследуемый ингибитор и продолжали перемешивание в обоих сосудах в течение 30 минут, после чего эмульсию отстаивали до разделения фаз.
Порядок проведения испытаний следующий.
Поверхность металлических пластин подготавливалась по ГОСТ 9.502-82. Обезжиренные и высушенные до постоянного веса (с точностью до 0,0001 г) образцы из стали марки ст.20 помещали в лабораторные колбы объемом 250 мл (по три образца в каждую колбу) с модельными средами на 7 суток при 80°C. Колебания температуры не превышали (±) 2°C. Испытания проводились в статических условиях в трех параллельных сериях. Ингибитор дозировался в коррозионно-активную среду до установки образцов-свидетелей. Концентрация ингибитора в модельной среде менялась от 20 до 50 мг/л.
По истечении времени экспонирования образцы обрабатывали согласно ГОСТ 9.502-82 и сушили до постоянного веса. Далее образцы взвешивали с точностью до 0,0001 г.
Скорость коррозии в г/(м2ч), эффективность защитного действия ингибитора в % определяли в соответствии с формулами (1) и (2):
Figure 00000001
где m0 - масса исходного образца металлической пластины до испытания, г;
m - масса образца металлической пластины после испытания и удаления продуктов коррозии, г;
S - площадь поверхности образца металлической пластины, м2
τ - продолжительность испытания, ч.
Figure 00000002
где Km - скорость коррозии металла в коррозионной среде, не содержащей ингибитора, г/(м2ч);
Figure 00000003
- скорость коррозии металла в тех же условиях, но при наличии в среде ингибитора, г/(м2ч).
Статистическую обработку результатов испытаний проводили по ГОСТ 9.502-82. Результаты сравнительных испытаний представлены в таблице 1.
Figure 00000004
Figure 00000005
Испытания защитного действия заявляемой композиции в качестве ингибитора АСПО проводили в лабораторных условиях на глубинной пробе нефти плотностью 834 кг/м3 с содержанием смол 4,7% масс., асфальтенов 1,5% масс. и парафинов 4,9% масс.
Эффективность реагентов (заявляемого состава и ингибитора-прототипа) как ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений определялась двумя независимыми методами (метод рассеяния света и микроскопия под высоким давлением с программным гранулометрическим анализом).
Порядок проведения испытаний следующий.
В установку, предназначенную для изучения процессов образования твердых органических частиц в пластовом флюиде с моделированием термобарических условий, переводилась глубинная проба нефти из цилиндра-накопителя поршневого типа при пластовом давлении (18,4 МПа) и температуре (80°C). Проба нефти выдерживалась в данных условиях в установке при постоянном перемешивании до гомогенизации. Наступление гомогенности определялось по системам записи PVT-параметров и оптической плотности флюида, расположенным в установке. Затем с шагом
2°C в 15 мин понижалась температура в изобарических условиях. На каждой температурной ступени записывались данные энергии проходящего излучения лазера через слой образца нефти (метод рассеяния света) и количество и размеры вновь образованной твердой фазы (микроскопия под высоким давлением). Совместное использование двух независимых методов исследования применяется для повышения точности определения условий образования органических отложений в образце глубинной пробы нефти. Определялась температура насыщения нефти парафином. Затем проба нефти нагревалась до 80°C в соответствии с ОСТ 153-39.2-048-2003. Производилось дозирование заявляемого ингибитора в концентрации 2% от массы нефти. После наступления гомогенности флюида эксперимент повторялся. Аналогичные эксперименты проводились с ингибитором-прототипом в той же концентрации. Оценка эффективности составов осуществлялась по снижению температуры насыщения нефти парафином. Результаты испытаний приведены в таблице 2.
Figure 00000006
Сущность заявляемого изобретения иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения.
Пример 1. Состав готовят путем простого компаундирования расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Готовят растворитель смешиванием метанола и толуола в равных пропорциях. В растворитель вводят активную часть - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), четвертичное аммониевое основание -гидроксид тетраметиламмония, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - Неонол АФ 9-10, низкомолекулярную кислоту - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, % масс.: активная часть - 10, четвертичное аммониевое основание - 8, НПАВ - 5, низкомолекулярная кислота - 2, растворитель - 75. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут до однородной массы при комнатной температуре.
Пример 2. Готовят растворитель смешиванием этилбензола и этанола в равных пропорциях. В растворитель вводят активную часть - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), четвертичное аммониевое основание - гидроксид тетраэтиламмония при следующем соотношении компонентов, % масс.: активная часть - 60, четвертичное аммониевое основание - 1, растворитель - 39. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут до однородной массы при комнатной температуре.
Пример 3. Готовят растворитель смешиванием бутанола и ксилола в равных пропорциях. В растворитель вводят активную часть - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), четвертичное аммониевое основание - гидроксид тетраметиламмония, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - Неонол АФ 9-12, низкомолекулярную кислоту - муравьиную кислоту при следующем соотношении компонентов, % масс.: активная часть - 30, четвертичное аммониевое основание - 5, НПАВ - 2, низкомолекулярная кислота - 1, растворитель - 62. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут до однородной массы при комнатной температуре.
Испытания эффективности защитного действия полученной композиции в качестве ингибитора коррозии стали проводили по вышеописанной методике.
В модели минерализованной воды скорость коррозии без ингибитора составляет 0,105 г/м2ч, а в присутствии 50 мг/л заявляемой композиции - 0,015 г/м2ч.
Степень защиты от коррозии в указанных условиях составляет 85,5%.
В таблице 1 представлены остальные примеры испытания заявляемой композиции в качестве ингибитора коррозии стали. Примеры приготовления композиций заявляемого состава приведены в таблице 3.
Figure 00000007
Пример 4. Испытания эффективности защиты от коррозии прототипом проводили аналогично примеру 3. Скорость коррозии стали в модели минерализованной воды составляет 0,105 г/м2ч без реагента и 0,045 г/м2ч в присутствии 50 мг/л прототипа. Степень защиты в указанных условиях составляет 56,8%.
Наиболее высокая эффективность защиты наблюдается при концентрации активной части в композиции 30% масс., четвертичного аммониевого основания - 5% масс., НПАВ - 2% масс, низкомолекулярной кислоты - 1% масс. При снижении содержания активной части в композиции до 10% масс., повышении содержания четвертичного аммониевого основания до 8% масс., НПАВ до 5% масс., низкомолекулярной кислоты до 2% масс. эффективность защиты резко уменьшается, а при повышении содержания активной части в композиции до 60% масс., снижении содержания четвертичного аммониевого основания до 1% масс. эффективность защиты не увеличивается существенно. Наиболее высокая эффективность достигается при концентрации заявляемой композиции 40-50 мг/л. При понижении концентрации композиции ниже 30 мг/л наблюдается резкое снижение степени защиты.
Преимущества заявляемой композиции в качестве ингибитора коррозии стали по сравнению с прототипом состоят в следующем.
1. Высокий защитный эффект заявляемой композиции (67,5-85,5%) по сравнению с прототипом (39,1-56,8%).
2. Снижение скорости коррозии стали в присутствии заявляемой композиции в 3,1-7,0 раз, а в присутствии прототипа - 1,6-2,3 раза.
3. Эффективными дозировками заявляемой композиции являются 40-50 мг/л (защитный эффект 82,9-85,5%), а в прототипе даже при дозировках 50 мг/л защитный эффект не превышает 56,8%.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что заявляемый состав обладает высоким антикоррозионным эффектом в минерализованной воде и минерализованной водной фазе водонефтяной эмульсии в высокотемпературных условиях.
Преимущество заявляемой композиции в качестве ингибитора АСПО по сравнению с прототипом состоит в следующем.
Снижение температуры насыщения глубинной пробы нефти парафином в присутствии заявляемой композиции на 1,2°C, а в присутствии прототипа на 1,0°C.
Применение предлагаемой композиции позволяет одновременно эффективно ингибировать образование высокомолекулярных отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования и коррозию стали.

Claims (2)

1. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий активную часть, присадку и растворитель, отличающийся тем, что в качестве активной части, представляющей собой смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами, используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания общей формулы R1,R2,R3,R4N+OH-, где R1, R2, R3 и R4 - одинаковые или различные алкильные или арильные радикалы, выбранные из группы метил, этил и толил, неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют оксиэтилированный алкилфенол марки Неонол АФ 9-12, 9-10, и низкомолекулярную кислоту (С1-С4), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) 10-60 присадка 1-15 растворитель остальное

при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%:
четвертичное аммониевое основание 55-100 неионогенное поверхностно-активное вещество 0-35 низкомолекулярная кислота (С1-С4) 0-10.
2. Ингибитор по п.1, отличающийся тем, что углеводородные соединения выбраны из группы: кислородсодержащие эфироальдегидные фракции, бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты или их смеси, а спиртовые соединения выбраны из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол или их смеси.
RU2015108409/05A 2015-03-11 2015-03-11 Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений RU2579071C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015108409/05A RU2579071C1 (ru) 2015-03-11 2015-03-11 Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015108409/05A RU2579071C1 (ru) 2015-03-11 2015-03-11 Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2579071C1 true RU2579071C1 (ru) 2016-03-27

Family

ID=55657027

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015108409/05A RU2579071C1 (ru) 2015-03-11 2015-03-11 Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2579071C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2632845C1 (ru) * 2016-10-18 2017-10-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2224778C1 (ru) * 2002-11-11 2004-02-27 Институт химии нефти СО РАН Ингибирующая присадка комплексного действия
RU2244101C1 (ru) * 2004-04-09 2005-01-10 Открытое акционерное общество "НАПОР" Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, обладающий эффектом ингибирования коррозии нефтепромыслового оборудования
RU2481371C1 (ru) * 2011-11-17 2013-05-10 Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок" Ингибитор комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений и коррозии
RU2495231C1 (ru) * 2012-03-22 2013-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ промывки скважин с поглощающими пластами
RU2525399C1 (ru) * 2013-09-17 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2224778C1 (ru) * 2002-11-11 2004-02-27 Институт химии нефти СО РАН Ингибирующая присадка комплексного действия
RU2244101C1 (ru) * 2004-04-09 2005-01-10 Открытое акционерное общество "НАПОР" Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, обладающий эффектом ингибирования коррозии нефтепромыслового оборудования
RU2481371C1 (ru) * 2011-11-17 2013-05-10 Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок" Ингибитор комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений и коррозии
RU2495231C1 (ru) * 2012-03-22 2013-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ промывки скважин с поглощающими пластами
RU2525399C1 (ru) * 2013-09-17 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2632845C1 (ru) * 2016-10-18 2017-10-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2562974C2 (ru) Композиция и способ снижения агломерации гидратов
US6180683B1 (en) Synergistic mixtures of alkylphenol-formaldehyde resins with oxalkylated amines as asphaltene dispersants
WO2012082815A2 (en) Composition and method for reducing hydrate agglomeration
AU2015374274B2 (en) Low dose gas hydrate inhibitor compositions
BR112020003198B1 (pt) Polímero
EA016299B1 (ru) Способ обработки материала, содержащего воск
US20160222278A1 (en) Encapsulated Production Chemicals
US12037539B2 (en) Alkyl lactone-derived hydroxyamides and alkyl lactone-derived hydroxyesters for the control of natural gas hydrates
Pereira et al. Crude oil desalting process
RU2495090C2 (ru) Обладающая синергическим действием добавка для процесса экстракции, состоящая из смеси кислот, и способ ее применения
Palermo et al. Development of multifunctional formulations for inhibition of waxes and asphaltenes deposition
WO2019006004A1 (en) WAX INHIBITOR COMPOSITIONS IN WINTER CONDITIONS FOR PETROLEUM FLUIDS
RU2579071C1 (ru) Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений
Kailey et al. Effects of crosslinking in demulsifiers on their performance
US2548630A (en) Method of preventing corrosion in pipe-line transportation of refined petroleum oils
RU2771022C2 (ru) Хладостойкие присадки, понижающие температуру застывания
RU2115682C1 (ru) Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых и парафино-гидратных отложений
AU2015380352A1 (en) Use of anti-agglomerants in high gas to oil ratio formations
RU2632845C1 (ru) Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений
RU2603315C1 (ru) Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений
RU2250246C1 (ru) Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений
RU2627355C1 (ru) Противотурбулентная присадка с антикоррозионными свойствами
RU2717859C1 (ru) Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений
RU2558359C1 (ru) Депрессорная присадка для парафинистых нефтей и предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений
RU2720435C1 (ru) Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200312