RU2662723C2 - Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений - Google Patents
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662723C2 RU2662723C2 RU2016131752A RU2016131752A RU2662723C2 RU 2662723 C2 RU2662723 C2 RU 2662723C2 RU 2016131752 A RU2016131752 A RU 2016131752A RU 2016131752 A RU2016131752 A RU 2016131752A RU 2662723 C2 RU2662723 C2 RU 2662723C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- paraffin
- solvent
- deposits
- removal
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 51
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 33
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Substances CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 16
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical group CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 42
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 102200110702 rs60261494 Human genes 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/52—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)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно - гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: гексан 65,0-80,0, реагент ОП-10 2,0-3,0, изобутанол 5,0-15,0, NaOH 0,08-0,12, О-ксилол 10,0-20,0. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 пр., 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах и магистральных нефтепроводах.
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2129583, кл. Е21В 37/06, С09К 3/00, опубл. 27.04.1999 г. ), использующийся для удаления АСПО из призабойной зоны пласта, выкидных линий, нефтесборных коллекторов и нефтепромыслового оборудования нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, содержащий, об.%: алифатические углеводороды - 36-78; ароматические углеводороды - 20-60; полярный неэлектролит - 0,5-4; поверхностно-активное вещество (ПАВ) - деэмульгатор - 0,01-1,0; регулятор рН - остальное. Растворяющая способность состава выше в 1,4-2,4 раза по сравнению с известными, причем для различных типов асфальтеносмолопарафиновых отложений при одновременном увеличении емкости растворения таких АСПО и обеспечении предотвращения их последующего осаждения.
Недостатком состава является низкая эффективность удаления АСПО в осложненных условиях, когда при высоких температурах отложения образуют плотный слой на поверхности металла нефтепромыслового оборудования, магистральных нефтепроводов, также указанный состав характеризуется недостаточной эффективностью растворения АСПО с большим содержанием парафинов с высокой молекулярной массой.
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2166563, кл. C23G 5/032, опубл. 10.05.2001 г. ), содержащий в качестве полярного неэлектролита смесь метанола или этанола 5-20, с алифатическими спиртами С3-C8 5-10, при их соотношении (1-2):1, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,01-1,0, регулятор рН 0,01-1,0, ароматические 20-40 и алифатические углеводороды - остальное.
Недостатком данного состава является недостаточная эффективность удаления АСПО при содержании в нем парафинов свыше 40%.
Известен состав для удаления АСПО (патент РФ №2183650, кл. С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 20.06.2002 г. ), содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, неионогенное и катионное ПАВ, дополнительно содержит растворитель - абсорбент-А-2 тяжелый при следующем соотношении ингредиентов, об.%: алифатические углеводороды 50-85, полярный неэлектролит 2-5, неионогенное ПАВ 1-2, катионное ПАВ 1-2, растворитель - абсорбент-А-2 тяжелый 7-22, ароматические углеводороды остальное.
Недостатком указанного известного состава является низкая эффективность удаления АСПО различного углеводородного состава с высоким содержанием парафинов.
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2546158, кл. С09К 8/524, Е21В 37/06, опубл. 10.04.2015 г. ), содержащий поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь алифатических и ароматических углеводородов, при этом в качестве поверхностно-активного вещества на основе полимера окиси этилена используют реагент ИТПС 806 марка Б, а в качестве углеводородного растворителя - реагент ИТПС 010 марка А, при следующем соотношении компонентов, мас. %: реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0, реагент ИТПС 010 марка А - остальное.
Недостатком данного состава является недостаточная эффективность удаления АСПО при содержании в нем парафинов свыше 40%, а также высокая стоимость состава.
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2165953, кл. С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 27.04.2001 г. ), принятый нами за прототип, содержащий: алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, неионогенное и катионное ПАВ, при следующем соотношении ингредиентов, об.%: алифатические углеводороды 25-85; полярный неэлектролит 2-5; неионогенное ПАВ 1-2; катионное ПАВ 1-2; ароматические углеводороды - остальное.
Недостатком указанного состава является относительно низкая эффективность удаления АСПО из добывающих скважин нефтяных месторождений, характеризующихся высоким содержанием смол, асфальтенов и высокомолекулярных парафинов.
Технической задачей изобретения является повышение растворяющей способности состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства.
Поставленная техническая задача решается составом для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим в качестве ароматических углеводородов - гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, причем в качестве неионогенного ПАВ применяется реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол, и дополнительно гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений поясняется следующими фигурами:
фиг. 1 - компоненты состава реагента;
фиг. 2 - эффективность применения растворителя в зависимости от температуры;
фиг. 3 - результаты оценки эффективности реагента.
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений осуществляется следующим образом.
Состав содержит реагент ОП-10 - неионогенное ПАВ. Поверхностно-активные вещества, вводимые в составы в количестве до 3%, повышают поверхностную активность растворителей и эффект диспергирования АСПО. Уменьшая поверхностное натяжение, раствор смачивает отложения, проникая в трещины и поры, при этом снижается сцепляемость частиц АСПО.
Реагент ОП-10 выпускается по ГОСТ 8433-81, является продуктом обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, относится к ПАВ неионогенного типа. Реагент ОП-10 представляет собой маслообразную вязкую жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета с плотностью 1,05 г/см3, хорошо растворимую в воде любой минерализации без образования осадка. Водный раствор ОП-10 0,1%-ной концентрации имеет рН=6-8 и сохраняет поверхностно-активные свойства при температуре до 90°С.
В качестве полярного неэлектролита используется изобутанол. Введение полярных неэлектролитов обеспечивает снижение деструкции неионогенных ПАВ, усиление «расклинивающего» эффекта и ускорение капиллярной пропитки АСПО.
Повышение эффективности удаления АСПО предлагаемым составом обеспечивается следующим механизмом его воздействия на отложения. При контактировании реагента с отложением процесс взаимодействия начинается на границе раздела растворитель - АСПО, поэтому в первую очередь химическому воздействию подвергаются смолы и асфальтены, расположенные на поверхности отложений, образующие каркас отложений. Разрушение каркасообразующих элементов происходит за счет действия ароматических углеводородов (О-ксилол), входящих в состав углеводородной части растворителя.
Механизм воздействия ПАВ в данном составе является традиционным, направленным на создание расклинивающего эффекта по отношению к АСПО, что увеличивает доступную для растворения площадь и эффективность удаления АСПО с поверхности оборудования.
Полярный неэлектролит обеспечивает распределение и удержание ПАВ в объеме состава и выполняет функцию сорастворителя. Использование в качестве полярного неэлектролита изобутанола позволит добиться более эффективного распределения ПАВ.
Дополнительное введение щелочных агентов обеспечивает растворение АСПО, предотвращение повторного осаждения и гидрофилизацию поверхности. В качестве щелочного агента был выбран NaOH.
При проведении лабораторных испытаний исследовали эффективность растворения АСПО предлагаемого состава с использованием методики СТП-03-153-2001 "Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО".
Эффективность растворителя оценивалась гравиметрическим методом в статических условиях на пробах скважинных отложений, отобранных с внутренней стенки насосно - компрессорных труб (НКТ).
Для определения эффективности растворителя исследуемый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, перемешивался до однородного состояния с последующим приготовлением из него шариков диаметром 10 мм. Образец взвешивался и помещался в заранее взвешенные корзинки из стальной сетки с размером ячейки 1,0×1,0 мм. Диаметр корзинки 20 мм, высота - 20 мм. Корзинки с образцом АСПО взвешивались с точностью до 0,005 г.
Корзинка с навеской АСПО помещалась в герметичную ячейку объемом 150 см3, куда наливался изучаемый растворитель в соотношении 10 г на 1 г АСПО, так, чтобы растворитель полностью покрывал образец АСПО. Растворитель взвешивался с точностью до 0,005 г. Через определенные промежутки времени корзинки извлекались из растворителя и выдерживались на воздухе до постоянства массы.
Через 24 часа содержимое ячейки отфильтровывалось с помощью воронки Бюхнера, а фильтр с остатком высушивался до постоянной массы. Далее определялась масса остатка на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком АСПО с точностью 0,005 г.
Масса фильтрата (растворителя и растворенной части АСПО) рассчитывалась с точностью 0,005 г по разности:
Gфильтрата=(GAСПО+Gp) - (Gф+Gкор)
где GAСПО - исходная масса образца АСПО с корзинкой;
Gp - масса растворителя;
Gф - масса остатка АСПО на фильтре;
Gкop - масса остатка АСПО на корзинке.
Масса АСПО, растворенного в растворителе (GРЧ), рассчитывалась с точностью 0,005 г по разности:
GРЧ=GAСПО - (Gф+Gкop),
где GAСПО - масса образца АСПО;
Gф - масса остатка АСПО на фильтре;
Gкор - масса остатка АСПО на корзинке;
GРЧ - масса АСПО, растворенных в растворителе.
При обработке результатов проводился расчет моющей, диспергирующей и растворяющей способностей растворителя по соответствующим формулам.
Моющая способность растворителя определяется как отношение разности между исходной и конечной массой АСПО к исходной массе образца в процентах:
где ЭМ - моющая способность растворителя;
GAСПО - масса образца АСПО;
Gкоp - масса остатка АСПО на корзинке.
Диспергирующая способность растворителя определяется как отношение массы остатка АСПО на фильтре к исходной массе образца АСПО:
где ЭД - диспергирующая способность растворителя;
GAСПО - масса образца АСПО;
Gф - масса остатка АСПО на фильтре.
Растворяющая способность растворителя определяется как отношение разности между массой разрушенных и диспрегированных отложений к массе взятого на анализ образца в процентах:
где ЭР - растворяющая способность растворителя;
GAСПО - масса образца АСПО;
Gф - масса остатка АСПО на фильтре;
Gкop - масса остатка АСПО на корзинке.
Эффективность растворителя АСПО (Э, %) оценивается по формуле:
где МAСПО - масса АСПО на стержне до проведения исследований;
МAСПО+раств - масса АСПО на стержне после проведения исследований.
Для подтверждения соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" и иллюстрации разработанного состава ниже приведены примеры его получения при различных концентрациях реагентов. Диапазон выбранных компонентов состава представлен на фиг.1.
Пример 1. Исследуемый образец АСПО нагревают до температуры размягчения, перемешивают до однородного состояния с последующим приготовлением из него шариков диаметром 10 мм. Корзинку с навеской АСПО помещают в герметичную ячейку объемом 150 см3. Далее готовят растворитель. К гексану (80,0%) добавляют О-ксилол (10,0%) и изобутанол (7,5%). К растворителю на основе гексана, О-ксилола и изобутанола приливают реагент ОП-10 (2,4%). После этого добавляют в растворитель на основе гексана, О-ксилола, изобутанола и неионогенного ПАВ ОП-10 щелочной агент NaOH (0,1%).
Пример 2 (предлагаемый). Образец АСПО, так же как по примеру 1, нагревают до размягчения, после этого приготавливают из расплавленного АСПО шарики диаметром 10 мм. Шарики помещают в стальные корзинки, затем корзинки опускают в герметичную колбу объемом 150 см3. Приготовление растворителя состояло в следующем: к гексану (65,0%) добавляли О-ксилол (17,0%) и изобутанол (15,0%). К растворителю на основе гексана, О-ксилола и изобутанола приливают реагент ОП-10 (2,2%). После этого добавляют в растворитель на основе гексана, О-ксилола и изобутанола и неионогенного ПАВ ОП-10 щелочной агент NaOH (0,8%).
Пример 3. Навеску АСПО нагревали до температуры размягчения, далее готовили шарики диаметром 10 мм. Навеску АСПО в виде шариков помещали в стальные корзинки, которые затем опускали в герметичные емкости объемом 150 см3. После этого готовили растворитель: гексан (65,0%), О-ксилол (17,0%), изобутанол (15,0%), неионогенный ПАВ ОП-10 (2,1%), щелочной агент едкий натр NaOH (0,9%). Все составляющие растворителя последовательно добавляли до получения однородной жидкости.
Как показали результаты исследований пример 2 оказался наиболее эффективным по сравнению с примером 1 и примером 3.
По результатам исследования был выявлен оптимальный состав реагента растворителя АСПО парафинистого типа, который описан в примере 2.
Далее исследования проводились для оптимального состава реагента растворителя АСПО по примеру 2.
Исследование влияния температуры на эффективность растворителя проводилось при температурах 37, 45, 50 и 55°С. Результаты исследования приведены на фиг.2.
Также были определены основные параметры эффективности при 20°С: моющая, диспергирующая и растворяющая способности (фиг. 3).
Установлено, что повышение эффективности до полного растворения достигается при температуре 53°, а оптимальное время обработки составляет около 6 часов.
Согласно фиг. 2 и 3 установлено, что разработанный растворитель повышает растворяющую, диспергирующую и моющую способности состава.
Технический результат - повышение растворяющей, диспергирующей, моющей способностей состава при высоких температурах в отношении АСПО, а именно удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта, удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Применение предложенного состава позволит повысить эффективность борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, увеличить межремонтный период скважин и пропускную способность трубопроводов, а значит рентабельность работы скважин и трубопроводов.
Claims (2)
- Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий в качестве ароматических углеводородов - гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, отличающийся тем, что состав содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно включает гидроксид натрия -NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
Гексан 65,0-80,0 Реагент ОП-10 2,0-3,0 Изобутанол 5,0-15,0 NaOH 0,08-0,12 О-ксилол 10,0-20,0
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016131752A RU2662723C2 (ru) | 2016-08-01 | 2016-08-01 | Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016131752A RU2662723C2 (ru) | 2016-08-01 | 2016-08-01 | Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016131752A RU2016131752A (ru) | 2018-02-06 |
| RU2662723C2 true RU2662723C2 (ru) | 2018-07-27 |
Family
ID=61174141
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016131752A RU2662723C2 (ru) | 2016-08-01 | 2016-08-01 | Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662723C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090562A (en) * | 1973-12-07 | 1978-05-23 | Union Oil Company Of California | Method and solvent composition for stimulating the production of oil from a producing well |
| RU2129583C1 (ru) * | 1998-09-08 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2165953C1 (ru) * | 1999-12-28 | 2001-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2166563C1 (ru) * | 1999-12-02 | 2001-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2183650C1 (ru) * | 2001-05-25 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| US7670993B2 (en) * | 2005-03-29 | 2010-03-02 | Dyer Richard J | Method for simultaneous removal of asphaltene, and/or paraffin and scale from producing oil wells |
-
2016
- 2016-08-01 RU RU2016131752A patent/RU2662723C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090562A (en) * | 1973-12-07 | 1978-05-23 | Union Oil Company Of California | Method and solvent composition for stimulating the production of oil from a producing well |
| RU2129583C1 (ru) * | 1998-09-08 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2166563C1 (ru) * | 1999-12-02 | 2001-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2165953C1 (ru) * | 1999-12-28 | 2001-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2183650C1 (ru) * | 2001-05-25 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| US7670993B2 (en) * | 2005-03-29 | 2010-03-02 | Dyer Richard J | Method for simultaneous removal of asphaltene, and/or paraffin and scale from producing oil wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016131752A (ru) | 2018-02-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2010292168B2 (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| 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 | |
| US8372788B2 (en) | Styrylphenol alkoxylate sulfate as a new surfactant composition for enhanced oil recovery applications | |
| Santos et al. | Factors that affect crude oil viscosity and techniques to reduce it: A review | |
| WO2007011475A1 (en) | Middle phase micro emulsions and process of making and using the same | |
| RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| EA015626B1 (ru) | Разделяющие композиции и способы их применения | |
| RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| RU2307860C2 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта | |
| RU2309979C1 (ru) | Моющее средство "пан" для очистки поверхности от органических загрязнений (варианты) и способ его использования для очистки скважин, трубопроводов и емкостей от осадков нефтепродуктов и их отложений | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| MX2012000253A (es) | Composicion de surfactantes biodegradables para la separacion de impurezas de hidrocarburos. | |
| RU2662723C2 (ru) | Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
| TW201728616A (zh) | 充當增強型油回收應用之新穎可再生界面活性劑組成物的烷氧化－硫酸化腰果殼液 | |
| CA2986633A1 (en) | Method for environmentally acceptable treatment of emulsions in chemically enhanced oil recovery operations | |
| RU2632845C1 (ru) | Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2386666C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов | |
| RU2652236C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ | |
| CA1152851A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising a polyether polyol | |
| CN106007296B (zh) | 一种含油污泥的处理方法 | |
| RU2244100C1 (ru) | Гидрофилизирующий состав для предотвращения отложения парафина | |
| RU2166563C1 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
| RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
| SU1495354A1 (ru) | Состав дл борьбы со смолопарафиновыми отложени ми в нефтепромысловом оборудовании |